BR112023006604B1

BR112023006604B1 - METHOD FOR PREDICTING DRILLING FLUID VISCOSITY AND SYSTEM FOR PREDICTING DRILLING FLUID VISCOSITY

Info

Publication number: BR112023006604B1
Application number: BR112023006604-2A
Authority: BR
Inventors: Xiangnan YE; Dale E. Jamison
Original assignee: Halliburton Energy Services, Inc.
Priority date: 2020-11-19
Filing date: 2020-11-20
Publication date: 2025-10-28

Abstract

MÉTODO PARA PREDIZER A VISCOSIDADE DO FLUIDO DE PERFURAÇÃO E SISTEMA PARA PREDIZER A VISCOSIDADE DO FLUIDO DE PERFURAÇÃO. Um sistema e método para adquirir e processar medições de viscosidade de ponto único em operações de poço para predizer curvas de fluxo, por exemplo, para fluxo de lama, para monitorar e predizer a viscosidade do fluxo de fluido, a fim de identificar condições anormais para tomar medidas remediadoras.METHOD FOR PREDICTING DRILLING FLUID VISCOSITY AND SYSTEM FOR PREDICTING DRILLING FLUID VISCOSITY. A system and method for acquiring and processing single-point viscosity measurements in well operations to predict flow curves, for example, for mud flow, to monitor and predict fluid flow viscosity in order to identify abnormal conditions and take remedial measures.

Description

TECHNICAL FIELD

[0001] Esta divulgação refere-se, em geral, ao monitoramento e predição da reologia da lama para operações de poço e, mais particularmente, ao monitoramento e predição da reologia da lama para operações de poço, incluindo em tempo real em condições de fundo de poço em alta temperatura e pressão para predição da viscosidade da lama, entre outras funcionalidades.[0001] This disclosure refers, in general, to mud rheology monitoring and prediction for well operations and, more particularly, to mud rheology monitoring and prediction for well operations, including real-time monitoring and prediction under high temperature and pressure downhole conditions for mud viscosity prediction, among other functionalities.

FUNDAMENTALS

[0002] Sem limitar o escopo da presente divulgação, seu histórico será descrito com referência a um ambiente usado para preparação de poços para produção de fluido a partir de uma formação subterrânea contendo hidrocarbonetos, como um exemplo. Recursos naturais, como petróleo ou gás, que residem em uma formação subterrânea podem ser recuperados perfurando um furo de poço que penetra na formação. Uma variedade de fluidos pode ser usada tanto na perfuração quanto na completação do poço e na recuperação de recursos. Fluidos de exemplo incluem fluidos de perfuração, também chamados de lama, que podem ser bombeados para o furo de poço durante a perfuração e operações semelhantes podem ser usadas para melhorar a recuperação de petróleo ou gás natural.[0002] Without limiting the scope of this disclosure, its history will be described with reference to an environment used for preparing wells for fluid production from a subsurface formation containing hydrocarbons, as an example. Natural resources, such as oil or gas, residing in a subsurface formation can be recovered by drilling a wellbore that penetrates the formation. A variety of fluids can be used in both drilling and well completion and resource recovery. Example fluids include drilling fluids, also called mud, which can be pumped into the wellbore during drilling, and similar operations can be used to enhance oil or natural gas recovery.

[0003] Durante a completação de um poço que atravessa uma formação subterrânea contendo hidrocarbonetos, ou durante operações de limpeza de fundo de poço, mudanças no conteúdo ou caráter do fluxo de fluido podem ter impactos na eficiência ou segurança das operações. A detecção de eventos de densidade de fluido ou mudanças de viscosidade são úteis para alertar os operadores para monitoramento ou alteração de parâmetros operacionais, como, por exemplo, velocidade de perfuração, para maior segurança ou aumento da produção.[0003] During the completion of a well traversing an underground formation containing hydrocarbons, or during downhole cleaning operations, changes in the content or character of the fluid flow can impact the efficiency or safety of operations. Detecting fluid density events or viscosity changes is useful for alerting operators to monitor or alter operational parameters, such as drilling speed, for greater safety or increased production.

[0004] A detecção e predição em tempo real aprimoradas da viscosidade do fluido de perfuração durante as operações de poço, como para prever a viscosidade normal do fluido de perfuração em condições operacionais ou alertar o gerenciamento de operações quando a viscosidade anormal do fluido de perfuração foi detectada, é benéfica para operações gerais de perfuração de poços, como para tomar ações corretivas.[0004] Enhanced real-time detection and prediction of drilling fluid viscosity during well operations, such as predicting normal drilling fluid viscosity under operating conditions or alerting operations management when abnormal drilling fluid viscosity has been detected, is beneficial for overall well drilling operations, such as for taking corrective actions.

BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[0005] Para uma compreensão mais completa das características e vantagens da presente divulgação, é feita referência agora à descrição detalhada juntamente com as figuras anexas nas quais os numerais correspondentes nas diferentes figuras referem-se às partes correspondentes e nas quais:[0005] For a fuller understanding of the features and advantages of the present disclosure, reference is now made to the detailed description together with the accompanying figures in which the corresponding numerals in the different figures refer to the corresponding parts and in which:

[0006] A Figura 1 é uma ilustração geral de um exemplo de sistema de perfuração de poço empregando detecção e predição de viscosidade em tempo real, de acordo com os princípios da presente divulgação;[0006] Figure 1 is a general illustration of an example of a well drilling system employing real-time viscosity detection and prediction, in accordance with the principles of this disclosure;

[0007] A Figura 2 é uma ilustração de um sensor ressonante para medir a densidade e a viscosidade do fluido, de acordo com uma modalidade da presente divulgação;[0007] Figure 2 is an illustration of a resonant sensor for measuring fluid density and viscosity, according to an embodiment of the present disclosure;

[0008] A Figura 3 é um fluxograma para determinar os parâmetros do modelo Casson, de acordo com os princípios da presente divulgação;[0008] Figure 3 is a flowchart for determining the parameters of the Casson model, according to the principles of this disclosure;

[0009] A Figura 4 é um gráfico que ilustra uma comparação de dados Fann 35 adquiridos em laboratório para lamas à base de óleo com 11 ppg e predições usando um sistema em tempo real, como mostrado, por exemplo, nas Figs. 1 e 2, de acordo com os princípios da presente divulgação;[0009] Figure 4 is a graph illustrating a comparison of laboratory-acquired Fann 35 data for oil-based slurries with 11 ppg and predictions using a real-time system, as shown, for example, in Figs. 1 and 2, in accordance with the principles of this disclosure;

[00010] A Figura 5 é um gráfico que ilustra uma comparação de dados Fann 35 adquiridos em laboratório para lamas à base de óleo com 14 ppg e predições da mesma lama usando um sistema em tempo real, como mostrado, por exemplo, nas Figs. 1 e 2, de acordo com os princípios da presente divulgação;[00010] Figure 5 is a graph illustrating a comparison of laboratory-acquired Fann 35 data for oil-based slurries with 14 ppg and predictions of the same slurry using a real-time system, as shown, for example, in Figs. 1 and 2, in accordance with the principles of this disclosure;

[00011] A Figura 6 é um gráfico que ilustra uma comparação de dados Fann 35 adquiridos em laboratório para lamas à base de óleo com 14 ppg e predições da mesma lama usando um sistema em tempo real, como mostrado, por exemplo, nas Figs. 1 e 2, de acordo com os princípios da presente divulgação, de acordo com os princípios da presente divulgação;[00011] Figure 6 is a graph illustrating a comparison of laboratory-acquired Fann 35 data for oil-based slurries with 14 ppg and predictions of the same slurry using a real-time system, as shown, for example, in Figs. 1 and 2, in accordance with the principles of the present disclosure;

[00012] A Fig. 7 é um fluxograma mostrando as etapas de uso do sistema de perfuração de furo de poço empregando detecção e predição de viscosidade em tempo real de, por exemplo, Figs. 1 e 2, de acordo com os princípios da presente divulgação.[00012] Fig. 7 is a flowchart showing the steps for using the wellbore drilling system employing real-time viscosity detection and prediction of, for example, Figs. 1 and 2, in accordance with the principles of this disclosure.

[00013] A Fig. 8 é um exemplo de diagrama de blocos de uma unidade de processamento central configurada de acordo com os princípios da presente divulgação.[00013] Fig. 8 is an example of a block diagram of a central processing unit configured in accordance with the principles of this disclosure.

DETAILED DESCRIPTION

[00014] Na seguinte descrição detalhada das modalidades ilustrativas, é feita referência aos desenhos anexos que fazem parte deste documento. Essas modalidades são descritas com detalhes suficientes para permitir que os versados na técnica pratiquem o assunto divulgado, e entende-se que outras modalidades podem ser utilizadas e que alterações estruturais, mecânicas, elétricas e químicas lógicas podem ser feitas sem sair do espírito ou escopo da divulgação. Para evitar detalhes desnecessários para permitir que os versados na técnica pratiquem as modalidades aqui descritas, a descrição pode omitir certas informações conhecidas pelos versados na técnica. A descrição detalhada a seguir não deve, portanto, ser tomada em sentido limitativo e o escopo das modalidades ilustrativas é definido apenas pelas reivindicações anexas.[00014] In the following detailed description of the illustrative embodiments, reference is made to the accompanying drawings which form part of this document. These embodiments are described in sufficient detail to enable those skilled in the art to practice the disclosed subject matter, and it is understood that other embodiments may be used and that logical structural, mechanical, electrical and chemical alterations may be made without departing from the spirit or scope of the disclosure. To avoid unnecessary detail to enable those skilled in the art to practice the embodiments described herein, the description may omit certain information known to those skilled in the art. The detailed description that follows should therefore not be taken in a limiting sense and the scope of the illustrative embodiments is defined only by the appended claims.

[00015] Como utilizado neste documento, as formas singulares “um”, “uma” e “o” destinam-se a incluir também as formas plurais, a menos que o contexto indique claramente o contrário. Será ainda entendido que os termos “compreendem” e/ou “compreendendo”, quando usados neste relatório descritivo e/ou nas reivindicações, especificam a presença de recursos, etapas, operações, elementos e/ou componentes declarados, mas não impede a presença ou adição de um ou mais outros recursos, etapas, operações, elementos, componentes e/ou grupos dos mesmos. Além disso, as etapas e componentes descritos nas modalidades e figuras acima são meramente ilustrativas e não implicam que, qualquer etapa ou componente específico, seja um requisito de uma modalidade reivindicada.[00015] As used in this document, the singular forms “a”, “an” and “the” are intended to include plural forms as well, unless the context clearly indicates otherwise. It will also be understood that the terms “comprise” and/or “comprising”, when used in this descriptive report and/or in the claims, specify the presence of declared features, steps, operations, elements and/or components, but do not preclude the presence or addition of one or more other features, steps, operations, elements, components and/or groups thereof. Furthermore, the steps and components described in the embodiments and figures above are merely illustrative and do not imply that any specific step or component is a requirement of a claimed embodiment.

[00016] A menos que especificado de outra forma, qualquer uso de qualquer forma dos termos conectar, envolver, acoplar, anexar ou qualquer outro termo que descreva uma interação entre elementos não se destina a limitar a interação à interação direta entre os elementos e também pode incluir interação indireta entre os elementos descritos. Na discussão a seguir e nas reivindicações, os termos “incluindo” e “compreendendo” são usados de forma aberta e, portanto, devem ser interpretados como significando “incluindo, mas não limitado a”. Fundo de poço refere-se a uma direção em direção ao final ou fundo de um poço. Topo de poço refere-se a uma direção geralmente em direção ao topo de um poço ou em direção à superfície.[00016] Unless otherwise specified, any use of any form of the terms connect, involve, couple, attach, or any other term describing an interaction between elements is not intended to limit the interaction to direct interaction between the elements and may also include indirect interaction between the elements described. In the following discussion and claims, the terms “including” and “comprising” are used openly and therefore should be interpreted as meaning “including, but not limited to.” Bottom of well refers to a direction toward the end or bottom of a well. Top of well refers to a direction generally toward the top of a well or toward the surface.

[00017] Esta divulgação descreve um processo e sistema para obter uma curva de fluxo completa (perfil de viscosidade) usando uma medição de viscosidade de ponto único de um sensor ressonante para lamas de perfuração. O sensor ressonante empregado neste documento pode ser usado em alta temperatura, alta pressão (HTHP) que atende a maioria das atividades de perfuração onshore e offshore, o processo e sistema aqui fornece medições de viscosidade HTHP para fluidos de perfuração e fornece robustez e medição instantânea para monitoramento em tempo real da viscosidade dos fluidos de perfuração.[00017] This disclosure describes a process and system for obtaining a complete flow curve (viscosity profile) using a single-point viscosity measurement from a resonant sensor for drilling muds. The resonant sensor employed in this document can be used in high temperature, high pressure (HTHP) conditions suitable for most onshore and offshore drilling activities. The process and system herein provides HTHP viscosity measurements for drilling fluids and offers robust, instantaneous measurement for real-time monitoring of drilling fluid viscosity.

[00018] As lamas de perfuração são uma mistura de diferentes aditivos para melhorar as características específicas do fluido de perfuração. A viscosidade da lama é um dos fatores importantes a serem monitorados e mantidos durante toda a atividade de perfuração. Normalmente, o fluido de perfuração é submetido a uma ampla faixa de cisalhamento no ciclo de circulação, com taxa de cisalhamento extremamente baixa no poço de lama, taxa de cisalhamento relativamente alta na coluna de perfuração, cisalhamento muito alto através da broca de perfuração na condição de fundo de poço, então taxa de cisalhamento relativa baixa em um anular para voltar à superfície. A taxa de cisalhamento refere-se à taxa de mudança de velocidade na qual uma camada de fluido passa sobre uma camada adjacente.[00018] Drilling muds are a mixture of different additives to improve the specific characteristics of the drilling fluid. The viscosity of the mud is one of the important factors to be monitored and maintained throughout the drilling activity. Typically, the drilling fluid is subjected to a wide shear range in the circulation cycle, with extremely low shear rate in the mud well, relatively high shear rate in the drill string, very high shear through the drill bit in the downhole condition, then relatively low shear rate in an annular space to return to the surface. Shear rate refers to the rate of change of velocity at which one layer of fluid passes over an adjacent layer.

[00019] O monitoramento da lama reológica em tempo real em condições de fundo de poço, como alta temperatura, alta pressão (HTHP), é uma vantagem significativa do sistema aqui descrito. Os protocolos típicos para operações de poço geralmente recomendam testar a viscosidade da lama a 120°F para lamas à base de água (WBMs) e 120°F ou 150°F para lamas à base de óleo (OBMs). Esses dados reológicos podem então ser dimensionados com consideração dos efeitos de pressão e temperatura para estimar a viscosidade da lama em condições de fundo de poço.[00019] Real-time rheological mud monitoring under downhole conditions, such as high temperature, high pressure (HTHP), is a significant advantage of the system described here. Typical protocols for well operations generally recommend testing mud viscosity at 120°F for water-based muds (WBMs) and 120°F or 150°F for oil-based muds (OBMs). This rheological data can then be scaled with consideration of pressure and temperature effects to estimate mud viscosity under downhole conditions.

[00020] A lama à base de óleo é um fluido de perfuração usado na engenharia de perfuração, normalmente compreendendo óleo como fase contínua e água como fase dispersa em conjunto com emulsificantes, agentes umectantes e gelificantes. A base de óleo pode ser diesel, querosene, óleo combustível, óleo cru selecionado, óleo mineral ou semelhantes. A lama à base de óleo (OBM), um fluido não newtoniano, é conhecida por seu desempenho superior na perfuração de poços complexos, bem como no combate a possíveis complicações de perfuração. No entanto, o bom desempenho pode diminuir em certas circunstâncias, especialmente devido ao impacto de produtos químicos instabilidade a uma temperatura elevada. O mesmo fenômeno ocorre para a lama à base de água (WBM) quando utilizada na perfuração sob condições de alta temperatura. O material de ponderação mais comum é a barita, mas outros podem ser usados, como é conhecido na técnica, por exemplo, nanopartículas de nanossílica, hematita ou carbonato de cálcio.[00020] Oil-based mud is a drilling fluid used in drilling engineering, typically comprising oil as the continuous phase and water as the dispersed phase, along with emulsifiers, wetting agents, and gelling agents. The oil base can be diesel, kerosene, fuel oil, selected crude oil, mineral oil, or similar. Oil-based mud (OBM), a non-Newtonian fluid, is known for its superior performance in drilling complex wells, as well as in combating potential drilling complications. However, good performance can diminish under certain circumstances, especially due to the impact of chemical instability at elevated temperatures. The same phenomenon occurs for water-based mud (WBM) when used in drilling under high-temperature conditions. The most common weighting material is barite, but others can be used, as is known in the art, for example, nanosilica nanoparticles, hematite, or calcium carbonate.

[00021] Uma lama de perfuração típica à base de água contém uma argila, geralmente bentonita, para dar-lhe viscosidade suficiente para transportar cavacos de fragmentos e cascalhos para a superfície, bem como um mineral como, por exemplo, barita (sulfato de bário) para aumentar o peso da coluna o suficiente para estabilizar um poço. A lama de perfuração à base de água pode conter outros compostos, por exemplo, nanopartículas de nanossílica, em substituição ou em adição à argila, como é conhecido na técnica. A barita aumenta a pressão hidrostática da lama de perfuração, permitindo compensar as zonas de alta pressão experimentadas durante a perfuração. A maciez do mineral também evita que ele danifique as ferramentas de perfuração durante a perfuração e permite que ele sirva como lubrificante.[00021] A typical water-based drilling mud contains a clay, usually bentonite, to give it sufficient viscosity to transport chips and cuttings to the surface, as well as a mineral such as barite (barium sulfate) to increase the weight of the drill string sufficiently to stabilize a well. Water-based drilling mud may contain other compounds, for example, nanosilica nanoparticles, in place of or in addition to clay, as is known in the art. Barite increases the hydrostatic pressure of the drilling mud, allowing it to compensate for the high-pressure zones experienced during drilling. The softness of the mineral also prevents it from damaging the drilling tools during drilling and allows it to serve as a lubricant.

[00022] Exemplos de funções de fluidos de perfuração incluem, mas não se limitam a, fornecer pressão hidrostática para evitar que os fluidos de formação entrem no furo do poço, manter a broca de perfuração fria e limpa durante a perfuração, carregar fragmentos e cascalhos de perfuração e suspender os detritos de perfuração durante a pausa da perfuração e quando o conjunto de perfuração é trazido para dentro e para fora do furo. O fluido de perfuração usado para um determinado trabalho é selecionado para evitar danos à formação e limitar a corrosão.[00022] Examples of drilling fluid functions include, but are not limited to, providing hydrostatic pressure to prevent formation fluids from entering the wellbore, keeping the drill bit cool and clean during drilling, carrying away fragments and drilling cuttings, and suspending drilling debris during drilling pauses and when the drill assembly is brought into and out of the hole. The drilling fluid used for a given job is selected to avoid formation damage and limit corrosion.

[00023] A Figura 1 é uma ilustração geral de um exemplo de sistema de perfuração de poço 100 empregando detecção e predição de viscosidade em tempo real, de acordo com os princípios da divulgação. A Figura 1 é apenas um exemplo de uma configuração de sistema de perfuração de furo de poço e outras configurações podem ser possíveis, como um versado na técnica reconheceria. Uma torre de perfuração ilustrativa 105 é mostrada configurada para realizar operações de perfuração, neste exemplo, perfurando um furo de poço 125 na formação subterrânea 110. Uma coluna de perfuração 115 aciona um conjunto de broca 125 criando o furo de poço 125. A lama de perfuração é fornecida por uma fonte de lama, tal como o tanque de lama 140, que é bombeado para a coluna de perfuração 115 com a lama fluindo 135 de volta ao topo do poço no furo de poço 125 para o tanque de lama 140 para recuperação através do conduto 131. O fluxo de lama 135 ilustra um tipo de fluxo de fluido de perfuração que flui em um caminho de fluxo no fundo do poço e/ou na superfície 142.[00023] Figure 1 is a general illustration of an example of a 100-hole drilling system employing real-time viscosity detection and prediction, in accordance with disclosure principles. Figure 1 is only one example of a wellbore drilling system configuration and other configurations may be possible, as one skilled in the art would recognize. An illustrative drilling rig 105 is shown configured to perform drilling operations, in this example, drilling a well hole 125 in the subterranean formation 110. A drill string 115 drives a drill bit assembly 125 creating the well hole 125. Drilling mud is supplied by a mud source, such as the mud tank 140, which is pumped to the drill string 115 with the mud flowing 135 back to the top of the well in the well hole 125 to the mud tank 140 for recovery via the conduit 131. The mud flow 135 illustrates a type of drilling fluid flow that flows in a flow path at the bottom of the well and/or at the surface 142.

[00024] O sensor ressonante 130 para medir a densidade e a viscosidade do fluido também pode medir a temperatura. Em aplicações, o sensor ressonante 130 pode estar localizado ou ligado a qualquer porção do caminho de fluxo de lama dentro do furo de poço ou na superfície, desde que o sensor ressonante 130 tenha contato operacional via porção 132, compreendendo um ressonador de torção, com o fluxo de lama em tempo real. Pode haver apenas um sensor ressonante 130 implantado em uma aplicação, seja no fundo do poço ou na superfície. Em outras aplicações, uma pluralidade de sensores ressonantes 130 pode ser implantada em um caminho de fluxo de fluido de perfuração na superfície, no furo de poço ou ambos na superfície e no furo de poço. Usando dois ou mais sensores, as mudanças na reologia do fluido causadas pelo influxo de fluido da formação 110 no sistema de poço podem ser medidas. Em alguns casos, pode ser detectado o aumento da viscosidade devido ao acúmulo de sólidos devido ao desgaste no corte que flui no topo de poço. Essas são duas formas de detecção de eventos. Além disso, os sensores ressonantes 130 fornecem a capacidade de modelar a reologia do fluido continuamente e permitem melhores predições de fundo de poço com temperatura e pressão.[00024] The resonant sensor 130 for measuring fluid density and viscosity can also measure temperature. In applications, the resonant sensor 130 can be located or connected to any portion of the mud flow path within the wellbore or at the surface, provided that the resonant sensor 130 has operational contact via portion 132, comprising a torsional resonator, with the mud flow in real time. There may be only one resonant sensor 130 deployed in an application, either at the bottom of the well or at the surface. In other applications, a plurality of resonant sensors 130 may be deployed in a drilling fluid flow path at the surface, in the wellbore, or both at the surface and in the wellbore. Using two or more sensors, changes in fluid rheology caused by the influx of fluid from the formation 110 into the well system can be measured. In some cases, an increase in viscosity due to solids buildup from cutting wear flowing at the top of the well can be detected. These are two methods of event detection. Additionally, the 130 resonant sensors provide the ability to continuously model fluid rheology and allow for better bottomhole predictions with temperature and pressure.

[00025] O sensor ressonante 130 pode estar em comunicação com a plataforma de CPU 145 localizada na superfície 142. A plataforma de CPU 145 pode compreender um computador com memória e software para receber dados do sensor ressonante 130 e para processar os dados recebidos em tempo real, conforme descrito mais abaixo. A plataforma de CPU 145 pode ser um servidor e pode estar em comunicação com ou sem fio com uma plataforma de processamento remoto, tal como através de uma rede. A plataforma de CPU 145 pode incluir uma Unidade de Reologia de Densidade BaraLogix® (DRU) com software associado. BaraLogix® é uma marca registrada da Halliburton Corporation.[00025] The resonant sensor 130 may be in communication with the CPU platform 145 located on the surface 142. The CPU platform 145 may comprise a computer with memory and software to receive data from the resonant sensor 130 and to process the received data in real time, as described further below. The CPU platform 145 may be a server and may be in wired or wireless communication with a remote processing platform, such as via a network. The CPU platform 145 may include a BaraLogix® Density Rheology Unit (DRU) with associated software. BaraLogix® is a registered trademark of Halliburton Corporation.

[00026] O sensor ressonante 130 é mostrado posicionado no fundo do poço e posicionado ao longo de uma coluna de perfuração, no entanto, um ou mais sensores ressonantes 130 podem ser posicionados em qualquer posição ou posições adequadas no caminho de fluxo de lama, incluindo, mas não limitado a: em linha, anexado a um espaço anular, qualquer conduto transportando a lama no fundo do poço ou na superfície, em uma ferramenta de fundo de poço ou anexado ao tanque de lama 140.[00026] The resonant sensor 130 is shown positioned at the bottom of the well and positioned along a drill string, however, one or more resonant sensors 130 may be positioned in any suitable position or positions in the mud flow path, including but not limited to: in-line, attached to an annular space, any conduit carrying mud at the bottom of the well or at the surface, on a downhole tool or attached to the mud tank 140.

[00027] A Fig. 2 é uma ilustração de um sensor ressonante 200 para medir densidade e viscosidade de fluido de acordo com uma modalidade da presente divulgação. O sensor ressonante 200 pode ser usado como o sensor ressonante 130 da Fig. 1. Um exemplo de um sensor ressonante 200, adequado para operações de poço em tempo real, é um Rheonics GmbH SRD®. O sensor ressonante 200 pode incluir um instrumento de um ponto único para densidade de processo simultânea (gravidade específica), viscosidade e medição de temperatura em um fator de forma compacto para instalação simples. O sensor ressonante 200 opera em tempo real, é estável, fornecendo medições repetíveis e reproduzíveis em fluidos newtonianos e não newtonianos e é capaz de medir a viscosidade cinemática e dinâmica. O sensor ressonante 200 pode compreender todo o metal, tal como aço inoxidável 316L, construção e é substancialmente insensível às condições de montagem, permitindo a implantação no fundo do poço. O sensor ressonante 200 opera a 10.000 psi e 575°F. O sensor ressonante 200 pode ser roscado 215, flangeado e acessórios de processo sanitários que são fáceis de limpar, exigindo pouca manutenção ou reconfiguração.[00027] Fig. 2 is an illustration of a resonant sensor 200 for measuring fluid density and viscosity according to an embodiment of the present disclosure. The resonant sensor 200 can be used like the resonant sensor 130 of Fig. 1. An example of a resonant sensor 200, suitable for real-time well operations, is a Rheonics GmbH SRD®. The resonant sensor 200 can include a single-point instrument for simultaneous process density (specific gravity), viscosity, and temperature measurement in a compact form factor for simple installation. The resonant sensor 200 operates in real time, is stable, providing repeatable and reproducible measurements in Newtonian and non-Newtonian fluids, and is capable of measuring kinematic and dynamic viscosity. The resonant sensor 200 can comprise all-metal, such as 316L stainless steel, construction and is substantially insensitive to mounting conditions, allowing for downhole deployment. The 200 resonant sensor operates at 10,000 psi and 575°F. The 200 resonant sensor can be threaded 215, flanged, and uses sanitary process fittings that are easy to clean, requiring little maintenance or reconfiguration.

[00028] O sensor ressonante 200 pode ser acoplado a, por exemplo., um conduto, ferramenta de fundo de poço ou um tanque transportando ou passando um fluxo de lama por meio de roscas 215, com a porção laminada 210, que é igual à porção 132 da Fig. 1, compreendendo um ressonador de torção, posicionado no caminho do fluxo de lama para obtenção da densidade do processo (gravidade específica), viscosidade e medição de temperatura. O acoplador de comunicação 205 permite a conexão a um link de comunicação 150 para transmitir medições pelo sensor ressonante 200 para uma unidade de controle na superfície, como uma unidade central de processamento (CPU) 145 que recebe as medições para processamento em tempo real. A CPU 145 pode incluir uma Unidade de Reologia de Densidade BaraLogix® (DRU). A BaraLogix® DRU é uma unidade totalmente automatizada que pode medir a densidade e a reologia de fluidos de perfuração e fornece dados de teologia e densidade de fluidos de furo de poço em tempo real. A BaraLogix® DRU compreende uma unidade de processamento de computador e memória para execução do software para gerenciar medição e teste da densidade e reologia de fluidos de perfuração e para predizer a viscosidade do fluido de perfuração. A BaraLogix® DRU pode incluir o software de modelagem aqui descrito e gerenciar a recepção dos dados do sensor ressonador 200 e realizar a modelagem em tempo real para predição de viscosidade.[00028] The resonant sensor 200 can be coupled to, for example, a conduit, downhole tool or tank carrying or passing a mud flow by means of threads 215, with the rolled portion 210, which is the same as portion 132 of Fig. 1, comprising a torsional resonator, positioned in the mud flow path to obtain process density (specific gravity), viscosity and temperature measurement. The communication coupler 205 allows connection to a communication link 150 to transmit measurements by the resonant sensor 200 to a control unit on the surface, such as a central processing unit (CPU) 145 that receives the measurements for real-time processing. The CPU 145 may include a BaraLogix® Density Rheology Unit (DRU). The BaraLogix® DRU is a fully automated unit that can measure the density and rheology of drilling fluids and provides real-time wellbore fluid density and rheology data. The BaraLogix® DRU comprises a computer processing unit and memory for running software to manage measurement and testing of drilling fluid density and rheology and to predict drilling fluid viscosity. The BaraLogix® DRU can include the modeling software described herein and manage the reception of data from the 200 resonator sensor and perform real-time modeling for viscosity prediction.

[00029] O fluido de perfuração geralmente mostra um comportamento de desbaste por cisalhamento, onde sua viscosidade diminui com o aumento da taxa de cisalhamento. Vários modelos reológicos foram desenvolvidos para descrever a viscosidade da lama em diferentes taxas de cisalhamento, o que é chamado de curva de fluxo. Estes incluem o modelo de lei de potência simples que possui dois parâmetros de modelo, o modelo mais popular de Herschel-Bulkley que possui três parâmetros de modelo e outros modelos complicados que possuem mais de três parâmetros. Existe um modelo de 2 parâmetros chamado modelo Casson que foi bem aplicado na indústria de petróleo/gás, que será usado nesta divulgação para predição de viscosidade. No entanto, o princípio seria válido desde que o modelo tivesse dois parâmetros. Esta divulgação usa o modelo Casson como exemplo, mas outros modelos podem ser empregados. O modelo Casson mostra: onde é a tensão de cisalhamento e é a taxa de cisalhamento. Dois parâmetros do modelo são representados como a e b. Para simplificar, a tensão de cisalhamento pode usar a leitura do mostrador do viscosímetro Fann 35 e pode ser a velocidade de rotação em rpm. O viscosímetro Fann 35 é um viscosímetro de tipo laboratorial para teste de amostra obtido da Fann Instrument Company e é um instrumento de teste de laboratório bem conhecido.[00029] Drilling fluid generally exhibits shear-thinning behavior, where its viscosity decreases with increasing shear rate. Several rheological models have been developed to describe the mud viscosity at different shear rates, which is called a flow curve. These include the simple power-law model which has two model parameters, the more popular Herschel-Bulkley model which has three model parameters, and other complicated models which have more than three parameters. There is a 2-parameter model called the Casson model which has been well applied in the oil/gas industry, which will be used in this disclosure for viscosity prediction. However, the principle would be valid as long as the model had two parameters. This disclosure uses the Casson model as an example, but other models can be employed. The Casson model shows: where is the shear stress and is the shear rate. Two parameters of the model are represented as a and b. For simplicity, the shear stress can use the reading from the Fann 35 viscometer dial and can be the rotational speed in rpm. The Fann 35 viscometer is a laboratory-type viscometer for sample testing obtained from the Fann Instrument Company and is a well-known laboratory testing instrument.

Methodology

[00030] As curvas de fluxo dos fluidos de perfuração seguem alguma correlação, especialmente em certa faixa de taxa de cisalhamento. Por exemplo, a leitura do mostrador de 300 rpm (do viscosímetro Fann 35) pode ser expressa como uma função linear da leitura do mostrador de 600 rpm. Isso foi observado para lamas extensas, independentemente do peso da lama, sistema de lama, temperatura, bem como razão óleo/água (OWR), etc. Normalmente, essa correlação pode ser expressa como: onde o subscrito representa a velocidade de rotação. Combinada a Eq. (1) e (2) resulta em uma relação simples: Os dois parâmetros a e b podem ser determinados desde que um único ponto de viscosidade seja conhecido.[00030] The flow curves of drilling fluids follow some correlation, especially within a certain shear rate range. For example, the 300 rpm dial reading (of the Fann 35 viscometer) can be expressed as a linear function of the 600 rpm dial reading. This has been observed for extensive muds, regardless of mud weight, mud system, temperature, as well as oil/water ratio (OWR), etc. Typically, this correlation can be expressed as: where the subscript represents the rotational speed. Combining Eq. (1) and (2) results in a simple relationship: Both parameters a and b can be determined provided that a single viscosity point is known.

[00031] O sensor ressonador 200 mede tanto a viscosidade quanto a densidade por meio de um ressonador de torção com uma extremidade 210, que está imersa no fluido. O sensor ressonador 200 é excitado e detectado por um transdutor eletromagnético montado no corpo do sensor 200. Como a frequência excitada é fixa, apenas um único ponto de viscosidade pode ser medido usando esta técnica. No entanto, é suficiente para combinar na Eq. (3) para determinar os parâmetros do modelo a e b.[00031] The resonator sensor 200 measures both viscosity and density by means of a torsional resonator with one end 210, which is immersed in the fluid. The resonator sensor 200 is excited and detected by an electromagnetic transducer mounted on the body of the sensor 200. Since the excited frequency is fixed, only a single viscosity point can be measured using this technique. However, it is sufficient to combine in Eq. (3) to determine the model parameters a and b.

[00032] Agora as correlações podem ser criadas entre a tensão de cisalhamento rotacional, a taxa de cisalhamento e os sinais do sensor ressonante 200, que foram determinados pelas seguintes relações simples: onde f é a frequência relatada do sensor ressonante 200, app é a tensão aparente relatada pelo sensor ressonante com SRD o sensor ressonante 200 mediu a viscosidade.[00032] Correlations can now be established between rotational shear stress, shear rate, and the signals from resonant sensor 200, which were determined by the following simple relationships: where f is the reported frequency of the resonant sensor 200, and app is the apparent voltage reported by the resonant sensor. With SRD, the resonant sensor 200 measured the viscosity.

[00033] A Figura 3 é um fluxograma para determinar os parâmetros do modelo Casson, de acordo com os princípios da presente divulgação. Na etapa 305, uma medição pode ser recebida na CPU 145 do sensor ressonador 200. Na CPU 145, a taxa de cisalhamento correspondente pode ser determinada na etapa 310 empregando a equação (1) e a equação (2) na etapa 315, fornecendo a equação (3), denotada como etapa 320. Na etapa 325, a e b está solucionado. Na etapa 330, uma curva de fluxo pode ser construída usando o modelo Casson.[00033] Figure 3 is a flowchart for determining the parameters of the Casson model, according to the principles of this disclosure. In step 305, a measurement can be received at CPU 145 from resonator sensor 200. At CPU 145, the corresponding shear rate can be determined in step 310 using equation (1) and equation (2) in step 315, providing equation (3), denoted as step 320. In step 325, a and b are solved. In step 330, a flow curve can be constructed using the Casson model.

[00034] A Figura 4 é um gráfico que ilustra uma comparação de dados Fann 35 adquiridos em laboratório para lamas à base de óleo com peso de lama de 11 ppg e predições empregando um sistema em tempo real, como mostrado, por exemplo., nas Figs. 1 e 2, de acordo com os princípios da presente divulgação. Os dados medidos do Fann 35 são mostrados como pontos 350, enquanto as predições que empregam o ressonador 200 são mostradas como linha pontilhada 315. A tensão rotacional (eixo y) versus a velocidade de rotação (eixo x) se correlaciona muito bem entre os métodos Fann 35 e o ressonador 200, com precisão de predição suficiente das medições do ressonador 200 processadas pelo software de modelagem da CPU 145 a ser usado em uma operação de poço em tempo real. Os testes de comparação foram conduzidos a 75°F e à pressão atmosférica.[00034] Figure 4 is a graph illustrating a comparison of laboratory-acquired Fann 35 data for oil-based muds with a mud weight of 11 ppg and predictions employing a real-time system, as shown, for example, in Figs. 1 and 2, in accordance with the principles of this disclosure. Measured Fann 35 data are shown as points 350, while predictions employing the resonator 200 are shown as a dashed line 315. Rotational stress (y-axis) versus rotational speed (x-axis) correlates very well between the Fann 35 and resonator 200 methods, with sufficient prediction accuracy of the resonator 200 measurements processed by the CPU 145 modeling software to be used in a real-time well operation. Comparison tests were conducted at 75°F and atmospheric pressure.

[00035] A Figura 5 é um gráfico que ilustra uma comparação de dados Fann 35 adquiridos em laboratório para lamas à base de óleo com peso de lama de 14 ppg e predições empregando um sistema em tempo real, como mostrado, por exemplo, nas Figs. 1 e 2, de acordo com os princípios da presente divulgação. Os dados medidos do Fann 35 são mostrados como pontos 350, enquanto as predições que empregam o ressonador 200 são mostradas como linha pontilhada 360. A tensão rotacional (eixo y) versus a velocidade de rotação (eixo x) se correlaciona muito bem entre os métodos Fann 35 e o ressonador 200, com precisão de predição suficiente das medições do ressonador 200 processadas pelo software de modelagem da CPU 145 a ser usado em uma operação de poço em tempo real. Os testes de comparação foram conduzidos a 75°F e à pressão atmosférica.[00035] Figure 5 is a graph illustrating a comparison of laboratory-acquired Fann 35 data for oil-based muds with a mud weight of 14 ppg and predictions employing a real-time system, as shown, for example, in Figs. 1 and 2, in accordance with the principles of this disclosure. Measured Fann 35 data are shown as points 350, while predictions employing the resonator 200 are shown as a dashed line 360. Rotational stress (y-axis) versus rotational speed (x-axis) correlates very well between the Fann 35 and resonator 200 methods, with sufficient prediction accuracy of the resonator 200 measurements processed by the CPU 145 modeling software to be used in a real-time well operation. Comparison tests were conducted at 75°F and atmospheric pressure.

[00036] A Figura 6 é um gráfico que ilustra uma comparação de dados Fann 35 adquiridos em laboratório para lamas à base de óleo com peso de lama de 17.4 ppg e predições empregando um sistema em tempo real, como mostrado, por exemplo nas Figs. 1 e 2, de acordo com os princípios da presente divulgação. Os dados medidos do Fann 35 são mostrados como pontos 350, enquanto as predições que empregam o ressonador 200 são mostradas como linha pontilhada 370. A tensão rotacional (eixo y) versus a velocidade de rotação (eixo x) se correlaciona muito bem entre os métodos Fann 35 e o ressonador 200, com precisão de predição suficiente das medições do ressonador 200 processadas pelo software de modelagem da CPU 145 a ser usado em uma operação de poço em tempo real. Os testes de comparação foram conduzidos a 75°F e à pressão atmosférica.[00036] Figure 6 is a graph illustrating a comparison of laboratory-acquired Fann 35 data for oil-based muds with a mud weight of 17.4 ppg and predictions employing a real-time system, as shown, for example, in Figs. 1 and 2, in accordance with the principles of this disclosure. Measured Fann 35 data are shown as points 350, while predictions employing the resonator 200 are shown as a dashed line 370. Rotational stress (y-axis) versus rotational speed (x-axis) correlates very well between the Fann 35 and resonator 200 methods, with sufficient prediction accuracy of the resonator 200 measurements processed by the CPU 145 modeling software to be used in a real-time well operation. Comparison tests were conducted at 75°F and atmospheric pressure.

[00037] A Fig. 7 é um fluxograma mostrando as etapas de uso do sistema de perfuração de furo de poço empregando detecção e predição de viscosidade em tempo real de, por exemplo., Figs. 1 e 2, de acordo com os princípios da presente divulgação. Na etapa 400, fluido de perfuração ou desempenho de lama pode ser modelado em várias taxas de cisalhamento para desenvolver curvas de fluxo. A saída do modelo pode ser armazenada para posterior recuperação para comparação em operações em tempo real. Além disso, conforme ocorrem as operações de perfuração, os dados modelados de um sensor ressonador 200 podem ser armazenados na etapa 405 para recuperação posterior para comparação e detecção de falha, por exemplo., uma condição operacional insegura, durante operações de poço. Na etapa 410, a CPU 145 pode monitorar operações de poço recebendo informações em tempo real do sensor ressonador 200 de parâmetros de lama, incluindo viscosidade e densidade. A temperatura da lama também pode ser recebida pela CPU 145. A curva de fluxo da lama pode ser gerada ou construída pela CPU 145. Na etapa 415, uma determinação se é necessário ou não um ajuste dos parâmetros operacionais da operação do poço e, se necessário, os parâmetros operacionais podem ser ajustados com base nos desvios da viscosidade esperada. O ajuste pode ser necessário devido a condições operacionais inseguras. As mudanças operacionais podem incluir, mas não se limitam a: alterar a velocidade de perfuração, aumentar ou diminuir a concentração do peso da lama, adicionar ou alterar aditivos à lama de perfuração, alterar as revoluções por minuto (RPM) do tubo de perfuração, alterar a taxa de penetração (ROP), alterar velocidades de manobra (efeitos de surto e swab), alteração da taxa da bomba, alteração da pressão do fluxo de lama de perfuração, por exemplo., superior ou inferior.[00037] Fig. 7 is a flowchart showing the steps for using the wellbore drilling system employing real-time viscosity detection and prediction of, for example, Figs. 1 and 2, in accordance with the principles of this disclosure. In step 400, drilling fluid or mud performance can be modeled at various shear rates to develop flow curves. The model output can be stored for later retrieval for comparison in real-time operations. Furthermore, as drilling operations occur, modeled data from a resonator sensor 200 can be stored in step 405 for later retrieval for comparison and fault detection, e.g., an unsafe operating condition, during well operations. In step 410, CPU 145 can monitor well operations by receiving real-time information from resonator sensor 200 on mud parameters, including viscosity and density. The mud temperature can also be received by CPU 145. The mud flow curve can be generated or constructed by CPU 145. In step 415, a determination is made as to whether or not an adjustment of the well operation parameters is necessary and, if necessary, the operating parameters can be adjusted based on deviations from the expected viscosity. Adjustment may be necessary due to unsafe operating conditions. Operational changes may include, but are not limited to: changing the drilling speed, increasing or decreasing the mud weight concentration, adding or changing additives to the drilling mud, changing the drill pipe revolutions per minute (RPM), changing the rate of penetration (ROP), changing maneuvering speeds (surge and swab effects), changing the pump rate, changing the drilling mud flow pressure, e.g., higher or lower.

[00038] Na etapa 420, uma verificação pode ser feita para determinar se a operação de poço foi completada. Caso contrário, o processo pode continuar na etapa 410. Se, no entanto, a operação de poço for concluída, o processo termina na etapa 425.[00038] In step 420, a check can be made to determine if the well operation has been completed. If not, the process can continue in step 410. If, however, the well operation is completed, the process ends in step 425.

[00039] A Fig. 8 é um exemplo de diagrama de blocos de uma unidade de processamento central (CPU) 500 que pode ser a CPU 145 da Fig. 1, configurada de acordo com os princípios da presente divulgação. A unidade de processamento central 500 é usada para receber mensagens e informações de um ou mais sensores ressonantes 130, 200 durante as operações de poço para monitorar as condições de fluxo de lama e predizer a viscosidade da lama. A CPU 500 inclui um processador de computador e software para se comunicar em tempo real com um ou mais sensores ressonantes 130, 200. A CPU 500 também pode modelar curvas de fluxo, como, por exemplo., curvas mostradas nas Figs. 4-6, em tempo real para predizer a viscosidade do fluxo de lama. A CPU pode empregar o software de modelagem Casson de acordo com as equações 1-4(b) aqui descritas. A CPU 500 pode estar em comunicação operável com um banco de dados 515 para armazenar e/ou recuperar as curvas de fluxo e dados recebidos relacionados, densidade do processo (gravidade específica), viscosidade e temperatura, do sensor ressonante 130, 200. A CPU 500 pode ser incluída na BaraLogix® DRU. Os resultados do monitoramento da viscosidade do fluxo de lama em um fluxo de lama e a modelagem do fluxo de lama usando um software de modelagem que também pode ser executado na CPU 500 podem ser armazenados no banco de dados 515 e exibidos em um dispositivo de saída 520. A CPU 500 também pode detectar desvios das características de fluxo de lama preditas e fornecer notificações adequadas ao dispositivo de saída 520 para atenção dos técnicos para fazer ajustes nos parâmetros operacionais.[00039] Fig. 8 is an example of a block diagram of a central processing unit (CPU) 500 which may be the CPU 145 of Fig. 1, configured according to the principles of this disclosure. The central processing unit 500 is used to receive messages and information from one or more resonant sensors 130, 200 during well operations to monitor mud flow conditions and predict mud viscosity. The CPU 500 includes a computer processor and software to communicate in real time with one or more resonant sensors 130, 200. The CPU 500 can also model flow curves, such as, for example, curves shown in Figs. 4-6, in real time to predict mud flow viscosity. The CPU can employ the Casson modeling software according to equations 1-4(b) described herein. The CPU 500 can be in operable communication with a database 515 to store and/or retrieve flow curves and related received data, process density (specific gravity), viscosity, and temperature, from the resonant sensor 130, 200. The CPU 500 can be included in the BaraLogix® DRU. The results of monitoring the viscosity of the slurry flow in a slurry stream and modeling the slurry flow using modeling software that can also be run on the CPU 500 can be stored in the database 515 and displayed on an output device 520. The CPU 500 can also detect deviations from the predicted slurry flow characteristics and provide appropriate notifications to the output device 520 for technicians to pay attention to in order to make adjustments to the operating parameters.

[00040] As cláusulas a seguir fornecem descrições adicionais ou alternativas de acordo com os princípios da divulgação.[00040] The following clauses provide additional or alternative descriptions in accordance with the principles of disclosure.

[00041] Cláusula 1: Um método para predizer a viscosidade do fluido de perfuração, compreendendo receber uma medição de viscosidade de ponto único do fluido de perfuração de pelo menos um sensor ressonador durante uma operação de poço; gerar uma curva de fluxo com base na medição de viscosidade de ponto único; e ajustar os parâmetros operacionais da operação do poço com base em uma variação detectada da curva de fluxo gerada.[00041] Clause 1: A method for predicting the viscosity of drilling fluid, comprising receiving a single-point viscosity measurement of the drilling fluid from at least one resonator sensor during a well operation; generating a flow curve based on the single-point viscosity measurement; and adjusting the operating parameters of the well operation based on a detected variation of the generated flow curve.

[00042] Cláusula 2: O método da cláusula 1, em que pelo menos um sensor ressonador fornece em tempo real viscosidade do fluido de perfuração.[00042] Clause 2: The method of clause 1, in which at least one resonator sensor provides real-time viscosity of the drilling fluid.

[00043] Cláusula 3: O método da cláusula 2, em que o pelo menos um sensor ressonador fornece ainda pelo menos um de: gravidade específica, medição de temperatura do fluido de perfuração.[00043] Clause 3: The method of clause 2, wherein at least one resonator sensor also provides at least one of: specific gravity, drilling fluid temperature measurement.

[00044] Cláusula 4: O método de qualquer uma das cláusulas 1-3, em que pelo menos um sensor ressonador está posicionado para medir o fluido de perfuração em um caminho de fluxo no fundo do poço durante uma operação de perfuração[00044] Clause 4: The method of any of clauses 1-3, wherein at least one resonator sensor is positioned to measure drilling fluid in a flow path at the bottom of the well during a drilling operation.

[00045] Cláusula 5: O método de qualquer uma das cláusulas 1-3, incluindo pelo menos um sensor ressonador está posicionado para medir fluido de perfuração em um caminho de fluxo no fundo do poço durante uma operação de perfuração.[00045] Clause 5: The method of any of clauses 1-3, including at least one resonator sensor, is positioned to measure drilling fluid in a flow path at the bottom of the well during a drilling operation.

[00046] Cláusula 6: O método de qualquer uma das cláusulas 1-5, em que a curva de fluxo descreve viscosidade da lama em diferentes taxas de cisalhamento.[00046] Clause 6: The method of any of clauses 1-5, wherein the flow curve describes the viscosity of the slurry at different shear rates.

[00047] Cláusula 7: O método de qualquer uma das cláusulas 1-6, em que a curva de fluxo é gerado usando um modelo Casson.[00047] Clause 7: The method of any of clauses 1-6, where the flow curve is generated using a Casson model.

[00048] Cláusula 8: O método de qualquer uma das cláusulas 1-7, em que a curva de fluxo é armazenada em um banco de dados para recuperação posterior.[00048] Clause 8: The method of any of clauses 1-7, where the flow curve is stored in a database for later retrieval.

[00049] Cláusula 9: O método da cláusula 1, em que pelo menos um sensor ressonante compreendia uma pluralidade de sensores ressonantes posicionados em locais diferentes em um caminho de fluxo de fluido de perfuração para predizer a viscosidade do fluido de perfuração em localizações diferentes.[00049] Clause 9: The method of clause 1, wherein at least one resonant sensor comprised a plurality of resonant sensors positioned at different locations in a drilling fluid flow path to predict the viscosity of the drilling fluid at different locations.

[00050] Cláusula 10: O método de qualquer uma das cláusulas 1-9, em que a etapa de ajustar parâmetros operacionais inclui pelo menos um dos seguintes: i) alterar a velocidade de perfuração, ii) aumentar ou diminuir a concentração do peso da lama, iii) adicionar ou alterar aditivos à lama de perfuração, iv) alterar as revoluções por minuto (RPM) do tubo de perfuração, v) alterar a taxa de penetração (ROP), vi) alterar as velocidades de manobra, vii) alterar a taxa da bomba e viii) alterar a pressão do fluxo de lama de perfuração.[00050] Clause 10: The method of any of clauses 1-9, wherein the step of adjusting operating parameters includes at least one of the following: i) changing the drilling speed, ii) increasing or decreasing the weight concentration of the mud, iii) adding or changing additives to the drilling mud, iv) changing the revolutions per minute (RPM) of the drill pipe, v) changing the rate of penetration (ROP), vi) changing the maneuvering speeds, vii) changing the pump rate and viii) changing the drilling mud flow pressure.

[00051] Cláusula 11: Um método para predizer a viscosidade do fluido de perfuração, compreendendo: receber em tempo real uma medição de viscosidade e densidade de fluido de perfuração de pelo menos um sensor ressonador localizado em linha do fluxo de fluido de perfuração durante uma operação de poço; ajustar os parâmetros operacionais da operação do poço com base na viscosidade em tempo real e medição de densidade.[00051] Clause 11: A method for predicting the viscosity of drilling fluid, comprising: receiving in real time a measurement of the viscosity and density of drilling fluid from at least one resonator sensor located in line with the drilling fluid flow during a well operation; adjusting the operational parameters of the well operation based on the real-time viscosity and density measurement.

[00052] Cláusula 12: O método da cláusula 11, em que pelo menos um sensor remoto mede a viscosidade e a densidade usando um ressonador de torção.[00052] Clause 12: The method of clause 11, in which at least one remote sensor measures viscosity and density using a torsional resonator.

[00053] Cláusula 13: O método das cláusulas 11 ou 12, compreendendo ainda gerar uma curva de fluxo com base na medição de viscosidade para determinar se é necessário ou não um ajuste nos parâmetros operacionais da operação do poço.[00053] Clause 13: The method of clauses 11 or 12, further comprising generating a flow curve based on viscosity measurement to determine whether or not an adjustment to the operating parameters of the well operation is necessary.

[00054] Cláusula 14: Um sistema para predizer a viscosidade do fluido de perfuração, compreendendo: pelo menos um sensor ressonante posicionado em um fluxo de fluido em uma operação de poço; uma unidade de processamento para receber uma medição de viscosidade em tempo real de pelo menos um sensor ressonante, em que a unidade de processamento modela e gera uma curva de fluxo com base na medição de viscosidade em tempo real recebida para fornecer informações para alterar os parâmetros operacionais de uma operação de poço.[00054] Clause 14: A system for predicting the viscosity of drilling fluid, comprising: at least one resonant sensor positioned in a fluid flow in a well operation; a processing unit for receiving a real-time viscosity measurement from at least one resonant sensor, wherein the processing unit models and generates a flow curve based on the received real-time viscosity measurement to provide information for altering the operational parameters of a well operation.

[00055] Cláusula 15: O sistema da cláusula 14, em que o pelo menos um sensor ressonante compreende uma pluralidade de sensores ressonantes posicionados em diferentes localizações de um fluxo de fluido em uma operação de poço.[00055] Clause 15: The system of clause 14, wherein at least one resonant sensor comprises a plurality of resonant sensors positioned at different locations in a fluid flow in a well operation.

[00056] Cláusula 16: O sistema da reivindicação 14, em que o pelo menos um sensor ressonante está posicionado no fundo do poço.[00056] Clause 16: The system of claim 14, in which at least one resonant sensor is positioned at the bottom of the well.

[00057] Cláusula 17: O sistema da cláusula 14, em que o pelo menos um sensor ressonante está posicionado na superfície da operação do poço.[00057] Clause 17: The system of clause 14, in which at least one resonant sensor is positioned on the surface of the well operation.

[00058] Cláusula 18: O sistema de qualquer uma das cláusulas 14-17, em que o pelo menos um sensor ressonante e a unidade de processamento se comunicam através de um link de comunicação.[00058] Clause 18: The system of any of the clauses 14-17, in which at least one resonant sensor and the processing unit communicate via a communication link.

[00059] Cláusula 19: O sistema de qualquer uma das cláusulas 14-18, em que a unidade de processamento usa um modelo Casson para gerar a curva de fluxo.[00059] Clause 19: The system of any of the clauses 14-18, in which the processing unit uses a Casson model to generate the flow curve.

[00060] Cláusula 20: O sistema de qualquer uma das reivindicações 14-19, em que a unidade de processamento compreende uma Unidade de Reologia de Densidade BaraLogix® (DRU).[00060] Clause 20: The system of any of claims 14-19, wherein the processing unit comprises a BaraLogix® Density Rheology Unit (DRU).

[00061] As modalidades aqui estabelecidas são meramente ilustrativas e não limitam o escopo da divulgação. Será apreciado que muitas outras modificações e melhorias na divulgação aqui podem ser feitas sem sair do escopo da divulgação.[00061] The modalities established here are merely illustrative and do not limit the scope of the disclosure. It will be appreciated that many other modifications and improvements to the disclosure here can be made without departing from the scope of the disclosure.

Claims

1. Method for predicting drilling fluid viscosity, characterized by comprising: - receiving a single-point viscosity measurement of drilling fluid from at least one resonant sensor (130, 200) during a well operation, or at least one resonant sensor (130, 200) located on the surface (142); - predicting the drilling fluid viscosity at different shear rates based on the received single-point viscosity measurement to monitor the drilling fluid rheology in real time; - generating a flow curve of the predicted drilling fluid viscosity at different shear rates; and - adjusting well operation parameters based on a detected variation of the generated flow curve.

2. Method according to claim 1, characterized in that at least one resonant sensor (130, 200) provides real-time viscosity of the drilling fluid.

3. Method according to claim 2, characterized in that at least one resonant sensor (130, 200) also provides at least one of: specific gravity and temperature measurement of the drilling fluid.

4. Method according to claim 1, characterized in that at least one resonant sensor (130, 200) comprises a plurality of sensors and at least one of the plurality of sensors is positioned to measure drilling fluid in a flow path at the bottom of the well during a drilling operation.

5. Method, according to claim 1, characterized in that the flow curve is generated using a Casson model.

6. Method according to claim 1, characterized in that the flow curve is stored in a database for later retrieval.

7. Method according to claim 1, characterized in that at least one resonant sensor (130, 200) comprises a plurality of resonant sensors (130, 200) positioned at different locations in a drilling fluid flow path to predict the viscosity of the drilling fluid at different locations.

8. Method according to claim 1, characterized in that the operational parameter adjustment step includes at least one of: i) changing the drilling speed, ii) increasing or decreasing the mud weight concentration, iii) adding or changing additives to the drilling mud, iv) changing the revolutions per minute (RPM) of the drill pipe, v) changing the rate of penetration (ROP), vi) changing the maneuvering speeds, vii) changing the pump rate and viii) changing the pressure of the drilling mud flow (135).

9. Method according to claim 1, characterized in that in the receiving step, at least one sensor comprises a plurality of sensors including a first sensor and a second sensor, the first sensor being on the surface (142) positioned in a fluid stream flowing from a wellbore (125) and the second sensor located between the wellbore (125) and a mud source.

10. Method according to claim 9, characterized in that the second sensor is located in the fluid flow on the surface (142).

11. Method according to claim 10, characterized in that the plurality of sensors includes a third sensor located in the wellbore (125), the plurality of sensors to measure changes in fluid flow rheology caused by influx from an underground formation (110).

12. Method for predicting drilling fluid viscosity, characterized by comprising: - receiving in real time a viscosity measurement and a density measurement of drilling fluid from at least one resonant sensor (130, 200) located in line with the drilling fluid flow during a well operation, or at least one sensor located on the surface (142); - predicting the drilling fluid viscosity at different shear rates based on the viscosity and density measurement to monitor the drilling fluid rheology in real time; and - adjusting well operation parameters based on the predicted drilling fluid viscosity at different shear rates.

13. Method according to claim 12, characterized in that at least one resonant sensor (130, 200) measures viscosity and density using a torsional resonator.

14. Method, according to claim 12, characterized in that it further comprises generating a flow curve based on viscosity measurement to adjust the operational parameters of the well operation.

15. Method according to claim 12, characterized in that in the receiving step, at least one sensor comprises a plurality of sensors including a first sensor and a second sensor, the first sensor being on the surface (142) positioned in a fluid stream flowing from a wellbore (125) and the second sensor located between the wellbore (125) and a mud source.

16. System for predicting drilling fluid viscosity, characterized in that it comprises: - at least one resonant sensor (130, 200) positioned in a fluid flow in a well operation, or at least one sensor located on the surface (142); and - a processing unit for receiving a single-point real-time viscosity measurement from at least one resonant sensor (130, 200), wherein the processing unit models the drilling fluid based on the received single-point real-time viscosity by predicting the viscosity at different shear rates for monitoring drilling fluid rheology and for providing information to change the operational parameters of the well operation.

17. System according to claim 16, characterized in that at least one resonant sensor (130, 200) comprises a plurality of resonant sensors positioned at different locations in the fluid flow during well operation.

18. System according to claim 16, characterized in that at least one resonant sensor (130, 200) comprises a plurality of sensors and at least one of the plurality of sensors is positioned at the bottom of the well.

19. System according to claim 16, characterized in that at least one resonant sensor (130, 200) is positioned on the surface (142) of the well operation.

20. System according to claim 16, characterized in that at least one resonant sensor (130, 200) and the processing unit communicate by means of a communication link (150).

21. System according to claim 16, characterized in that the processing unit uses a Casson model to generate the flow curve.

22. System according to claim 16, characterized in that at least one sensor comprises a plurality of sensors including a first sensor and a second sensor, the first sensor being on the surface (142) positioned in a fluid stream flowing from a wellbore (125) and the second sensor located between the wellbore (125) and a mud source.