FR 3067749 A1 20181221 FR 1854001 A 20180511 SYSTÈMES ET PROCÉDÉS DE DÉTECTION DE SURSAUT DE PRESSION ET DE DÉBIT PL FIS CONTEXTE DE L'INVENTION 10001J Celte section a pour objet de fournir des informations d'arrière-plan utiles pour permettre de mieux comprendre les divers aspects des modes de réalisation décrits. En. conséquence, il faut comprendre que ces énoncés doivent ètre lus dans cette optique et non interprétés comme une validation de l'art antérieur. 100021 Pendant une opération de forage, les gaz provenant de la formation souterraine peuvent entrcs dans le puits de forage pour produire un « sursaut de pression de gaz >.>. .e sursaut de pression et provoqué. par la pression dans le puits de l'orage qui est inférieure à celle des fluides de formatit.m provoquant ainsi un écoulement. Cette condition de pression de forage inlerieure à celle de la formation peut être provoquée de deux theolis. Premièrement, si le poids de la boue est trop faible, alors la pression hydrostatique exercée situ la formation par la colonne de fluide peut ne pas être suffisante pour maintenir le fluide de formation dans la formation. Ce type de sursaut de pression pourrait s'appeler un sursaut de pression déséquilibré. La seconde façon dont un sursaut de pression peut se produire est si les effets dynamiques et transitoires de la pression du fluide, habituellement dus au mouvement du train de tiges de forage ou du tubage, abaissent effectivement la pression dans le puits de forage en dessous de celle de la forination. Ce second type de sursaut de pression pourrait être appelé sursaut de pression induit. 100031 Si le sursaut de pression de gaz n'est pas détecté et maîtrisé, le sursaut de pression de gaz peut entraîner un cas d'éruption dans le puits. Plusieurs procédés de détection d'un sursaut de pression de gaz comprennent le suivi du débit différentiel de boue pendant une opération de forage et la mesure de la pression de circulation. Lors de la détection de débit différentiel, une augmentation considérable de l'écoulement de bouc de retour sans augmentation correspondante de débit d'entrée indique une éruption imminente. Cependant, un aspect négatif de la détection de débit différentiel est qu'il faut de longues périodes d'intégration pour observer un petit débit différentiel. Pendant ce délai, une grande quantité de gaz comprimé peut s'accumuler, 2017-11)M-101180-1.11-FR 2 pénétrer dans le puits, et entrer dans ta structure du puits avant que des mesures correctives ne soient mises en oeuvre. 100041 Lors de la détection de pression de circulation, la pression nécessaire pour faire circuler le fluide de forage à travers le puits est suivie et représente la somme totale de 5 toutes les chutes dc pression dans tout le système. Des fluctuations de la pression de circulation indiquent le moment où des moditications considérables dans les conditions du puits de 'orage se produisent. Cependant. ces fluctuations n'indiquent pas le moment où des modifications subtiles dans les conditions de puits de forage se produisent. En tant que tel, un sursaut d pression de gaz peut passer complètement inaperçu ou n'être détecté qu'avec trop peu d'anticipation pour prendre 10 des mesures correctives. 100051 Cependant. il existe un besoin d'amélioration des systèmes et des procédés de détection d'un sursaut de pression de gaz à l'intérieur d'un puits de forage. Brève description des schémas 100061 Les modes de réalisation de l'invention sont décrits concernant les 15 figures suivantes. Les mêmes chiffres sont utilisés dans toutes les figures pour faire référence des caractéristiques et à des composants similaires. Le.s caractéristiques illustrées dans les figures ne sont pas nécessairement représentées à l'échelle. Certaines caractéristiques des modes dc réalisation peuvent être représentées à des proportions exagérées ou sous une forme quelque peu schématique. et certains détails des éléments peuvent ne pas être représentés dans un souci de 20 clarté et de concision. 100071 LA FiCiUR.E 1 illustre un système de forage situé en fond de trou dans un puits de forage, selon un ou plusieurs modes de réalisation ; 100081 LA FIGURE 2 illustre un système comprenant un capteur d'accélération et utilisé pour détecter un sursaut de pression de gaz à l'intérieur d'un puits de forage, 25 selon un ou plusieurs modes dc réalisation ; 100091 LA MURE. 3 illustre un système comprenant au moins deux capteurs d'accélération et utilisé pour détecter un sursaut de pression de gaz à l'intérieur d'un puits de forage, selon un ou plusieurs modes de réalisation ; 2017-1P 0 0-Ul-FR 100101 IFS FIGURES 4A-4B illustrent un système comprenant un capteur d'accélération et un oscillateur et utilisé pour détecter un sursaut de pression de gaz à l'intérieur d'un puits de forage, selon un ou plusieurs modes de réalisation t et 100111 LA FIGURE 5 illustre un organigramme décrivant des procédés qui 5 peuvent être utilisés lors de la détection d'un sursaut. de pression de gaz à l'intérieur d'un puits de forage, selon un Ou plusieurs modes de réalisation. Description détaillée 10012j Les modes dc réalisation de la présente invention fournissent des systèmes et des procédés pour détecter un sursaut de pression de gaz à l'intérieur d'un puits de 10 forage se prolongeant à travers une formation souterraine. Les systèmes comprennent un outil rotatif comportant un ou plusieurs capteurs d'accélération et'ou un ou plusieurs oscillateurs couplés à ces derniers. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, un procédé de détection du sursaut de pression de' Luiz comprend la rotation de l'outil rotatif à l'intérieur du puits de forage en contact avec le fluide, le suivi et la détection de modifications de vélocité de rotation de l'outil rotatif et la 15 détection d'une bulle imminente ou d'un sursaut de pression de gaz à l'intérieur du puits de forage. Par exemple, le procédé peut comprendre la détection de modifications de la vélocité de rotation. pour produire des données de vibration, la détermination d'un facteur d'amortissement provenant des données dc vibration, la détermination d'une viscosité du fluide, le suivi d'au moins un parmi le facteur d'amortissement ou la viscosité, et la détermination de la présence d'une bulle de gaz 20 dans le fluide en détectant une réduction du facteur d'amortissement ou de la viscosité, 100131 Dans d'autres modes de réalisation, un procédé de détection du sursaut de pression de gaz comprend la rotation de l'outil rotatif à. l'intérieur du puits de forage en contact avec le fluide, la détection d'une modification de densité du fluide à l'intérieur du puits de forage par au moins une onde de pression. et la détermination de la présence du sursaut de pression 25 de gaz à l'intérieur du puits de forage provenant de la modification détectée de la densité du fluide. Par exemple. le procédé peut comprendre la production d'une première onde de pression à l'intérieur du puits de forage, la mesure d'une première vélocité de la première onde de pression à. l'intérieur du puits de forage, la détermination d'une densité primaire du fluide provenant de la première vélocité de la première onde de pression, la production d'une seconde onde de pression à l'intérieur du puits de forage, la mesure d'une seconde vélocité de la seconde onde de pression a l'intérieur du puits de forage, la détermination d'une densité secondaire du fluide à partir de la 2017-IPM-101180-Ul-FR 4 seconde vélocité de la seconde onde de pression, où les densités primaire et secondaire sont différentes et la détermination dc la présence du sursaut de pression de gaz à l'intérieur du puits de forage à partir de la différence entre les densités primaires et secondaires du fluide. 10014] LA FIGURE 1 illustre une vue schématique d'une opération de 5 forage déployée dans et autour d'un système de forage ci de détection 100, selon un ou plusieurs modes de réalisation. Le système de forage et de détection 100 est situé dans et autour d'un puits de lbrage 102 et sur une surface au sol 106. Le puits de forage 102 est formé à l'intérieur d'une région souterraine 120 sous la surface au sol 106. Le puits de forage 102 contient un ou plusieurs fluides 108, tels qu'un fluide de forage, des fluides de production, des fluides de fracturation, 10 d'autres fluides de fond de trou ou annulaires, ou toute combinaison de ces derniers. Les bulles de gaz 109 sont contenues dans le fluide I 08 à l'intérieur du puits dc forage 102. Les bulles de gaz 109 contiennent une ou plusieurs matières parmi le gaz de tom-ration. le gaz de production, le gaz formé provenant du fluide 108, tel qu'en décomposant ou eu modifiant l'état de la matière, ou toute combinaison de ces derniers. 15 100151 La région souterraine 120 comprend tout ou partie d'une ou plusieurs couches dc sous-sol 122, une ou plusieurs formations souterraines 124, des zones souterraines crou d'autres formations terrestres. 1.a région souterraine 120 représentée sur la FIGURE. 1, par exemple, comprend de multiples couches de sous-sol 122 et des formations souterraines 124. Les couches de sous-sol I 22 peuvent comprendre des couches sédimentaires, des couches de roche, 20 des couches de sable. ou toute combinaison de ces dernières et d'autres types de couches de sous- sol. Une ou plusieurs c es couches de sous-sol 122 peuvent contenir des fluides tels que de l'eau. salée, du pétrole, du gaz ou des combinaisons de ces derniers. Le puits de forage 102 pénètre et se prolonge à 'lavas les couches de sous-sol 122. Bien que le puits de forage 102 représenté sur la FIGURE 1 soit un puits de forage vertical, le système de forage et de détection 100 peut également 25 être mis en oeuvre dans d'autres orientations de puits de forage. Par exemple, le système de forage et de détection 100 peut être adapté pour des puits de forage horizontaux, des puits de forage inclinés, des puits de forage incurvés, des puits de forage verticaux ou toute combinaison de ces derniers. 100161 Un appareil de forage 110 comprend une plate-forme 128 située au- 30 dessus de la surface 106 équipée d'un derrick 130 oui supporte un outil rotatif ou un train de tiges de Forage 112 se prolongeant à travers une tête de puits 104 et dans le puits de Forage 102. l_e train de tiges d- forage 112 est actionné pour forer le puits de forage 02 tout en pénétrant dans la région 2017-1PM-101180-Ul-FR 5 souterraine 120. Le train de tiges de forage 112 peut être ou peut comprendre, sans y être limite, un ou plusieurs tubes de forage (par exemple, une tige de forage articulée, une tige de forage câblée ou un autre matériel de déploiement), des éléments tubulaires, des tubes spiralés des câbles métalliques, des tracteurs, une tige kelly, un ensemble de fond de trou (13H\), d'autres dispositifs 5 de transport ou toute combinaison de ces derniers. Par exemple, le forage peut être effectu.é en utilisant un train de tubes de forage reliés ensemble pour former le train de tiges de forage 112 qui est abaissé à travers un plateau rotatif (non représenté) au niveau de la tète de puits 104 dans le puits de forage 102. Le HUA sur le train de tiges de forage 112 peut comprendre, mais sans y être limité. un ou plusieurs colliers de forage, des mèches de forage 114, des capteurs 116, des 10 oscillateurs 118, des outils de diagraphie, d'autres composants et/ou toute combinaison de ces derniers. Par exemple, le train de tiges de tbrage 112 comprend une ou plusieurs mèches de forage 114 à l'extrémité de fond de trou. De exemples d'outils de diagraphie peuvent être ou peuvent comprendre. mais ne sont pas limités à, des outils de mesure en cours de forage (111WD) et de diagraphie en cours de forage 15 100171 Le système de forage et de détection 100 comprend également un système informatique et de commande 132. Le système informatique et de commande 132 reçoit et analyse des données et transmet des commandes ou des instructions. Dans une configuration. le, système informatique et de commande 132 reçoit et analyse des données provenant d'un ou plusieurs capteurs 116 et commande un ou plusieurs oscillateurs 118. Dans certains exemples, le 20 système informatiquc et de commande 132 peut également être tanisé pour mettre en oeuvre un. protocole prenant des mesures correctives pour commander un sursaut de pression de gaz qui a été détecte. Une unité de prédiction d'alarme 134 est connectée de manière fonctionnelle et communicante au système informatique et de commande 132 et peut être utilisée pour activer des alarmes pour des conditions de forage prédéfinies. Par exemple, une alarme de saut de pression 25 fournit une alerte précoce d'un llux d'arrivée dangereux du fluide 108 à l'intérieur du puits de forage 102. [00181 LA ElGURF 2 illustre un systèmc dc forage et de détection 200 comprenant un ou plusieurs capteurs d'accélération 116 utilisés pour détecter des sursauts de Pression de 017 à l'intérieur du puits de forage 102, selon un ou plusieurs modes de réalisation. 30 Comme illustré, le train de tiges de forage 112 comprenant la mèche de forage 114 est prolongé dans le puits de forage 102 qui est foré dans la région souterraine 120 à travers les couches de sous-sol 122 et dans les formtions souterraines 124. 2017-1P 0 0-U1-FR 6 100191 Les capteurs 116 sont fixés sur le train de tiges 112 en amont de la mèche de forage 114 et utilisés pour détecter les sursauts de pression de gaz. Des exemples de capteurs 116 peuvent être ou peuvent comprendre, sans y être limités, un ou plusieurs capteurs d'accélération, un capteur de vitesse ou de vélocité, un capteur de lrequence ou toute combinaison. 5 de ces derniers. Pendant les opérations de forage, le puits de forage peut être soumis à une entrée de fluides de lbrmation, ou à un « saut de pression », comme décrit ci-dessus. Lorsque le saut de pression de gaz. de fluide ou de pétrole se produit. la bulle de gaz 109 entre et se mélange avec le fluide 108 dans le puits de forage. La bulle de gaz 109 peut être un mélange de gaz et de liquide par exemple, une bulle au moins partiellement entourée par un liquide etou un autre gaz) et ou 10 une quantité de gaz sans liquide. Puisque la bulle de gaz 109 a une viscosité et une densité inférieures, la bulle de gaz 09 réduit la viscosité globale du fluide 108, par exemple, le fluide 108 situé dans l'espace annulaire ou le puits de forage 102. Cette réduction de la '.iscosité du .fluide provoque la dégradation du facteur d'amortissement. 100201 Le capteur 116 situé sur le train de tiges de forage 112 détecte la 15 modification de vélocité et ou d'accélération du train de tige de forage 112 en raison du facteur d'amortissement réduit et envoie le signal au système informatique et de commande 132 sur la surface au sol 106. I.a modification de vêlocite et.'ou d'accélération peut être dans toute direction, y compris raye x, l'axe y, et ou l'axe 7 par rapport à l'axe z qui est sur la longueur du train de tiges de forage 2. La modification de la vélocité et ou de l'accélération peut également être une 20 modification de la rotation axiale et'ou de la vibration du train de tiges de forage 112. 100211 Le procédé de calcul du facteur d'amortissement basé sur les données de vibration peut être comme indiqué ci-dessous. Lorsque le llu y d'arrivée du fluide dans le puits de forage 102 se produit et migre à travers le puits de l'orage, le Facteur d'amortissem.ent aura un effet important. Le facteur d'amortissement peut être calculé à l'aide de l'équation suivante : 25 100221 [C] tti; I [M] 100231L'équation ci-dessus peut être donnée comme sui 100241 t); = [C] t t) où : 100251 -1./3(01. = vecteur de charge appliquée (ou fonction de forçage) à l'instant t 2017-11' 0 041.1-FR 7 100261 u(t) = vecteur de déplacement linstant t ; déplacement ; 100271 vecteur de force interne à l'instant t et état 100281 M = matrice de masse ; 5 100291 [C] = matrice d'amortissement ; 100301 indique une quantité de vecteurs ; 100311 H indique une quantité de matrices ; et 100321 'indique une différenciation par rapport à l'in 100331 La matrice d'amortissement peut être calculée à l'aide de l'équation 10 suivante : 100341 L'amortissement de Rayleigh[Cri ou amortissement proportionnel sur la réponse vibrationnelle RI IA peut être calculé à l'aide de l'équation suivante : 15 100351L'amortissement structurel 1C.sl, supposé proportionnel au déplacement mais en phase avec la vélocite d'un BHA à oui I lation harmonique, peut être calculé à l'aide de l'équation suivante : II 100361 La matrice [Cri est due à l'influence des effets d'amortissement 20 visqueux agissant sur le BH A vibrant (par exemple, la matrice G j représente une énergie dissipée pw- le frottement du fluide). la matrice LC-j peut être utilisée pour identifier la quantité de flux 2017-1PM-101180U!-FR 8 d'entrée dans la tbrination car cela dépend de la fréquence. La matrice n j peut être calculée à l'aide des équations suivantes : 'ou : où : 100371 a est la constante de mode ; LI la rigidité en flexion ; I est la longueur ; M est la masse du train de tiges par unité de longueur ; in est le fluide déplacé ; et C ] est le facteur de correction de masse ajouté. 100381 En outre. l'équation ci-dessus peut être réduite à la formule 10 suivante : gas oil 100391 Le rapport peut être tracé en temps réel et comparé à mesure que le puits est foré - tous les autres paramètres restant constants, la quantité de flux entrée in, peut être estimée à partir de laquelle la densité du fluide de flux d'antivée peut être calcuLe. Dans un ou 15 plusieurs exemples, le modèle peut être initialement étalonné pour obtenir le fiteteur de correction. de masse ajouté. 19040j Dans un ou plusieurs modes de réalisation, un procédé de détection. du sursaut de pression de gaz comprend la rotation du train de tiges de forage 112 ou d'un aune outil rotatif à l'intérieur du puits 102 en contact avec le fluide 108. le suivi et la détection des 20 modifications de vélocité de rotation du train de tiges de forage 112, et la détection d'une bulle 2017-1PM-101180-1. 1-FR 9 imminente ou d'un sursaut de pression de gaz à l'intérieur du puits de forage 102. Le procédé peut comprendre la détection de modifications dans la vélocité de rotation du train de tiges de forage 112 pour produire des données de vibration. Li vélocité de rotation du train de tiges de forage 112 est détectée par un, deux ou plusieurs capteurs d'accélération 116 couplés au train de tiges de forage 5 112. Un facteur d'amortissement est déterminé à partir des données de vibration. La viscosité du fluide 108 est également déterminée. On détermine la densité du fluide de llu \ d'arrivée pour au moins une matière parmi le pétrole. le gaz, l'eau ou toute combinaison de ces derniers est déterminée et le flux d'arrivée massif du fluide 108. Ensuite, le facteur d'amortissement et ou la viscosité sont suivis et la présence d'une bulle de gaz ou d'un sursaut de pression de gaz dans le 10 fluide 108 est déterminée en détectant une réduction du facteur d'amortissement ou de la viscosité. 100411 LA FIGURE 3 illustre un système de forage et de détection 300 comprenant au moins deux capteurs d'accélération 116 utilisés pour détecter des sursauts de pression de gaz à l'intérieur du puits de forage 102, selon un ou plusieurs modes de réalisation. Comme iii ustré, le train de tiges de tua, e 112 comprenant la mèche de forage 114 est prolongée 15 dans le puits de forage 102. Le puits de forage 102 est tbré dans la région souterraine 120 qui comprend des couches de sous-sol 122 et des formations souterraines 12 100421 Au moins deux capteurs d'accélération 116 sont utilisés pour analyser et détecter le flux d-arrivée dc fluide dc formation à fintéricur du puits de forage 102. Les capteurs d'accélération 116 sont également utilises pour aider à valider le flux d'arrivée 20 lorsque le flux d'arrivée migre dans l'espace annulaire du puits de forage I 02. En validant, les capteurs d'accélération déterminent qu'il y a un flux d'arrivée et que le flux d'arrivée se déplace en amont à travers le puits de l'orage 102. Les capteurs d'accélération I 16 peuvent également être utilisés pour déterminer Je taux d'expansion du flux d'arrivée de fluide en recoupant les l'acteurs d'amortissement. Lorsqu'au moins deux capteurs d'accélération 116 sont utilisés, chaque capteur 25 d'accélération 116 est utilisé pour déterminer un flux d'arrivée du fluide 108 à différentes étapes ou profondeurs de l'espace annulaire à l'intérieur du puits de forage 102 et pour déterminer un taux d'expansion du flux d'arrivée du fluide 108 aux différentes étapes ou profondeurs d- 'espace annulaire à l'intérieur du puits de forage 102. 100431 Les FIGURES. 4A et 413 illustrent un système de forage et de 30 détection 400 comprenant un ou plusieurs capteurs d'accélération 116 et un ou plusieurs oscillateurs 118 utilisés pour détecter des sursauts de pression de gaz à l'intérieur du puits de l'orage 102, selon un ou plusieurs modes de réalisation. Comme illustré, le train de tiges de l'orage 112 -t 2017-11)M-101180-Ul-FR 10 la mèche de forage 114 sont prolongés dans le puits de forage 102. Le puits de fbrage 102 est fbré dans la région souterraine 120 qui comprend des couches de sous-sol 122 -t des Ibrmations souterraines 124. [0044] l.es oscillateurs 118 et les capteurs 116 sont couplés au train de tiges 5 de forage 112 ou un autre outil rotatif les oscillateurs 118 sont ou comprennent des disposit qui génèrent des ondes par oscillation, agitation, vibration erou d'autres mouvements. Les oscillateurs 118 peuvent être ou peuvent comprendre, sans y être limités, un ou plusieurs oscillateurs à vibrations radiales (par exemple, des oscillateurs transversaux ou à vibrations latérales), des oscillateurs à vibrations axiales, des oscillateurs à vibrations de torsion. des 10 oscillateurs à vibrations excentriques, des vibrateurs, des agitateurs, des récipients, d'autres outils à percussion ou toute combinaison de ces derniers. [0045] Les oscillateurs 118 sont positionnés sur le train de tiges de l'orage 112 au-dessus de la mèche de forage et sont conIïg.urés pour générer une ou plusieurs ondes de pression à une fréquence prédéterminée à l'intérieur du fluide 108 dans le puits de forage. Les 15 capteurs 116 sont semblables à ceux décrits ci-dessus et sont positionnés sur le train de tiges de forage 1 12 en amont de la mèche de forage 114, tels qu'entre la mèche de forage 114- et les oscillateurs 1 18. Les oscillateurs 118 sont positionnés sur le train de tiges de forage 112 en amont de la mèche de fora,e 114. Les capteurs 116 sont eontigures pour mesurer Id pression du fluide 108 dans le puits de forage pour détecter les ondes de pression dans le fluide 108 généré par les 20 oscillateurs 118. Ce finsant, les capteurs 116 suivcnt et mesurent les ondes de pression à la fréquence prédéterminée à l'intérieur du fluide 108 et produisent un signal indicatif du mouvement mesuré du fluide. 100461 À titre d'exemple, une onde de pression dans le fluide 108 est générée par un ou plusieurs oscillateurs 11. Dans certains exemples, un oscillateur à vibrations 25 latérales génère une onde de pression qui se déplace vers l'avant jusqu'au fond du puits de forage 102 et qui est réfléchie de manière similaire à une réflexion d'onde sonique. Lorsque l'onde de contrainte réfléchie revient vers le capteur 116, le capteur 116 détecte le temps de déplacement et la vitesse de vibration. [0047] L'onde de pression provenant de l'oscillateur peut être exprimée par 30 l'équation s 2017-11' 0 0-U 1 -FR 11 100481 Lorsque l'onde de pression est réfléchie en provenance de la paroi du puits de forage, le signal peut être identifié par un capteur d'accélération ou d'autres outils qui peuvent détecter des ondes de pression. 1.::nsuite, le signal peut être décomposé et le temps entre le 5 temps d'arrêt et le temps de retour. -I. peut être trouvé. Ensuite. la vitesse d'onde de fonde de pression entre l'oscillateur et le capteur est : , où : 100491 C'est la vélocité de ronde de pression ; r est le rayon du puits de forage 102 ou de l'espace annulaire ; et d est la distance entre l'oscillateur et le capteur, comme 10 illustre sur la FICif,JRE lb. Un axe central 113 du puits de forage 102 peut être utilisé comme référence pour le rayon r. L'axe central I 13 peut également e...tre commun au train de tiges de forage 112. Lorsqu'il y a un fluide de formation, la densité du fluide 108 est modifiée, ce qui modifie en outre la vélocité de l'onde ce pression. Les données du capteur d'accélération peuvent être comparées aux données de base comme précédemment pour estimer le type de flux d'arrivée. La 15 densité du fluide de flux d'arrivée pour au moins une matière parmi le pétrole, le gaz. l'eau ou toute combinaison de ces derniers est déterminée et le flux d'arrivée massif du fluide 108 est déterminée. 100501 Dans d'autres modes de réalisation, un procédé de détection d'un sursaut de pression de gaz comprend la rotation da train de tiges de forage I 12 à l'intérieur du puits de [Orage 102 en contact avec le lluide 108, la détection d'une modification de densité du fluide 20 108 à l'intérieur du puits 102 par au moins une ou plusieurs ondes de pression, et. la détermination ce la présence du sursaut de pression de gaz à l'intérieur du puits de l'orage 102 provenant de la modification de densité du fluide 108 détectée. l'onde de pression peut être générée par une ou plusieurs vibrations, telles qu'une vibration radiale, une vibration trans',.ersale, une vibration. latérale, une vibration axiale. une vibration de torsion, une vibration excentrique ou toute 25 combinaison de ces dernières. 100511 Le procédé comprend la production d'une première onde de pression à l'intérieur du puits de forage 102, la mesure d'une première vélocité de la première onde de pression à l'intérieur du puits de forage 102 et la détermination d'une densité primaire du fluide 108 provenant de la première vélocité dc la première onde dc pression. Le procédé comprend 2017-1PM-101180-1_11-FR 12 également la production d'une seconde onde de pression à l'intérieur du puits de tbrage 102 mesure d'une seconde vélocité de la seconde onde de pression à l'intérieur du puits de forage 102 et la détermination d'une densité secondaire du fluide 108 à partir de la seconde vélocité de la seconde onde de pression. Si les densités primaire et secondaire sont les mêmes, répétez alors la. 5 mesure de la vélocité des ondes de pression supplémentaires. Si les densités primaire et secondaire sont différentes, déterminez alors la présence du sursaut de pression de gaz à l'intérieur du puits de forage 102 partir de la différence entre les densités primaire et secondaire du fluide 108. 100521 L'un quelconque des systèmes 200, 300 et/ou 400 peut comprendre 2, 3' 5, 6, 7, 8 ou 9 capteurs 116 à environ ID, environ 12, environ 15, environ 20, environ 30, 10 environ 50. , environ 100, environ 150, environ 2011. environ 250, ou plus de capteurs 116. Par éxemple, l'outil rotatif ou le train de tiges de forage t 12 des svstemes 200, 300 erou 400 peut eolnprendre 2 capteurs i en \..iron 250 capteurs, 2 capteurs à environ 100 capteurs, 2 capteurs à environ 50 capteurs, 10 capteurs à environ 250 capteurs, 10 capteurs à environ 100 capteurs, ou 10 capteurs à environ 50 capteurs. 15 100531 Chacun des capteurs 116 est situé sur le train de tiges de forage 112 et espacé ou séparé autrement du capteur 116 suivant le plus proche, d'une distance d'environ 10, d'environ 20, d'environ 30_ d'environ 40, d'environ 45, d'environ 50 ou d'environ 60 pieds à environ 70, à environ 80,à environ 90. â environ 100, à environ 200, à environ 500, à environ 700, ou à environ 1 000 pieds. Par exemple, les capteurs 116 peuvent être espacés ou séparés autrement du 20 capteur 116 suivant le plus proche, d'une distance d'environ I pieds à environ 1 000 pieds, d'environ 20 pieds à environ 500 pieds, d'environ 30 pieds à environ 100 pieds, d'environ 30 pieds à environ 90 pieds, d'environ 30 pieds à environ 60 pieds, d'environ 40 pieds à environ 100 pieds, d'environ 40 pieds à environ 90 pieds, ou d'environ 40 pieds à environ 60 pieds. 100541 LA FIGURE 5 illustre un organigramme illustrant le procédé 500 25 qui peut être utilisé lors de la détection d'un sursaut de pression de gaz à l'intérieur d'un puits de foraoe, selon un ou plusieurs modes de réalisation. Le procédé 500 peut être utilisé avec l'un. quelconque des systèmes 200, 300 et: ou 40ft ainsi que d'autres systèmes de forage et de détection non décrits ou abordés dans la présente invention. Le procédé 5(f) comprend l'acquisition de données d'accélération (502), la décomposition de la matrice fluide du fluide en fond de trou (5(14), 30 la détermination de la modification de fréquence (506), la détermination du flux d'arrivée massif (508), et l'exécution du calcul de la densité du fluide de flux d'arrivée (510). I.es résultats du procédé 500 comprennent la détemilnatio.n du pétrole dans le fluide de flux d'arrivée, du gaz dans 2017-IPM-101180-U l -FR le fluide de flux d'arrivée, de l'eau dans le fluide de flux d'arrivée et .ou du mélange dans le fluide de flux d'arrivée de celui-ci (5121. Une fois que les données de vibration et d'accélération. provenant des capteurs sont reçues à l'étape 502, les données de vibration sont analysées par le procédé 500 aux étapes 504 à 508. Ensuite, la densité et ta viscosité du Iluide est calculée à l'étape 5 510. Les données de densité et. de viscosité du fluide sont utilisées pour déterminer les concentrations ou le Ilu \ «arrivée du pétrole, du gaz. de Peau et de la boue (eLou d'autres particules) qui sont dans le fluide. 100551 Le procédé 500 peut être utilisé pour prédire lu modification du volume de commande de puits lorsque le puits est foré. L'unité de prédiction d'alarme suit les 10 données de masse et de vibration du fluide de forage pour prédire les événements de forage. L'unité de prédiction d'alarme peut activer des alarmes pour des conditions de forage prédéfinies, telles qu'une alarme de sursaut de pression pour fournir une alerte précoce d'un flux d'arrivée de laide dangereux dans le puits de forage. 100561 Le procédé 500 de détection d'un sursaut de pression de gaz à 15 l'intérieur d'un puits de forage peut être ou peut comprendre : un ou plusieurs procédés utilisant une donnée d'accélération de point de capteur qui peuvent être réalisés avec le système 200 : un ou plusieurs procédés utilisant des données d'accélération multisensorielles qui peuvent être réalisés avec le système 300 ; et un ou plusieurs procédés utilisant un capteur d'accélération avec d'autres outils à percussion (par exemple an oscillateur ou un récipient) qui peuvent être réalisés 20 avec le système 400 ; ou toute combinaison de ces derniers. 100571 Dans un ou plusieurs modes de réalisation, les vibrations du train de tiges de forage sont provoquées par le mouvement de la mèche de forage pendant le fonctionnement et ou par un ou plusieurs vibrateurs:oscillateurs. I...a vitesse de vibration peut être détectée par les capteurs. Les nulles de gaz montent dans le puits de forage en se déplaçant en 25 amont vers la surfitce au sol pendant un sursaut de pression de gaz..La densité et la viscosité du .fluide de forage avec des bulles de gaz sont inférieures, de sorte que les capteurs ont mesure le fluide de forage avec une densité et une viscosité réduites lorsque le fluide passe les capteurs. Dans fe fluide de densité et de viscosité inférieures, le train de tiges de forage génère une vibration plus importante. En tant que tel, le capteur détecte le signal de vibration plus fort lorsque les bulles de 30 gaz passent par le capteur. Les emplacements des bulles et la vitesse n'ou l'accélération des bulles de gaz sont détectes en utilisant les données provenant de plusieurs capteurs, tels que deux, trois capteurs ou davantage. 2017-11) 0 0-U I -FR 14 100581 Les données de vibration de fond de trou à haute fréquence ont une plus grande quantité d'informations cachées que les données de surface à basse fréquence. Les procédés décrits et abordés dans la présente invention comprennent le suivi des données d'accélération à haute fréquence pour la détection précoce d'un sursaut de pression. La tendance 5 des valeurs de capteur accélérateur est suivie plutôt que les valeurs après traitement. 100591 1....orsque le sursaut de pression de gaz, de fluide ou de pétrole se produit, le flux d'arrivée de fluide réduit la viscosité du fluide dans l'espace annulaire du puits de forage. ce qui provoque la dégradation du facteur d'amortissement. Un ou plusieurs capteurs installës sur le train de tiges de forage détectent la modification de la vélocité et ou de l'accélération 10 résultant de la modification du facteur d'amortissement. Cette approche comprend un modèle analytique pour calculer l'effet du taux d'amortissement sur les calculs d'accélération. Lorsque le flux d'arrivée de fluide dans le puits de forage se produit et migre, le facteur d'amortissement aura un effet important. Les procédés décrits et abordés dans Id présente invention comprennent la &convolution des valeurs de capteur en utilisant une combinaison de deconvolution d'entropie 15 minimum et d'opérateur d'énergie lfeager-Kaiser pour éliminer le bruit, les valeurs de capteur non désirées et la probabilité de fausse prédiction. Les procédés comprennent également le calcul de secousse instantanée et l'intensité de secousse à chaque profondeur. La tendance des fonctions de mode intrinsèque final (FMI) à chaque profondeur ou étape est suivie en permanence pour prédire le flux d'arrivée de formation le cas échéant. Le FMI est utilisé pour analyser l'onde de vibration 20 provenant du. train de tiges de forage ou de l'oscillateur car les données de vibration reçues à partir des capteurs sont mélangées avec le bruit de fond. L'analyse du FMI est effectuée avec un. ordinateur et utilisée pour séparer le signal de vibration du signal de bruit de fond. 100601 Les procédés décrits et abordés dans la présente invention peuvent être appliqués à des cas dans lesquels un flux d'arri'ée de fluide a été observé et dans lesquels le 25 flux d'arrivée n'a pas eu lieu. À travers un suivi continu de la tendance du FMI à chaque profondeur, on observe que la tendance du est modifiée au moment où le flux d'arrivée se produit. De plus, le suivi de l'énergie du FMI avec la profondeur suggère que l'énergie du FMI devient négative lorsqu'il y a un flux d'arrivée. Ainsi, dans au moins un mode de réalisation, les informations réelles sont cachées dans la tendance des données et non dans hi valeur absolue du 30 capteur ou dans les valeurs quadratiques moyennes et le suivi des données en temps réel peut être rendu plus fiable, simple et rapide permettant à l'équipe de prendre des mesures d'auenuation en. temps opportun. Sous un autre aspect, l'énergie du FMI peut etre calculée à partir du FMI final. La 2017-1PM-101180-1_11-FR 15 tendance de cette énergie peut être suivie en permanence pour rendre ce processus pratique pour le suivi des données en temps réel. Les procédés décrits et abordés dans la present c. invention sont utilisés pour suivre le 1M1 incrémentai et l'énergie du FMI à chaque profondeur. 1....es procédés sont: appliqués pour extraire des informations à partir de données vibratoires a haute fréquence pour suivre les données en temps réel de manière simple, fiable et rapide. [00611 Outre les modes de réalisation définis ci-dessus, REVENDICATIONS1. Procédé de détection d'un sursaut de pression de gaz à l intérieur 10 d'un puits de forage à travers une formation souterraine contenant un fluide de forage, consistant à faire tourner un outil rotatif à l'intérieur du puits de forage et au moins partiellement en contact avec le fluide a détecter des changements de vélocité de rotation de l'outil à l'intérieur du puits de forage et à détecter le sursaut de pression de gaz à l'intérieur du puits de forage. 2. Procédé de détection d'un sursaut de pression de gaz à l'intérieur. 15 d'un puits de forage à travers une formation souterraine contenant un fluide, consistant à faire tourner un outil rotatif au moins partiellement en contact avec le fluide à l'intérieur du puits de forage, à détecter des changements de vélocité de rotation de l'outil rotatif à l'intérieur du puits de forage pour produire des données de vibration, à déterminer un facteur d'amortissement à partir des données de vibration, à déterminer une viscosité du fluide, à suivre au moins un parmi le 20 t'acteur d'amortissement ou la viscosité, et à déterminer la présence d'une bulle de gaz dans le fluide par la détection d'une réduction du facteur d'amortissement ou de la viscosité. 100641 3. Procédé de détection d'un sursaut de pression dc gaz à l'intérieur d'un puits de forage à travers une formation souterraine contenant un fluide, consistant à faire tourner un outil rotatif au moins partiellement en contact avec le fluide à l'intérieur du puits de 25 forage, u détecter un changement de densité du fluide à l'intérieur du puits de l'orage par une onde de pression, et à déterminer la présence du sursaut de pression de gaz à l'intérieur du puits de forage à partir du changement détecté de la densité du fluide. 100651 4. Système de détection d'un sursaut de pression de gaz à l'intérieur d'un puits de forage à travers une formation souterraine contenant un fluide, comprenant un capteur 30 d'accélération couplé à l'outil rotatif et configure pour effectuer au moins une, deux, ou plusieurs 2017-1PM-101180-U1-FR 16 opérations parmi : la détection ou la détermination de changements de vélocité de l'out 1 rotatif, la détection ou la détermination de changements de viscosité du fluide, la détection ou la déteimination de changements de densité du fluide, la détection ou la détermination de changements entre les ondes de choc se déplaçant dans le fluide, la détection ou la détermination de changements dans un flux d'arrivee massif du fluide, ou toute combinaison de ces dernières. 100661 5. Système selon le paragraphe 4, comprenant en outre deux capteurs d'accélération ou plus couplés à l'outil mtatif, dans lequel chacun des deux capteurs d'accélération ou plus est configuré pour déterminer un flux d'arrivée du fluide à différentes profondeurs du puits de forage ou d'un espace annulaire, ou un taux d'expansion du flux d'arrivée de fluide à différentes profondeurs du puits de forage ou de l'espace annulaire. 100671 6. Procédé ou système selon l'un quelconque des paragraphes I à 5, dans lequel la vélocité de rotation est détectée par un capteur d'accélération couplé a l'outil rotatif. 100681 7. Procédé ou système selon l'un quelconque des paragraphes 1 à 6, consistant en outre à déterminer un flux d'arrivée massif du fluide de la formation au puits de 15 forage. 100691 8. Procédé ou système selon l'un quelconque des paragraphes 1 à 7, consistant en outre à déterminer une densité de fluide de flux d'arrivée d'au moins un élément parmi le pétrole le gaz et l'eau, ou toute combinaison de ces derniers. 100701 9. Procédé ou système selon l'un quelconque des paragraphes 1 à 8. 20 dans lequel la . vélocité de rotation est détectée par deux capteurs d'accélération ou plus couplés à l'outil rotatif. 100711 10. Procédé ou système selon le paragraphe 9, dans lequel chacui. des deux capteurs d'accelération ou plus &termine un flux d'arrivée du fluide à différentes profondeurs du puits de l'orage ou de l'espace annulaire. 25 100721 11. Procédé ou système selon le paragraphe 9, dans lequel chacun des deux capteurs d'accélération ou plus détermine un taux d'expansion ou un flux d'arrivée du .fluide dans le puits de forage à différentes profondeurs du puits de forage ou de espace annulaire. 100731 1 2. Procédé ou système selon l'un quelconque des paragraphes 1 1 , dans lequel la détection du changement de densité du fluide à l'intérieur du puits de forage à 2017-1PM-101180411-FR 17 l'aide de l'onde de pression consiste en outre à produire une première onde de pression à l'intérieur du puits de forage, à mesurer une première vélocité de la première onde de pression t l'intérieur du puits de forage, à déterminer une densité primaire du fluide à l'aide de la première vélocité d la première onde de pression, à produire une seconde onde de pression à l'intérieur du puits de 5 forage, à mesurer une seconde vélocité de la seconde onde dc pression à l'intérieur du puits de forage. et à déterminer une densité secondaire du fluide à l'aide de la seconde \.elocité de la seconde onde de pression, dans lequel les densités primaire et secondaire sont différentes. [0074] 13. Procédé ou système selon le paragraphe 12, dans lequel la détermination de ià présence du sursaut de pression de gaz à l'intérieur du puits dc forage consiste 10 en outre à déterminer la différence entre les densités primaire et secondaire du fluide. [0075] 14. Procédé ou système selon l'un quelconque des paragraphes 1 à 13, dans lequel 'onde de pression est produite par les vibrations provenant des tours réalisés par l'outil rotatif. 100761 15. Procédé ou système selon l'un quelconque des paragraphes 1 à 14, dans lequel l'onde de pression est produite par au moins une opération parmi une vibration radiale, une vibration transversale, une vibration latérale, une vibration axiale, une vibration de torsion, une vibration excentrique, ou toute combinaison de ces dernières. 100771 16. Procédé ou système selon l'un quelconque des paragraphes 1 15, dans lequel a densité du fluide est déterminée par un capteur d'accélération couplé à l'outil. 20 rotatif 100781 17. Procédé ou système selon l'un quelconque des paragraphes 1 à 16, dans lequel l'onde de pression est produite par un oscillateur. [0079] 18. Procédé ou système selon le paragraphe 17, dans lequel l'oscillateur est couplé à l'outil rotatif. 25 100801 19. Procédé ou système selon le paragraphe 17, dans lequel l'oscillateur est configure pour pmduire des ondes de pression. [0081] 20. Procédé ou système selon le paragraphe 17, dans lequel l'oscillateur comprend un vibrateur, un agitateur, un récipient, un outil à percussion. 2017-1P 0 0-U1-FR 18 100821 21. Procédé ou système selon paragraphe 17, dans lequel l'oscillateur comprend au moins un élément parmi un oscillateur ..tbration radiale, un oscillateur à vibration transversale, un oscillateur à vibration latérale, un oscillateur à vibration axiale, un. oscillateur à vibration de torsion, un oscillateur à vibration e centrique, ou toute combinaison de 5 ces ci ern i ers. 100831 22. Procédé ou système selon l'un quelconque des paragraphes 1 à 2 consistant en outre à déterminer un flux d'arrivée massif du livide. 100841 23. Procédé ou système selon l'Un quelconque des paragraphes 1 22, consistant en outre à déterminer une densité de fluide de flux d'arrivée d'au moins un parmi le 10 pétrole, le gaz et l'eau, ou toute combinaison de ces derniers. 100851 24_ Système de réalisation du procédé selon l'un quelconque des paragraphes 1 à 3 et 6 à 23 100861 Un ou plusieurs modes de réalisation spéciliques de la présente divulgation ont été décrits. Afin que la description de ces modes de réalisation testé concise, toutes 15 les caractéristiques d'une mise en ceu^:re réelle peuvent ne pas être décrites dans la description. Il convient de noter que dans le développement de telles mises en ccuvre réelles. comme dans tout projet d'ingénierie ou de conception, de nombreuses décisions spécifiques à la mis- en oeuvre doivent être prises pour atteindre les objectifs spécifiques des développeurs, tels que le respect des contraintes liées au système et au métier, qui peuvent varier d'une mise en oeuvre à l'autre. En outre, il doit être noté qu'un tel effOrt de développement pourrait être complexe et prendre beaucoup dc temps, mais constituerait néanmoins une opération habituelle de conception, de fabrication et de fabrication pour l'homme du métier bénéficiant de la présente divulgation. [00871 Dans la discussion suivante et dans les revendications es articles « un » et « le » ont pour objet de signifier qu'il y a un ou plusieurs des éléments. les tenues « incluant », « comprenant » et « ayant » et les variantes de ces derniers sont utilisés de manière non restrictive et doivent donc être interprétés comme signifiant « y compris, mais sans s'y limiter, ». Par ailleurs, toute utilisation d'une quelconque ibrme des termes « connecter », « engager », « coupler », « attacher », « accoupler », « monter » ou tout autre ternie décrivant une interaction entre des éléments a pour objet de signifier une interaction soit indirecte, soit directe, entre les éléments décrits. De plus, tels qu'utilisés dans les présentes, les termes axial et « axialement » 20!7-IPM-101180-U!-FR 19 signifient généralement le long ou parallèle à un axe central (par exemple, axe central d'un corps ou d'un orifice), tandis que les termes «radial » et « radialement » signifient généralement perpendiculaire à l'axe central. L'utilisation des ternies « haut », « bas o. « au-dessus », o enessous », « supérieur ». « inférieur », « vers le haut ».« vers le bas Y "