METODO PARA DETERMINAR LA ENTRADA DE FLUIDOS DE YACIMIENTOS O LA PERDIDA DE FLUIDOS DE PERFORACION DE UN AGUJERO DE POZO USANDO UN SISTEMA DE CONTROL DE PRESION ANULAR DINAMICO
CAMPO DE LA INVENCIÓN La invención se relaciona en general con el campo de la perforación de agujeros de pozos de perforación utilizando dispositivos de control de presión anular dinámicos. Más específicamente, la invención se relaciona con un método para determinar eventos de control de fluidos de agujeros de pozo, tales como la pérdida de fluido de perforación o la entrada de fluidos de yacimientos dentro de un agujero de pozo cuado se utilizan tales dispositivos. ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN La exploración y producción de hidrocarburos de yacimientos terrestres subsuperficiales finalmente requieren un método para llegar a los hidrocarburos y extraerlos de los yacimientos. Llegar y extraer típicamente se realiza perforando un agujero de pozo desde la superficie de la tierra hasta los yacimientos terrestres que contienen hidrocarburos utilizando una torre de perforación. En su forma más simple, se utiliza una torre de perforación terrestre para soportar una broca montada en el extremo de una columna de perforación. La columna de perforación está formada típicamente de longitudes de tubos de perforación o Ref.: 194278 segmentos tubulares similares conectados de extremo a extremo. La columna de perforación está soportada' por la estructura de la torre de perforación en la superficie terrestre. Un fluido de perforación que comprende un fluido base, típicamente agua o aceite, y varios aditivos, es bombeado descendentemente hasta una abertura central en la columna de perforación. El fluido sale de la columna de perforación a través de aberturas denominadas "chorros" en el cuerpo de la broca giratoria. El fluido de perforación circula entonces de regreso ascendentemente por un espacio anular formado entre la pared del agujero de pozo y la columna de perforación, que porta los detritos de la broca con el fin de limpiar el agujero de pozo. El fluido de perforación también está formulado de tal manera que la presión hidrostática aplicada por el fluido de perforación es mayor que la presión del fluido del yacimiento circundante, evitando así que los fluidos del yacimiento entren al agujero de pozo. El hecho de que la presión hidrostática del fluido de perforación exceda típicamente la presión del fluido del yacimiento también da como resultado que el fluido entre en los poros del yacimiento, o "invada" el yacimiento. Para reducir la cantidad de fluido de perforación perdida a través de dicha invasión, algunos de los aditivos en el fluido de perforación se adhieren a la pared del agujero de pozo en yacimientos permeables formando asi un "revoque de inyección" relativamente impermeable en las paredes del yacimiento. Este revoque de inyección detiene sustancialmente la invasión continua, que ayuda a conservar y proteger el yacimiento antes de la colocación del tubo o entubado protector en el agujero de pozo como parte del proceso de perforación, como se discutirá en detalle más adelante. La formulación del fluido de perforación para ejercer presión hidrostática que exceda la presión del yacimiento se denomina comúnmente como "perforación preponderante" . El fluido de perforación finalmente regresa a la superficie, en donde es transferido a un sistema de tratamiento de lodos, incluyendo generalmente componentes tales como mesas de cribado para remover sólidos del fluido de perforación, un desgasificador para remover gases disueltos del fluido de perforación, un tanque de almacenamiento o "foso de lodo" y un medio manual o automático para adición de varios químicos o aditivos al fluido tratado por los componentes anteriores. El flujo de fluido de perforación limpio y tratado se mide para determinar pérdidas de fluidos hacia el yacimiento como resultado de la invasión de fluidos descrita previamente. Los sólidos y fluido regresados (antes del tratamiento) pueden estudiarse para determinar varias características de los yacimientos terrestres utilizadas en operaciones de perforación. Una vez que el fluido ha sido tratado en el foso de lodo, es bombeado entonces fuera del foso de lodo y es bombeado nuevamente a la parte superior de la columna de perforación . La técnica de perforación preponderante descrita anteriormente es el método de control de presión de fluidos de yacimientos más comúnmente utilizada. La perforación preponderante se basa principalmente en la presión hidrostática generada por la columna del fluido de perforación en el espacio anular ("sección anular") para impedir la entrada de fluidos del yacimiento dentro del agujero de pozo. Al exceder la presión de poros del yacimiento, la presión del fluido en sección anular puede evitar la entrada flujo repentina de fluido del yacimiento dentro del agujero de pozo, tales como infiltraciones de gas. Cuando ocurren infiltraciones de gas, puede aumentarse la densidad del fluido de perforación para evitar más entrada de flujo de fluido del yacimiento al agujero de pozo. Sin embargo, la adición de aditivos que incrementan la densidad ("de peso") al fluido de perforación: (a) puede no ser suficientemente rápida para dar cuenta del flujo entrante de fluido del yacimiento; y (b) puede ocasionar que la presión hidrostática en la sección anular exceda la presión de fractura del yacimiento, dando como resultado la creación de fisuras o fracturas en el yacimiento. La creación de fracturas o fisuras en el yacimiento típicamente resulta en la pérdida de fluido de perforación hacia el yacimiento, posiblemente afectando adversamente la permeabilidad cerca del agujero de pozo de los yacimientos que contienen hidrocarburos. En el caso de infiltraciones de gas, el operador del agujero de pozo puede elegir cerrar los dispositivos de sellado anular denominados "protectores de explosión" (BOP, por sus siglas en inglés) localizados por debajo del piso de la torre de perforación para controlar el movimiento del gas que asciende por la sección anular. En el control del flujo entrante de una infiltración de gas, después de que se cierran los BOP, el gas es sangrado de la sección anular y la densidad del fluido de perforación aumenta antes de reanudar las operaciones de perforación. El uso de la perforación preponderante también afecta las profundidades a las cuales el entubado debe colocarse durante las operaciones de perforación. El proceso de perforación comienza con un "tubo conductor" que es dirigido dentro de la tierra. Típicamente se une una pila de BOP en la parte superior del tubo conductor, y la torre de perforación colocada arriba de la pila de BOP. Una columna de perforación con una broca puede girar selectivamente haciendo girar toda la columna de perforación usando la varilla de arrastre de la torre de perforación o un motor superior, o la broca puede girar independiente de la columna de perforación usando un motor impulsado por fluido de perforación instalado en la columna de perforación arriba de la broca. Como se indica lineas arriba, un operador puede perforar a través de los yacimientos terrestres ("agujero abierto") hasta el momento en el que la presión del fluido de perforación a la profundidad de perforación se aproxima a la presión de fractura del yacimiento. En ese momento, una práctica común es insertar y colgar una columna de entubado en el agujero de pozo desde la superficie hasta lo más profundo de lo perforado . Una zapata de cementación se coloca en la columna de perforación y se desplaza cemento especializado a través de la columna de perforación y fuera de la zapata de cementación para que recorra ascendentemente la sección anular y desplace cualquier fluido que se encuentre en la sección anular. El cemento entre la pared del yacimiento y el exterior del entubado soporta efectivamente y aisla el yacimiento de la sección anular del agujero del pozo. Se puede llevar a cabo una perforación adicional del agujero abierto por debajo de la columna de entubado, nuevamente con el fluido de perforación proporcionando control de presión y protección al yacimiento en el agujero abierto perforado por debajo del fondo del entubado. El entubado protege los yacimientos menos profundos de la fractura inducida por la presión hidrostática del fluido de perforación cuando deba aumentarse la densidad del fluido con el fin de controlar presiones de fluidos del yacimiento en yacimientos más profundos . La figura 1 es un diagrama de ejemplo del uso de la densidad del fluido de perforación para controlar presiones de yacimientos durante el proceso de perforación en una sección de agujero de pozo intermedia. La barra horizontal superior representa la presión hidrostática ejercida por el fluido de perforación y la barra vertical representa la profundidad vertical total del agujero de pozo. La gráfica de la presión del fluido del yacimiento (poro) se representa por medio de la línea 10. Como se indica arriba, en la perforación predominante, la densidad del fluido de perforación se selecciona de tal manera que su presión excede la presión de poros del yacimiento en cierta cantidad por razones de control de presión y de estabilidad del agujero de pozo. La línea 12 representa la presión de fractura del yacimiento. Las presiones del fluido del agujero de pozo que exceden la presión de fractura del yacimiento pueden dar como resultado que el fluido de perforación presurice la paredes hasta el grado en que se abren pequeñas grietas o fracturas en la pared del agujero de pozo. Además, la presión del fluido de perforación supera la presión del yacimiento y ocasiona la invasión significativa de fluido. La invasión de fluido puede resultar en, entre otros problemas, permeabilidad reducida, afectando adversamente la producción del yacimiento. La presión generada por el fluido de perforación y sus aditivos se representa por medio de la línea 14 y es generalmente una función lineal de la profundidad vertical total. La presión hidrostática que se generaría por el fluido sin ningún aditivo, es decir solo agua, se representa por medio de la línea 16 . En un sistema de fluido de perforación de "ciclo abierto" descrito arriba, en donde el fluido de retorno del agujero de pozo se expone a la presión atmósfera, la presión anular en el agujero de pozo es esencialmente una función lineal de la densidad del fluido del agujero de pozo con respecto a la profundidad en el agujero de pozo. En el sentido más estricto esto es cierto solo cuando el fluido de perforación está estático. En realidad la densidad efectiva del fluido de perforación puede modificarse durante las operaciones de perforación debido a la fricción en el fluido de perforación en movimiento, sin embargo, la presión anular resultante generalmente está relacionada linealmente con la profundidad vertical. En el ejemplo de la figura 1 , la presión hidrostática 16 del fluido de perforación y la presión de poros 10 generalmente van de la mano en la sección intermedia del agujero de pozo hasta una profundidad de aproximadamente 2134 metros ( 7000 pies). Posteriormente, la presión de poros 10 (presión de fluidos en los espacios de poros de los yacimientos terrestres) aumenta a una velocidad por arriba de la de una columna de agua equivalente en el intervalo desde una profundidad de 2134 metros (7000 pies) hasta aproximadamente 2835 metros (9300 pies). Tales presiones de yacimiento anormales pueden ocurrir en donde el agujero de pozo penetre un intervalo de yacimiento que tenga características significativamente diferentes a las del yacimiento anterior. La presión hidrostatica 14 mantenida por el fluido de perforación está de manera segura por arriba de la presión de poros antes de aproximadamente 2134 metros (7000 pies) . En el intervalo de 2134-2835 metros (7000-9300 pies), la diferencial entre la presión de poros 10 y la presión hidrostática 14 se reduce significativamente, disminuyendo el margen de seguridad durante las operaciones de perforación. Una infiltración de gas en este intervalo puede resultar si la presión de poros excede la presión hidrostática, con un flujo entrante de fluido y gas dentro del agujero de pozo requiriendo la activación de los BOP. Como se indica arriba, aunque puede agregarse material de peso adicional al fluido de perforación para aumentar su presión hidrostática, esto generalmente será inefectivo para dar cuenta de una infiltración de gas debido al tiempo requerido para aumentar la densidad del fluido a la profundidad de la infiltración en el agujero de pozo. Tales tiempos resultan del hecho de que el fluido de perforación debe moverse a través de miles de metros de tubo de perforación para llegar incluso a la profundidad de la broca, sin mencionar el comienzo del llenado de la sección anular para aumentar la presión hidrostática en la sección anular. Un sistema de fluido de perforación de ciclo abierto está sujeto a varios otros problemas. Se apreciará que es necesario apagar las bombas de lodos con el fin de montar segmentos de tubos de perforación sucesivos ("juntas") a la columna de perforación para aumentar su longitud (llamado "hacer una conexión"), para permitir perforar sucesivamente yacimientos terrestres más profundos. Cuando las bombas se apagan, la presión anular experimentará un pico negativo que se disipa al estabilizarse la presión anular. Similarmente, cuando las bombas vuelven a encenderse después de hacer una conexión, la presión anular experimentará un pico positivo. Dicho pico ocurre cada vez que se agrega una junta de tubo o se remueve de la columna. Se apreciará que estos picos de presión pueden ocasionar fatiga en la aglomeración de lodo y la pared del agujero de pozo, y podría ocasionar que los fluidos del yacimiento entren al agujero de pozo o fracturen el yacimiento dando lugar nuevamente a un evento de control del pozo. Para superar las limitaciones anteriores de perforación utilizando un sistema de circulación de fluido de ciclo abierto, se han desarrollado varios sistemas de perforación llamados sistemas de "control dinámico de presión anular" (DAPC, por sus siglas en inglés) . Uno de tales sistemas se describe, por ejemplo, en la Patente de EE.UU. No. 6 , 904 , 981 otorgada a van Riet y cedida a Shell Oil Company. El sistema DAPC descrito en la patente ' 981 incluye un sistema de contrapresión de fluido en el cual la descarga de fluido del agujero de pozo es controlada selectivamente para mantener una presión seleccionada en el fondo del agujero de pozo, y se bombea fluido descendentemente por el sistema de retorno de fluido de perforación para mantener la presión de la sección anular durante los tiempos en que se apagan las bombas de lodo. Se proporciona adicionalmente un sistema de monitoreo de presión para monitorear presiones detectadas del agujero de pozo, modelar presiones del agujero de pozo esperadas para perforación adicional y controlar el sistema de contrapresión de fluido. Como se puede inferir de la discusión anterior de los eventos de flujo entrante de fluido y de la pérdida de fluido, es importante que tengan lugar la detección de tales eventos, y se tomen acciones correctivas tan pronto como sea posible después de comenzar cualquiera de tales eventos de tal forma que las acciones correctivas tengan más probabilidad de ser efectivas. Este es particularmente el caso con las infiltraciones de gas, porque al fluir una infiltración de gas ascendentemente por la sección anular, la presión hidrostática debida al gas que se introduce, se reduce, con lo cual el gas aumenta en volumen, desplazando así sucesivamente volúmenes mayores de fluido de perforación en la sección anular. El desplazamiento de fluido de perforación da como resultado una reducción de la presión hidrostática en la sección anular, intensificando más la expansión del gas en un ciclo peligroso. Por lo tanto se ha dedicado mucho trabajo para la detección temprana y precisa de eventos de control de pozos. Muchas de las técnicas conocidas en la técnica para detección de eventos de control de pozos que utilizan sistemas de circulación de fluido de ciclo abierto se describen, por ejemplo, en la Patente de EE.UU. No. 6,820,702 otorgada a Niedermayr et al. Generalmente, las técnicas conocidas en la técnica para detectar eventos de control de pozos utilizadas con sistemas de circulación de fluido de ciclo abierto usan diferencias entre el volumen de flujo de fluido dentro del agujero de pozo y de flujo de fluido fuera del agujero de pozo para inferir la presencia de dicho evento. Lo que se necesita es un método para determinar la existencia de un evento de control de pozo para utilizarse con sistemas de circulación de fluido de ciclo abierto tales como los sistemas DAPC . También se apreciará que una modalidad, por lo menos, de un sistema de DAPC mostrado en la patente de van Riet '981 requiere una bomba de contrapresión para los momentos en los que las bombas de lodos de la torre de perforación se apagan con el fin de mantener la presión del fluido de la sección anular. Es deseable tener un sistema de DAPC que no se base en el uso de una bomba de contrapresión separada para mantener la presión de la sección anular bajo todas las condiciones de operación. BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Un aspecto de la invención es un método para determinar la existencia de un evento de control de pozos mediante el control de la presión del yacimiento durante la perforación de un agujero de pozo a través de un yacimiento subterráneo. Un método de conformidad con este aspecto de la invención incluye bombear un fluido de perforación a través de una columna de perforación extendida dentro de un agujero de pozo, fuera de una broca en el extremo del fondo de la columna de perforación, y dentro del espacio anular entre la columna de perforación y el agujero de pozo. El fluido de perforación es descargado del espacio anular cerca de la superficie terrestre. La presión del fluido del espacio anular aumenta selectivamente para mantener una presión de fluido seleccionada cerca del fondo del agujero de pozo aplicando presión de fluido al espacio anular. El incremento selectivo incluye controlar una apertura de un orificio acoplada operativamente entre el espacio anular y una línea de descarga. La apertura seleccionada del orificio es monitoreada. La existencia de un evento de control de pozo se determina cuando la apertura cambia y la velocidad de bombeo permanece sustancialmente constante. Un método para controlar la presión del yacimiento durante la perforación de un agujero de pozo de conformidad con otro aspecto de la invención incluye bombear un fluido de perforación a través de una columna de perforación que se extiende dentro de un agujero de pozo, fuera de una broca en el extremo del fondo de la columna de perforación, y dentro de un espacio anular entre la columna de perforación y el agujero de pozo. El fluido de perforación es descargado del espacio anular cerca de la superficie terrestre. Se mide por lo menos una de una velocidad de flujo del fluido de perforación dentro del agujero de pozo y de una velocidad de flujo de fluido fuera del espacio anular. Se mide una presión del fluido en el espacio anular cerca de la superficie terrestre y una presión del fluido cerca del fondo del agujero de pozo. Se estima una presión del fluido cerca del fondo del agujero de pozo usando la velocidad de flujo medida, la presión medida del espacio anular y la densidad del fluido de perforación. Se genera una señal de advertencia si una diferencia entre la presión estimada y la presión medida excede un umbral seleccionado. Otros aspectos y ventajas de la invención serán evidentes a partir de la siguiente descripción y de las reivindicaciones anexas. BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS La figura 1 es una gráfica que ilustra las presiones anulares y las presiones de poros y de fracturas del yacimiento . Las figuras 2, 2A y 2B son vistas en planta de dos modalidades diferentes del aparato que pueden usarse con un método de conformidad con la invención. La figura 3 es un diagrama de bloques del monitoreo de presión y del sistema de control utilizado en la modalidad mostrada en la figura 2. La figura 4 es un diagrama funcional de la operación del monitoreo de presión y del sistema de control. La figura 5 es una gráfica que muestra la correlación de las presiones anulares predichas con las presiones anulares medidas . La figura 6 es una gráfica que muestra la correlación de las presiones anulares predichas con las presiones anulares medidas ilustrada en la figura 5, al modificar ciertos parámetros modelo. La figura 7 es una gráfica que muestra cómo puede utilizarse el sistema DAPC para controlar variaciones en la presión de los poros del yacimiento en una condición preponderante.
La figura 8 es una gráfica que ilustra una operación de DAPC aplicada a una perforación preponderante. Las figuras 9A y 9B son gráficas que ilustran cómo puede usarse el sistema de DAPC para contrarrestar las caídas de presiones anulares y los picos que acompañan a las condiciones de bomba apagada/bomba encendida. La figura 10 muestra otra modalidad de un sistema de DAPC que utiliza solo bombas de lodos de la torre de perforación para proporcionar la presión de fluido seleccionada tanto para la columna de perforación como para la sección anular. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN 1. Sistema de Circulación de Perforación y Primera Modalidad de un Sistema de Control de Contrapresión la figura 2A es una vista en planta que ilustra un sistema de perforación terrestre que tiene una modalidad de un sistema de control de presión anular dinámico (DAPC) que puede usarse con la invención. Se apreciará que un sistema de perforación marítimo puede tener similarmente un sistema de DAPC que utilice métodos de conformidad con la invención. El sistema de perforación 100 se muestra incluyendo una torre de perforación 102 que se usa para soportar las operaciones de perforación. Muchos de los componentes utilizados en la torre de perforación 102, tales como la varilla de arrastre, llaves para enroscar tuberías, cuñas dentadas de suspensión, malacates y otro equipo no se muestran por separado en las figuras para claridad de la ilustración. La torre de perforación 102 se emplea para soportar una columna de perforación 112 utilizada para perforar un agujero de pozo a través de yacimientos terrestres tal como se muestra como el yacimiento 104. Como se muestra en la figura 2A el agujero de pozo 106 ya ha sido parcialmente perforado, y se ha dispuesto un tubo protector o entubado 108 y se ha cementado 109 en su lugar en parte de la porción perforada del agujero de pozo 106. En la presente modalidad, un mecanismo de cierre del entubado, o válvula de despliegue dentro del agujero, 110 está instalado en el entubado 108 para cerrar opcionalmente la sección anular y actuar efectivamente como una válvula para cerrar la sección de agujero abierta del agujero de pozo 106 (la porción del agujero de pozo 106 debajo del fondo del entubado 108) cuando una broca 120 se localiza por arriba de la válvula 110. La columna de perforación 112 soporta un montaje de fondo del agujero (BHA, por sus siglas en inglés) 113 que puede incluir la broca 120, un motor de lodos 118, un conjunto de sensores de medición y diagrafía mientras se perfora (MWD/LWD, por sus siglas en inglés) 119 que incluye preferentemente un transductor de presión 116 para determinar la presión anular en el agujero de pozo 106. La columna de perforación 112 incluye una válvula de retención para evitar el contraflujo de fluido de la sección anular en el interior de la columna de perforación 112 . El conjunto de MWD/LWD 119 incluye preferentemente un paquete de telemetría 122 que se usa para transmitir datos de presión, datos del sensor de MWD/LWD, así como información de perforación que será recibida en la superficie terrestre. Aunque la figura 2A ilustra un BHA que utiliza un sistema de telemetría de modulación de presión de lodos, se apreciará que pueden usarse con la presente invención otros sistemas de telemetría, tales como sistemas de transmisión de radiofrecuencia (RF) , electromagnéticos (EM) o de columna de perforación . Como se indicó arriba en la sección de Antecedentes, el proceso de perforación requiere del uso de un fluido de perforación 150 , el cual típicamente se almacena en un depósito 13 6 . El depósito 13 6 está en comunicación fluida con una o más bombas de lodos de la torre de perforación 138 que bombean el fluido de perforación 150 a través de un conducto 140 . El conducto 140 se conecta al segmento más superior o "junta" de la columna de perforación 112 que pasa a través de un cabezal de control giratorio o "BOP giratorio" 142 . Cuando se activa un BOP giratorio 142 , obliga a que giren hacia arriba elementos de sellado elastómeros de forma esférica, cerrando alrededor de la columna de perforación 112 y aislando la presión del fluido en la sección anular, pero permitiendo aún la rotación de la columna de perforación. Los BOP comercialmente disponibles, tales como aquellos manufacturados por National Oilwell Vareo, 10000 Richmond Avenue, Houston, Texas 77042 son capaces de aislar presiones anulares hasta de 68947.6 kPa (10,000 psi) . El fluido 150 es bombeado descendentemente a través de un pasaje interior en la columna de perforación 112 y el BHA 113 y sale a través de boquillas o chorros en la broca 120, con lo cual el fluido 150 hace circular detritos de perforación fuera de la broca 120 y regresa los detritos ascendentemente a través del espacio anular 115 entre la columna de perforación 112 y el agujero de pozo 106 y a través del espacio anular formado entre el entubado 108 y la columna de perforación 112. El fluido 150 regresa finalmente a la superficie terrestre y va a través de un desviador 142, a través del conducto 124 y varios tanques de equilibrio y sistemas receptores de telemetría (no se muestran por separado) . Posteriormente el fluido 150 avanza a lo que generalmente se denomina en la presente como un sistema de contrapresión 131. El fluido 150 entra al sistema de contrapresión 131 y fluye a través de un medidor de flujo 126. El medidor de flujo 126 puede ser de tipo balance de masa u otro de resolución suficientemente alta para medir el flujo fuera del pozo. Utilizando mediciones del medidor de flujo 152, un sistema operador será capaz de determinar cuánto fluido 150 se ha bombeado dentro del pozo a través de la columna de perforación 112. El uso de un contador de carreras de la bomba también puede emplearse en lugar del medidor de flujo 152. Típicamente la cantidad de fluido bombeado y regresado es esencialmente la misma en condiciones de estado estacionario cuando se compensa volumen adicional del agujero de pozo perforado. Al compensar efectos transitorios y el volumen adicional del agujero de pozo que está siendo perforado y con base en diferencias entre la cantidad de fluido 150 bombeado y fluido 150 regresado, el operador del sistema es capaz de determinar si el fluido 150 se está perdiendo hacia el yacimiento 104, lo cual puede indicar que ha ocurrido una fractura o ruptura del yacimiento, es decir, una diferencial de fluido negativa significativa. Similarmente, una diferencial positiva significativa sería indicativo de que fluido del yacimiento entra en el agujero de pozo 106 desde los yacimientos terrestres 104. El fluido de retorno 150 avanza hacia un obturador de orificio controlable resistente al desgaste 130. Se apreciará que existen obturadores diseñados para operar en un ambiente en el que el fluido de perforación 150 contiene detritos de perforación sustanciales y otros sólidos. El obturador 130 es preferentemente uno de ese tipo y además es capaz de operar a presiones variables, a aberturas o aperturas variables, y a través de múltiples ciclos de trabajo. El fluido 150 sale del obturador 130 y fluye a través de una disposición de válvulas 5. El fluido 150 puede entonces procesarse primero por medio de un desgasificador opcional 1 ó directamente a una serie de filtros y la mesa de cribado 129, diseñada para remover contaminantes, incluyendo detritos de perforación, del fluido 150. El fluido 150 es regresado entonces al depósito 136. Se provee un ciclo de flujo 119A, antes de una disposición de válvulas 125 para conducir el fluido 150 directamente a la entrada de una bomba de contrapresión 128. Alternativamente, la entrada de la bomba de contrapresión 128 puede proveerse con fluido del depósito 136 a través del conducto 119B, el cual está en comunicación fluida con el tanque de desplazamiento. El tanque de desplazamiento se usa normalmente en una torre de perforación para monitorear ganancias y pérdidas del fluido de perforación durante operaciones de inserción y extracción del tubo (extrayendo e insertando toda la columna de perforación o una parte sustancial de la misma en el agujero de pozo) . En la invención, se mantiene preferentemente la funcionalidad del tanque de desplazamiento. La disposición de válvulas 125 se puede usar para elegir el ciclo 119A, el conducto 119B o para aislar el sistema de contrapresión. Aunque la bomba de contrapresión 128 es capaz de utilizar fluido regresado para crear una contrapresión por selección del ciclo de flujo 119A, se apreciará que el fluido retornado podría tener contaminantes que pudieran no haberse removido por medio del filtro o la mesa de cribado 129. En cuyo caso, puede aumentar el desgaste en la bomba de contrapresión 128. Por lo tanto, el suministro de fluido preferido para la bomba de contrapresión 128 es el conducto 119A para proporcionar fluido reacondicionado a la entrada de la bomba de contrapresión 128. En operación, la disposición de válvulas 125 elegiría ya sea el conducto 119A o el conducto 119B, y la bomba de contrapresión 128 se engancha para asegurar que pasa suficiente flujo a través del lado corriente arriba del obturador 130 para que sea capaz de mantener la contrapresión en la sección anular 115, incluso cuando no hay flujo de fluido de perforación proveniente de la sección anular 115. En la presente modalidad, la bomba de contrapresión 128 es capaz de proporcionar hasta aproximadamente 15168.5 kPa (2200 psi) de presión; aunque pueden elegirse bombas de mayor capacidad en presión a criterio del diseñador del sistema. Se puede apreciar que la bomba 128 se ubicaría en cualquier forma en la que esté en comunicación fluida con la sección anular, siendo la sección anular el conducto de descarga del pozo . La capacidad de proporcionar contrapresión es una mejora significativa con respecto a sistemas normales de control de fluidos. La presión en la sección anular proporcionada por el fluido es función de su densidad y la profundidad vertical verdadera es generalmente por aproximación una función lineal. Como se indicó anteriormente, los aditivos agregados al fluido en el deposito 136 deben bombearse dentro del agujero para finalmente descargar el gradiente de presión aplicado al fluido 150. El sistema puede incluir un medidor de flujo 152 en el conducto 100 para medir la cantidad de fluido que es bombeado dentro de la sección anular 115. Se apreciará que al monitorear los medidores de flujo 126, 152 y por lo tanto el volumen bombeado por la bomba de contrapresión 128, es posible determinar la cantidad de fluido 150 que se pierde hacia el yacimiento, o por el contrario, la cantidad de fluido del yacimiento que entra al agujero de pozo 106. Adicionalmente se incluye en el sistema una provisión para monitorear condiciones de presión del agujero de pozo y predecir características de presión del agujero de pozo 106 y de la sección anular 115. La figura 2B muestra una modalidad alternativa del sistema de DAPC . En esta modalidad no se requiere que la bomba de contrapresión mantenga suficiente flujo a través del obturador cuando el flujo a través del agujero de pozo necesita cerrarse por alguna razón. En esta modalidad, una disposición de válvulas adicional 6 se ubica corriente abajo de las bombas de lodos de la torre de perforación 138 en el conducto 140. Esta disposición de válvulas 6 permite que el fluido de las bombas de lodos de la torre de perforación 138 se desvíe completamente del conducto 140 hacia el conducto 7, desviando por lo tanto el flujo de las bombas de la torre de perforación 138 que de otra manera pudieran ingresar al interior del pasaje de la columna de perforación 112. Al mantener la acción de las bombas de la torre de perforación 138 y desviando la salida de las bombas 138 hacia la sección anular 115, se asegura un flujo suficiente a través del obturador para controlar la contrapresión de la sección anular . 2. Sistema de Monitoreo de DAPC La figura 3 es un diagrama de bloques del sistema de monitoreo de presión 146 del sistema de DAPC. Las entradas del sistema hacia el sistema de monitoreo de presión 146 pueden incluir opcionalmente la presión dentro del agujero 202 que se ha medido por medio del sensor apropiado en el paquete de sensores MWD/LWD 119, que se ha transmitido a la superficie terrestre por medio del paquete de telemetría WD 122 y que se ha recibido por el equipo transductor (no se muestra) en la superficie terrestre. Otros sistemas de entrada pueden incluir opcionalmente la presión de la bomba 200, el flujo de entrada 204 del medidor de flujo 152 ó el cálculo de la velocidad de flujo dentro del pozo mediante el cálculo del desplazamiento de la bomba y la velocidad a la cual opera la bomba, la velocidad de penetración de la perforación y la velocidad de rotación de la columna de perforación, asi como una fuerza axial opcional en la broca ("peso de la broca" o WOB, por sus siglas en inglés) y opcionalmente un momento de torsión en la broca (TOB, por sus siglas en inglés) que puede transmitirse desde sensores adecuados (no se muestran por separado) al BHA 113 dependiendo de la precisión requerida de la medición de presión del fondo del agujero. El flujo de retorno de lodo se mide usando un medidor de flujo opcional 126 en donde sea requerido. Las señales representativas de las varias entradas de datos son transmitidas desde una unidad de control 230 la cual puede incluir una unidad de control de la torre de perforación 232 y una estación del operador de perforación 234, hasta un procesador de DAPC 236 y un controlador lógico programable (PLC, por sus siglas en inglés) de contrapresión 238, todo lo cual puede conectarse por medio de una red de datos común 240. El procesador de DAPC 236 tiene tres funciones, monitorear el estado de la presión del agujero de pozo durante las operaciones de perforación, predecir la respuesta del agujero de pozo a la perforación continua, y emitir comandos al PLC de contrapresión para controlar la apertura del obturador 130 y operar selectivamente la bomba de contrapresión 128. La lógica específica asociada con el procesador de DAPC 236 se discutirá más detalladamente más adelante . 3. Cálculo de Contrapresión En la figura 14 se muestra un modelo esquemático de la funcionalidad del sistema de monitoreo de presión de DAPC 146. El procesador de DAPC 236 incluye programación para llevar a cabo funciones de "Control" y funciones de "Calibración Modelo en Tiempo Real". El procesador de DAPC 236 recibe datos de varias fuentes y calcula continuamente en tiempo real el valor prefijado correcto de la contrapresión con base en los valores de los parámetros de entrada. El valor prefijado de contrapresión es transferido entonces al controlador lógico programable 238, que genera señales de control para la bomba de contrapresión (128 en la figura 2A) y el obturador (130 en la figura 2A) . Los parámetros de entrada se ubican dentro de tres grupos principales. Los primeros son parámetros relativamente fijos 250, incluyendo parámetros tales como la geometría del agujero de pozo y de la columna de entubado, diámetros de las boquillas de la broca, y trayectoria del agujero de pozo. Aunque se reconoce que la trayectoria real del agujero de pozo puede variar de la trayectoria planeada, la varianza puede tomarse en cuenta con una corrección a la trayectoria planeada. También dentro de este grupo de parámetros se encuentran el perfil de temperatura del fluido de perforación en la sección anular ( 115 en la figura 2A) y la composición del fluido de perforación. Con respecto a los parámetros de trayectoria, éstos son generalmente conocidos y no cambian sustancialmente en porciones pequeñas del curso de las operaciones de perforación del agujero de pozo. En particular, con el sistema de DAPC, un objetivo es que sea capaz de mantener la presión del fondo del agujero relativamente constante sin importar los cambios en la velocidad del flujo de fluido, usando el sistema de contrapresión para proveer presión adicional para controlar la presión de la sección anular cerca de la superficie terrestre. El segundo grupo de parámetros 252 está disponible en naturaleza y son detectados y registrados sustancialmente en tiempo real. La red común de datos 240 proporciona estos datos al procesador de DAPC 23 6 . Estos datos pueden incluir datos de velocidad de flujo proporcionados ya sea por cualquiera de los medidores de flujo de entrada y retorno 156 y 126 , respectivamente o ambos, la velocidad de penetración de la columna de perforación (ROP, por sus siglas en inglés) o la velocidad axial, la velocidad rotacional de la columna de perforación, la profundidad de la broca y la profundidad del agujero de pozo, ésta última derivada de datos de sensores de la torre de perforación bien conocidos. El último parámetro es la presión dentro del pozo 254 que es proporcionado por el conjunto de sensores MWD/LWD dentro del agujero 119 y puede transmitirse a la superficie terrestre usando el paquete de telemetría de pulsos de lodo 122. Otro parámetro de entrada es el valor prefijado de presión dentro del agujero 256, o densidad de circulación equivalente en la broca, cerca de la broca o en algún punto designado en el agujero de pozo. Funcionalmente, el módulo de control 258 intenta calcular la presión en la sección anular (115 en la figura 2A) en cada punto en toda la longitud del agujero de pozo, utilizando varios modelos diseñados para varios parámetros del yacimiento y de fluidos. La presión en la sección anular es función no solo de la presión hidrostática o del peso de la columna de fluido en el agujero de pozo, sino que incluye las presiones provocadas por las operaciones de perforación, incluyendo desplazamiento de fluido por medio de la columna de perforación, pérdidas por fricción debidas al flujo del fluido que regresa a la sección anular, y otros factores. Con el fin de calcular la presión dentro del pozo, la programación en el módulo de control 258 considera al agujero de pozo como un número finito de segmentos, cada uno asignado a un segmento de longitud del agujero de pozo. En cada uno de los segmentos se calcula la presión dinámica y el peso del fluido (presión hidrostática) y se utilizan para determinar la diferencial de presión 262 para el segmento. Los segmentos son sumados entonces y se determina la diferencial de presión para todo el perfil del agujero de pozo. Se sabe que la velocidad de flujo del fluido 150 que es bombeado dentro del agujero de pozo se relaciona en cierto grado con la velocidad de flujo del fluido 150 y por lo tanto la velocidad puede usarse para determinar la pérdida de presión dinámica al ser bombeado el fluido 150 dentro del agujero de pozo a través de la columna de perforación. La densidad del fluido 150 se calcula en cada segmento, tomando en cuenta la compresibilidad del fluido, la carga de detritos de perforación estimados y la expansión térmica del fluido 150 para el segmento especificado, lo cual puede estar relacionado con el perfil de temperatura para ese segmento del agujero de pozo. La viscosidad del fluido a la temperatura estimada para el segmento también es importante para determinar las pérdidas de presión dinámica para el segmento. La composición del fluido también se considera en la determinación de la compresibilidad y el coeficiente de expansión térmica. La velocidad de perforación del movimiento axial se relaciona con presiones de "pulsación" y de "reducción" que se encuentran durante las operaciones de perforación al moverse la columna de perforación dentro y fuera del agujero de pozo. La rotación de la columna de perforación también se usa para determinar presiones dinámicas, al crear la' rotación una fuerza de fricción entre el fluido en la sección anular y la columna de perforación.
La profundidad de la broca, la profundidad del agujero de pozo y la geometría del agujero de pozo y de la columna de perforación se usan todos para ayudar a generar los segmentos del agujero de pozo que van a modelarse. Con el fin de calcular la densidad del fluido, la presente modalidad considera no solo la presión idrostática ejercida por el fluido 150, sino también la compresión del fluido, la expansión térmica del fluido y la carga de detritos de perforación del fluido observadas durante las operaciones de perforación. Se apreciará que la carga de detritos puede determinarse cuando el fluido regresa a la superficie y es reacondicionado para un uso adicional. Todos estos factores pueden usarse en el cálculo de la "presión estática" del fluido en la sección anular. El cálculo de la presión dinámica incluye muchos de los mismos factores en la determinación de la presión estática. Sin embargo, el cálculo de la presión dinámica considera además varios factores adicionales. Entre ellos si el flujo del fluido es laminar o turbulento. Ya sea que el fluido sea laminar o turbulento esto está relacionado con la aspereza estimada, el tamaño del agujero de pozo y la velocidad del flujo del fluido. El cálculo también considera la geometría específica para el segmento en cuestión. Esto podría incluir la excentricidad del agujero de pozo y la geometría del segmento de columna de perforación específica (por ejemplo, conexión roscada o recalcado de "caja/pasador") que afecta la velocidad de flujo observada en cualquier segmento de la sección anular del agujero de pozo. El cálculo de la presión dinámica incluye además acumulación de detritos en el agujero de pozo, así como la reología del fluido y el efecto del movimiento de la columna de perforación (axial o rotacional) en la presión dinámica del fluido. Puede apreciarse que la naturaleza del modelo y la disponibilidad de los parámetros de entrada afectarán la precisión del modelo, pero el principio se mantiene igual. La diferencial de presión 262 para toda la sección anular se calcula y se compara con la presión prefijada 256 en el módulo de control 264 . La contrapresión deseada 266 se determina entonces y se conduce al controlador lógico programable 23 8 , el cual genera señales de control para la bomba de contrapresión 128 y el obturador 130 . Generalmente, la contrapresión aumenta al reducir la abertura del obturador. La contrapresión disminuye aumentando la apertura del obturador. Como se explicará más detalladamente más adelante, la apertura particular del obturador existente en cualquier momento puede usarse como un indicador de que está teniendo lugar un evento de control de pozo, es decir, que está entrando fluido de yacimiento al agujero de pozo desde uno o más yacimientos (una "infiltración"), o que fluido de perforación está saliendo del agujero de pozo y entrando a uno o más yacimientos adyacentes al agujero de pozo ("circulación perdida") . 4. Calibración y Corrección de la Contrapresión La discusión anterior es acerca de cómo se calcula en general la contrapresión usando la presión dentro del agujero de pozo. Este parámetro se determina dentro del agujero y es transmitido típicamente ascendentemente por la columna de lodo usando pulsos de presión de lodo. Debido a que el ancho de banda de los datos para la telemetría de pulsos de lodos es muy baja y que el ancho de banda también es utilizado por otras funciones de MWD/LWD, así como funciones de perforación de control de columnas de perforación y presión dentro del agujero, esencialmente no puede ingresarse al modelo de DAPC en tiempo real. Consecuentemente, se apreciará que probablemente existe una diferencia entre la presión dentro del agujero medida, cuando se transmite hasta la superficie usando la telemetría de pulsos de lodos, y la presión dentro del agujero predicha para esa profundidad. Cuando esto ocurre, el sistema de DAPC calcula ajustes a los parámetros y los implementa en el modelo para hacer un nuevo mejor estimado de la presión dentro del agujero. Las correcciones al modelo pueden hacerse variando cualquiera de los parámetros variables. En la presente modalidad, se modifica ya sea la densidad del fluido y la viscosidad del fluido con el fin de corregir la presión dentro del agujero predicha a la presión real en el fondo del agujero. Además, en la presente modalidad la medición de la presión real dentro del agujero se utiliza solo para calibrar la presión dentro del agujero calculada, en lugar de predecir la presión anular dentro del agujero. Con la telemetría dentro del agujero esencialmente continua que permite la transmisión esencialmente en tiempo real de la presión y temperatura cerca del fondo del agujero de pozo, es entonces probablemente práctico incluir información de presión y temperatura de dentro del agujero en tiempo real para corregir el modelo. En donde exista un retardo entre la medición de la presión dentro del agujero y otras entradas en tiempo real, el sistema de control de DAPC 236 opera además para indexar las entradas de tal manera que las entradas en tiempo real se correlacionen apropiadamente con las entradas transmitidas dentro del agujero retardadas. Las entradas de los sensores de la torre de perforación, la . diferencial de presión calculada y las presiones de contrapresión, así como las mediciones dentro del agujero, pueden tener "marca de tiempo" o "marca de profundidad" de tal manera que las entradas y los resultados pueden correlacionarse apropiadamente con datos dentro del agujero recibidos posteriormente. Usando el análisis de regresión con base en un conjunto de mediciones de presión reales recientemente marcadas en tiempo, el modelo puede ajustarse para predecir con más precisión la presión real y la contrapresión requerida. En el caso de que no haya marca de tiempo o marca de profundidad puede usarse el mismo proceso de análisis de regresión para comparar la presión real y calculada en el fondo del agujero. La figura 5 ilustra la operación del sistema de control de DAPC que muestra un modelo de DAPC no calibrado. Se notará que la presión dentro del agujero mientras se perfora (PWD, por sus siglas en inglés) 400 cambia en tiempo como resultado del retardo en tiempo para que la señal sea elegida y transmitida hacia arriba del agujero. Como resultado, existe un desajuste significativo entre la presión predicha de DAPC 404 y la medición de presión mientras se perfora no marcada en tiempo o presión anular (PWD) 400 . Cuando PWD está marcada en tiempo y se cambia de nuevo en tiempo 402 , la diferencial entre PWD 402 y la presión predicha de DAPC 404 es significativamente menor cuando se compara con PWD sin cambio de tiempo 400 . Sin embargo, la presión de DAPC predicha difiere significativamente. Como se indicó arriba, esta diferencial se resuelve modificando las entradas modelo para la densidad del fluido 150 y la viscosidad o ambas. Con base en nuevos estimados, en la figura 6 , la presión predicha de DAPC 404 coincide más cercanamente la presión real en el fondo del agujero 402 . Por lo tanto, el modelo de DAPC utiliza la presión real del fondo del agujero para calibrar la presión predicha y modificar entradas modelo para reflejar con más precisión la presión dentro del agujero a través de todo el perfil de agujero de pozo. Con base en la presión predicha de DAPC, el sistema de control de DAPC 236 calculará el nivel de contrapresión requerido 266 y lo transmitirá al controlador lógico programable (figura 4 238). El controlador programable 238 genera entonces las señales de control necesarias para el obturador 130 las válvulas necesarias y la bomba de contrapresión 128 según se requiera dependiendo de la modalidad en uso. En una modalidad particular, se retarda el cálculo de la presión del agujero de pozo predicha del sistema de DAPC, después de que se arrancan cada vez las bombas de lodos, por lo menos hasta que la presión del lodo de perforación en la salida de la bomba de lodos es aproximadamente la misma que la contrapresión existente en la entrada al obturador. El propósito para la presente modalidad es superar varios artefactos adversos en el modelado de la presión ocasionados por el cargado del sistema de circulación de lodos después de reiniciar las bombas de lodos de la torre de perforación. Se apreciará que cuando las bombas de lodos de la torre de perforación se arrancan por primera vez, tal como después de agregar un nuevo segmento del tubo de perforación a la columna de perforación ("hacer una conexión"), se agregará una cantidad sustancial de lodo de perforación a la columna de perforación total y al volumen del sistema de circulación del agujero de pozo debido al vacío en la columna de perforación y a la compresión del lodo cuando se presuriza mediante las bombas de lodos de la torre de perforación hasta el grado necesario para superar toda fricción en el sistema de circulación. La presente modalidad puede tener un beneficio particular en el caso de que no esté disponible un medidor de flujo en el circuito de descarga del fluido del agujero de pozo. 5. Aplicaciones del Sistema de DAPC La ventaja de usar el sistema de contrapresión controlado DAPC puede observarse con facilidad en el diagrama de la figura 7. La presión hidrostática del fluido se ilustra por medio de la línea 302. Como puede observarse, la presión hidrostática aumenta como una función lineal de la profundidad del agujero de pozo de acuerdo con la fórmula: P = pgTVD + C (1) en donde P es la presión, p es la gravedad específica del fluido, TVD es la profundidad vertical total del agujero de pozo, g es la constante gravitacional terrestre y C es la contrapresión suministrada por el sistema de contrapresión. En el caso de una presión hidrostática de gradiente de agua 302, la densidad del fluido es la del agua. Además, en un sistema de circulación abierto, la contrapresión C es siempre ?
cero. Con el fin de asegurar que la presión anular excede la presión de poros del yacimiento 300, el fluido se hace pesado (disminuye su densidad) , aumentando con ello la presión aplicada con respecto a la profundidad en el agujero de pozo. El perfil de presión de poros 300 puede observarse en la figura 7 como lineal, hasta el momento en el que sale del entubado 20, en cuyo caso, se expone a la presión real del yacimiento, dando como resultado un aumento repentino en la presión del yacimiento. En operaciones normales, la densidad del fluido debe seleccionarse de tal manera que la presión anular exceda la presión de poros del yacimiento abajo del entubado 20. En contraste, el uso del sistema de contrapresión controlado de DAPC permite a un operador hacer cambios graduales esenciales en la presión anular. Las lineas de presión de DAPC 303, se muestra en la figura 7 en respuesta al aumento observado en la presión de poros en x la contrapresión C puede incrementarse para aumentar la presión anular desde 300 a 303 en respuesta al aumento en la presión de poros en contraste con técnicas de presión anulares normales como se ilustra en la figura 1 linea 14. El sistema de DAPC ofrece además la ventaja de ser capaz de reducir la contrapresión en respuesta a una disminución en la presión de poros como se ilustra en 300c. Se apreciará que la diferencia entre la presión anular mantenida por DAPC 303 y la presión de poros 300c, conocida como presión preponderante, puede ser significativamente menor que la presión preponderante observada usando métodos de control de presión convencionales como se explicará en la figura 8. Las condiciones altamente preponderantes pueden afectar negativamente la permeabilidad del yacimiento desplazando cantidades mayores de fluido del agujero de pozo hacia el yacimiento y posiblemente no siendo capaz de controlarse la pérdida de fluido impidiendo así más perforación del agujero de pozo en una forma a tiempo y segura. La figura 8 es una gráfica que ilustra una aplicación del sistema de DAPC en un ambiente de perforación a presiones equilibradas (ABD, por sus siglas en inglés), o casi ABD. La situación en la figura 8 muestra el gradiente de presión de poros en un intervalo 320a como sustancialmente lineal y el fluido en los yacimientos manteniéndose retenidos por la presión anular convencional 321a. Un aumento repentino en presión de poros tiene lugar, como se muestra en 320b. El proceso normal sería colocar un entubado 20 es este punto y utilizar técnicas de control de presión como se conoce en la técnica, el procedimiento sería aumentar la densidad del fluido para evitar el flujo entrante de fluido del yacimiento o inestabilidad del agujero de pozo. El aumento resultante en la densidad modifica el gradiente de presión del fluido al mostrado en 321b. El límite de la perforación convencional en esta forma es en donde 321b interseca con el gradiente de fractura reducido 323b debido a la limitación de la posibilidad de perforar hasta la profundidad total planeada 400. Usando el sistema de DAPC. La técnica de controlar el agujero de pozo en vista del aumento de la presión observado en 320b es aplicar contrapresión al fluido en la sección anular para cambiar el perfil de presión de toda la sección anular hacia la derecha, de tal manera que el perfil de presión 322 coincida más estrechamente con las presiones de poros 320a y 320b y 320c al perforarse el pozo, contrario a lo presentado por el perfil de presión 321b. Este método permite entonces perforar la totalidad del pozo a la profundidad total planeada 400 sin la inserción de la columna de entubado 20. El sistema de DAPC también puede usarse para controlar u evento de control de pozo mayor, tal como un flujo entrante de fluido. Bajo los métodos conocidos en la técnica, en el caso de un gran flujo entrante de fluido del yacimiento, tal como una infiltración de gas, el único procedimiento práctico de control de presión del agujero de pozo era cerrar los BOP para "cerrar" (sellar) hidráulicamente de manera efectiva el agujero de pozo, liberar la presión de la sección anular en exceso a través de un colector obturador y de supresión, y pesar el fluido de perforación para proporcionar presión anular adicional. Esta técnica requiere tiempo para poner bajo control el pozo. Un método alternativo se denomina algunas veces "método del perforador", el cual utiliza circulación de fluido de perforación continua sin cerrar el agujero de pozo. El método de "Agregar Peso y Esperar" involucra circular un suministro de fluido con gran peso agregado, por ejemplo 3.157 kg/1 (18 libras por galón (ppg) ) . Cuando se detecta una infiltración de gas o flujo entrante de fluido del yacimiento, el fluido con gran peso agregado se adiciona y se hace circular dentro del agujero, ocasionando que el fluido entrante vaya en solución en el fluido circulante. El fluido de flujo entrante comienza a salir de la solución al acercarse a la superficie tal como se identifica por medio de la Ley de Boyles y es liberado a través del colector obturador. Se apreciará que aunque el método del Perforador provee circulación continua del fluido, puede requerir aún un tiempo de circulación adicional sin perforar más adelante, usando el método de Agregar Peso y Esperar para evitar el flujo entrante adicional de fluido del yacimiento y permitir que gas del yacimiento vaya a circulación con el fluido de perforación ahora de mayor densidad . Al utilizar la presente técnica de DAPC, cuando se detecta un flujo entrante de fluido, aumenta la contrapresión, al contrario de adicionar fluido con gran peso agregado. Como en el método del perforador, la circulación de lodo es continua. Con el aumento en la presión de la sección anular, el flujo entrante de fluido del yacimiento va en solución en el fluido circulante y es liberado vía el colector obturador. Debido a que la presión se ha incrementado y es posible continuar circulando con la contrapresión adicional, ya no es necesario circular inmediatamente hacia un fluido con gran peso agregado. Además, como resultado del hecho de que la contrapresión es aplicada directamente a la sección anular, el fluido del yacimiento es obligado rápidamente a ir en solución, al contrario de esperar hasta que el fluido con gran peso agregado circule dentro de la sección anular. Una aplicación adicional de la técnica de DAPC se relaciona con su uso en sistemas de circulación no continua. Como se indicó anteriormente, los sistemas de circulación continua se usan para ayudar a estabilizar el yacimiento, evitando la caída de presión repentina 502 que ocurre cuando las bombas de lodo son apagadas para hacer/desprender nuevas conexiones de tubos. Esta caída de presión 502 es seguida por un pico de presión 504 cuando las bombas vuelven a encenderse para operaciones de perforación. Esto se ilustra en la figura 9A. Estas variaciones en la presión anular 500 pueden afectar negativamente el revoque de inyección del agujero de pozo, y puede dar como resultado una invasión de fluido dentro del yacimiento. Como se muestra en la figura 9B, la contrapresión del sistema de DAPC 506 puede aplicarse a la sección anular al apagar las bombas de lodos, aliviando la caída de presión repentina en la presión de la sección anular de la condición apagada de la bomba a una caída de presión más suave 502. Antes de encender las bombas, la contrapresión puede reducirse de tal manera que la bomba en la condición de pico 504 se reduce de manera similar. Por lo tanto, el sistema de contrapresión de DAPC es capaz de mantener una presión dentro del agujero relativamente estable durante condiciones de perforación . 6. Determinación de Eventos de Control de Pozos con el Sistema de DAPC Se ha determinado que un sistema de DAPC tal como el explicada arriba con referencia a las figuras 2A a 9B, y uno que se explicará más detalladamente más adelante con referencia a la figura 10, puede usarse para determinar la existencia de eventos de control de pozo. Eventos de control de pozos incluyen flujo entrante de fluido de los yacimientos terrestres que rodean al agujero de pozo, y flujo saliente de fluido en el agujero de pozo hacia los yacimientos circundantes. Un evento de flujo saliente (denominado "infiltración") puede detectarse comparando la presión calculada en el agujero de pozo con la presión real del agujero de pozo. El cálculo de la presión dentro del agujero de pozo puede realizarse usando un modelo hidráulico que determina la presión dentro del agujero con base en una densidad de fluido promedio esperada en la sección anular, usualmente la densidad del fluido de perforación que es bombeado a través de la columna de perforación. La presión real dentro del agujero registrada se mide típicamente cerca de la broca con un sensor de presión anular o alguna otra forma de medición de la presión en el fondo del agujero que mide la presión real dentro del agujero. Si ocurriese un flujo entrante y hubiese un contraste en densidad entre el fluido de flujo entrante y el fluido de perforación que se encuentra en el agujero de pozo, las presiones calculada por modelo y la de dentro del agujero de pozo real serán divergentes como resultado de la diferencia en la presión calculada de la columna de fluido y la presión real medida, ya sea que la columna sea estática o dinámica. Esta divergencia puede registrarse como un error por el sistema de DAPC y puede tomarse una acción correctiva para mantener la presión dentro del agujero al valor deseado (la presión predeterminada) ya sea reduciendo la apertura del obturador si la densidad del flujo entrante es menor que la densidad del fluido en el pozo, o aumentando un poco la apertura del obturador si la densidad del flujo entrante es mayor que la densidad del fluido en el pozo. El cambio en la abertura del obturador que resulta de las diferencias de presión del fondo del agujero, cuando no hay ningún cambio en la velocidad de flujo de fluido bombeado, se usa como un indicador de que tiene lugar un flujo entrante. Otra característica de un flujo entrante es que la apertura del obturador puede aumentar un poco debido a la mayor velocidad de descarga del fluido en la superficie terrestre, y después estabilizarse a una nueva apertura, la cual puede ser menor, mayor o la misma que la apertura del obturador inmediatamente anterior, dependiendo de la densidad del fluido de flujo entrante y de la fricción debido al flujo de fluido adicional. Si el flujo entrante continúa y la densidad es menor que la densidad del fluido de perforación y la caída de presión por la fricción no es significativa, la densidad promedio del fluido en el agujero de pozo continuará disminuyendo y la apertura del obturador continuará cerrando en respuesta al sistema de DAPC que intenta mantener la presión dentro del agujero al valor prefijado. Por el contrario, si la densidad del fluido de flujo entrante es mayor que la densidad del fluido del agujero de pozo, al continuar el flujo entrante de fluido, la densidad de la columna de fluido en la sección anular del agujero de pozo aumentará, ocasionando entonces que el sistema de DAPC continúe aumentando la apertura del obturador en donde la caída de presión por fricción no es significativa. El sistema de DAPC determina la nueva apertura del obturador con base en un ajuste de la presión dentro del agujero predicha con respecto a la presión dentro del agujero real medida. En el caso de un flujo entrante de fluido de menor densidad, la presión dentro del agujero predicha será menor que la predicción anterior porque el flujo entrante de fluido ha continuado reduciendo la densidad promedio de la columna de fluido en la sección anular en donde la caída de presión por fricción debida al mayor flujo como resultado del flujo entrante no es suficiente para aumentar la presión en el fondo del agujero. Esto continuará indicando un error y el sistema de DAPC corregirá el error al continuar cerrando el obturador hasta que el flujo entrante continúe y la densidad del fluido promedio en el agujero de pozo continúe disminuyendo. Para el caso de fluido de flujo entrante que tiene una mayor densidad que el fluido de perforación, por ejemplo, el flujo entrante de una zona de agua salada cuando se perfora con un fluido de perforación a base de aceite, el sistema de DAPC abrirá la abertura del obturador para reducir la presión de la sección anular superficial con el fin de compensar la creciente densidad promedio del fluido en la sección anular hasta que el flujo entrante continúe, la densidad promedio aumenta y la caída de presión por fricción del flujo entrante no es suficiente para aumentar la presión en el fondo del agujero. El otro caso es cuando la densidad del flujo entrante es prácticamente igual a la densidad del fluido de agujero de pozo existente. En este caso el obturador puede abrir un poco debido al aumento en el volumen de descarga en donde la caída de presión por fricción del flujo entrante no es suficiente para aumentar la presión del fondo del agujero y entonces continúa a la nueva apertura o a una nueva apertura promediada (debida a la fluctuación de la apertura del obturador usando el controlador de PID 238, siendo dicha fluctuación típicamente sinusoidal) El sistema de DAPC producirá un error de que la apertura del obturador ha cambiado sin cambios calculados por el modelo hidráulico dado que el modelo está utilizando varios parámetros estándar para calcular la presión dentro del agujero, uno de los cuales es el flujo dentro del pozo en ausencia de un medidor de flujo 126. Siempre y cuando no cambie la velocidad de la bomba, o un cambio en la velocidad de la bomba no ha indicado que debe cambiarse la apertura del obturador mediante el sistema de DAPC, se obtendrá un error. Por lo tanto, puede inferirse que un aumento sostenido en la apertura del obturador por ninguna razón aparente es una infiltración cuando la densidad del fluido de yacimiento entrante es sustancialmente la misma que la del lodo de perforación en donde la geometría del agujero de pozo es suficientemente grande y/o la velocidad del flujo entrante es suficientemente baja para no provocar un aumento significativo en la presión en el fondo del agujero debido a una mayor fricción en el agujero de pozo. La explicación anterior de la operación del modelo hidráulico y el control sobre la apertura del obturador se proporciona como respaldo para varios métodos de detección y mitigación de eventos de control de pozos que pueden realizarse usando el sistema de DAPC . En un método, la apertura del obturador es controlada por el sistema de DAPC y es monitoreada. La apertura puede monitorearse, por ejemplo, por medio de un sensor de posición acopado al elemento de control del obturador. Un tipo de sensor de posición que puede proveerse para uso con el sistema de DAPC es un transformador diferencial variable (LVDT, por sus siglas en inglés) . Si la apertura del obturador cambia por medio del sistema de DAPC por más de un periodo de tiempo transitorio en ausencia de cualquier cambio en la velocidad de flujo del fluido dentro del pozo y cualquier cambio en la presión del fluido mientras es bombeado dentro del pozo, puede usarse la medición de dicho cambio en la apertura para identificar un evento de flujo entrante de fluido o de pérdida de fluido en el pozo como se explicó lineas arriba. Otras implementaciones de un sistema de DAPC pueden proporcionar control automático sobre la apertura del obturador pero sin medición relacionado con lo que en realidad es la apertura del obturador. En tales implementaciones, no se prevé monitorear la posición del control de la apertura del obturador. En dichas implementaciones, es posible inferir la existencia de un flujo entrante de fluido o evento de pérdida de fluido incluso sin una medición especifica relacionada con la posición del control de la apertura del obturador. En tales implementaciones, por lo menos se mide la velocidad de flujo dentro del pozo o la velocidad de flujo fuera del pozo. También se mide la presión real del fluido en el fondo del agujero, tal como con el sensor de presión anular dispuesto en un instrumento colocado en la columna de perforación cerca del fondo de la columna de perforación. En un ejemplo, se mide la velocidad de flujo del fluido dentro del agujero de pozo, y se mide la presión del fluido en la sección anular del agujero de poso en o cerca de la superficie terrestre. Se calcula una presión de fluido del fondo del agujero esperada usando el modelo hidráulico que opera con el sistema de DAPC . Las entradas de datos para el cálculo de presión del fondo del agujero incluyen densidad del fluido (pero del lodo) , la velocidad del flujo del fluido y la presión de la sección anular en o cerca de la superficie. En el caso de que la presión medida del agujero en el fondo del agujero difiera de la presión calculada del fondo del agujero, puede inferirse un evento de flujo entrante o pérdida de fluido del pozo. El sistema de DAPC puede ocasionar que cambie la apertura del obturador hasta que la presión medida del fondo del agujero coincida con la presión calculada del fondo del agujero. Debido a la diferencia en la presión medida del fondo del agujero y a la presión calculada del fondo del agujero, el sistema de DAPC puede cambiar automáticamente la densidad del fluido (peso del lodo) ingresado como entrada de datos al modelo hidráulico de tal manera que la presión medida del fondo del agujero y la presión calculada del fondo del agujero coincidan aproximadamente. Dicho cambio a la densidad del fluido de entrada se proporciona porque ni la velocidad del flujo del fluido dentro de agujero de pozo ni la presión de la sección anular ha cambiado materialmente durante el evento de control del pozo. Por lo tanto, para hacer que la presión calculada del fondo del agujero coincida con la presión medida del fondo del agujero, es necesario cambiar por lo menos una de la densidad del fluido de entrada y la velocidad de flujo del fluido. En una modalidad si un cambio en por lo menos uno de la densidad del fluido y la velocidad del flujo de fluido ingresado como dato al modelo hidráulico excede un umbral seleccionado, el sistema de DAPC puede generar una señal de advertencia. En algunas modalidades, el sistema de DAPC pude cambiar la apertura del obturador de tal manera que la presión medida del fondo del agujero se desplace hacia la presión calculada del fondo del agujero.
En otra modalidad, puede calcularse una presión esperada del fondo del agujero a partir del modelo hidráulico usando como dato la densidad del fluido (peso del lodo) , velocidad de flujo del fluido fuera del agujero de pozo y la presión de la sección anular cerca de la superficie terrestre. La presión calculada del fondo del agujero es comparada con la presión medida del fondo del agujero. Si las dos presiones difieren, el sistema de DAPC puede cambiar la entrada de densidad de fluido al modelo hidráulico automáticamente hasta que las presiones coincidan aproximadamente. Si el cambio en la densidad del fluido excede un umbral seleccionado, entonces el sistema de DAPC puede generar una señal de advertencia. El sistema de DAPC también puede operar el obturador para hacer que la presión medida del fondo del agujero coincida substancialmente con la presión calculada del fondo del agujero. En otra modalidad el sistema de DAPC puede cambiar la presión medida del fondo del agujero hasta que el cambio en la densidad del fluido ingresada se ha estabilizado. En otra modalidad el DAPC puede cambiar la presión medida del fondo del agujero hasta que ha alcanzado un nuevo valor prefijado. En cualquiera de las implementaciones anteriores, también puede generarse una señal de advertencia si la presión calculada del fondo del agujero y la presión medida del fondo del agujero son diferentes en más de un umbral seleccionado . 7. Modalidad Alternativa del Sistema de Control de Contrapresión Usando Solo Bombas de Lodos de la Torre de Perforación También es posible proporcionar presión de fluido de la sección anular controlada y seleccionada sin necesidad por una bomba adicional para suministrar contrapresión a la sección anular cuando dicha contrapresión deba generarla una bomba, como se explica arriba con referencia a la figura 2B. Otra modalidad de un sistema de contrapresión que utiliza las bombas de lodos de la torre de perforación se muestra en forma esquemática en la figura 10. La(s) bomba(s) de lodo(s), muestran en 138 la descarga de lodo de perforación a velocidades y presiones de flujo seleccionadas, como normalmente se realiza durante las operaciones de perforación. En la presente modalidad, puede disponerse un primer medidor de flujo 152 en la trayectoria de flujo del lodo de perforación corriente abajo de la(s) bomba (s) 138. El primer medidor de flujo 152 puede usarse para medir la velocidad de flujo del fluido de perforación al ser descargado de la(s) bomba (s) 138. Alternativamente, un "contador de carrera" familiar, que estima el volumen de descarga del lodo monitoreando el movimiento de la(s) bomba (s) puede usarse para estimar la velocidad de flujo total de la(s) bomba (s) 138. El flujo del fluido de perforación se aplica entonces a un primer obturador de orificio controlable 130A, cuya salida se acopla finalmente al tubo vertical 602 (el cual está acoplado a la entrada del pasaje interior en la columna de perforación) . Durante las operaciones regulares de perforación, el primer obturador 130A está normalmente completamente abierto. La descarga del fluido de perforación de la(s) bomba (s) 138 también se acopla a un segundo obturador de orificio controlable 130B, cuya salida finalmente se acopla a la descarga del pozo (la sección anular 604) . Como en modalidades descritas anteriormente, el interior del pozo se sella haciendo girar un cabezal de control giratorio o BOP esférico, mostrado en 142. En la figura 10 no se muestran la columna de perforación y otros componentes en el pozo localizados debajo del cabezal de control giratorio 142, porque pueden ser esencialmente idénticos a aquellos utilizados en otras modalidades, particularmente como se muestran en la figura 2. Un tercer obturador de orificio controlable 130 puede acoplarse entre la sección anular 604 y el tanque o fosa de lodos (136 en la figura 2) y controla la presión a la cual el lodo de perforación sale del pozo para mantener una contrapresión seleccionada en la sección anular, similar a lo que se realiza en las modalidades descritas anteriormente.
El primero 13 OA y el segundo 13 OB de los obturadores de orificio controlable puede incluir cada uno corriente abajo de los mismos un medidor de flujo respectivo 152A, 152B. Junto con el contador de carreras (no se muestra) o el primer medidor de flujo 152 en la bomba de descarga, puede determinarse la velocidad de flujo del fluido de perforación de la(s) bomba (s) 138 dentro del tubo vertical y dentro de la sección anular. Los medidores de flujo 152, 152A, 152B se muestran contando con sus salidas de señales respectivas acopladas al PLC 328 en la unidad de DAPC 236, que pueden ser esencialmente las mismas que los dispositivos correspondientes mostrados en la figura 3. Las salidas de control del PLC 238 se proveen para operar los tres obturadores de orificio controlable 130, 130A, 130B. Para propósitos de hacer o deshacer conexiones en la columna de perforación durante la operación, es necesario liberar toda la presión del fluido en la parte superior de la columna de perforación aunque puede ser necesario continuar manteniendo la presión del fluido en la parte superior de la sección anular conectada de manera fluida a la línea de retorno 604. Para realizar las funciones de presión necesarias, el PLC 238 puede operar el primer obturador de abertura controlable 13 OA para cerrar completamente. Después, se abre una válvula de sangrado o "vertido" 600, la cual puede estar bajo control operativo del PLC 238, para liberar toda la presión del fluido de perforación. La válvula de retención o una válvula de una sola vía en la columna de perforación retiene la presión debajo de la misma en la columna de perforación. Por lo tanto, pueden hacerse o deshacerse conexiones para alargar o acortar la columna de perforación durante las operaciones de perforación. Durante tales operaciones de conexión, la presión de fluido seleccionada en la sección anular es mantenida controlando la operación de la(s) bomba(s) 138, y el segundo 130B y el tercero 130 de los obturadores de orificio controlable. Dicho control puede realizarse automáticamente por medio del PLC 238 excepto en el caso de la bomba que puede controlarse por medio del operador de la torre de operación al ser necesario solo monitorear la velocidad de flujo de la bomba. Durante operaciones de perforación regulares, la presión de fluido corregida es mantenida en la línea de la sección anular 604 la cual está conectada de manera fluida a la sección anular del agujero de pozo, usando el mismo modelo hidráulico como en las modalidades anteriores, desviando selectivamente una porción del flujo de la(s) bomba (s) 138 dentro de la línea de retorno de la sección anular 604 controlando los orificios del primero 130A y segundo 130B de los obturadores, y controlando la contrapresión necesaria mediante el ajuste del tercer obturador 130. Normalmente durante la perforación, el segundo obturador 13 OB puede permanecer cerrado, de tal manera que la contrapresión en el pozo es mantenida completamente mediante el control del orificio del tercer obturador 130, similar a la manera en la que la es mantenida la contrapresión de conformidad con las modalidades anteriores. Normalmente, se contempla que el segundo obturador 13 OB se abrirá durante los procedimientos de conexión, similar a las veces en las cuales se operaría la bomba de contrapresión en las modalidades anteriores. La presente modalidad elimina ventajosamente la necesidad por una bomba separada para mantener la contrapresión. La presente modalidad puede tener ventajas adicionales con respecto a la modalidad mostrada en la figura 2B que utiliza una disposición de válvulas para desviar flujo de lodo de las bombas de lodo de la torre de perforación para mantener la contrapresión, siendo lo más importante que las conexiones pueden hacerse sin necesidad de parar las bombas de lodos de la torre de perforación y la precisión de la medición del fluido mientras se redirige el flujo desde el pozo a la línea de retorno de la sección anular para asegurar el cálculo de contrapresión correcto. Dependiendo de la configuración del equipo particular, puede ser posible determinar la velocidad de flujo del lodo dentro de la línea de retorno de la sección anular 604 usando el contador de carreras (no se muestra) y el tercer medidor de flujo 152B, o usando el primer y segundo medidores de flujo 152, 152A, respectivamente. Aunque la invención se ha descrito con respecto a un número limitado de modalidades, aquellos con experiencia en la técnica, contando con el beneficio de la presente descripción, apreciará que pueden contemplarse otras modalidades que no se alejan del alcance de la invención como se describe en la presente. Consecuentemente, el alcance de la invención deberá limitarse solo por las reivindicaciones anexas . Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.