MX2012002169A

MX2012002169A - Metodo para determinar eventos de control de fluido de formacion en un orificio usando un sistema de control de presion anular dinamico.

Info

Publication number: MX2012002169A
Application number: MX2012002169A
Authority: MX
Inventors: Donald G Reitsma
Original assignee: Prad Res & Dev Ltd
Priority date: 2009-08-19
Filing date: 2010-08-16
Publication date: 2012-06-28
Also published as: WO2011022324A3; NO2467571T3; WO2011022324A2; BR112012008178A2; EP2467571B1; EP2467571A2; CN102822445B; US20110042076A1; EP2467571A4; US8567525B2; MY164436A; CN102822445A

Abstract

Un método para determinar la existencia de un evento de control de fluidos de orificio controlando la presión de formación durante la perforación de un orificio incluye bombear selectivamente un fluido de perforación a través de una cadena de perforación extendida en un orificio, fuera de una barrena de perforación en el extremo inferior de la cadena de perforación y en un espacio anular entre la cadena de perforación y el orificio. El fluido de perforación sale del espacio anular próximo a la superficie. Se determina la existencia de un evento de control de pozos cuando ocurre por lo menos uno de los siguientes eventos: el régimen del bombeo selectivo permanece sustancialmente constante y ese incrementa la presión de espacio anular y el régimen del bombeo selectivo permanece sustancialmente constante y disminuye la presión del espacio anular.

Description

MÉTODO PAR DETERMINAR EVENTOS DE CONTROL DE FLUIDO DE FORMACIÓN EN UN ORIFICIO USANDO UN SISTEMA DE CONTROL DE PRESIÓN ANULAR DINÁMICO ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN CAMPO DE LA INVENCIÓN La invención se refiere generalmente al campo de la perforación de pozos a través de formaciones rocosas del subsuelo. Más específicamente, la invención se refiere a métodos para la determinación de eventos de control de fluidos del pozo, tales como la pérdida de fluido de perforación o de entrada de fluido en la formación en un orificio de pozo.

TÉCNICA ANTECEDENTE La exploración y producción de hidrocarburos de las formaciones del subsuelo de la Tierra finalmente requiere de un método para alcanzar y extraer los hidrocarburos de las formaciones. El alcance y la extracción se realizan normalmente mediante la perforación de un orificio desde la superficie de la Tierra a las formaciones de la Tierra con hidrocarburos utilizando una plataforma de perforación. En su forma más simple, un equipo de perforación con base en la Tierra se utiliza para soportar una broca montada en el extremo de una cadena de perforación. La cadena de perforación se forma normalmente a partir de longitudes de tubería de perforación o segmentos tubulares similares conectados de extremo a extremo. La cadena de perforación está soportada por la estructura de plataforma de perforación en la superficie de la Tierra. Un fluido de perforación formado por un fluido de base, normalmente agua o aceite, y diversos aditivos, es bombeado hacia debajo de una abertura central en la cadena de perforación. Las salidas de fluido de la cadena de perforación a través de las aberturas llamadas "chorros" en el cuerpo de la broca giratoria. El fluido de perforación luego circula de nuevo hasta un espacio anular formado entre la pared del pozo y la tubería de perforación, llevando los cortes de la broca de manera que se limpie el pozo. El fluido de perforación también se formula de tal manera que la presión hidrostática aplicada por el fluido de perforación sea mayor que la presión circundante de formación de líquidos, evitando así que los fluidos de formación entren en el pozo.

El hecho de que el fluido de perforación de presión hidrostática normalmente supera la presión de fluido de la formación lo cual también se traduce en el fluido que entra en los poros de la formación, o "invaden" la formación. 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 pozo en formaciones permeables formando así una "torta de barro" relativamente impermeable en las paredes de formación. Esta torta de barro sustancialmente detiene la invasión continua, que ayuda a conservar y proteger la formación previa a la configuración de tubo o carcasa protectora en el pozo como parte del proceso de perforación, como se discutirá más adelante. La formulación del fluido de perforación ejerce una presión hidrostática en exceso de la presión de formación se denominada comúnmente como "perforación sobre balanceada".

El fluido de perforación en última instancia vuelve a la superficie donde se transfiere a un sistema de tratamiento de lodo, en general, incluyendo componentes tales como una mesa vibradora para eliminar los sólidos del fluido de perforación, un desgasificador para eliminar los gases disueltos en el fluido de perforación, un tanque de almacenamiento o "pozo de lodo" y unos medios manuales o automáticos para la adición de diversos productos químicos o aditivos para el líquido tratado por los componentes anteriores. El flujo limpio, tratada con fluido de perforación, se mide normalmente para determinar las pérdidas de fluido a la formación como resultado de la invasión como se ha descrito anteriormente fluido. Los sólidos y el líquido devueltos (con anterioridad al tratamiento) pueden ser estudiados para determinar varias características de la formación de la Tierra usados en las operaciones de perforación. Una vez que el liquido ha sido tratado en el pozo de lodo, se bombea entonces fuera de la fosa de lodo y se bombea en la parte superior de la cadena de perforación de nuevo .

La técnica de perforación sobre balance descrita anteriormente es el método de control de presión de formación de líquidos más comúnmente utilizado. La perforación sobre-balanceada se basa principalmente en la presión hidrostática generada por la columna de fluido de perforación en el espacio anular ("anillo") para restringir la entrada de fluidos de la formación en el pozo. Al superar la presión de formación de poro, la presión del fluido del anillo puede ayudar a prevenir el influjo repentino de fluido de formación en el orificio, tal como patadas de gas. Cuando se producen tales patadas de gases, la densidad del fluido de perforación puede ser aumentada para evitar la formación de influjo de fluido en el pozo. Sin embargo, la adición de aditivos que incrementan la densidad ("ponderación") para el fluido de perforación: (a) no puede ser lo suficientemente rápida para hacer frente a el influjo de fluido de la formación; y (b) puede provocar que la presión hidrostática en el anillo superior a la presión para fracturar la formación, lo que da como resultado la creación de fisuras o fracturas en la formación. La creación de fracturas o fisuras en la formación normalmente da como resultado la pérdida de fluido de perforación a la formación, posiblemente afectando adversamente cerca del orificio de pozo la permeabilidad de las formaciones con hidrocarburos. En el caso de las patadas de gas, el operador del orificio del pozo puede optar por cerrar los dispositivos de sellado anulares denominados "preventorios de soplado" (BOP) situados por debajo del piso de plataforma de perforación para controlar el movimiento del gas hasta el anillo. En el control de influjo de una falta de gas, después de que los BOP están cerrados, el gas es purgado desde el anillo y la densidad del fluido de perforación es mayor antes de reanudar las operaciones de perforación.

El uso de la perforación sobre balance también afecta a las profundidades en las que se deben establecer en la cubierta durante las operaciones de perforación. El proceso de perforación se inicia con un "tubo conductor" que está enterrado en el suelo. Un BOP está normalmente conectado a la parte superior del tubo conductor y la torre de perforación situado por encima de la pila de BOP. Como se señaló anteriormente, el operador podrá perforar a través de las formaciones de la Tierra ("agujero abierto"), hasta el momento en que la presión del fluido de perforación en la profundidad de perforación se aproxima a la presión de fractura de la formación. En ese momento, es una práctica común insertar y colgar una cadena de revestimiento en ' el orificio desde la superficie hasta la profundidad menor perforada. Una zapata de cementación se coloca sobre la cadena de perforación y el cemento especializado se desplaza a través de la cadena de perforación y la zapata de cementación para viajar hasta el anillo y desplazar cualquier fluido a continuación en el espacio anular. El cemento entre la pared y fuera de la formación de la envoltura apoya efectivamente y aisla la formación del anillo del pozo. Además la perforación del agujero abierto puede llevarse a cabo por debajo de la cadena de revestimiento, con el fluido de perforación de nuevo proporcionando un control de presión y protección formación en el agujero perforado abierto por debajo de la parte inferior de la carcasa. La carcasa protege las formaciones superficiales de fractura inducida por la presión hidrostática de fluido de perforación cuando la densidad del fluido debe ser incrementada a fin de controlar las presiones de formación de liquido en formaciones profundas .

La Figura 1 es un diagrama ilustrativo del uso de la densidad del fluido de perforación para controlar las presiones de formación durante el proceso de perforación en una sección intermedia del pozo. La barra superior horizontal representa la presión hidrostática ejercida por el fluido de perforación y la barra vertical representa la profundidad vertical total del pozo. La gráfica de presión del fluido de la formación (poro) está representada por la linea 10. Como se señaló anteriormente, en la perforación sobre balance,,, la densidad del fluido de perforación se selecciona de tal manera que su presión excede la presión de poro formación por una cierta cantidad, por razones de control de presión y estabilidad de perforaciones. La linea 12 representa la presión de fractura de formación. Las presiones de fluido del orificio en exceso de la presión de fractura de formación pueden dar como resultado el fluido de perforación . de presurización de las paredes de formación en la medida en que las pequeñas grietas o fracturas se abren en la pared del pozo. Además, la presión del fluido de perforación supera ' la presión de la formación y provoca la invasión de . fluido significativo. La invasión de líquidos puede causar, entre otros problemas, la permeabilidad reducida, afectando negativamente a la producción de la formación. La presión generada por el fluido de perforación y sus aditivos está representada por la línea 14 y es generalmente una función lineal de la profundidad vertical total. La presión hidrostática que se genera por el fluido en ausencia !de aditivos, es decir por agua corriente, está representada por la línea 16. ' En un sistema de fluido de perforación de "bucle abierto" ha descrito anteriormente, donde se expone el retorno de fluido del pozo sólo a la presión atmosférica, :1a presión anular en el pozo es esencialmente una función lineal de la densidad del fluido del pozo con respecto a la profundidad en el pozo. En el más estricto sentido esto es cierto sólo cuando el fluido de perforación es estático. : En realidad la densidad efectiva del fluido de perforación puede ser modificada durante las operaciones de perforación debido a la fricción en el fluido de perforación en movimiento, sin embargo, la presión resultante anular es generalmente 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 poro 10 generalmente se rastrea entre si en la sección intermedia del pozo a una profundidad de aproximadamente 213.36 metros. Posteriormente, la presión de poro 10 (presión de fluidos en los espacios de los poros de las formaciones de la Tierra) aumenta a una tasa superior a la de una columna equivalente de agua en el intervalo desde una profundidad de 213.36 metros a aproximadamente 283.465 metros. Tales presiones de formación anormales pueden ocurrir cuando el pozo penetra un intervalo de la formación que tiene características muy diferentes que la formación previa. La presión hidrostática 14 mantenida por el fluido de perforación es de forma segura por encima de la presión : de poro antes de aproximadamente 213.36 metros. En el intervalo de 213.36 metros a aproximadamente 283.465 metros, el diferencial entre la presión de poros 10 y 14 de presión hidrostática se reduce significativamente, disminuyendo el margen de seguridad durante las operaciones de perforación. Una patada de gas en este intervalo puede resultar si la presión de poro superior a la presión hidrostática, con un influjo de líquido y gas en el pozo que posiblemente requieran la activación de los BOP. Como se señaló anteriormente, mientras que el material de ponderación adicional se puede añadir al fluido de perforación para aumentar su presión hidrostática, será generalmente ineficaz en el tratamiento de una falta de gas debido al tiempo requerido para aumentar la densidad del fluido a la profundidad de patada en el orificio. Tales resultados de tiempo del hecho de que el fluido de perforación debe ser movido a través de miles de metros de tubería de perforación para llegar incluso a la profundidad de las brocas y mucho menos comenzar a llenar el espacio anular para aumentar la presión hidrostática en el espacio anular.

Para superar las limitaciones anteriores de perforación utilizando un fluido de bucle abierto sistema de circulación, se han desarrollado un número de sistemas de perforación denominados sistemas "de control dinámico de presión anular" (DAPC) . Uno de tales sistemas se describen, por ejemplo, en la Patente de E.U.A. No. 6,904,981 expedida a Van Riet y cedida a Shell Oil Company. El sistema de DAPC descrito en la patente '981 incluye un sistema de contrapresión de fluidos en el que es selectivamente la descarga de fluido del pozo controlado mantiene una presión seleccionada en la parte inferior del pozo y el líquido es bombeado hacia abajo el fluido de perforación del sistema1 de retorno para mantener la presión del anillo en el momento en que las bombas de lodo están apagadas. Un sistema de vigilancia de la presión está provisto además para monitorear las presiones detectadas del orificio, modelar las presiones de orificio esperadas para la perforación adicional y para controlar el sistema de contrapresión de fluido.

Como se puede deducir de la anterior discusión del influjo de fluido y los eventos de pérdida de fluido, es importante que la detección de tales eventos y las medidas correctivas por lo tanto, tengan lugar tan pronto como sea posible después del comienzo de cualquier suceso, de tal manera que las acciones correctivas probablemente sean más eficaces. Este es particularmente el caso con patadas de gas, debido a que una patada de gas fluye hacia arriba del anillo, la presión hidrostática, debido a la intrusión de gas, se reduce, con lo cual aumenta el volumen de gas, desplazando así sucesivamente mayores volúmenes de fluido de perforación en el anillo. El desplazamiento de fluido de perforación da como resultado la reducción de la presión hidrostática en el anillo, exacerbando aún más la expansión del gas en un ciclo peligroso. Se ha dedicado mucho trabajo tanto a la detección temprana y precisa de los eventos de control. Se describen muchas de las técnicas conocidas en la técnica para la detección de eventos de control, de manera que utilizan sistemas de circuito abierto de circulación de fluido, por ejemplo, en la Patente de E.U.A. No. 6,820,702 expedida a Niedermayr et al. Generalmente, las técnicas conocidas en la técnica para las detecciones de eventos asi como de control utilizadas con los sistemas de circuito abierto de circulación de fluido utilizan las diferencias entre el volumen de flujo de fluido en el flujo del pozo y el liquido fuera del orificio para inferir en la presencia de tal evento. Además, también la técnicas de control de eventos conocidos en la técnica se basan en la precisión de la medición del flujo de entrada y fluyen fuera del pozo para la detección de los eventos.

Lo que se necesita son mejores métodos para determinar la existencia de una serie de eventos de control, de manera que en algunos casos puede ser utilizado con un sistema de circuito cerrado de circulación de fluidos, tales como los sistemas de DAPC.

SUMARIO DE LA INVENCIÓN Un aspecto de la invención es un método para determinar la existencia de un evento de control controlando la presión de formación de control durante la perforación de un pozo a través de una formación subterránea. El fluido de perforación deja el espacio anular próximo a la superficie. La existencia de un evento de control se determina cuando al menos uno de los siguientes eventos: el régimen de bombeo selectivo permanece sustancialmente constante y los aumentos de presión del espacio anular, y el régimen de la bombeo selectivo permanece sustancialmente constante y disminuye la presión en el espacio anular.

Un método para determinar la existencia de un evento de control por la presión de formación de control durante la perforación de un pozo a través de una formación subterránea de acuerdo con otro aspecto de la invención incluye un bombeo de fluido de perforación a través de una cadena de perforación extendido en un orificio, a cabo una broca en el extremo inferior de la cadena de perforación y en un espacio anular entre las cadenas de perforación y el orificio. Se mide la presión del fluido de bombeado en la cadena de perforación. El fluido de perforación se descarga desde el espacio anular proximal superficie de la Tierra. La existencia de un evento de control se determina asi cuando ocurre al menos uno de los siguientes eventos: la presión del fluido bombeado permanece sustancialmente constante y la presión en la salida de los incrementos espaciales anulares, y la presión del fluido bombeado permanece sustancialmente constante y la presión en la salida de las disminuciones del espacio anular.

Otros aspectos y ventajas de la invención serán evidentes a partir de la siguiente descripción y las reivindicaciones anexas.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La Figura 1 es una gráfica que representa las presiones anulares y poros de formación y las presiones de fractura.

Las Figs. 2A y 2B son vistas en planta de dos modalidades diferentes del aparato que se puede utilizar con un método de acuerdo con la invención.

La Figura 3 es un diagrama de bloques del control de la presión y el sistema de control utilizado en la modalidad mostrada en la Figura 2.

La Figura 4 es un diagrama funcional de la operación de la vigilancia de la presión y el sistema de control .

La Figura 5 es una gráfica que muestra la correlación de predichos presiones anulares a presiones anulares medidas.

La Figura 6 es una gráfica que muestra la correlación de predichos presiones anulares a presiones anulares medidas representadas en la Figura 5, al modificar los parámetros del modelo determinado.

La Figura 7 es una gráfica que muestra cómo el sistema DAPC puede ser utilizado para controlar las variaciones en la presión de formación de poros en una condición sobre balanceada; La Figura 8 es una gráfica que representa la operación DAPC como se aplica a la perforación en equilibrio.

Las Figuras 9A y 9B son gráficas que muestran cómo el sistema DAPC se puede utilizar para contrarrestar caídas anulares de presión y los picos que acompañan las condiciones de apagado de bomba/encendido de bomba.

La Figura 10 muestra otra modalidad de un sistema que utiliza bombas DAPC de lodo de perforación sólo para proporcionar presión de fluido seleccionada tanto a la cadena de perforación y el anillo.

Las Figs . 11A a 11E muestran los gráficos de cadenas de perforación previstas del bombeo de la presión del fluido y la presión del anillo del pozo medido durante varios eventos del pozo de control de fluidos.

DESCRIPCIÓN DETALLADA 1. Perforación Sistema de Distribución y la Primera Modalidad de un Sistema de Control de Contrapresión.

La Figura 2A es una vista en planta que representa un sistema de perforación con base en tierra que tiene una forma de modalidad de un control de la presión dinámica anular (DAPC) del sistema que se puede utilizar con la invención. Se apreciará que un sistema de perforación submarina también puede tener un sistema de DAPC utilizando métodos conforme la invención. El sistema de perforación 100 se muestra incluyendo un equipo de perforación 102 que se utiliza para soportar las operaciones de perforación. Muchos de los componentes utilizados en el equipo de perforación 102, como el kelly, llaves de fuerza, rieles de deslizamiento, trabajos de extracción y otros equipos no se muestran por separado en las Figuras por claridad de ilustración. El equipo de perforación 102 se utiliza para soportar una cadena de perforación 112 utilizada para perforar un pozo a través de formaciones terrestres tales como se muestra como la formación 104. Como se muestra en la Figura 2A el orificio 106 ya ha sido parcialmente perforada, y una tubería de protección o carcasa 108 asentado " y cementado 109 en su lugar en parte de la porción perforada del orificio 106. En la presente modalidad, un mecanismo de cierre de la carcasa, o una válvula de fondo de pozo de despliegue 110 está instalada en la carcasa 108 para cerrarse opcionalmente fuera del anillo y actúan efectivamente como una válvula para cerrar la sección de agujero abierto de la perforación 106 (la porción del orificio 106 por debajo de la parte inferior de la carcasa 108) cuando un taladro 120 está situado encima de la válvula 110.

La cadena de perforación 112 soporta un fondo del agujero de montaje (BHA) 113, que puede incluir la broca del taladro 120, un motor de barro 118, un sensor de medición y registro durante la perforación (MWD/LWD) 119 que preferentemente incluye un transductor de presión 116 para determinar la presión anular en el orificio 106. La cadena de perforación 112 incluye una válvula de retención para evitar el reflujo de líquido desde el espacio anular al interior de la cadena de perforación 112. El conjunto MWD/LWD 119 incluye preferiblemente un paquete de telemetría 122 que se utiliza para transmitir datos de presión, MWD/LWD de datos de sensores, así como la información de perforación para ser recibidas en la superficie terrestre. Si bien la Figura 2A ilustra un BHA utilizando una presión lodo modulación sistema de telemetría, se apreciará que otros sistemas de telemetría, tales como la frecuencia de radio (RF) , electromagnético (EM) o sistemas de transmisión de cadena de perforación se puede usar con la presente invención.

Como se señala en la sección de antecedentes anterior, el proceso de perforación requiere el uso de un fluido de perforación 150, que normalmente se almacena en un depósito 136. El depósito 136 está en comunicación fluida con una o más bombas de perforación de lodo 138 que bombean el fluido de perforación 150 a través de un conducto 140. El conducto 140 está conectado al segmento más alto o "conjunto" de la cadena de perforación 112 que pasa a través de un control de rotación de la cabeza o "rotación de la balanza de pagos" 142. Un BOP giratorio 142, cuando se activa, las fuerzas de elementos en forma esférica de sellado elastoméricos para giran hacia arriba, cerrando en torno a la cadena de perforación 112 y aislando la presión del fluido en el anillo, pero todavía permite la rotación de la cadena de perforación. Los BOP de rotación disponibles en el mercado, tales como los fabricados por National Oilwell Vareo, 10000 Richmond Avenue, Houston, Texas 77042 son capaces de aislar a las presiones anulares de espacio anular de hasta 10.000 psi (68947.6 kPa) 115 entre la cadena de perforación 112 y 106 y la perforación a través del espacio anular formado entre . la carcasa 108 y la cadena de perforación 112. El fluido 150 al final regresa a la superficie de la Tierra y va a través de un inversor 142, a través del conducto 124 y varios tanques de sobretensión y sistemas de telemetría del receptor (no se muestra por separado) .

En lo sucesivo, los fluidos 150 proceden a lo que generalmente se hace referencia aquí como un sistema de contrapresión 131. El fluido entra en el sistema 150 de contrapresión 131 y fluye a través de un régimen de medidor de flujo 126. El medidor de flujo 126 puede ser del tipo de balance de masas o de otro tipo de suficientemente alta resolución para medir el flujo del pozo. Utilizando mediciones del régimen de medidor de flujo 152, un operador del sistema será capaz de determinar la cantidad de fluido 150 que ha sido bombeado en el pozo a través de la cadena de perforación 112. El uso de un contador de carrera de la bomba también puede ser utilizada en lugar de 152 régimen de medidor de flujo. Normalmente, la cantidad de fluido bombeado y volvió son esencialmente los mismos en condiciones de estado estacionario cuando compensados por volumen adicional de la perforado pozo. En la compensación de los efectos transitorios y el volumen adicional de pozo que se perfora y se basa en las diferencias entre la cantidad de liquido bombeado 150 y 150 de fluido devuelto, el operador del sistema es capaz de determinar si el liquido 150 se pierde a la formación 104, que puede indican que fracturación formación o averia se ha producido, por ejemplo, un diferencial significativo fluido negativo. Asimismo, un diferencial positivo significativo seria indicativo de fluido de la formación de entrar en el orificio 106 de las formaciones de la Tierra 104.

El fluido de retorno 150 procede a un desgaste del orificio resistente, controlable obturador 130. Se apreciará que existen reactancias diseñados para funcionar en un entorno en el que el fluido de perforación 150 contiene recortes sustanciales de perforación y otros sólidos. El obturador 130 es preferiblemente de un tipo y es además capaz de operar a presiones variables, aberturas variables o aperturas, y a través de múltiples ciclos de trabajo. Los fluidos de 150 salen del obturador 130 y fluye a través de un dispositivo de válvula 5. El fluido 150 se puede procesar por primera vez por un facultativo desgasificador 1 o directamente a una serie de filtros y mesa de agitación 129, diseñado para eliminar los contaminantes, incluyendo recortes de perforación, a partir del fluido 150. El fluido 150 se devuelve al depósito 136. Un bucle de flujo 119A, se proporciona por adelantado de una disposición de válvula 125 para conducir fluido 150 directamente a la entrada de una bomba de contrapresión 128. Alternativamente, la bomba contrapresión 128 de entrada puede estar provista de fluido desde el depósito 136 a través del conducto 119B, que está en comunicación de fluido con el depósito de viaje. El tanque de viaje se utiliza normalmente en una plataforma de perforación para monitorear la retención de fluidos de perforación y las pérdidas durante las operaciones de tubos de separación (extracción e inserción de la cadena de perforación completa o un subconjunto importante de la misma de la perforación) . En la invención, la funcionalidad del tanque de viaje se mantiene preferiblemente. La disposición de válvula 125 puede ser utilizada para seleccionar el bucle 119A, 119B o conducto para aislar el sistema de contrapresión. Si bien la bomba de contrapresión 128 es capaz de utilizar el liquido vuelve a crear una contrapresión por la selección de flujo de bucle 119A, se apreciará que el fluido devuelto podría tener contaminantes que no han sido eliminados por el filtro/ mesa agitadora 129. En tal caso, el desgaste de la bomba de contrapresión 128 puede ser aumentada. 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 funcionamiento, la disposición de válvula 125 se seleccione conducto 119A o 119B conducto y la bomba de contrapresión 128 se dedica a asegurar un flujo suficiente pasa a través del lado de corriente arriba del obturador 130 para ser capaz de mantener la contrapresión en el espacio anular 115, incluso cuando hay flujo de fluido de perforación procedente del anillo 115. En la presente modalidad, la bomba contrapresión 128 es capaz de proporcionar hasta aproximadamente 2200 psi (15168.5 kPa) de presión, aunque mayores bombas de capacidad de presión pueden ser seleccionados a discreción del diseñador del sistema. Se puede apreciar que la bomba 128 se coloca en cualquier forma tal que está en comunicación fluida con el anillo, el anillo siendo el conducto de descarga del pozo.

La capacidad de proporcionar contrapresión es una mejora significativa sobre los sistemas normales de control de fluidos. La presión en el anillo proporcionado por el fluido es una función de su densidad y la profundidad vertical verdadera y es generalmente por aproximación una función lineal. Como se ha señalado más arriba, de aditivos añade al liquido en el depósito 136 debe ser bombeado de fondo de pozo para cambiar eventualmente el gradiente de presión aplicada por el fluido 150.

El sistema puede incluir un medidor de flujo 152 en el conducto 100 para medir la cantidad de fluido que se bombea en el espacio anular 115. Se apreciará que por medidores de flujo de control 126, 152 y por lo tanto, el volumen bombeado por la bomba de contrapresión 128, es posible determinar la cantidad de liquido 150 que se pierde en la formación, o por el contrario, la cantidad de fluido de la formación de entrar al orificio 106. También se incluye en el sistema una disposición para controlar las condiciones del pozo de presión y la predicción de características de presión del orificio 106 y del anillo 115.

La Figura 2B muestra una modalidad alternativa del sistema de DAPC . En esta modalidad, la bomba de contrapresión no se requiere para mantener un flujo suficiente a través del obturador cuando el flujo a través de las necesidades del pozo que se apaga por cualquier razón. En esta modalidad, Una disposición de válvula adicional 6 está colocada corriente abajo de las bombas de lodo de perforación del equipo de perforación 138 en el conducto 140. Esta disposición de válvula 6 permite que el fluido de las bombas de los equipos de perforación de lodo 138 sean completamente desviadas desde el conducto 140 al conducto 7, desviando asi el flujo de las bombas de los equipos de perforación 138 que de otra manera entran en el pasaje interior de la cadena de perforación 112. Al mantener la acción de las bombas de equipos de perforación 138 y el desvio de las bombas de salida 138 al anillo 115, está garantizado el flujo suficiente a través del obturador para controlar la contrapresión del anillo. 2. Sistema de Monitoreo de DAPC La Figura 3 es un diagrama de bloques del sistema de control de presión 146 del sistema de DAPC. Las entradas del sistema en el sistema de control de presión 146 puede incluir opcionalmente la presión de fondo de pozo 202 que se ha medido por el sensor apropiado en MWD/paquete de sensores LWD 119, transmiten a la superficie de la Tierra por el paquete de telemetría MWD 122 y recibida por el equipo del transductor (no mostrado) en la superficie de la Tierra. Otras entradas del sistema puede incluir opcionalmente presión de la bomba 200, el flujo de entrada 204 del medidor de flujo 152 o de cálculo de la velocidad de flujo en el pozo mediante el cálculo del desplazamiento de la bomba y velocidad a la que la bomba está funcionando, el régimen de perforación de penetración y el régimen de la cadena de perforación por rotación, asi como opcionalmente la fuerza axial sobre la broca ("peso en bits" o WOB) y, opcionalmente, de par en la broca (OPA) que pueden ser transmitidos por sensores adecuados (no mostrado por separado) al BHA 113 dependiendo de la exactitud de la medición de la presión , de fondo de pozo requerido. El flujo de lodo de retorno se mide utilizando medidor de flujo opcional 126 donde se requiera. Las señales representativas de las entradas de datos diferentes se transmiten desde una unidad de control 230 que se pueden incluir un taladro de perforación control de la unidad 232 y la estación de un operador de perforación 234 a un procesador de DAPC 236 y un controlador de presión de retorno lógico programable (PLC) 238, todos se pueden conectar por una red de datos común 240. El procesador de DAPC 236 sirve para tres funciones, el seguimiento del estado de la presión del pozo durante las operaciones de perforación, predecir la respuesta a la perforación del pozo continuo, y emitir órdenes a la contrapresión PLC para controlar la apertura de la inductancia 130 y funcionar selectivamente la bomba contrapresión 128. La lógica específica asociada con el procesador DAPC 236 se discutirá más adelante. 3. Cálculo de contrapresión Un modelo esquemático de la funcionalidad del sistema de control de presión de DAPC 146 se muestra en la figura. 4. El procesador de DAPC 236 incluye programación para llevar a cabo funciones de "Control" y funciones "en tiempo real de calibración del modelo". El procesador de DAPC 236 recibe datos de las diversas fuentes y calcula continuamente en tiempo real la contrapresión correcta puesta a punto sobre la base de los valores de los parámetros de entrada. La contrapresión del punto de ajuste se transfiere 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 FIG. 2A) . Los parámetros de entrada se dividen en tres grupos principales. La primera son parámetros 250 relativamente fijos, incluyendo parámetros como la geometría de cadena y la cubierta del orificio, los diámetros de brocas de perforación y la trayectoria del pozo. Aunque se reconoce que la trayectoria del pozo real puede variar de la trayectoria prevista, la variación puede ser tomada en cuenta con una corrección a la trayectoria planificada. También dentro de este grupo de parámetros son el perfil de temperatura del fluido de perforación en el espacio anular (115. en la Figura 2A) y la composición del fluido de perforación. Al igual que con los parámetros de su trayectoria, estos son generalmente conocidos y no cambian sustancialmente más pequeñas porciones del curso de las operaciones de perforación de pozos. En particular, con el sistema de DAPC, un objetivo es ser capaz de mantener la presión orificio inferior relativamente constante a pesar de los cambios en la tasa de flujo de fluido, mediante el sistema de contrapresión para proporcionar la presión adicional para controlar la presión del anillo cerca de la superficie terrestre.

El segundo grupo de parámetros 252 son variables en la naturaleza y se detectan y registran sustancialmente en tiempo real. La red de datos común 240 proporciona estos datos al procesador DAPC 236. Estos datos pueden incluir datos de régimen de flujo suministrados por cualquiera de o la entrada y metros de flujo de retorno 152 y 126, respectivamente, el régimen de cadena de perforación de la penetración (RP) , o velocidad axial, la velocidad de cadena de perforación de rotación, la profundidad de la broca y - la profundidad del pozo, los dos últimos se derivan de los datos de los sensores conocidos de equipos de perforación. ; El último parámetro es la presión de fondo de pozo 254 que' es proporcionado por el fondo del sensor del orificio MWD/LWD de la serie 119 y puede ser transmitida a la superficie terrestre mediante el impulso de lodo del paquete de telemetría 122. Otro parámetro de entrada es la presión de fondo de pozo de punto de referencia 256, o la densidad de circulación equivalente a la broca, próxima a la broca o en algún punto designado en el orificio.

Funcionalmente, el módulo de control 258 intenta calcular la presión en el espacio anular (115 en la Figura 2A) en cada punto en toda su longitud total del pozo, utilizando varios modelos diseñados para la formación de diversos parámetros y de fluidos. La presión en el anillo es una función no solamente de la presión hidrostática o el peso de la columna de fluido en el pozo, pero incluye las presiones causadas por las operaciones de perforación, incluyendo el desplazamiento de fluido por la cadena de perforación, las pérdidas por fricción debido al flujo de fluido que regresan al anillo, y otros factores. A fin .de calcular la presión dentro del pozo, la programación en el módulo de control 258 considera el pozo como un número finito de segmentos, cada uno asignado a un segmento de longitud del pozo. En cada uno de los segmentos de la presión dinámica y el peso de fluido (presión hidrostática) se calcula y se utilizan para determinar la diferencia de presión 262 para el segmento. Los segmentos se resume a continuación, y la presión diferencial para el perfil de pozo todo es determinado .

Se sabe que la velocidad de flujo del fluido 150 que se bombea en el pozo está relacionado de alguna manera respecto a la velocidad de flujo del fluido 150 y : la velocidad puede ser utilizada asi para determinar la pérdida de presión dinámica como fluido 150 está siendo bombea en el pozo a través de la cadena de perforación. El fluido 150 de densidad se calcula en cada segmento, teniendo en cuenta la compresibilidad del fluido, la carga estimada taladro cortes y la expansión térmica del fluido 150 para el segmento especificado, que a su vez está relacionado con el perfil de temperatura para este segmento del pozo. La viscosidad del fluido a la temperatura estimada para el segmento es también 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. El régimen de cadena de perforación de movimiento axial se relaciona con presiones "incremento repentino" y "muestra" encontradas durante las operaciones de perforación a medida que la cadena de perforación se mueve hacia o fuera del pozo. La rotación de cadena de perforación se utiliza también para determinar las presiones dinámicas, como la rotación crea una fuerza de fricción entre el fluido en el anillo y la cadena de perforación. La profundidad de la broca, la profundidad del pozo y orificio y la geometría de cadena de perforación se usan para ayudar a generar los segmentos de pozo que será el modelo. Con el fin de calcular la densidad del fluido, la presente modalidad no sólo considera que la presión hidrostática ejercida por el fluido 150 sino también la compresión del fluido, la expansión térmica del fluido y los recortes de perforación de carga del fluido observado durante las operaciones de perforación. Se apreciará que la carga de cortes se puede determinar como el fluido se devuelve a : la superficie y revisados para su uso posterior. Todos estos factores pueden ser utilizados en el cálculo de la "presión estática" del fluido en el anillo.

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, una serie de otros factores. Entre ellos es si el flujo de fluido es laminar o turbulento. Tanto si. el flujo es laminar o turbulento es relacionado con la rugosidad estimada, el tamaño de la perforación y la velocidad de flujo del fluido. El cálculo también considera la geometría específica para el segmento en cuestión. Esto incluiría la excentricidad de la perforación y la geometría de cadena específica de perforación segmento (por ejemplo, conexión roscada o establecimiento de "caja/perno") que afectan a la velocidad del flujo observado en cualquier segmento del anillo del pozo. El cálculo de presión dinámica incluye además la acumulación de cortes en la reologia del pozo, asi como el líquido y el movimiento de las cadenas de perforación (axial y de rotación) tienen efecto sobre la presión dinámica del fluido.

Se puede apreciar que la naturaleza del modelo y la disponibilidad de los parámetros de entrada afectarán a la precisión relativa del modelo, pero el principio es el mismo.

El diferencial de presión 262 para el anillo completo se calcula y se compara con la presión de punto : de referencia 256 en el módulo de control 264. La contrapresión del deseado 266 se determina entonces y conducido a controlador lógico programable 238, que genera señales de control para la bomba de contrapresión 128 y la inductancia 130. Generalmente, la contrapresión se incrementa mediante la reducción de la abertura del obturador. La contrapresión se redujo por el aumento de la abertura del obturador (una "patada"), o el fluido de perforación se va del pozo y entrar en uno o más de las formaciones adyacentes al pozo ("la pérdida de circulación") . 4. Calibración y corrección de contrapresión La discusión anterior es de como contrapresión generalmente se calcula utilizando la presión de fondo de pozo. Este parámetro se determina en el fondo del pozo y se transmite normalmente hasta la columna de lodo utilizando pulsos de lodo a presión. Debido a que el ancho de banda de datos de telemetría de pulso de lodo es muy baja y el ancho de banda también es utilizada por otras funciones de MWD/LWD, así como las funciones de control de cadena de perforación y la presión del pozo, en esencia no pueden introducirse al modelo de DAPC sobre una base en tiempo real. En consecuencia, se apreciará que no es probable que haya una diferencia entre la presión de fondo de pozo medido, cuando se transmite hasta la superficie utilizando la telemetría de pulso de lodo y la presión de fondo de pozo previsto para que la profundidad. Cuando esto ocurre el sistema de DAPC calcula los ajustes de los parámetros y las aplica en el modelo para hacer una mejor estimación nueva de la presión de fondo de pozo. Las correcciones en el modelo puede ser realizado mediante la variación de cualquiera de los parámetros variables. En la presente modalidad, ya sea de la densidad del fluido y la viscosidad del fluido se modifica con el fin de corregir la presión de fondo de pozo predicha que la presión de fondo real. Además, en la presente modalidad de la medición de fondo de pozo de presión real sólo se utiliza para calibrar la presión de fondo de pozo calculado, en lugar de para predecir la presión de fondo de pozo anular. Con telemetría de fondo de pozo esencialmente continua para permitir la transmisión esencialmente en tiempo real de la presión y la temperatura cerca del fondo del pozo, es entonces probablemente práctico incluir en tiempo real de presión de fondo de pozo y la información de temperatura para corregir el modelo.

En donde hay un retardo entre la medición de la presión de fondo de pozo y otras entradas en tiempo real, el sistema de control de DAPC 236 opera más para indexar las entradas de tal manera que las entradas en tiempo real adecuadas se correlacionan con las entradas transmitidas desde el fondo retrasadas. Las entradas de los sensores de la plataforma de perforación, los diferenciales de presión calculados y presiones de contrapresión, asi como las mediciones de fondo de pozo, pueden ser "marca de tiempo" o "profundidad de estampado" de tal manera que las entradas y los resultados pueden ser adecuadamente correlacionados con los datos de fondo de pozo recibidos más tarde. Utilizando un análisis de regresión basándose en un conjunto de mediciones de presión real estampada en tiempo recientemente, el modelo puede ser ajustado para predecir con más precisión la presión real y la contrapresión necesaria. En el caso donde no hay estampado de tiempo o estampado de profundidad el mismo proceso de análisis de regresión se puede usar para comparar la presión de fondo real y calculada.

La Figura 5 muestra el funcionamiento del sistema de control de DAPC demostrando un modelo DAPC no calibrada. Se observará que la presión de fondo de pozo durante la perforación (PCD) 400 se desplaza en el tiempo como resultado de la demora de tiempo para la señal a ser seleccionados y transmitida a la boca de pozo. Como resultado, existe un desplazamiento significativo 404 entre la presión DAPC prevista y la presión de estampado no en tiempo durante la perforación o la presión anular (PCD) de medición 400. Cuando el PCD es una marca de tiempo y se desplaza hacia atrás en el tiempo 402, el diferencial entre PWD 402 y la presión de DAPC prevista 404 es considerablemente menor en comparación con el PWD sin tiempo no cambiado 400. Sin embargo, la presión DAPC prevista difiere significativamente. Como se señaló anteriormente, esta diferencia se dirige a la modificación de los datos del modelo de densidad de fluido 150 y la viscosidad o ambos. Basado en las nuevas estimaciones, en la Figura 6, la presión prevista de DAPC 404 sigue de cerca la presión del fondo del agujero real 402. Asi, el modelo DAPC utiliza la presión del fondo del agujero real de para calibrar la presión prevista y modificar las entradas del modelo para reflejar con mayor exactitud la presión de fondo de pozo a través del perfil del pozo entero.

Basado en la presión prevista DAPC, el sistema de control de DAPC 236 calculará el nivel de contrapresión necesaria 266 y la transmite al controlador lógico programable (Figura 4 238) . El controlador programable 238 genera entonces las señales de control de válvulas necesarias al obturador 130 y la bomba de contrapresión 128 según sea necesario dependiendo de la forma de modalidad en uso.

En una modalidad particular, el cálculo de presión de orificio prevista del sistema DAPC se retrasa, después de cada vez que encienden las bombas de lodo de perforación, al menos hasta que la presión del lodo de plataforma de perforación en la salida de la bomba de lodo es de aproximadamente la misma que la contrapresión existente en la entrada al obturador. El propósito de la presente modalidad es superar varios artefactos adversos en el modelado de la presión causada por la carga del sistema de circulación de lodo después de reiniciar las bombas de lodo de plataforma de perforación. Se apreciará que cuando las bombas de lodo de plataforma de perforación se comienza primero, tal como después de añadir un nuevo segmento de tubería de plataforma de perforación a la cadena de perforación ("hacer una conexión"), una cantidad sustancial de lodo de plataforma [ de perforación se añadirá a la cadena de perforación total y el volumen del pozo del sistema de circulación debido al vacío en la cadena de perforación y la compresión del lodo cuando es presurizado por las bombas de los equipos de plataforma de perforación de lodo en el grado necesario para superar la fricción en todo el sistema de circulación. La presente modalidad puede tener un beneficio particular en el caso en que un medidor de régimen de flujo no está disponible en el circuito de descarga del fluido del pozo. 5. Aplicaciones del Sistema de DAPC La ventaja de utilizar el sistema de contrapresión controlada de DAPC puede ser fácilmente observada en la gráfica de la Figura 7. La presión hidrostática del liquido está representada por la linea 302. Como puede verse, la presión hidrostática aumenta como una función lineal de la profundidad del pozo de acuerdo con la fórmula: P = pgTVD + C (1) en donde P es la presión, p es el peso especifico del fluido, TVD es la profundidad vertical total del pozo, g es la constante gravitacional de la Tierra y C es la contrapresión suministrada por el sistema de contrapresión. En el ejemplo de presión hidrostática de gradiente de agua 302, la densidad del fluido es la del agua. Además, en un sistema de circulación abierta, la contrapresión C es siempre de cero. Con el fin de asegurar que la presión anular es un exceso de la presión de poro formación 300, el fluido es ponderado (su densidad es mayor), aumentando asi la presión aplicada con respecto a la profundidad en el pozo. El perfil de presión de poro 300 puede verse en la Fig. 7 siendo lineal, hasta el momento en que sale de la carcasa 20, en cuyo caso, se expone a la presión de la formación real, dando como resultado un aumento repentino de la presión de formación. En operaciones normales, la densidad del fluido debe ser seleccionada de tal manera que la presión anular excede la presión de formación de poro por debajo de la carcasa 20.

Por el contrario, el uso del sistema de contrapresión controlada DAPC permite a un operador realizar cambios esencialmente escalonados en la presión anular. Las lineas de presión de DAPC 303, se muestran en la Figura 7 en respuesta al incremento observado en la presión de poro en x puede ser la contrapresión aumentada C para aumentar la presión anular 300 a 303 en respuesta a la creciente presión de poro en contraste con las técnicas normales de presión anulares como se ilustra en la Figura 1 linea 14. El sistema de DAPC además ofrece la ventaja de ser capaz de disminuir la contra-presión en respuesta a una disminución en la presión de poros tal como se muestra en 300c. Se apreciará que la diferencia entre la presión anular mantenida por DAPC 303 y la presión de poro 300C, conocida como la presión sobrebalance, puede ser significativamente menor que la presión sobrebalance vista usando métodos convencionales de control de presión como se explica en la Figura 8. Las condiciones altamente sobre-balanceadas pueden afectar adversamente la permeabilidad al forzar a la formación en mayores cantidades de fluido del pozo en la formación y la posibilidad de no ser capaz de controlar la pérdida de liquido lo que impide la perforación adicional del orificio en una manera puntual y segura.

La Figura 8 es una gráfica que representa una aplicación del sistema de DAPC en una perforación en un ambiente en equilibrio (ABD) , o cerca de ABD. La situación en la FIG. 8 muestra el gradiente de presión de poros en un intervalo 320a por ser sustancialmente lineal y el fluido en las formaciones que se mantiene bajo control por presión anular convencional 321a. Un aumento repentino de la presión de poro se produce, como se muestra en 320B. El proceso normal seria establecer técnicas de presión de la carcasa 20 en este punto y el uso de control, como es conocido en la técnica, el procedimiento seria para aumentar la densidad del fluido para evitar la formación de influjo de fluido o la inestabilidad del pozo. El aumento resultante en la densidad modifica el gradiente de presión del fluido al que se muestra en 321b. El limite a la plataforma de perforación convencional en esta forma es donde 321b se cruza con los gradientes reducidos de fractura 323b debido a que limitan la posibilidad de perforar hasta la profundidad total planeada 400.

Usando el sistema de DAPC, la técnica para controlar el pozo en vista del aumento de presión observada en 320B es aplicar una contrapresión al fluido en el anillo para cambiar el perfil de anillo de presión total a ' la derecha, de tal manera que el perfil de presión 322 se acerque más a las presiones de poros 320a y 320B y 320C a medida que el pozo se perfora, en contraposición a la presentada por el perfil de presión 321b. Este método entonces permite que todo el pozo sea perforado hasta la profundidad total planeada 400 sin la inserción de la cubierta de cadena 20.

El sistema de DAPC también puede ser utilizado para controlar un evento importante de control de pozo, asi como un influjo de fluido. Bajo los métodos conocidos en la técnica, en el caso de un influjo de formación de liquido grande, tal como una falta de gas, el único procedimiento práctico de control de presión del pozo fue de cerrar los BOP de manera efectiva para "cerrar" (sellar) hidráulicamente de manera efectiva el orificio, aliviar el exceso la presión del anillo a través de un obturador y múltiple de emergencia y un peso de hasta el fluido de perforación para proporcionar la presión anular adicional. Esta técnica requiere tiempo para llevar controlar el pozo. Un método alternativo algunas veces se llama el "método de Driller", que utiliza la circulación continua de fluido de perforación sin necesidad de cerrar el orificio. El método de "Pesar y Esperar" implica hacer circular un suministro de fluido fuertemente ponderado, por ejemplo, 18 libras por galón (ppg) - (3.157 kg/1) . Cuando falta un influjo de gas o se detecta la formación de liquido, el liquido fuertemente ponderado se añade y se distribuyó el fondo del pozo, haciendo que el fluido de influjo de entrar en solución en el fluido circulante. El fluido de influjo empieza a salir de la solución al acercarse a la superficie como se identifica por la Ley de Boyle y se libera a través del colector del obturador. Se apreciará que mientras que el método de Driller proporciona la circulación continua del liquido, todavía puede requerir un tiempo de circulación adicional sin perforar más adelante utilizando el peso y esperar que el método evite el influjo adicional fluido de la formación y permita que el gas de formación entre en circulación con la densidad superior del fluido de perforación .

Utilizando la técnica de DAPC presente, cuando se detecta un influjo del fluido de la formación, se incrementa la contrapresión, en oposición a la adición de líquido fuertemente ponderado. Al igual que el método de Driller, continúa la circulación de lodo. Con el aumento de la presión del anillo, el influjo de fluido de formación entra en solución en el líquido circulante y se libera a través del colector del obturador. Debido a que la presión ha aumentado y es posible que continúe circulando con la contrapresión adicional, ya no es necesario distribuir de inmediato un líquido fuertemente ponderado. Además, como resultado del hecho de que la contrapresión se aplica directamente a el anillo, el fluido de formación es rápidamente forzado a entrar en solución, en lugar de esperar hasta a que el liquido fuertemente ponderado se haga circular en el espacio anular .

Una aplicación adicional de la técnica DAPC se refiere a su uso en sistemas discontinuos circulantes. Como se señaló anteriormente, los sistemas continuos de circulación son utilizados para ayudar a estabilizar la formación, evitando que disminuya la presión repentina 502 que se produce cuando las bombas de lodo se apagan para cerrar/abrir nuevas conexiones de tuberías. Esta caída de presión 502 es posteriormente seguida por un pico de presión 504 cuando las bombas se vuelven a encender para las operaciones de plataforma de perforación. Esto está representado en la Figura 9A. Estas variaciones en la presión anular 500 pueden afectar negativamente a la costra de lodo del pozo y puede dar como resultado la invasión de fluido en la formación. Como se muestra en la Figura 9B, el sistema DAPC de contrapresión 506 puede ser aplicado al anillo para apagar las bombas de lodo, mejorar la caída repentina de la presión del anillo de bomba a una condición de caída de presión más suave 502. Antes de encender las bombas, la contrapresión puede reducirse de manera que la bomba con la condición de espiga 504 sea igualmente reducida. Así, el sistema de contrapresión DAPC es capaz de mantener una presión de fondo de pozo relativamente estable durante las condiciones de plataforma de perforación. 6. Determinar Eventos de Control de Pozo con el Sistema de DAPC Se ha determinado que un sistema de DAPC tal como el explicado anteriormente con referencia a las Figuras 2A a 9B, y una que se explicará adicionalmente a continuación con referencia a la Figura 10, se puede utilizar para determinar la existencia de eventos de control. Los eventos de control de pozo incluyen influjo de fluido de las formaciones de tierra que rodean el orificio de plataforma de perforación y el flujo de salida de liquido en el pozo en las formaciones circundantes. Un evento de influjo (llamada "patada") puede ser detectada mediante la comparación de la presión hacia abajo calculado a la presión en la parte inferior del agujero real. El cálculo de la presión en la parte inferior del agujero se puede realizar utilizando un modelo hidráulico que determina la presión hacia abajo sobre la base de un agujero de densidad del fluido esperado promedio en el anillo, por lo general la densidad del fluido de perforación se bombea a través de la cadena de perforación. La presión real registrada en la parte inferior del agujero se mide normalmente cerca de la broca, como con un sensor de presión anular o alguna otra forma de medición de presión inferior del agujero que mide la presión real en la parte inferior del agujero.

En caso de producirse un influjo y que haya una contraste de densidad entre el fluido y el flujo de fluido de perforación que está en el orificio profundo, las presiones calculadas en el modelo y en el agujero profundo del orificio reales divergirán como resultado de la diferencia en ¦ la presión calculada de la columna de fluido y la presión real medida, siempre que la columna sea estática o dinámica. Esta divergencia puede ser registrada como un error por el sistema de DAPC y se pueden tomar medidas correctivas para mantener la presión en la parte inferior del agujero al valor deseado (el punto de ajuste de presión) , ya sea reduciendo la abertura del obturador si la densidad del influjo es menor que la densidad del fluido en el pozo, o aumentando algo la abertura del obturador si la densidad del influjo es mayor que la densidad del fluido en el pozo. El cambio en la apertura del obturador resultante de tales diferencias de presión del fondo del agujero, cuando no hay cambio en el régimen de flujo de fluido bombeado, se utiliza como un indicador de que ha tenido lugar un influjo.

Otra característica del influjo es que la abertura del obturador puede aumentar un poco debido a que aumenta 'la velocidad de descarga de fluido en la superficie de la Tierra y luego se estabiliza en una apertura nueva, que puede ser menor, mayor o igual que inmediatamente antes la abertura del obturador, dependiendo de la densidad del fluido de influjo y la fricción debido al flujo de fluido adicional. Si el flujo continúa y la densidad es menor que la densidad del fluido de perforación y la caída de presión de fricción no es significativa, la densidad media del fluido en el pozo continuará disminuyendo y la abertura del obturador seguirá cerrándose en respuesta al sistema DAPC que intentar mantener la presión de la parte inferior del agujero en el valor del punto de ajuste. A la inversa, si la densidad del fluido de influjo es mayor que la densidad del fluido del pozo, a medida que el influjo de fluido continúa, la densidad de la columna de fluido en el anillo del pozo se incrementará, haciendo así que el sistema DAPC siga aumentando la abertura del obturador cuando la caída de presión por fricción no es significativa.

El sistema de DAPC determina la abertura del obturador nuevo basado en un ajuste de la presión del agujero prevista con respecto a la presión en la parte inferior del agujero real medida. En el caso de un influjo densidad del fluido inferior, la presión del agujero prevista será menor que la predicción anterior debido a que el influjo de fluido ha continuado reduciendo la densidad media de la columna de líquido en el espacio anular donde la caída de presión por fricción debido al mayor flujo como resultado del influjo no es suficiente para aumentar la presión del fondo. Este seguirá indicando un error y el sistema de DAPC corregirá el error que continua cerrando el obturador durante tanto tiempo a medida que continúa el influjo y la densidad media del fluido en pozo sigue disminuyendo. Para el caso del influjo de fluido que tiene una densidad mayor que el fluido de perforación, por ejemplo, el influjo de una zona de agua salada al perforarse con un fluido de perforación a base de aceite, el sistema de DAPC abrirá la abertura del obturador para reducir la presión en la superficie del anillo fin de compensar el aumento de densidad media del fluido en el anillo por tanto tiempo a medida que sigue el influjo, la densidad media está aumentando y la caída de presión por fricción del influjo no es suficiente para aumentar la presión del fondo.

El otro caso es cuando la densidad del influjo es prácticamente igual a la densidad del fluido del pozo existente. En este caso, el obturador puede abrir algo debido al aumento en el volumen de vertido, cuando la caída de presión por fricción del influjo no es suficiente para aumentar la presión de fondo y luego continuar en la nueva abertura o una nueva abertura promediada (debido a la fluctuación del obturador de apertura utilizando el controlador PID 238, * dicha fluctuación es normalmente sinusoidal) . El sistema de DAPC producirá un error que la abertura del obturador ha cambiado sin los cambios calculados por el modelo hidráulico ya que el modelo se utiliza un número de parámetros estándar para calcular la presión hacia la parte inferior del agujero, una de las cuales es el flujo en el pozo en ausencia de un medidor de flujo 126. En tanto a que el régimen de bomba no cambie, o un cambio en el tipo de bomba no ha indicado que la abertura del obturador debe ser cambiado por el sistema de DAPC, se producirá un error. Por lo tanto, un aumento sostenido de la abertura del obturador por ninguna otra razón aparente puede inferirse a ser una falta cuando la densidad del fluido de la formación entrante es sustancialmente el mismo que el lodo de perforación donde la geometría del pozo es suficientemente grande y/o el régimen de influjo es lo suficientemente bajo como para no causar un aumento significativo de la presión del fondo debido a la fricción en el orificio.

La explicación anterior de funcionamiento del modelo hidráulico y control sobre la abertura del obturador se ofrece como fondo para diversos métodos de detección y mitigación de eventos de control de pozo que pueden llevarse a cabo usando el sistema de DAPC. En un método, la abertura del obturador se controla por el sistema de DAPC se monitorea. La abertura puede ser controlada, por ejemplo, por un sensor de posición acoplado al elemento de control del obturador. Un tipo de sensor de posición que puede ser adecuado para su uso con el sistema de DAPC es un transformador diferencial variable lineal (LVDT) . Si la abertura del obturador se cambia por el sistema de DAPC durante más de un periodo transitorio de tiempo en ausencia de cualquier cambio en la velocidad de flujo de fluido en el pozo y cualquier cambio en la presión del fluido a medida que se bombea en la medición, de tal manera que dicho cambio en la abertura puede ser utilizado para identificar un influjo de fluido o evento de pérdida de fluido en el pozo como se explicó anteriormente.

En un ejemplo particular, el influjo de fluido en el pozo se puede determinar si el obturador se encuentra en una abertura sustancialmente fija (como se determina, por ejemplo, por el sensor de posición), si el régimen de bombeo de fluido en el pozo permanece sustancialmente constante, y si la presión en los aumentos de espacio anular del conducto de descarga. En un ejemplo contrario, la pérdida de fluido desde el pozo se puede determinar si el obturador se encuentra en una abertura sustancialmente fija, si el régimen de bombeo de fluido en el pozo permanece sustancialmente constante, y si disminuye la presión en el conducto :de descarga en el espacio anular.

Otras implementaciones de un sistema de DAPC puede proporcionar el control automático sobre la abertura del obturador, pero sin medición relacionado con lo que es en realidad la abertura del obturador. En las implementaciones de este tipo, no existe ninguna disposición para controlar1 la posición del control de la apertura del obturador. En tales implementaciones, es posible deducir la existencia de un influjo de fluido o evento de pérdida de fluido sin una medida específica relacionada con la posición del control de apertura del obturador. En tales implementaciones, al menos se mide uno del régimen de flujo en el pozo y el régimen de flujo del pozo. El agujero real inferior de presión de fluido también puede también medirse, por ejemplo con un sensor de presión anular dispuesta en un instrumento colocado en la cadena de perforación cerca de la parte inferior de la cadena de perforación (conocido generalmente como una presión en el sensor durante la perforación ["P D"]).

En un ejemplo, se mide el régimen de flujo de fluido en el pozo y se mide la presión del fluido en el anillo del pozo en o cerca de la superficie terrestre. Se Calcula una presión de fluido en el agujero inferior esperada, usando el modelo hidráulico que opera con el sistema de DAPC. Las entradas a la parte inferior de cálculo presión agujero incluyen la densidad del fluido (peso del lodo), el régimen de flujo de fluido y la presión del anillo en o cerca de la superficie. En el caso de que la presión del fondo del agujero medido difiera de la presión de fondo del agujero calcula un influjo de pozo o evento de la pérdida de líquidos puede ser inferida. El sistema de DAPC puede provocar la apertura del obturador para cambiar hasta que la presión fondo del agujero medida coincide con la presión del fondo del agujero calculado.

Debido a la diferencia en la presión del fondo del agujero medido y la presión de agujero inferior calculado, el sistema de DAPC automáticamente puede cambiar la densidad del fluido (peso del lodo) entró como entrada al , modelo hidráulico tal que la presión fondo del agujero medido y la presión calculada del fondo del agujero para igualarse aproximadamente. Tal cambio de la densidad del fluido de entrada se proporciona porque ni el régimen de flujo de fluido en el pozo ni la presión del anillo fueron cambiadas sustancialmente durante el evento de control de pozo. Así, para hacer que la presión inferior del agujero calculado se a iguale la presión de fondo del agujero medido, es necesario cambiar por lo menos uno de la densidad del fluido de entrada y el régimen de flujo de fluido. En una modalidad, si 'un cambio en al menos uno de la densidad del fluido y el régimen de flujo de fluido introducido como una entrada al modelo hidráulico excede un umbral seleccionado, el sistema de DAPC puede generar una señal de advertencia.

En algunas modalidades, el sistema de DAPC puede cambiar la apertura del obturador tal que la presión fondo del agujero medido se mueve hacia la presión del fondo del agujero calculada.

En otra modalidad, una presión inferior agujero espera puede ser calculado a partir del modelo hidráulico utilizando como entrada la densidad del fluido (peso del lodo), la tasa de flujo del fluido fuera del pozo y la presión del anillo cerca de la superficie terrestre. La presión de fondo del agujero calculado se compara con la presión fondo del agujero medido. Si las dos presiones diferentes, el sistema de DAPC puede cambiar la densidad del fluido de entrada al modelo hidráulico automáticamente hasta que las presiones de aproximadamente coinciden. Si el cambio en la densidad del fluido supera un umbral seleccionado, entonces el sistema DAPC puede generar una señal de advertencia. El sistema de DAPC también pueden operar el obturador para hacer que la presión de fondo del agujero medido para que coincida sustancialmente la presión de fondo del agujero calculado.

En otra modalidad, el sistema de DAPC puede cambiar la presión de fondo medido hasta que el cambio en la densidad del fluido de entrada se ha estabilizado.

En otra modalidad el DAPC puede cambiar la presión de fondo del agujero medido hasta que se haya llegado a un valor del punto establecido.

En cualquiera de las implementaciones anteriores, una señal de advertencia también se puede generar si la presión inferior del agujero calculado y el orificio inferior de presión medido son diferentes en más de un umbral seleccionado .

En los otros ejemplos, es posible determinar la existencia de un evento fluido de control de orificio mediante la medición de la presión del fluido de perforación a medida que se bombea en la cadena de perforación. Refiriéndonos de nuevo a la FIG. 2A, dicha presión puede medirse utilizando un medidor de presión o sensores 139 dispuestos en la línea de descarga de la bomba 138. La presión del fluido a medida que es descargado desde el espacio anular también puede medirse simultáneamente, por ejemplo, usando un medidor de presión 139A en la línea de descarga (conducto 124). El presente ejemplo se puede usar ya sea con un sistema de DAPC como se ha descrito anteriormente, o con un sistema de "bucle abierto" como se describe en la presente sección de Antecedentes. En tal caso, el conducto 124 generalmente se conecta a un dispositivo conocido como un "chupón de campana". Los cambios en la presión medida por el manómetro 139A en un sistema de bucle abierto se relaciona con el nivel de líquido en el chupón de campana o dispositivo similar, siempre que el nivel de fluido en su interior es siempre por al menos tan alta como la elevación del conducto 124. En el presente ejemplo, un evento de control bien puede determinarse usando un sistema de bucle abierto si la pres'ión del fluido bombeado en la cadena de perforación se mantiene constante y la presión del fluido en el conducto 124. Si hay un influjo de fluido (llamado una "patada") la presión anular aumentará y la presión del fluido bombeado en la cadena de perforación o bien aumenta o disminuye dependiendo del tipo de flujo, (por ejemplo, siendo el gas, petróleo, agua dulce o salmuera) y el régimen del influjo.

Tales condiciones pueden estar relacionadas con el influjo de fluido en el pozo. A la inversa, si la presión del fluido bombeado en la cadena de perforación se mantiene constante y la presión de fluido en el conducto 124 disminuye, un evento de pérdida de fluido puede ser detectado .

En otros casos, por ejemplo si la presión del fluido se bombea está aumentando y el fluido a presión en el conducto 124 está disminuyendo o se mantiene constante, se puede deducir que el espacio anular del pozo se carga con los recortes de plataforma de perforación o de plataforma de perforación del boquillas de descarga de bits o cursos (no mostrado) y/o el conducto 124 se están enchufando.

En otros casos, por ejemplo, si una porción de la cadena de perforación comienza a gotear el fluido de perforación del pasaje interno con el espacio anular, llamado un "lavado", tal puede ser inferido por una disminución en la presión medida del fluido que se bombea en la cadena · de perforación y la presión sustancialmente constante medido en el conducto 124.

Haciendo referencia a las Figuras 11A a través de 11E, ejemplos de diversos eventos de control de fluidos del pozo se muestran gráficamente con referencia a la presión de fluido de perforación medida bombeada ("presión de cadena de perforación") y la presión medida anillo del anillo del orificio. Ambas presiones se pueden medir como se explicó anteriormente, entre otras técnicas. La Figura 11A muestra una gráfica de presión medida de cadena de perforación en 301A y mide la presión del anillo a 301B con respecto al tiempo en el caso de un influjo de fluido se lleva a cabo (aceite o agua) o si el conducto de descarga o se obtura otra linea en el sistema de plataforma de perforación. Generalmente ambas presiones medidas se incrementará con respecto al tiempo. La figura 11B muestra una gráfica de presión medida cadena de perforación en 302A y presión · en anillo 302B en el caso de que tenga lugar un influjo de gas. Debido a la compresión del gas, la cadena de perforación '302 de presión A puede disminuirse, mientras que los del ani;llo de presión 302B puede aumentar con respecto al tiempo. La Figura 11C muestra un ejemplo de un evento de la pérdida' de liquido o un problema la bomba de perforación, en donde tanto la presión de cadena de perforación en 303A y la presión del anillo en 303B pueden disminuir con respecto al tiempo. ] La Figura 11D muestra un ejemplo de desgaste de la tubería u otra fuga en la cadena de perforación. La presión en · la cadena de perforación mostrada en 304A, que puede disminuir con respecto al tiempo y presión del anillo en 304B que puede permanecer sustancialmente constante. En el caos de conexión de la broca o el "puenteo" de orificio (v.gr., establecimiento y empaque de cortes de perforación; o hendiduras de la pared del orifico de manera que se tapa el espacio anular) mostrado en la gráfica de la Figura 11E, la presión de cadena de perforación en 305A puede incrementarse y la presión en el anillo en 305B puede disminuir con respecto al tiempo. 7. Modalidad Alternativa de Sistema de Control Usando Solo Bombas de Lodo de Plataforma de Perforación También es posible proporcionar presión controlada fluido anillo seleccionada, sin la necesidad de una bomba adicional para suministrar la presión de retorno al anillo cuando la contra-presión debe ser generada por una bomba, como se ha explicado anteriormente con referencia a la Figura 2B. Otra modalidad de un sistema de contrapresión que utiliza las bombas de lodo de plataforma de perforación se muestra en forma esquemática en la Figura 10. La bomba de lodo de plataforma de perforación, que se muestra en el lodo de plataforma de perforación de descarga 138 a velocidades de flujo y las presiones seleccionadas, como se realiza habitualmente durante las operaciones de plataforma de perforación. En la presente modalidad, un primer medidor de régimen de flujo 152 puede estar dispuesto en el fondo del lodo de plataforma de perforación trayectoria de flujo de la bomba 138. El primer régimen de medidor de flujo 152 puede ser usado para medir la velocidad de flujo de fluido , de perforación, ya que se descarga de la bomba 138. Alternativamente, un "contador de impulsos" conocido, que estima el volumen de lodo de descarga por el movimiento de seguimiento de la bomba puede ser utilizada para estimar la velocidad de flujo total de la bomba 138. El flujo de fluido de perforación se aplica entonces a un primer obturador 130A controlable del orificio, cuya salida está acoplada a , la tubería vertical 602 (que en sí es acoplada a la entrada 'del pasaje interior en la cadena de perforación) . Durante las operaciones de plataforma de perforación regulares, el primer obturador 130A está normalmente abierto por completo.

La descarga de fluido de perforación de la bomba 138 se acopla también a un segundo orificio obturador controlable 130B, cuya' salida está acoplada en última instancia a la descarga del pozo (el anillo 604). Igual que en las modalidades anteriormente descritas, el interior del pozo se sella mediante un cabezal de control de rotación o BOP esférico, que se muestra en 142. La cadena de perforación y otros componentes en el pozo situados debajo de la cabeza giratoria de control 142 no se muestran en la Figura 10, ya que pueden ser esencialmente idénticos a los utilizados en otras modalidades, en particular tal como se muestra en la Figura 2. Un tercer obturador de orificio controlable 130 puede ser acoplado entre el anillo 604 y el tanque de lodo o pozo (136 en la FIG. 2) y controla la presión a la que el lodo de plataforma de perforación sale del pozo a fin de mantener una presión de retorno seleccionado en el anillo, de manera similar a lo que se realiza en las modalidades descritas anteriormente.

Los primero 130A y segundo 130B obturadores de orificio controlables pueden incluir cada uno en el fondo del mismo un medidor de flujo respectivo 152A, 152B. Conjuntamente con ya sea el contador de impulsos (no mostrado) o el primer medidor de flujo 152 en la descarga de la bomba, la velocidad de flujo de fluido de perforación de la bomba 138 en el tubo vertical y en el anillo puede ser determinado. Los medidores de flujo 152, 152A, 152B se muestran con su respectiva señal de salida acoplada al PLC 238 en la unidad de DAPC 236, que puede ser esencialmente igual que la de los dispositivos correspondientes que se muestran en la Figura 3. Las salidas de control del PLC 238 se proporcionan para operar los tres obturadores de orificio controlables 130, 130A, 130B.

Con el fin de formar o retirar las conexiones en la cadena de perforación durante el funcionamiento, es necesario liberar toda la presión del fluido en la parte superior de la cadena de perforación, mientras que puede ser necesario continuar para mantener la presión del fluido en la parte superior del anillo conectado hidráulicamente a la linea de retorno 604. Para llevar a cabo las funciones necesarias de presión, el PLC 238 puede operar el primer obturador de orificio controlable 130A para cerrarse por completo. Entonces, una válvula purga o "descarga" 600 que puede estar bajo control operativo del PLC 238, se abre para liberar toda la presión del fluido de perforación. La válvula de retención, o una válvula de tres vías en la cadena de perforación retienen la presión por debajo de ella en la cadena de perforación. Asi, las conexiones se pueden hacerse o romperse para alargar o acortar la cadena de perforación durante las operaciones de perforación.

Durante tales operaciones de conexión, la presión del fluido seleccionado en el anillo se mantiene mediante el control del funcionamiento de la bomba 138 y el segundo 130B y terceros 130 obturadores de orificio controlables. Tal control puede realizarse de forma automática por el PLC 238, excepto en el caso de la bomba que puede ser controlado por el operador del equipo ya que sólo es necesario controlar el régimen de flujo de la bomba.

Durante las operaciones de plataforma de perforación normales, la presión del fluido correcta se mantiene en la linea del anillo 604 que está conectada hidráulicamente a el anillo del pozo, utilizando el mismo modelo del sistema hidráulico que en las modalidades anteriores, por desviar selectivamente una porción de la bomba 138 que desemboca en la linea del anillo de retorno; 604 mediante el control de los orificios de los primero 130A y segundo 130B obturadores y controlando la contrapresión necesaria mediante el ajuste del tercer obturador 130. Ordinariamente durante la plataforma de perforación, el segundo obturador 130B puede permanecer cerrado, de tal manera que la contrapresión se mantiene en su totalidad por el control del orificio del tercer obturador 130, similar a la manera en que se mantiene la contra-presión de acuerdo con las modalidades anteriores. Ordinariamente, se contempla que el segundo obturador 130B se abre durante los procedimientos de conexión, de forma similar a los tiempos en los que se opera la bomba de contra presión en las modalidades anteriores .

La presente modalidad ventajosamente elimina la necesidad de una bomba independiente para mantener la presión de retorno. La presente modalidad puede tener ventajas adicionales sobre la modalidad mostrada en la Figura 2B, que utiliza una disposición de válvula para desviar el flujo de lodo de plataforma de perforación de las bombas de lodo para mantener la presión de retorno, lo más importante de las cuales es que las conexiones se pueden hacer sin la necesidad de detener las bombas de lodo de plataforma de perforación y la precisión de la medición del fluido mientras se redirecciona el flujo desde el pozo a la linea de retorno del anillo para asegurar el cálculo contrapresión correcta.

Dependiendo de la configuración del equipo particular, puede ser posible determinar el régimen de flujo de lodo en la linea del anillo de retorno 604 utilizando el contador de impulsos (no mostrado) y el tercer medidor de flujo 152B, o el uso de los primero y segundo medidores de flujo 152, 152A, respectivamente.

Aunque la invención ha sido descrita con respecto a un número limitado de modalidades, los expertos en la técnica, teniendo beneficio de esta descripción, apreciarán que se pueden idear otras modalidades que no se aparten del alcance de la invención como se describe en este documento. En consecuencia, el alcance de la invención debe limitarse solamente por las reivindicaciones adjuntas.

Claims

REIVINDICACIONES

1. - Un método para determinar la existencia de un evento de control de fluido de orificio por el control de la presión de formación durante la perforación de un pozo a través de una formación subterránea, que comprende: bombear selectivamente un fluido de perforación a través de una cadena de perforación ampliado en un orificio, una broca de taladro en el extremo inferior de la cadena de perforación y en un espacio anular entre las cadenas de plataforma de perforación y el orificio; descargar el fluido de perforación desde el espacio anular próximo a la superficie de la tierra; determinar la existencia de un evento de control de pozo al menos uno de los siguientes eventos: el régimen de bombeo selectivo permanece sustancialmente constante y ; la presión en la salida de los aumentos del espacio anular, y el régimen del bombeo selectivo permanece sustancialmente constante y la presión en la salida de las disminuciones del espacio anular.

2. - El método de la reivindicación 2, que comprende además sellar el espacio anular próximo en un extremo superior del pozo y la descarga del fluido de perforación por debajo del sello a través de un dispositivo de control de flujo de apertura seleccionable .

3. - El método de la reivindicación 2, en donde se detecta un influjo de fluido cuando la abertura es substancialmente constante, la velocidad del bombeo selectivo permanece sustancialmente constante y aumenta el espacio anular de presión de salida.

4. - El método de la reivindicación 2, en donde se detecta un evento de pérdida de fluido cuando la abertura es substancialmente constante, el régimen del bombeo selectivo permanece sustancialmente constante y disminuye la presión de salida en el espacio anular.

5. - Un método para determinar la existencia de un evento de control de fluido de orificio controlando la presión de formación durante la perforación de un orificio a través de una formación subterránea, comprendiendo: bombeando un fluido de perforación a través de una cadena de perforación extendido en un orificio, una broca de perforación en el extremo inferior de la cadena de perforación y en un espacio anular entre las cadenas de plataforma de perforación y el orificio; medir una presión del fluido bombeado en la cadena de perforación; descargar el fluido de perforación desde el espacio anular proximal superficie de la Tierra; determinar la existencia de un evento de control ,de pozo cuando al menos ocurre uno de los siguientes eventos: la presión del fluido bombeado permanece sustancialménte constante y aumenta la presión en la salida del espacio anular, y la presión de fluido bombeado permanece sustancialménte constante y disminuye la presión en la salida del espacio anular.

6. - El método de la reivindicación 2, que comprende además de sellar el espacio anular próximo a un extremo superior del pozo y la descarga del fluido de perforación por debajo del sello a través de un dispositivo de control de apertura seleccionable del flujo.

7. - El método de la reivindicación 2, en donde se detecta un flujo de fluido cuando la abertura es substancialmente constante, la presión del fluido bombeado varia según el tipo de régimen de influjo del flujo del influjo de fluido y aumenta la presión de salida del espacio anular .

8. - El método de la reivindicación 2, en donde se detecta un evento de pérdida de fluido cuando la abertura es sustancialménte constante, disminuye la presión de fluido bombeado y disminuye la presión en el espacio anular de salida. '

9. - Un método para determinar la existencia de una falla hidráulico del pozo mediante el control de la presión de formación durante la perforación de un pozo a través de una formación subterránea, que comprende: el bombeo de fluido de perforación a través de una cadena de perforación extendida en un orificio, fuera de una broca de perforación en el extremo inferior de la cadena de perforación, y en un espacio anular entre la cadena de perforación y el orificio; medir una presión del fluido bombeado en la cadena de perforación; descargar el fluido de perforación desde el espacio anular próximo a la superficie de la Tierra; determinar la existencia de una falla hidráulica del pozo cuando ocurre al menos uno de los siguientes eventos: aumenta la presión del fluido bombeado y la presión en la salida del espacio anular permanece sustancialmente constante, y disminuye la presión del fluido bombeado y la presión en la salida del espacio anular permanece sustancialmente constante.

10. - El método de la reivindicación 9, en donde la fallo bien hidráulico comprende un lavado en la cadena de perforación .

11. - El método de la reivindicación 9 en donde la falla hidráulica del pozo comprende poco taponamiento.

12. - El método de la reivindicación 9, en donde la falla hidráulica del pozo comprende cortes de carga en el espacio anular.