MX2011001751A - Sistemas y metodos de perforacion multi-fases. - Google Patents

Abstract

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Description

SISTEMAS Y MÉTODOS DE PERFORACIÓN MULTI-FASES Antecedentes de la Invención Campo de la Invención La presente invención se refiere a sistemas y métodos de perforación multi-fases.

Descripción de la Materia Relacionada Perforar una perforación de pozo típicamente requiere circular un fluido de perforación sacar la perforación de cortes producidos por acción de una broca de perforación giratoria. El fluido de perforación puede bombearse hacia abajo del pozo dentro de la sarta de perforación y a través de la broca y lanzarse a choro hacia la cara de corte donde ayuda a penetrar las fracturas creadas por la broca, elevando las chispas fracturadas por la broca mediante penetrar las fracturas y levantando hidráulicamente las chispas hacia la corriente de fluido circulante. El fluido de perforación entonces lleva las chispas hacia arriba del anillo inferior formado entre la superficie exterior de la sarta de perforación y una pared de la perforación. El fluido de perforación y las chispas o retornos continúan hacia arriba del anillo superior formado entre un entubado o revestimiento y la sarta de perforación y a la superficie donde las chispas son separadas del fluido. El fluido limpiado entonces es re- introducido al pozo completando el ciclo de circulación. El fluido de perforación también puede enfriar la broca de perforación y soportar la pared de la perforación de pozo.

Desplegar una instalación de perforación a un sitio de pozo es una tarea costosa. Compañías de petróleo y gas están buscando constantemente por maneras para reducir el tiempo invertido por la instalación de perforación en el sitio de pozo. El tiempo de instalación incluye tiempo invertido perforando/parando y tiempo no productivo. El tiempo invertido perforando puede reducirse mediante incrementar una tasa de penetración (ROP) de la broca de perforación a través de las formaciones de roca, especialmente formaciones no productivas entre la superficie y las formaciones portadoras de hidrocarburos mas profundas.

Factores primarios que gobiernan ROP incluyen: tipo de broca, peso sobre broca ( OB) , velocidad giratoria de la broca, características de formación, y presión de fondo de agujero (BHP) ejercida por los retornos sobre la formación siendo perforada. La BHP incluye un componente estático generado por el peso de la columna de fluido hidrostático y un componente dinámico generado por el arrastre hidráulico debido a resistencia de ocurrencia natural al flujo a través del anillo. La influencia de BHP sobre la ROP frecuentemente se discute en términos de efecto de retención de chispas. Un incremento en la BHP tiende a compactar la formación de roca siendo perforada, incrementar artificialmente la resistencia al esfuerzo cortante de la roca y tendencia a retener chispas de roca creadas por la broca en su lugar (efecto de retención de chispas) con ello forzando re-perforación/refractura de roca previamente perforada y reduciendo la ROP. Un incremento en la BHP también incrementa los tiempos caídos mediante reducir la vida de la broca, con ello requiriendo remplazo mas frecuente o paro de la broca de perforación.

Para incrementar la ROP, perforadores en muchas áreas de perforación de roca dura han pasado a usar aire para fluido de perforación. Comparado con lodo de perforación convencional, típicamente a base de aceite o de agua, la densidad se reduce por órdenes de magnitud, con ello mayormente reduciendo la BHP, mejorando la ROP y extendiendo la vida de la broca de perforación. Sin embargo, perforación con aire se limita a formaciones geológicas selectas, las cuales se consolidan con flujo de agua mínimo y no producen sulfuro de hidrógeno. Por lo tanto, existe una necesidad en la materia por un método para perforar una perforación de pozo que incremente la ROP, mejore la vida de la broca de perforación, y no sufra de las limitaciones de perforación con aire.

Compendio de la Invención En una forma de realización, un método para perforar una perforación de pozo incluye inyectar fluido de perforación a través de una sarta de perforación dispuesta en la perforación de pozo y girar una broca de perforación dispuesta en un fondo de la sarta de perforación. El fluido de perforación incluye un líquido y un gas. El fluido de perforación se inyecta en la superficie.

El fluido de perforación sale de la broca de perforación y lleva cortes de la broca de perforación. El fluido de perforación y cortes (retornos) fluyen a la superficie mediante un anillo formado entre la sarta de perforación y la perforación de pozo. El líquido se inyecta a una tasa tal que una velocidad de líquido de los retornos en el anillo sea suficiente para transportar los cortes. El método además incluye perforar a través de por lo menos una porción de una formación no productiva.

En otra forma de realización, un método para perforar una perforación de pozo incluye inyectar fluido de perforación a través de una sarta de perforación dispuesta en la perforación de pozo y girar la broca de perforación dispuesta sobre un fondo de la sarta de perforación. El fluido de perforación incluye un líquido y un gas. El fluido de perforación se inyecta en la superficie. El fluido de perforación sale de la broca de perforación y lleva cortes de la broca de perforación. El fluido de perforación y cortes (retornos) fluyen a la superficie mediante un anillo formado entre la sarta de perforación y la perforación de pozo. Una fracción de volumen de líquido del fluido de perforación a temperatura y presión estándares es mayor que o igual a 0.01. El método además incluye perforar a través de por lo menos una porción de una formación no productiva.

Breve Descripción de los Dibujos Tal que la manera en la cual los aspectos anteriormente recitados de la presente invención se puedan entender en detalle, una descripción mas particular de la invención, brevemente resumida anteriormente, puede tenerse por referencia a formas de realización, algunas de las cuales se ilustran en los dibujos anexos. Se deberá notar, sin embargo, que los dibujos anexos ilustran solamente formas de realización típicas de esta invención y por lo tanto no se deben considerar limitativos de su alcance, pues la invención puede admitir a otras formas de realización igualmente efectivas.

La figura 1A es un diagrama de flujo de un sistema de perforación, de acuerdo con una forma de realización de la presente invención. La figura IB es una sección transversal de una perforación de pozo siendo perforada con el sistema de perforación .

La figura 2 ilustra un perfil de presiones comparando una forma de realización de la presente invención con sistemas de perforación del estado de la técnica. La figura 2A ilustra controlar tasas de inyección con base en cambios en la formación.

La figura 3 es una sección transversal de una propia perforación de pozo parcialmente perforada con un método, de acuerdo con otra forma de realización de la presente invención. La figura 3A es una tabla ilustrando intervalos de la perforación de pozo perforados con métodos convencionales y formas de realización de la presente invención. La figura 3B es una tabla ilustrando intervalos de otras perforaciones de pozo en el mismo campo perforadas con formas de realización de la presente invención. La figura 3C es una tabla ilustrando motores usados con formas de realización de la presente invención. La figura 3D ilustra ROPs de intervalos similares en el mismo campo perforados con aire.

La figura 4 es una sección transversal de una propia perforación de pozo parcialmente perforada con un método, de acuerdo con otra forma de realización de la presente invención. La figura 4A es una tabla de intervalos de la perforación de pozo perforados con métodos convencionales y formas de realización de la presente invención. La figura 4B es una tabla de algunas de las formaciones geológicas pasadas por la perforación de pozo. La figura 4C es una tabla ilustrando intervalos de otras perforaciones de pozo en el mismo campo perforadas con formas de realización de la presente invención. La figura 4D es una tabla ilustrando motores usados con formas de realización de la presente invención.

La figura 5 es una sección transversal de una propia perforación de pozo parcialmente perforada con un método, de acuerdo con otra forma de realización de la presente invención. La figura 5A es una tabla de intervalos de la perforación de pozo perforados con métodos convencionales y formas de realización de la presente invención. La figura 5B es una tabla de formaciones geológicas pasadas por la perforación de pozo. La figura 5C es una tabla ilustrando un intervalo de otra perforación de pozo en el mismo campo perforado con una forma de realización de la presente invención. La figura 5D es una tabla ilustrando motores usados con formas de realización de la presente invención.

Las figuras 6A-6H son tablas ilustrando perfiles de anillo simulados de perforar una perforación de pozo mientras se varían la tasa de inyección de gas y la tasa de inyección de líquido/lodo, de acuerdo con otras formas de realización de la presente invención.

La figura 7 es un diagrama de flujo de un sistema de perforación, de acuerdo con otra forma de realización de la presente invención.

Descripción Detallada La figura 1A es un diagrama de flujo de un sistema de perforación 1, de acuerdo con una forma de realización de la presente invención. La figura IB es una sección transversal de una perforación de pozo 100 siendo perforada usando el sistema de perforación 1. El sistema de perforación 1 puede desplegarse en tierra o fuera de la costa. El sistema de perforación 1 puede incluir una instalación de perforación (no mostrada) usada para soportar operaciones de perforación. La instalación de perfora-ción puede incluir una grúa soportada a partir de una estructura de soporte teniendo un piso o plataforma de instalación sobre el cual pueden trabajar operadores de perforación. Muchos de los componentes usados sobre la instalación, tal como un Kelly y mesa giratoria o tracción superior, tenazas de potencia, muelles, trabajos de tiro y otro equipo, no se muestran para facilidad de ilustración. Una perforación de pozo 100 ya ha sido parcialmente perforada, entubado 115 fijo y cementado 120 en su lugar. La sarta de entubado 115 se extiende a partir de la superficie 105 de la perforación de pozo 100 donde una cabeza de pozo 40 típicamente se localiza. Fluido de perforación 145f puede inyectarse a través de una sarta de perforación 135 desplegada en la perforación de pozo.

El fluido de perforación 145f puede ser una mezcla y puede incluir un primer fluido que es un gas 145g (ver figura 2A) a temperatura y presión estándar (STP, 60°F, 14.7 psia (15.55°C, 1 atm) ) y un segundo fluido que es un líquido 1451 (ver figura 2A) a STP. La mezcla puede ser heterogénea (es decir, insoluble) u homogénea (es decir, una solución) y puede variar en propiedades (es decir, densidad y/o fases) en respuesta a temperatura y/o presión. El líquido 1451 puede ser agua, glicerol, glicol, o aceite base, tal como queroseno, diesel, aceite mineral, aceite de combustible, éster vegetal, alfa-olefina lineal, olefina interna, parafina lineal, petróleo crudo, o combinaciones de los mismos. El gas 145g puede ser cualquier gas teniendo una concentración de oxígeno menor que la concentración de oxígeno suficiente para combustión (es decir, ocho porciento) , tal como nitrógeno, gas natural, o dióxido de carbono. El nitrógeno puede generarse en la superficie usando una unidad de producción de nitrógeno (NPU) 20 que puede generar nitrógeno sustancialmente puro (es decir, mayor que o igual a noventa y cinco porciento puro) . Alternativamente, el nitrógeno puede entregarse a partir de botellas criogénicas o tanques de volumen. El gas 145g puede ser una mezcla de gases, tal como gas de escape a partir del movedor primordial de la instalación o compresores impulsados por combus ible-gas o una mezcla de nitrógeno, gas natural y/o dióxido de carbono .

El líquido 1451 puede ser lodo (tener sólidos suspendidos y/o disueltos en el mismo) . El lodo puede ser a base de aceite y puede tener agua emulsionada en el mismo (emulsión invertida) . Los sólidos pueden incluir una arcilla organófila, lignita y/o asfalto. El aceite base puede ser viscosificado . Alternativamente, el lodo puede ser a base de agua. Los sólidos pueden disolverse en el líquido, formando una solución, tal como salmuera. Los sólidos disueltos pueden incluir haluros de metal, tales como sales de potasio, cesio, o calcio o mezclas de los mismos; o formatos, tales como de cesio, sodio, potasio, litio, o mezclas de los mismos. La salmuera puede incluir además silicatos, aminas, aceites, tales como hidrocarburos destilados, olefinas, o parafinas. La salmuera puede incluir polímeros inhibidores de hidratación y dispersión, tales como celulosa polianiónica (PAC) , poliacrilamida parcialmente hidrolizada (PHPA) , poliacilanitrilo parcialmente hidrolizado (PH-PAN) .

Alternativamente, el lodo puede ser a base de glicol como se discute en la patente US 6,291,405, la cual se incorpora en la presente por referencia en su totalidad. El lodo a base de glicol puede incluir un glicol miscible en agua, con un peso molecular de menos de alrededor de doscientos, tal como etileno glicol, dietileno glicol, trietileno glicol, propileno glicol, butileno glicol y mezclas de los mismos, a una concentración: de por lo menos 70%, 70% a 100%, 80 a 100%, o 85% a 100% (por volumen) ; agua, no en exceso de 30% por volumen; una sal o sales seleccionadas a partir del grupo que consiste en cloruro de sodio, cloruro de potasio, cloruro de magnesio, cloruro de calcio, bromuro de sodio, bromuro de calcio, acetato de potasio, formato de potasio y cloruro de colina a una concentración mayor que 50,000 mg/litro de agua en el lodo; un aditivo anti-pegajosidad a una concentración de mas de 0.5% por peso del lodo; un agente de control de filtración para reducir la pérdida de fluidos del fluido de perforación; un viscosificador para suspensión de sólidos y material de peso en el fluido de perforación, tal como gomas solubles en glicol, polímeros o geles, o con arcillas similares a vástago tales como attapulgita o sepiolita; y material de peso, tal como barita, óxido de hierro, dolomita, carbonato de calcio o sales solubles.

Alternativamente, el lodo puede ser una emulsión de aceite en agua como se discute en la patente US 4,411,801, la cual se incorpora en la presente por referencia en su totalidad. El lodo puede incluir una cantidad emulsionante de un emulsionante, tal como uno o mas tensioactivos, tal como tres tensioactivos en partes iguales, tal como mono-talato de polioxietileno glicol quinientos el cual es, generalmente, los mono-ésteres de ácidos grasos de aceite de trementina y polioxietileno dioles mixtos teniendo una longitud de polímero promedio de alrededor de cuatrocientos cincuenta a quinientos cincuenta unidades de oxietileno (EtO) , un nonil fenol etoxilato conteniendo alrededor de 43% por peso de grupos de EtO, y un nonil fenol etoxilato conteniendo 65% por peso de grupos de EtO; un agente de revestimiento de hidrocarburos líquido, estando presente en una cantidad de por lo menos alrededor de 5% o 5% a 35% por volumen del lodo, tal como petróleo crudo, ciertos naftas, queroseno, aceite de combustible, gasóleo, aceite lubricante ligero, aceite de carbón mineral, diesel, aceite de pizarra ligero, hidrocarburos alifáticos líquidos puros o mixtos, o mezclas de los mismos; un medio acuoso, tal como agua o salmuera, tal como soluciones de cloruro de sodio, soluciones de cloruro de calcio, soluciones de cloruro de potasio, soluciones de sulfato de calcio, o una mezcla de tales soluciones, presente en cantidades de alrededor de 0.5 lb/gal (ppg) (0.059 kg/1) a saturación (2.5 lb/gal (0.299 kg/1)),-un viscosificador, tal como almidones o derivados de almidón, tal como almidones convertidos; derivados de celulosa dispersibles en agua; gomas de polisacárido, éteres de carboxialquil celulosa, éteres de hidroxialquil celulosa, almidón carboximetílico, o gomas de goma xantomonas (xantana) (polímero XC) galactomanana presentes en cantidades de alrededor de 0.005 a alrededor de 0.02 ppg; un agente de control de filtración, tal como almidón procesado con biocida, carboximetil celulosa, o almidón pre-gelatinizado, presente en cantidades de alrededor de 0.05 a alrededor de 0.25 ppg (0.0059 a 0.029-9 kg/1) ; y un agente de control de pH, tal como cáustico, tal como KOH y MgO para lograr un pH del lodo, tal como ocho a doce o diez.

Adicionalmente , si la porción líquida 1451 es aceite o a base de aceite, uno o mas aglomerados de polímero hidrófilo sólido pueden añadirse al fluido de perforación. Si agua a partir de una formación expuesta entrara al anillo, el aglomerado absorberá el agua y se hinchará, con ello facilitando la remoción de los retornos por el agitador de sólidos.

Adicionalmente, el fluido de perforación puede tener propiedades que no son normalmente aceptables en perforación convencional, parámetros, tales como viscosidad reducida a un nivel donde el fluido podría pesarse rápidamente en el caso de que el pozo requiriera control hidrostático, relativamente baja densidad, y tasa de filtración no controlada y tendiendo a ser sustancialmente mayor que la usada en operaciones convencionales.

Alternativamente, la porción líquida 1451 puede ser aceite base puro, agua pura, salmuera, o agua tratada con un estabilizador de pizarra, tal como Dionic, NCL-100, o cc300kf (sin aditivos de viscosidad) .

La porción líquida 1451 del fluido de perforación 145f puede almacenarse en un depósito, tal como uno o mas tanques 5 o fosos. Los tanques 5 pueden estar en comunicación de fluidos con una o mas bombas de instalación 10 que bombean la porción líquida 1451 a través de un conducto de salida 12, tal como tubería. La tubería de salida 12 puede estar en comunicación de fluidos con una línea de salida de nitrógeno 27 y un tubo vertical 28.

La porción de gas 145g del fluido de perforación 145f puede producirse por una o mas NPUs 20. Cada NPU 20 puede estar en comunicación de fluidos con uno o mas compresores de aire 22. Los compresores 22 pueden recibir aire ambiental y descargar aire comprimido a las NPUs 20. Las NPUs 20 pueden incluir cada una un enfriador, un desnebulizador, un calentador, uno o mas filtros de partículas, y una o mas membranas. Las membranas pueden incluir fibras huecas que permiten que oxígeno y vapor de agua permeen una pared de la fibra y conduzcan nitrógeno a través de la fibra. Una sonda de oxígeno (no mostrada) puede monitorizar y asegurar que el nitrógeno producido cumple con una pureza predeterminada. Uno o mas compresores potenciadores 25 pueden estar en comunicación de fluidos con las NPUs 20. Los potenciadores 25 pueden comprimir al nitrógeno que sale de las NPUs 20 para lograr una presión predeterminada de inyección o de tubo vertical. Los potenciadores 25 pueden ser de tipo desplazamiento positivo, tales como reciprocantes o de tornillo, o de tipo turbo-máquina, tales como centrífugos.

Un sensor de presión (PI) , sensor de temperatura (TI) , y medidor de flujo (FM) pueden instalarse en la salida de nitrógeno 27 y en comunicación de datos con un controlador de superficie (SC, no mostrado) . El SC puede monitorízar la tasa de flujo del nitrógeno y ajustar los compresores de aire y/o compresores potenciadores para mantener una tasa de flujo predeterminada. Adicionalmente, el SC puede monitorízar una velocidad de la bomba 10 y ajustar una velocidad de la bomba 10 para mantener una tasa de flujo predeterminada. Adicionalmente, la salida 12 puede incluir un FM en comunicación con el SC.

La porción líquida 1451 y la porción de gas 145g pueden compenetrarse en la unión 32 de las líneas de salida, con ello formando al fluido de perforación 145f . El fluido de perforación 145f puede fluir a través del tubo vertical 28 y hacia la sarta de perforación 135 mediante un eslabón giratorio (Kelly o tracción superior) . El fluido de perforación 145f puede bombearse hacia abajo a través de la sarta de perforación 135 y salir de la broca de perforación 140, donde el fluido puede circular los cortes fuera de la broca 140 y regresar los cortes hacia arriba por un anillo 110 definido entre una superficie interna del entubado 115 o perforación de pozo 100 y una superficie externa de la sarta de perforación 135. La mezcla de retorno (retornos) 145r puede regresar a la superficie 105 y desviarse a través de una salida de un dispositivo de control giratorio (RCD) 15 y hacia una línea de retornos primaria (PRL) 29. Alternativamente, el fluido de perforación puede bombearse hacia el anillo y regresar a través de la sarta de perforación (es decir, circulación inversa) .

El RCD 15 puede proporcionar un sello anular alrededor de la sarta de perforación 135 durante la perforación y mientras se añaden o remueven (es decir, durante una operación de paro para cambiar una broca gastada) segmentos o soportes a/desde la sarta de perforación 135. El RCD 15 logra aislamiento de fluidos mediante empacar alrededor de la sarta de perforación 135. El RCD 15 puede incluir un alojamiento conteniendo presión montado en la cabeza de pozo 40 donde uno o mas elementos de empaque se soportan entre cojinetes y se aislan por sellos mecánicos. El RCD 15 puede ser del tipo activo o del tipo pasivo. El RCD de tipo activo usa presión hidráulica externa para activar los elementos de empaque. La presión de sellado se incrementa normalmente conforme se incrementa la presión del anillo. El RCD de tipo pasivo usa un sello mecánico con la acción de sellado suplementa-da por la presión de perforación de pozo. Si la sarta de perforación 135 es entubado espiral u otro tubular no unido, un despojador o de elementos de desempaque (no mostrados) pueden usarse en lugar del RCD 15. Uno o mas preventivos de explosión (BOPs) 16-18 pueden unirse a la cabeza de pozo 40. Si el RCD es del tipo activo, pueden estar en comunicación con y/o controlarse por el SC. El RCD 15 puede incluir una línea de sangrado para ventilar la presión de perforación de pozo cuando el RCD está inactivo. Una línea de sangrado 54 puede incluirse para remover al RCD 15 para darle servicio.

Un PI puede instalarse en la PRL 29 y en comunicación de datos con el SC. Adicionalmente, un TI (no mostrado) puede instalarse. Una o mas válvulas de control o válvulas de estrangu-lamiento variables 30 pueden disponerse en la PRL 29. El estrangulador 30 puede estar en comunicación con el SC y fortificarse para operar en un ambiente donde los retornos 145r contienen cortes de perforación sustanciales y otros sólidos. El estrangulador 30 puede estar completamente abierto o sobrepasado durante perforación normal y presente solamente para permitir que el SC controle retro-presión ejercida sobre el anillo 110 si ocurriera una patada. Alternativamente, el estrangulador 30 puede emplearse durante perforación normal para ejercer una retro-presión predeterminada en el anillo para variar presión de agujero inferior independiente de las tasas de inyección de líquido 1451 y gas 145g.

La sarta de perforación 135 puede incluir una broca de perforación 140 dispuesta en un extremo longitudinal de la misma. La sarta de perforación 135 puede hacerse de uniones o segmentos de tubería de perforación, entubado, o revestimiento roscado junto o entubado espiral. La sarta de perforación 135 puede también incluir un ensamblaje de fondo de agujero (BHA) (no mostrado) que puede incluir la broca 140, collares de perforación, un motor de lodos, un aditamento auxiliar doblado, sensores de medición mientras se perfora (MWD) , sensores de registro mientras se perfora (L D) y/o una válvula anti-retorno o de flotación (para prevenir retro-flujo de fluido a partir del anillo) . El motor de lodos puede ser de un tipo de desplazamiento positivo (es decir, un motor Moineau) o de un tipo turbo-máquina (es decir, una turbina de lodos) . La sarta de perforación 135 puede además incluir válvulas de flotación distribuidas a lo largo de la misma, tal como una en cada treinta uniones o diez soportes, para mantener retro-presión en los retornos mientras se añaden uniones a la misma. La broca de perforación 140 puede girarse a partir de la superficie por la mesa giratoria o tracción superior y/o dentro de pozo por el motor de lodos. Si un aditamento auxiliar doblado y motor de lodos se incluyen en el BHA, perforación deslizante puede efectuarse mediante solamente el motor de lodos girando la broca de perforación y perforación giratoria o recta puede efectuarse mediante girar la sarta de perforación a partir de la superficie lentamente mientras que el motor de lodos gira la broca de perforación. Alternativamente, si la sarta de perforación 135 es entubado espiral, el BHA puede incluir un orientador para cambiar entre perforación giratoria y deslizante. Si la sarta de perforación 135 es entubado o revestimiento, el revestimiento o entubado puede suspenderse en la perforación de pozo 100 y cementarse después de perforar.

Los retornos 145r pueden entonces procesarse por un separador 35. El separador 35 puede ser un separador horizontal de cuatro fases. Una salida de aceite 35o y una salida de agua 35w en comunicación con compartimientos respectivos del separador 35 pueden conducir la porción líquida de los retornos 145r a un agitador de sólidos 60. Una bomba de rocío 55 puede entregar una cantidad predeterminada de la porción líquida 1451 del fluido de perforación 145f a partir de los tanques de lodos 5 al compartimiento de sólidos del separador 35 para sacar los cortes. La lechada de cortes puede descargarse al agitador mediante una línea de sólidos 35s. El líquido 1451 y los sólidos recombinados pueden fluir a través de una salida combinada a un agitador de sólidos 60. Adicionalmente, el separador 35 puede incluir un sensor de nivel (no mostrado) en comunicación de datos con el SC para detectar el nivel de líquido/lodos en el separador.

Adicionalmente, un FM (no mostrado) puede disponerse en las salidas de agua 35w y aceite 35o y en comunicación de fluidos con el SC.

El separador 35 puede incluir además una salida de gas 35g a una chimenea 45 o línea de recuperación de gas. La línea de salida de gas 35g puede incluir un FM en comunicación de, datos con el SC para medir la tasa de flujo de gas regresado. La línea de salida de gas puede además incluir una válvula de control ajustable o estrangulador 37 en comunicación con el SC que puede usarse para controlar presión en el separador y/o para controlar retro-presión ejercida sobre el anillo 110 si la erosión del estrangulador 30 se vuelve un problema. Una línea de alivio de presión 35f puede incluir una válvula de alivio de presión en comunicación con el compartimiento de gas del separador 35 y llevar a la chimenea 45.

Alternativamente, el separador 35 puede ser un separador vertical o un separador ciclónico y puede separar dos o mas fases. Por ejemplo, un separador de dos fases puede usarse para separar gas y luego el líquido restante y cortes pueden descargarse a un agitador de sólidos. Alternativamente, el líquido restante y los cortes pueden descargarse a un segundo separador, de presión mas baja. El separador de presión mas baja puede ser un separador de tres fases (gas, líquido, y sólidos/lechada) a partir del cual el gas puede ventilarse a una segunda chimenea o una ventilación fría, los líquidos pueden descargarse al tanque de lodos, y los sólidos/lechada pueden descargarse a un agitador.

El agitador de sólidos 60 puede remover sólidos pesados de la porción líquida 1451 y puede descargar los sólidos removidos a un contenedor de sólidos (no mostrado) . Una línea de salida del agitador 60 puede llevar a un primero de los tanques 5. Una salida del primer tanque 5 puede alimentar a una centrífuga 65 la cual puede remover sólidos finos del líquido 1451 y descargar los finos removidos al contenedor. Adicionalmente , el contenedor de sólidos puede incluir una celda de carga (no mostrada) en comunicación de datos con el SC . Una línea de salida de la centrífuga 65 puede descargar la porción líquida 1451 hacia uno segundo de los tanques de lodos 5.

Una línea de sobrepaso 53 puede incluirse para proporcionar la opción de cerrar la PRL 29 y sobrepasar al estrangulador 30 y al separador 35. La línea de sobrepaso 53 puede llevar directamente al agitador de sólidos 50. La línea de sobrepaso 53 puede usarse para regresar a perforación sobre-balanceada convencional en el caso de que la perforación de pozo se vuelva inestable (es decir, una patada o una formación inestable) . Una o mas líneas secundarias 51 pueden ser provistas para permitir circulación en el caso de que uno o mas de los BOPs 16-18 estén cerrados. Las líneas secundarias 51 pueden incluir uno o mas estranguladores 41 y llevar a un desgasificador 42.

Uno o mas tanques de combustible 45f, tales como propano, gas natural, o metano, pueden ser provistos para mantener ignición en la chimenea 45. El combustible 45f puede ser un líquido en los tanques y vaporizarse en una línea piloto 45p a la chimenea 45 por un vaporizador 45v.

Si la sarta de perforación 135 se hace de tubería o entubado de perforación unidos, las uniones periódicamente necesitan añadirse a la sarta de perforación. Inyección del fluido de perforación 145f puede detenerse para añadir una unión. El tubo vertical 28 puede ventilarse y las válvulas de flotación pueden cerrarse para prevenir retro-flujo de retornos a través de la sarta de perforación 135. El estrangulador 30 puede cerrarse para prevenir pérdida de la BHP dinámica debido al paro de circulación de fluido de perforación. Alternativamente, solamente inyección de la porción de gas 145g puede detenerse e inyección de la porción líquida 1451 puede en su lugar desviarse del tubo vertical a una línea de terminación 13 y hacia uno de los estanguladores 30, 41 tal que el estrangulador 30, 41 pueda compensar por la pérdida de BHP dinámico. Alternativamente, inyección del fluido de perforación 145f puede desviarse hacia la línea de terminación 13 y a través del estrangulador 30 para compensar por la pérdida de la BHP. Alternativamente, un sistema de circulación continuo o aditamentos auxiliares de flujo continuos pueden usarse para mantener circulación mientras se añaden uniones a la sarta de perforación 135. Alternativamente, un factor de seguridad puede utilizarse o la formación puede ser estable tal que pérdida de la BHP dinámica no es una preocupación y ningún intento por mantener o compensar por la pérdida de BHP dinámica es necesario.

Soportes pueden tener que removerse o añadirse si la sarta de perforación 135 tiene que removerse o detenerse para cambiar la broca de perforación 140. Durante la adición o remoción de soportes, las NPUs 20 pueden pararse tal que solamente el líquido 1451 se inyecte a través de la sarta de perforación 135. Para el paro de las NPUs 20 y/o para prevenir sobre-presión de los compresores 22, 25, una línea de sangrado 52 puede incluir una ramificación 52s al separador y una ramificación 52t a los tanques de lodos 5 y una línea de ventilación 56 puede llevar a la atmósfera. La circulación puede continuarse hasta que el anillo 110 se llena a un nivel predeterminado, tal como parcialmente, sustancialmente, o completamente, con el líquido/lodo. Una vez que el anillo 110 se llena al nivel predeterminado, la circulación puede detenerse mediante cerrar las bombas de instalación 10. El nivel predeterminado puede seleccionarse tal que las formaciones expuestas estén casi balanceadas o sobre-balanceadas. Si un soporte está siendo removido, el líquido 1451 puede añadirse mediante la línea de terminación 13 para mantener el nivel de líquido en el anillo. Alternativamente, si la densidad del líquido es insuficiente para sobre-balancear las formaciones expuestas, un líquido de mayor densidad puede usarse para sobre-balancear las formaciones expuestas. El líquido/lodo de mayor densidad puede ser pre-mezclado en el tanque de terminación (no mostrado) o puede formarse mediante añadir agentes de peso al líquido.

Varias válvulas de corte (es decir, válvulas de compuerta o de bola) , y válvulas anti-retorno se muestran. Las válvulas de corte pueden estar en comunicación con el SC tal que se abran o cierren por el SC.

Alternativamente, una sarta de perforación concéntrica dual puede usarse en lugar de la sarta de perforación 135. Una sarta de perforación concéntrica puede ser particularmente útil para formaciones delicadas, tales como formaciones de arena alquitranada o formaciones de metano de lecho de carbón mineral . Una sarta tubular concéntrica adecuada se ilustra en las figuras 3A y 3B de la solicitud de patente internacional WO 2007/092956 (No. de expediente del abogado WEAT/0730-PCT, posteriormente '965 PCT) , que se incorpora por referencia en la presente en su totalidad. La sarta de perforación concéntrica puede incluir uniones ensambladas juntas. Cada unión puede incluir un tubular externo teniendo una perforación longitudinal a su través y un tubular interno teniendo una perforación longitudinal a su través. El tubular interno puede montarse dentro del tubular externo. Un anillo puede formarse entre los tubulares interno y externo. Fluido de perforación puede inyectarse a través del anillo formado entre los tubulares y regresar a la superficie mediante la perforación del tubular interno o viceversa. Las formaciones delicadas pueden entonces evitar exposición al fluido de perforación y los retornos.

Alternativamente, una sarta de perforación dual excéntrica puede usarse en lugar de la sarta de perforación dual concéntrica. Una sarta de perforación excéntrica adecuada se ilustra en las figuras 5A-5E de la v 965 PCT. Una partición es formada en una pared de cada unión y divide un interior de la sarta de perforación hacia dos trayectorias de flujo. Una caja es provista en un primer extremo longitudinal de la unión y el pasador es provisto en el segundo extremo longitudinal de la unión. Una cara de uno del pasador y la caja tiene una hendidura formada en la misma que recibe un empaque. La cara de uno del pasador y la caja puede tener una partición alargada para asegurar un sello sobre un cierto ángulo a. Este ángulo a permite para algún resbalamiento de rosca. La capa externa de aislamiento ilustrada en la '965 PCT puede omitirse.

La figura 2 ilustra un perfil de presiones comparando una forma de realización de la presente invención con sistemas de perforación del estado de la técnica. La figura 2A ilustra controlar las tasas de inyección con base en cambios en la formación .

Como es típico, las formaciones expuestas a la perforación de pozo 100 exhiben un gradiente de poros 200p y un gradiente de fractura 200f. Para conveniencia analítica, los gradientes de presión de formación 200f,p frecuentemente son convertidos a una densidad de lodo equivalente (E D) y un gradiente de presión de fondo de agujero de los retornos se convierte a una densidad circulante equivalente (ECD) . Perforación sobre-balanceada 245o convencional usa lodos teniendo una densidad tal que la presión ejercida por los retornos 245o sobre las formaciones expuestas esté dentro de una ventana definida entre los gradientes de poro 200p y de fractura 200f . Algunas formaciones también exhiben un gradiente de estabilidad 200s. Si la ECD de los retornos es menor que el gradiente de estabilidad 200s, la perforación de pozo 100 puede colapsarse. Como se discute anteriormente y se ilustra, perforación con aire 245a es inadecuada para estas formaciones que exhiben un gradiente de estabilidad 200s debido a la contribución hidrostática despreciable del aire a la ECD de los retornos 245a. Nótese, perforación con aire 245a puede ser adecuada para perforar la perforación de ozo 100 a profundidad DI pues las formaciones expuestas no exhiben el gradiente de estabilidad 200s. También, como es típico, sartas de camisa o revestimiento 115s,i son fijas en o cerca de profundidades DI, D2 donde cambios en los gradientes de poro 200p y/o fractura 200f ocurren tal que la presión dentro de agujero ejercida por los retornos sobre-balanceados 245o (mayor que la presión de poros en el fondo de agujero) no fractura una formación a una profundidad menos profunda.

Las tasas de inyección de la porción de gas 145g y la porción de líquido 1451 del fluido de perforación 145f pueden controlarse tal que una ECD de los retornos 145r sea sustancial-mente menor que la EMD de poros 200p para maximizar la ROP. Por ejemplo, la ECD de los retornos 145r puede ser menor que o igual a dos terceras partes, la mitad, o una tercera parte de la EMD de poros 200p. Para formaciones que exhiben un gradiente de estabilidad 200s, las tasas de inyección pueden controlarse para lograr una ECD 145r igual a o ligeramente mayor que la EMD de estabilidad 200s. Mantener la ECD ligeramente mayor que la EMD de estabilidad 200s proporciona un factor de seguridad contra colapso de perforación de pozo y tolerará fluctuaciones de BHP menores, tales como aquellas creadas mientras se añaden uniones o soportes a la sarta de perforación 135.

A la profundidad D2 , la tasa de líquido 1451 puede disminuirse sustancialmente y la tasa de gas 145g puede incremen-tarse sustancialmente debido a un cambio en el tamaño de agujero resultante del asentamiento de la camisa intermedia 115i (nota, debido al escalamiento relativo de las tasas de inyección, la disminución en la tasa de líquido es un tanto oscurecida) . El incremento en la tasa de inyección de gas 145g puede ser necesario para mantener la ECD 145r sustancialmente igual a la EMD de estabilidad 200s. A la profundidad D3 , una patada de gas se experimenta, la tasa de gas 145g puede reducirse de manera correspondiente a una tasa tal que el gas de formación ingrese al anillo 110 para mantener un ECD constante 145r. Cuando se encuentra una patada de gas durante perforación sobre-balanceada convencional, la perforación se detiene y uno de los BOPs 16, 18 se cierra. El estrangulador 41 se usa para ejercer retro-presión sobre el anillo para restablecer la condición sobre-balanceada . El gas de formación se circula a partir de la perforación de pozo y la densidad del lodo de perforación se incrementa para restablecer la condición sobre-balanceada (sin el estrangulador) . La secuencia de pasos varía dependiendo de cual método (de Driller o de Engineer) se emplea. Una vez que el lodo mas pesado ha llenado al anillo, perforación puede continuar. En contraste, el RCD 15 y el separador 35 del sistema de perforación 1 permiten que la perforación continúe a través de la patada no disminuida y sin un cambio sustancial en la ECD, con ello manteniendo la ROP.

A la profundidad D4 , una irregularidad de formación, tal como roca fangosa, ocasiona un incremento en el gradiente de estabilidad. La tasa de gas 145g puede reducirse de manera correspondiente tal que la ECD 145r se mantenga en o por encima del gradiente de estabilidad incrementado (por el factor de seguridad) . Nótese que aun después de que se pasa la irregularidad, la ECD 145r puede aun mantenerse en el nivel incrementado para prevenir colapso de la irregularidad aun cuando la irregularidad no esté mas en el fondo del agujero. El método puede detenerse en la profundidad D5 debido al comienzo de una formación productiva (las formaciones por encima de la profundidad D5 pueden no ser productivas) .

Ventajosamente, controlar la ECD de los retornos 145r para ser sustancialmente menor que la EMD de poros 200p puede también eliminar la necesidad de asentar una o mas de las sartas de entubado 115i,s conforme la sensibilidad a cambios en las EMDs de poro y/o fractura 200p,f se reduce o elimina sustancialmente.

Una fracción de volumen de líquidos (LVF) del fluido de perforación puede variar de 0.01 a 0.07 o 0.01 a 0.025 a STP o ser aun mayor que o igual a 0.01 a STP. Las tasas de inyección pueden controlarse para lograr una ECD en la parte superior de una formación expuesta o a profundidad total, tal como 100 a 1,000 kg/m3, 200 a 700 kg/m3, o 250 a 1,000 kg/m3. Sin embargo, para perforaciones de pozo con serios problemas de estabilidad o potencial de gas sustancial, la ECD puede incrementarse, tal como a 1,200, 1,300, 1,500, o 2,000 kg/m3. Alternativamente, las tasas de inyección pueden controlarse para lograr una LVF pre-definida a profundidad total, tal como mayor que 0.5. Alternativamente, las tasas de inyección pueden controlarse tal que un primer régimen de flujo (discutido mas adelante) se mantenga en una porción inferior del anillo, tal como a lo largo del BHA, y un segundo régimen de flujo se mantenga en una porción superior del anillo, tal como a partir de un extremo superior del BHA a en o cerca de la superficie.

Alternativamente, las tasas de inyección pueden controlarse para lograr una ECD igual a, sustancialmente igual a, o ligeramente mayor que la E D de poros de la formación expuesta. Por ejemplo, en ciertas formaciones inestables, la EMD de estabilidad puede estar próxima a la EMD de poros. En estas instancias, para mantener la ECD sustancialmente igual a la EMD de estabilidad, la ECD puede necesitar ser mayor que la EMD de poros .

La figura 3 es una sección transversal de una propia perforación de pozo 300 parcialmente perforada con un método de acuerdo con otra forma de realización de la presente invención. La figura 3A es una tabla ilustrando intervalos de la perforación de pozo 300 perforada con métodos convencionales y una forma de realización de la presente invención. La figura 3B es una tabla ilustrando intervalos de otras perforaciones de pozo en el mismo campo perforadas con formas de realización de la presente invención. La figura 3C es una tabla ilustrando motores usados con formas de realización de la presente invención.

Un intervalo de conductor (no mostrado) fue pre-perforado a partir de la superficie 105 y entubado de conducto (no mostrado) fue pre-instalado . Un primer intervalo 320 de la perforación de pozo fue perforado con aire. Un entubado de superficie 115s fue corrido y cementado en la perforación de pozo 300. Un segundo intervalo 330 fue perforado de acuerdo con una forma de realización de la presente invención. En esta forma de realización, la porción líquida 1451 del fluido de perforación fue un lodo a base de emulsión invertida de aceite teniendo una densidad de 950 kg/m3. La porción de gas 145g del fluido de perforación 145f fue nitrógeno. La tasa de inyección de gas 145f durante la perforación varió entre 800-100 m3/min y la tasa de líquido 1451 fue 2.4 m3/min tal que la ECD variara entre 600-700 kg/m3. Una tasa de gas de escalonamiento se usó para hacer transición de cero inyección una vez que el fluido de perforación cesó, debido por ejemplo a añadir una unión o soporte a la sarta de perforación, a la tasa de inyección de gas de perforación completa. Un motor de lodos se usó en el BHA de la sarta de perforación. El segundo intervalo 330 se detuvo antes de encontrar una formación teniendo potencial para sulfuro de hidrógeno (también conocido como gas agrio) .

Un tercer intervalo 340 de la perforación de pozo se perforó convencionalmente sobre-balanceado . Un entubado intermedio 115i entonces fue corrido y cementado dentro de la perforación de pozo 300. Un cuarto intervalo 350 de la perforación de ozo 300 se perforó de acuerdo con una forma de realización de la presente invención. En esta forma de realización, el lodo puede haber sido el mismo lodo usado como el segundo intervalo 330 y un motor de lodos también se empleó. La tasa de inyección de gas fue la misma como para el intervalo 330 y la tasa de líquido varió entre 1.4-1.6 m3/min tal que la ECD variara entre 600-700 kg/m3. Como se discute anteriormente, la reducción en la tasa de líquido es atribuible a la reducción en el tamaño de agujero. El cuarto intervalo 350 se perforó a una profundidad mas allá del punto de patada (KOP) 306. El cuarto intervalo se detuvo antes de encontrar una formación teniendo un potencial por hinchazón. Un quinto intervalo 370 fue perforado convencionalmente sobre-balanceado. Un revestimiento de producción 1151 fue corrido y colgado del entubado intermedio 115i usando un colgante de revestimiento y empaque 305. El revestimiento de producción 1151 entonces fue cementado dentro de la perforación de pozo 300. Un sexto intervalo 370 de la perforación de pozo a profundidad total e incluyendo la sección de producción horizontal se perforó usando un lodo de polímero de carbonato de calcio y sobre-balanceado debido a un potencial por gas agrio.

Intervalos 380 y 390 se perforaron usando formas de realización de la presente invención por otras perforaciones de pozo en el mismo campo. El lodo usado puede haber sido el mismo como aquel usado para el intervalo 330.

La figura 3D ilustra ROPs de intervalos similares 330a, b en el mismo campo perforado con aire. Los intervalos 330a, b se perforaron a alrededor de la misma profundidad como el intervalo 330. La ROP para el intervalo 330 fue alrededor de diez m/h y las ROPs para los intervalos 330a, b fueron alrededor de quince y diecinueve m/h, respectivamente. Aunque no se excede la ROP de perforación con aire, el intervalo 330 es significativamente mas alto que la perforación sobre-balanceada convencional y alcanzando la ROP lograda por perforación con aire. Además, cambiar de perforación con aire a sobre-balanceada convencional para las secciones posteriores requiere un tiempo de transición (es decir, llenado de la perforación de pozo con lodo y cambio de brocas de perforación) que no es una discapacidad de una o mas formas de realización de la presente invención.

La figura 4 es una sección transversal de una propia perforación de pozo 400 parcialmente perforada con un método, de acuerdo con otra forma de realización de la presente invención. La figura 4A es una tabla de intervalos de la perforación de pozo 400 perforada con métodos convencionales y formas de realización de la presente invención. La figura 4C es una tabla ilustrando intervalos de otras perforaciones de pozo en el mismo campo perforadas con formas de realización de la presente invención. La figura 4D es una tabla ilustrando motores usados con formas de realización de la presente invención.

Un intervalo de conductor (no mostrado) fue pre-perforado a partir de la superficie 105 y entubado de conductor (no mostrado) fue pre- instalado . Un primer intervalo 420 de la perforación de pozo se perforó sobre-balanceado usando un lodo de gel-lechada. Un entubado de superficie 115s fue corrido y cementado en la perforación de pozo 400. Un segundo intervalo 430 fue perforado, de acuerdo con una forma de realización de la presente invención. En esta forma de realización, la porción de líquido 1451 del fluido de perforación fue un lodo a base de aceite mineral de emulsión invertida teniendo una densidad de 900 kg/m3. La porción de líquido 1451 del fluido de perforación también tuvo una viscosidad igual a 50-55 s/L, una viscosidad plástica menor que 12 Mpa-s, un punto de rendimiento igual a 1-2 Pa, una filtración de alta presión alta temperatura (HPHT) igual a 10-15 CC/30 min, una actividad (Aw) igual a 0.45-0.48, y una relación de aceite a agua igual a 95/5 porciento. La porción de gas 145g del fluido de perforación fue nitrógeno. La tasa de inyección de gas 145g durante la perforación fue de 50-80 m3/min y la tasa de líquido 1451 varía entre 1.2-1.5 m3/min tal que la ECD fue alrededor de 300 kg/m3. El segundo intervalo 430 se detuvo para instalar entubado intermedio 115i. Un tercer intervalo 440 de la perforación de pozo a profundidad total e incluyendo la sección de producción horizontal se perforó sub-balanceada .

La figura 4B es una tabla de algunas de las formaciones geológicas atravesadas por la perforación de pozo. La tabla también ilustra la presión de poros en la parte superior de la formación, y la EMD derivada de la presión de poros.

Intervalos 450 y 460 se perforaron usando formas de realización de la presente invención para otras perforaciones de pozo en el mismo campo. El lodo usado puede haber sido el mismo como aquel usado para el intervalo 430.

La figura 5 es una sección transversal de una propia perforación de pozo 500 parcialmente perforada con un método de acuerdo con otra forma de realización de la presente invención. La figura 5A es una tabla ilustrando intervalos de la perforación de pozo 500 perforados con métodos convencionales y formas de realización de la presente invención. La figura 5B es una tabla de formaciones geológicas atravesadas por la perforación de pozo. La figura 5C es una tabla ilustrando un intervalo de otra perforación de pozo en el mismo campo perforada con una forma de realización de la presente invención. La figura 5D es una tabla ilustrando motores usados con formas de realización de la presente invención.

Un intervalo de conductor (no mostrado) fue pre-perforado a partir de la superficie 105 y el entubado de conductor (no mostrado) fue pre-instalado . Un primer intervalo 520 de la perforación de pozo fue perforada con aire. El primer intervalo fue detenido debido a zonas de falla esperadas. Un segundo intervalo 530 fue perforado sobre-balanceado convencio-nalmente . Un entubado de superficie 115s fue corrido y cementado en la perforación de pozo 500. Un tercer intervalo 540 fue perforado de acuerdo con una forma de realización de la presente invención. En esta forma de realización, la porción de líquido 1451 del fluido de perforación 145f fue un lodo a base de aceite de emulsión invertida teniendo una densidad de 850 kg/m3. La porción de líquido 1451 del fluido de perforación 145f también tuvo una viscosidad igual a 40 s/L, una viscosidad plástica menor que 12 Mpa-s, un punto de rendimiento igual a 1-1.5 Pa, una Aw igual a 0.50, una relación de aceite a agua igual a 95/5 porciento, y una estabilidad eléctrica mayor que 500 voltios. La porción de gas 145g del fluido de perforación fue nitrógeno. La tasa de inyección de gas 145g durante la perforación varió entre 40-95 m3/min la tasa de líquido 1451 varió entre 2.24-2.6 m3/min tal que la ECD fuera alrededor de 600 kg/m3. El tercer intervalo 540 se detuvo debido a intersección con un acuífero.

Un cuarto intervalo 550 de la perforación de pozo se perforó convencionalmente sobre-balanceada . Un entubado intermedio 115i se corrió y se cementó dentro de la perforación de pozo 500. Un quinto intervalo 560 de la perforación de pozo 500 se perforó de acuerdo con una forma de realización de la presente invención. En esta forma de realización, la porción de líquido 1451 del fluido de perforación 145f fue un lodo a base de aceite de emulsión invertida teniendo una densidad de 850 kg/m3. La porción de líquido 1451 del fluido de perforación 145f también tuvo una viscosidad igual a 40 s/L, una viscosidad plástica menor que 12 Mpa-s, un punto de rendimiento igual a 1.5-3.0 Pa, una Aw igual a 0.50, una relación de aceite a agua igual a 95/5 porciento, una concentración de cloruro de 300k-340k mg/L, y una estabilidad eléctrica mayor que 500 voltios. La porción de gas 145g del fluido de perforación 145f fue nitrógeno. La tasa de inyección de gas 145g durante la perforación varió entre 40-95 m3/min y la tasa de líquido 1451 varió entre 2.24-2.6 m3/min tal que la ECD fuera alrededor de 600 kg/m3. El quinto intervalo 560 se perforó a una profundidad mas allá del punto de patada (KOP) 506 y a través de una roca dura y abrasiva (es decir, arenisca) , Formación J. La ROP fue de alrededor de diez m/h a través del intervalo 560. La ROP esperada para un método de perforación sobre-balanceada convencional de esta formación es de alrededor de uno a dos m/h.

El quinto intervalo 560 se detuvo antes de encontrar una formación teniendo un potencial para hinchazón. Un sexto intervalo 570 se perforó convencionalmente sobre-balanceado . Un revestimiento de producción 1151 se corrió y se colgó del entubado intermedio 115i usando un colgante de revestimiento y empaque 405. El revestimiento de producción 1151 fue entonces cementado hacia la perforación de pozo 500. Un séptimo intervalo 580 de la perforación de pozo a profundidad total e incluyendo la sección de producción horizontal se perforó usando un lodo de formato y se sobre-balanceó debido a un potencial por gas agrio.

El intervalo 590 se perforó usando una forma de realización de la presente invención para otra perforación de pozo en el mismo campo. El lodo usado puede haber sido el mismo como aquel usado para el intervalo 540.

Las figuras 3-5 también ilustran agrupamiento de las formaciones para productividad. Como se usa en la presente, el término formación productiva significa una formación conteniendo reservas de hidrocarburos teniendo un valor presente neto igualando o excediendo la inversión de capital requerida para perforar y completar la formación. Por el contrario, el término formación no productiva incluye formaciones teniendo cantidades de molestia de reservas de hidrocarburos, usualmente gas natural. Una o mas formas de realización discutidas en la presente pueden emplearse para perforar por lo menos una porción de una formación no productiva, una formación no productiva y/o múltiples formaciones no productivas.

Las figuras 6A-6H son tablas ilustrando perfiles de anillos simulados para perforar una perforación de pozo mientras se varían la tasa de inyección de gas y la tasa de inyección de líquido/lodo, de acuerdo con otras formas de realización de la presente invención.

Para seleccionar la tasa de líquido 1451, una tasa de líquido mínima puede seleccionarse primero para lograr una velocidad anular mínima para transportar los cortes a partir de la broca. El tamaño de broca puede ser un factor primario en esta determinación. Una vez que la velocidad mínima se selecciona, ECDs pueden modelarse usando tasas de líquido mayores que o iguales a la tasa mínima y tasas de gas variables. Si un motor se usa para girar la broca, velocidades de líquido equivalentes (ELVs) también se pueden calcular y ELV mínima y ELV máxima pueden usarse como un límite. La ventana de gradiente objetivo puede definirse incluyendo un mínimo, tal como el gradiente de estabilidad y un máximo, tal como una relación predeterminada por encima del gradiente de estabilidad. Una vez que todos los límites se fijan, las tasas de líquido y de gas pueden seleccionarse .

Alternativamente, las tasas de líquido y de gas pueden seleccionarse tal que una velocidad del fluido de perforación 145f iguala o excede la velocidad de deslizamiento de los cortes generados en la broca. La porción de gas 145g puede tender a reducir la viscosidad del fluido de perforación 145f con relación a la viscosidad de la porción de líquido 1451. El grado de reducción de viscosidad puede controlarse por la tasa de gas que puede incrementar la tasa de esfuerzo de corte y por lo tanto disminuir la viscosidad de fluidos de Ley de Bingham/Power . El efecto sobre fluidos newtonianos puede ser menor. La velocidad incrementada lograda mediante añadir la porción de gas 145g puede fácilmente compensar por la pérdida de viscosidad.

Las simulaciones incluyen tasas de inyección de gas de 100, 110, 120, y 150 m3/min a STP. Para cada tasa de inyección de gas, la tasa de inyección de líquido se simula a 2,100 y 2,400 1/min (2.1 y 2.4 m3/min) · Para cada simulación, el líquido es agua simple y el gas es nitrógeno. Cada simulación se conduce para una perforación de pozo idéntica. Las simulaciones ilustran el perfil de presión de anillo, perfil de temperatura de anillo, una fracción de volumen de líquido (LVF) , velocidad de gas, velocidad de líquido, patrón o régimen de flujo, cabezal hidrostático, pérdida de fricción, y ECD a profundidad total. También ilustrados son tiempos de tránsito de gas y líquido, retención de líquido, y velocidad de líquido equivalente (ELV) del motor. Las ECDs varían de alrededor de 400 a alrededor de 600 kg/m3. Como se simula, el régimen de flujo de anillo es flujo de burbuja para una porción inferior del anillo y flujo de posta para una porción superior del anillo (con un retorno a flujo de burbuja o rocío anular en la superficie) . En un ejemplo, el flujo LVF a profundidad total varía de alrededor de 0.58 a alrededor de 0.75. Las LVFs de inyección a STP (calculadas a partir de tasas de inyección nominales) varían de 0.0138 a 0.0234. La caída de presión en el anillo es dominada hidrostáticamente o dominada sustancialmente hidrostáticamente .

Dos o mas regímenes de flujo de anillo, tales como burbuja, posta, transición (espuma) , rocío anular, turbulento (LVF es igual a o sustancialmente igual a uno) , o laminar (LVF es igual a o sustancialmente igual a uno) pueden experimentarse en el anillo para un intervalo vertical o sustancialmente vertical . Dos o mas regímenes de flujo de anillo, tales como estratificado, de onda, de burbuja alargada, de posta, de rocío anular, de burbuja dispersa (espuma), turbulento (LVF es igual a o sustan-cialmente igual a uno) , o laminar (LVF es igual a o sustancial -mente igual a uno) pueden experimentarse en el anillo para un intervalo horizontal o sustancialmente horizontal. Aunque las relaciones de inyección de líquido/gas pueden seleccionarse para maximizar la ROP, el impacto hidráulico y los caballos de fuerza en la broca, los regímenes de flujo resultantes pueden ajustarse por variación menor en la relación de inyección de gas/líquido y por variación en la presión de estrangulamiento superficial .

Ventajosamente, el fluido de perforación 145f puede ser variable en forma conforme el fluido procede a través de la perforación de pozo 100. Inicialmente , esta forma puede incluir una mezcla altamente comprimida conforme el fluido de perforación se mueve hacia abajo de la sarta de perforación 135, a través de la broca 140, y por el BHA. El fluido de perforación 145f puede entonces expandirse conforme los retornos 145r fluyen hacia arriba del anillo 110 pues el gas 145g puede volverse la fase primaria, con ello creando alta velocidad de fluidos. Esta alta velocidad puede efectivamente transportar cortes hacia arriba por el anillo 110 y fuera de la perforación de pozo 100.

Debido a la porción de gas 145g, el fluido de perforación 145f , aun cuando está altamente comprimido aun puede ser de una relativamente baja viscosidad, baja densidad, y alta mezcla de filtración según se compara con lodo convencional. La combinación de estos parámetros ha resultado en tasas de excavación incrementando por tanto como un orden de magnitud sobre sistemas de perforación sobre-balanceada convencionales. Sistemas de perforación sobre-balanceada convencionales no pueden mantener tales ROPs altas pues las tasas de remoción de cortes no serían suficientes para prevenir que los cortes ahoguen al anillo. Las propiedades de circulación excepcionales del fluido de perforación 145f pueden superar las limitaciones de los sistemas de lodos convencionales mediante proporcionar velocidades de fluidos excepcionalmente altas en el anillo y por ende removiendo los cortes a una velocidad suficientemente alta para prevenir acumulación de cortes en el anillo. Además, el uso del fluido de perforación 145f puede reducir o eliminar lechos de cortes en intervalos direccionales debido al alto grado de turbulencia de fluidos que estaría presentes en el anillo. Tal un incremento en ROP puede sustancialmente reducir el costo de una campaña de perforación.

Un resultado inesperado se logró durante pruebas de campo; ninguna erosión de perforación de pozo ocurrió en el anillo. Tasas de circulación extremadamente altas de fluidos, sean gas o líquido, involucrando pérdidas de presión significativas entre dos superficies pueden resultar en una desestabilización de la perforación de pozo debida a esta pérdida de presión. En perforación con lodos convencional, velocidades anulares son controladas en el área de mayor caída de presión; la cual es el punto mas estrecho en el anillo típicamente localizado en seguida de los collares de perforación, para asegurar que erosión de la perforación de pozo no ocurra. Si el fluido circulante está en flujo laminar, entonces la capa de límite puede ser tal que el potencial de erosión será limitado. Sin embargo, si el flujo es turbulento, entonces la energía puede no disiparse de manera suave a través del flujo y el efecto de la erosión puede ser sustancial. Durante las formas de realización probadas, altas velocidades de flujo anular turbulento se lograron alrededor de los collares de perforación y no ocurrió erosión. Para verificar la integridad de la perforación de pozo, un registro de calibre se corrió en un intervalo perforado con una de las formas de realización probadas y los resultados mostraron un pozo teniendo un calibre casi perfecto de comienzo a fin de la excavación excepto sobre un intervalo muy corto donde una zona productora de hidrocarburos se permitió descargar hacia el pozo mientras que operaciones de perforación continuaron sin disminuir.

La porción líquida 1451 puede tener parámetros de baja viscosidad y alto filtrado para además mejorar la ROP mientras que al mismo tiempo proporcionar estabilidad de perforación de pozo acrecentada; como se mide por tecnología de registro de calibre y desempeño de limpieza de agujero incrementado. En una optimización de fluidos de régimen de flujo de transición multi-fases de impacto hidráulico y caballos de fuerza hidráulicos es mas fácilmente logrado sin los peligros de erosión de agujero.

La figura 7 es un diagrama de flujo de un sistema de perforación 700, de acuerdo con otra forma de realización de la presente invención. Comparando con la figura 1A, las líneas 52, 52s, 52t, el piloto de chimenea 45f, 45v, 45p, y el alivio de separador 35f han sido removidos para claridad. Una línea de reciclo 727 se ha añadido. La línea de reciclo 727 puede incluir un compresor primario 722, un compresor potenciador 725, instrumentos TI, PI , y FM, una válvula de corte, y una válvula anti-retorno . La línea de reciclo 727 puede conducir gas descargado a partir del separador 35 a los compresores 722, 725 que pueden re-presurizar al gas e inyectar el gas reciclado hacia la salida de gas 27. El gas reciclado puede mezclarse con el nitrógeno de NPU para formar la porción de gas 145g del fluido de perforación. El SC puede estar en comunicación con los compresores 722, 725 e instrumentación para controlar la tasa de flujo de gas reciclado hacia la salida 27, tal como mediante controlar la velocidad de los compresores 722, 725 o mediante incluir además una válvula de control de flujo (no mostrada) en la línea de reciclo 727. El SC puede ventilar gas en exceso a la chimenea mediante controlar al estrangulador 37. El SC puede reducir al nitrógeno producido por la NPU 20 de manera acorde.

La línea de reciclo 727 puede además incluir un sensor de hidrocarburos y un sensor de sulfuro de hidrógeno en comunicación con el SC. Ante detección de gas agrio, el SC puede parar los compresores 722, 725 y cerrar una válvula de paro operada por solenoide (no mostrada) , con ello ventilando el gas agrio a la chimenea 45. Ante detección de gas dulce, el SC puede aun reciclar la mezcla de nitrógeno/gas dulce. El SC puede calcular la tasa de flujo del gas dulce/agrio mediante llevar a cabo un balance de masa.

Ventajosamente, la inyección de gas reciclado puede conservar energía de otra manera usada para impulsar la NPU 20. Además, reciclar al gas puede reducir adicionalmente la capacidad requerida de la NPU 20, con ello reduciendo la huella del sistema de perforación 700.

Aunque lo anterior se dirige a formas de realización de la presente invención, otras y adicionales formas de realización de la invención pueden devisarse sin salir del alcance básico de la misma, y el alcance de la misma se determina por las reivindicaciones que siguen.

Claims (26)

REIVINDICACIO ES

1. Un método para perforar una perforación de pozo, que comprende : inyectar fluido de perforación a través de una sarta de perforación dispuesta en la perforación de pozo y girar una broca de perforación dispuesta en un fondo de la sarta de perforación, en donde : el fluido de perforación comprende un líquido y un gas, el fluido de perforación se inyecta en la superficie, el fluido de perforación y cortes (retornos) fluyen a la superficie mediante un anillo formado entre la sarta de perforación y la perforación de pozo, el líquido se inyecta a una tasa tal que una velocidad de líquido de los retornos en el anillo sea suficiente para transportar los cortes; y perforar a través de por lo menos una porción de una formación no productora.

2. El método de la reivindicación 1, donde una tasa de inyección del gas se controla tal que una densidad circulante equivalente (ECD) del fluido de perforación sea sustancialmente menor que una densidad de lodos equivalente (EMD) de poros de la formación .

3. El método de la reivindicación 2, donde la ECD es menor que o igual a dos terceras partes de la EMD de poros.

4. El método de la reivindicación 2, donde la ECD es menor que o igual a la mitad de la EMD de poros.

5. El método de la reivindicación 1, donde una tasa de inyección del gas se controla para maximizar la tasa de penetración .

6. El método de la reivindicación 1, donde una tasa de inyección del gas se controla tal que una densidad circulante equivalente (ECD) del fluido de perforación es menor que una densidad de lodos equivalente (EMD) de poros de la formación y mayor que una EMD de estabilidad de la formación.

7. El método de la reivindicación 1, donde la ECD es sustancialmente igual a la EMD de estabilidad de la formación.

8. El método de la reivindicación 1, donde una fracción de volumen de líquido del fluido de perforación a temperatura y presión estándares es menor que o igual a 0.07 y mayor que o igual a 0.01.

9. El método de la reivindicación 1, donde el fluido de perforación es dominado hidrostáticamente .

10. El método de la reivindicación 1, donde el líquido es un aceite base.

11. El método de la reivindicación 10, donde el fluido de perforación además comprende agua emulsionada en el aceite base .

12. El método de la reivindicación 11, donde el fluido de perforación además comprende arcilla organófila.

13. El método de la reivindicación 11, donde el fluido de perforación además comprende un haluro de metal .

14. El método de la reivindicación 11, donde el fluido de perforación además comprende un aglomerado de polímero.

15. El método de la reivindicación 1, donde el gas tiene una concentración de oxígeno menor que la concentración de oxígeno suficiente para combustión.

16. El método de la reivindicación 15, donde el gas es sustancialmente nitrógeno puro.

17. El método de la reivindicación 16, comprendiendo además generar al nitrógeno en la superficie usando aire.

18. El método de la reivindicación 1, donde la sarta de perforación comprende un motor de lodos y la broca de perforación es girada por el motor de lodos.

19. El método de la reivindicación 1, donde un fondo de la perforación de pozo está a una profundidad distante de una formación productiva.

20. El método de la reivindicación 1, donde un dispositivo de control giratorio (RCD) vincula una superficie externa de la sarta de perforación en la superficie, y el RCD desvía los retornos del anillo a una línea de salida.

21. El método de la reivindicación 20, donde un separador está en comunicación de fluidos con la línea de salida y el separador separa gas de los retornos .

22. El método de la reivindicación 21, comprendiendo además inflamar al gas separado; y procesar los retornos restantes usando un agitador de sólidos.

23. El método de la reivindicación 22, donde un estrangulador variable está en comunicación de fluidos con la línea de salida.

24. El método de la reivindicación 21, comprendiendo además reciclar una porción del gas separado.

25. Un método para perforar una perforación de pozo, que comprende : inyectar fluido de perforación a través de una sarta de perforación dispuesta en la perforación de pozo y girar una broca de perforación dispuesta en un fondo de la sarta de perforación, donde : el fluido de perforación comprende un líquido y un gas, el fluido de perforación se inyecta en la superficie, el fluido de perforación sale de la broca de perforación y lleva cortes a partir de la broca de perforación, y el fluido de perforación y los cortes (retornos) fluyen a la superficie mediante un anillo formado entre la sarta de perforación y la perforación de pozo, una fracción de volumen líquido del fluido de perforación a temperatura y presión estándares es mayor que o igual a 0.01; y perforar a través de por lo menos una porción de una formación no productiva.

26. El método de la reivindicación 25, donde una tasa de inyección del gas se controla tal que una velocidad del fluido de perforación sea igual a o mayor que una velocidad de deslizamiento de los cortes.