MX2012009938A

MX2012009938A - Densidades de intervalo del hoyo.

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Publication number: MX2012009938A
Application number: MX2012009938A
Authority: MX
Inventors: William Lesso; John C Rasmus; John James; Edward M Tollefsen; Scott Paul; Amanda L Weber; Marcus Turner; Paul Bolchover
Original assignee: Schlumberger Technology Bv
Priority date: 2011-08-26
Filing date: 2012-08-24
Publication date: 2013-06-14
Also published as: GB2494051A; GB201215031D0; BR102012021393A2; US20130048380A1

Abstract

Un método para estimar una o más densidades de intervalo en un hoyo subterráneo incluye adquirir la primera y la segunda mediciones de la presión axialmente espaciadas en el hoyo. Las mediciones de la presión se pueden entonces procesar para obtener una densidad de intervalo del fluido de perforación entre las localizaciones de medición. Una sarta de herramientas que incluye un gran número de sensores de presión axialmente espaciados (por ejemplo, cuatro o más o incluso seis o más) acoplados electrónicamente con un procesador en la superficie mediante una tubería de perforación alambrada se puede usar para obtener una pluralidad de densidades de intervalo correspondiente con varios intervalos del hoyo.

Description

DENSIDADES DE INTERVALO DEL HOYO REFERENCIA CRUZADA A SOLICITUDES RELACIONADAS Esta solicitud reivindica el beneficio de la solicitud provisional de los Estados Unidos con número de serie 61/527, 948 titulada Metodologías de interpretación y cálculos para las mediciones de presión y temperatura a lo largo de la sarta en la tubería de perforación alambrada, presentada el 26 de agosto de 201 1.

CAMPO DE LA INVENCIÓN Las modalidades descritas se relacionan en general con las mediciones en el campo geotécnico y más particularmente con las mediciones a lo largo de la sarta (ASM) que se pueden incorporar en secciones del hardware repetidor de la tubería de perforación alambrada (WDP). Se describen los métodos para calcular las mediciones de presión y temperatura secuenciales y no secuenciales en estos repetidores así como las presiones y temperaturas medidas por los componentes del mecanismo de fondo del pozo (BHA). Se describen además los métodos para utilizar estas mediciones para caracterizar las formaciones subterráneas, el fluido de perforación, y el proceso de perforación.

INFORMACIÓN DE ANTECEDENTES Durante las operaciones de perforación, las mediciones de las condiciones del fondo del pozo tomadas durante la perforación pueden proporcionar una valiosa información que se puede usar por el operador de la perforación para mejorar la eficiencia y el funcionamiento y minimizar el riesgo. Tales mediciones, cuando se transmiten hacia la superficie durante la perforación, pueden además proporcionar una visión esencialmente en tiempo real del cambio en las condiciones del fondo del pozo que permiten mejoras en el funcionamiento esencialmente en tiempo real y la prevención de riesgos. Existe un interés considerable en la industria en la prevención de riesgos ya que incluso las interrupciones relativamente menores en las operaciones de perforación pueden ser prohibitivamente costosas.

La reciente introducción de la tubería de perforación alambrada (WDP) ha aumentado significativamente el ancho de banda de las comunicaciones entre los sensores de medición en el fondo del pozo y la superficie y de esta forma la cantidad total de datos que se pueden transmitir hacia la superficie durante una operación de perforación. Por ejemplo, la medición durante la perforación (MWD) y el registro de datos durante la perforación (LWD), que incluyen datos de imágenes del agujero, se pueden transmitir fácilmente hacia la superficie durante la perforación usando WDP. Las mediciones a lo largo de la sarta (ASM), por ejemplo, que incluyen mediciones de presión y temperatura a lo largo de la sarta también se pueden transmitir hacia la superficie durante la perforación.

Aunque que las mediciones de presión y temperatura a lo largo de la sarta se conocen en la materia, no se han descrito los métodos para calcular las densidades de intervalo de presión y temperatura secuenciales y no secuenciales ni ningún método para utilizar tales densidades de intervalo para caracterizar las formaciones subterráneas, el fluido de perforación, o el proceso de perforación. Sigue existiendo una necesidad de un mayor desarrollo en la materia.

SUMARIO Se describen los métodos para estimar una o más densidades de intervalo en un hoyo subterráneo. Por ejemplo, una sarta de herramientas que incluye al menos un primer y segundo sensores de presión espaciados axialmente se puede desplegar en un agujero subterráneo. Las mediciones de presión entonces se pueden usar para calcular una densidad de intervalo entre los sensores de presión (es decir, entre la primera y segunda profundidades medidas en el agujero). Los sensores de presión pueden ser internos y/o anulares. La sarta de herramientas puede incluir además un gran número de sensores de presión espaciados longitudinalmente (por ejemplo, cuatro o más o incluso seis o más) acoplados electrónicamente con un procesador en la superficie mediante una tubería de perforación alambrada. En tales modalidades, se puede calcular una pluralidad de densidades de intervalo, por ejemplo, que incluyen una primera densidad de intervalo entre la primera y segunda profundidades medidas, una segunda densidad de intervalo entre la segunda y tercera profundidades medidas, una tercera densidad de intervalo entre la primera y tercera profundidades medidas, y una cuarta densidad de intervalo entre la tercera y cuarta profundidades medidas, y así sucesivamente.

Las modalidades descritas pueden proporcionar varias ventajas técnicas. Por ejemplo, las densidades de intervalo calculadas se pueden evaluar además durante la perforación (u otras operaciones en el fondo del pozo) para identificar varias condiciones adversas. Estas condiciones adversas pueden incluir, por ejemplo, la entrada de flujo desde una formación subterránea hacia el hoyo, la salida de flujo desde el hoyo hacia una formación subterránea, el derrumbamiento del agujero, la obturación del agujero, el transporte pobre de cortaduras, y la intrusión de alquitrán en el hoyo. La identificación temprana de tales condiciones adversas permite ventajosamente iniciar acciones de mitigación, aumentando de esta forma la probabilidad de que se puedan remediar rápidamente las condiciones adversas.

En una modalidad no limitante, se describe un método para estimar una densidad de intervalo en un hoyo subterráneo. El método incluye (a) desplegar una sarta de herramientas en el hoyo, la sarta de herramientas incluyendo al menos el primer y segundo sensores de presión de subsuperficie espaciados longitudinalmente desplegados en la correspondiente primera y segunda profundidades medidas en el hoyo; (b) provocar que el primer y segundo sensores de presión adquieran la primera y segunda mediciones de la presión del fluido de perforación en la primera y segunda profundidades medidas; y (c) provocar que un procesador procese la primera y segunda mediciones de presión para calcular una densidad de intervalo entre la primera y segunda profundidades medidas en el hoyo.

En una segunda modalidad no limitante, se describe un método para perforar un hoyo subterráneo. El método incluye (a) desplegar una sarta de perforación en el hoyo, la sarta de perforación incluyendo al menos el primer y segundo sensores de presión anulares de subsuperficie espaciados longitudinalmente desplegados en la correspondiente primera y segunda profundidades medidas en el hoyo; (b) provocar que el primer y segundo sensores de presión anulares adquieran la primera y segunda mediciones de presión anular en la primera y segunda profundidades medidas; (c) procesar la primera y segunda mediciones de presión anular para calcular una densidad de intervalo anular entre la primera y segunda profundidades medidas; y (d) evaluar la densidad de intervalo anular calculada en (c) como un indicador de una condición de perforación adversa.

En una tercera modalidad no limitante, se describe un método para perforar un hoyo subterráneo. El método incluye (a) desplegar una sarta de perforación en el hoyo, la sarta de perforación incluyendo al menos el primer y segundo sensores de presión anulares de subsuperficie espaciados longitudinalmente desplegados en la correspondiente primera y segunda profundidades medidas en el hoyo; (b) hacer circular un fluido de perforación a través de la sarta de perforación; (c) medir una densidad de intervalo anular entre el primer y segundo sensores de presión; y (d) comparar la densidad de intervalo anular medida en (c) con una densidad de intervalo anular modelada para obtener una diferencia; y (e) evaluar la diferencia obtenida en (d) como un indicador de una condición de perforación adversa.

Este sumario se proporciona para introducir una selección de conceptos que se describen aun más en la descripción detallada posteriormente. Este sumario no pretende identificar las características fundamentales o esenciales de la materia reivindicada, ni pretende usarse como una ayuda limitando el alcance de la materia reivindicada.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Para una comprensión más completa de la materia descrita, y las ventajas de la misma, se hace referencia ahora a las descripciones siguientes que se toman de conjunto con los dibujos acompañantes, en los cuales: La Fig. 1 representa un ejemplo de un equipo de perforación convencional en el que se pueden utilizar los métodos descritos.

La Fig. 2 representa un diagrama de flujo de un ejemplo de una modalidad del método para obtener una densidad de intervalo de un hoyo subterráneo.

La Fig. 3 representa un ejemplo de un arreglo (base de datos) multidimensional basado en la profundidad y el tiempo que incluye dos variables.

La Fig. 4 representa la densidad del lodo con base de petróleo (OBM) modelada como una función de la presión y temperatura.

La Fig. 5 representa un ejemplo de un registro que incluye las densidades de intervalo calculadas obtenidas durante una ASM durante la operación de perforación.

Las Figs. 6, 7, y 8 representan un ejemplo hipotético de una operación de perforación de pozos en el que se encuentra un cambio en la litología de la formación que resulta en una reducción de la densidad de las cortaduras con la Fig. 6 representando la operación de perforación hipotética en el tiempo /, = 0 , la Fig. 7 representando el tiempo t2 = í, + At , y la figura. 8 representando el tiempo t3 = t2 + At .

Las Figs. 6, 9 y 10 representan un ejemplo hipotético de la operación de perforación de pozos en el que una porción del agujero se agranda durante la operación de perforación con la Fig. 6 representando la operación de perforación hipotética en el tiempo /, = 0 , la Fig. 9 representando el tiempo t2 = t, + At , y la Fig. 10 representando el tiempo t3 = t2 + At .

Las Figs. 1 1, 12 y 13 representan un ejemplo hipotético de una operación de perforación de pozos en el que las cortaduras del agujero se separan de la suspensión y forman una obturación con la Fig. 1 1 representando la operación de perforación hipotética en el tiempo /, = 0 y las Figs. 12 y 13 representando las distintas metodologías para calcular las densidades de intervalo en el tiempo t2 = /, + ?/ .

Las Figs. 14, 15, 16 y 17 representan un ejemplo hipotético de una operación de perforación que incluye un evento de entrada del fluido de la formación (también referido como una patada) con la Fig. 14 representando la operación de perforación hipotética en el tiempo t = 0 , la Fig. 15 representando el tiempo t2 = tl + At , la Fig. 16 representando el tiempo t3 = t2 + At , y la Fig. 17 representando el tiempo t4 = t3 + At .

La Fig. 18 representa un ejemplo de una presentación visual que ilustra la entrada de flujo como una función del tiempo y la profundidad.

Las Figs. 14, 19 y 20 representan un ejemplo hipotético de una operación de perforación que incluye el evento de la salida del fluido de perforación con la Fig. 14 representando la operación de perforación hipotética en el tiempo /, = 0y las Figs. 19 y 20 representando el tiempo t2 - tt + At . La Fig. 20 difiere de la Fig. 19 en que el nivel del fluido de perforación ha caído por debajo de la primera ASM.

La Fig. 21 representa un ejemplo de un registro de una operación de perforación de pozos en el que el fluido de perforación fluyó fuera del hoyo hacia la formación.

Las Figs. 22A y 22B representan la profundidad esquemática contra los trazados de presión que ilustran los cambios de la parte superior del nivel del fluido equivalente que pueden resultar de los eventos de pérdida de circulación.

La Fig. 23 representa otro ejemplo de un registro de la operación de perforación de pozos representada en la Fig. 21.

La Fig. 24 representa aún otro ejemplo de un registro de la operación de perforación de pozos representada en la Fig. 21.

Las Figs. 25 y 26 representan un ejemplo hipotético de una operación de perforación de pozos en el que las cortaduras se separan de la suspensión en el fluido de perforación anular con la Fig. 22 representando la operación de perforación hipotética en el tiempo r, = 0 y la Fig. 23 representando el tiempo (2 = /, + ?/ .

DESCRIPCIÓN DETALLADA La Fig. 1 representa un equipo de perforación 10 adecuado para usar las diferentes modalidades de métodos descritas en la presente. Una plataforma de perforación semisumergible 12 se posiciona sobre una formación de petróleo o de gas (no mostrada) dispuesta debajo del fondo marino 16. Un conducto submarino 18 se extiende desde la cubierta 20 de la plataforma 12 hasta la instalación del cabezal de pozo 22. La plataforma puede incluir una torre de perforación y un aparato de levantamiento para subir y bajar una sarta de perforación 30, que, como se muestra, se extiende dentro del agujero 40 e incluye una barrena 32 desplegada en el extremo inferior del orificio inferior del mecanismo de fondo del pozo (BHA) 50. En la modalidad representada, la sarta de perforación 30 incluye una pluralidad de uniones de tuberías de perforación alambrada y de esta forma proporciona un canal de comunicaciones digitales de ancho de banda alto (por ejemplo, un ancho de banda en el orden de 5 kilobits por segundo) entre el BHA 50 y la superficie.

La sarta de perforación 30 incluye una cantidad de uniones substituías de repetidores 34 de la tubería de perforación alambrada espaciados longitudinalmente, al menos algunas de las cuales incluyen sensores de presión y temperatura anulares 36 y 38. Estas uniones substituías de repetidores que contienen sensores se pueden referir en la presente como XLINKS y opcionalmente pueden incluir además sensores de temperatura y presión internos (no mostrados). Se comprenderá que los sensores internos se configuran para medir la presión y la temperatura del fluido de perforación en la sarta de perforación 30 mientras que los sensores anulares (o externos) se configuran para medir la presión y la temperatura del fluido de perforación en el espacio anular entre la sarta de perforación 30 y la pared del agujero. Los sensores de presión y de temperatura internos y anulares también se pueden desplegar dentro de las diferentes herramientas MWD y/o LWD incluidas en el BHA 50. Los sensores ejemplares presión y temperatura del BHA se representan en 52 y 54. Los sensores de presión y temperatura mencionados anteriormente pueden estar en comunicación con la superficie a través del canal de comunicaciones digitales de ancho de banda alto de manera que las mediciones de presión y temperatura a lo largo de la sarta se pueden transmitir hacia la superficie durante la perforación. Los sensores de presión y temperatura (o las uniones substituías del repetidor 34) pueden incluir además una memoria iníegrada para salvar las mediciones de presión y temperatura para su posterior análisis. Oíros componentes de la sarta de perforación (aunque no se represenlan explícilameníe) pueden conlener además sensores de presión y íemperalura iníernos y anulares, por ejemplo, que incluyen repelidores EMAG, elevadores de poíencia de la señal de pulso del lodo y elevadores de poíencia de telemetría acústica. Las mediciones de presión y temperatura que se obtienen mediante estos sensores también se pueden transmitir hacia la superficie durante la perforación (o se pueden almacenar en la memoria en el fondo del pozo) y utilizar en las modalidades del método que se describe en la presente posteriormente.

Los sensores de presión y temperatura pueden tener sustancialmente cualquier espaciamiento longitudinal a lo largo de la sarta de perforación 30. Por ejemplo, los sensores de presión y temperatura espaciados pueden tener un espaciamiento longitudinal en un rango desde aproximadamente 500 hasta aproximadamente 5000 pies en una profundidad medida. Además, el espaciamiento entre los sensores de presión y temperatura no es necesariamente uniforme. Por ejemplo, un espaciamiento longitudinal entre el primer y el segundo sensor no es necesariamente igual al espaciamiento entre el segundo y tercer sensor. Las modalidades descritas no se limitan en estos aspectos.

Las modalidades descritas tampoco se limitan al uso de cualquier tipo particular de BHA y/o sensores de presión en las uniones substituías del repetidor. Sustancialmente cualquier sensor de presión adecuado se puede utilizar siempre que proporcione suficiente exactitud y precisión y sea robusto en los ambientes exigentes en el fondo del pozo. Por ejemplo, los sensores de presión que hacen uso de medidores de deformación (tales como los que están disponibles comercialmente de Paine Electronics, LLC) se pueden utilizar. Asimismo, se pueden utilizar también los medidores de presión de estado sólido aislante -silicio.

Se entenderá que el despliegue ilustrado en la Fig. 1 es meramente un ejemplo. El BHA 50 puede incluir sustancialmente cualquier componente adecuado de la herramienta de fondo de pozo, por ejemplo, que incluye una herramienta de dirección tal como una herramienta rotativa direccional, un sistema de telemetría en el fondo del pozo, y una o más herramientas MWD o LWD que incluyen varios sensores para medir las características del fondo del pozo del agujero y la formación circundante. Las modalidades descritas no se limitan en estos aspectos. Además, los métodos descritos se pueden usar en aplicaciones del hoyo distintas a las aplicaciones de perforación, por ejemplo, que incluyen aplicaciones de muestreo de fluidos, control del pozo durante el viaje de ida y vuelta de la tubería, mantenimiento del pozo, aplicaciones de terminación y producción, y similares.

Se entenderá además que las modalidades descritas no se limitan a su uso con una plataforma semisumergible 12 como se ilustra en la Fig. 1. Las modalidades descritas son igualmente adecuadas para su uso ya sea con operaciones subterráneas costadentro o costafiiera. Además, se apreciará que los términos agujero y hoyo se usan indistintamente en la presente.

La descripción detallada anterior se divide en dos secciones principales, la primera que describe las metodologías para el cálculo de los gradientes de intervalo para las mediciones de presión y temperatura a lo largo de la sarta. La segunda sección describe las metodologías para utilizar los gradientes de intervalo calculados para interpretar varias propiedades de la formación y de los fluidos de perforación y el proceso de perforación en general.

METODOLOGÍAS DE CÁLCULO DE LA DENSIDAD DE INTERVALO La Fig. 2 representa un diagrama de flujo de un ejemplo de una modalidad del método 100 para determinar la densidad de intervalo en un hoyo subterráneo. Una sarta de herramientas (por ejemplo, la sarta de perforación 30 representada en la Fig. 1 o una sarta de producción o terminación) se despliega en el hoyo en 102. La sarta de herramientas incluye al menos el primer y segundo sensores de presión en la subsuperficie (por ejemplo, sensores de presión anular o sensores de presión interna) desplegados en las correspondientes primera y segunda profundidades medidas en el hoyo. Los sensores de presión se pueden usar para medir las correspondientes primera y segunda presiones en 104. La primera y segunda presiones se pueden entonces procesar para obtener la densidad de intervalo en 106. Se comprenderá que las sartas de herramientas que emplean tres o más sensores de presión también se pueden utilizar y permiten obtener una pluralidad de densidades de intervalo.

La densidad de un fluido bajo condiciones estáticas dentro del intervalo entre dos mediciones de presión se puede calcular a partir del conocimiento de un espaciamiento vertical entre los sensores de presión y las mediciones de presión actuales. Así mismo se puede calcular un gradiente de temperatura. En general, dado un número n de mediciones de presión separadas, se puede calcular un número correspondiente de intervalos entre todas las combinaciones de sensores (vecino y de otro tipo), por ejemplo, como sigue a continuación: Número de intervalos = (« - i) Ecuación 1 Por ejemplo, dado 2 sensores separados, 1 intervalo está disponible; dado 3 sensores separados, 3 intervalos están disponibles; dado 4 sensores separados, 6 intervalos están disponibles, dado 5 sensores separados, 10 intervalos están disponibles, y así sucesivamente. En algunas de las modalidades del método descritas el número de densidades de intervalo calculadas N puede, por ejemplo, estar en el rango: n - 1 < N= - /) · Utilizando cualquier medición de la presión anular, se puede calcular una densidad de un fluido (por ejemplo, el fluido de perforación) bajo condiciones estáticas en un hoyo, por ejemplo, como sigue a continuación: Densidad Anularpromedi, Ecuación 2 donde la densidad anular representa una densidad promedio del fluido anular (por ejemplo, en libras por galón), P representa la presión anular (por ejemplo, en psia), Zmd representa la profundidad medida del pozo, TVD representa la profundidad vertical verdadera del pozo, Inc representa la inclinación promedio del agujero, y C, representa la constante de conversión de unidades (por ejemplo, 19.25 ppg/psi/pie).

Se entenderá por los expertos en la materia que la densidad de un fluido se puede expresar en diferentes unidades. La unidad común en el campo petrolero de libras por galón se da en la Ecuación 2. La carga vertical equivalente se puede usar para expresar la presión en términos de la altura vertical de una columna de fluido y se puede calcular como sigue a continuación: P Carga Vertical Equivalente = Ecuación 3 densidad promedio donde, como se conoce por los expertos en la materia, la carga vertical se refiere a la carga hidráulica (por ejemplo, en unidades de pies).

Densidad de intervalo de circulación en el espacio anular medida Los métodos para calcular las densidades de intervalo (es decir, la densidad del fluido) entre varios sensores separados (por ejemplo, entre el primer y segundo sensores o entre el primer, segundo, y tercer sensores) son de particular interés en esta descripción. Utilizando las mediciones de presión asociadas con los extremos de un intervalo específico, la densidad de un fluido entre los dos sensores se puede calcular para varios casos específicos de acuerdo con las siguientes metodologías. Por ejemplo, la densidad de intervalo de un fluido en circulación se puede calcular como sigue a continuación: AP MA ICD promedio C, ATVD MA_ICD promedlo ( ÷, - ) * £, Ecuación 4 (ZAffl(n+l) - ¾„))cOs(/Kc) donde MA ICD representa una densidad de intervalo de circulación en el espacio anular promedio medida, AP representa un cambio en la presión entre la primera y la segunda mediciones de profundidad, ATVD representa un cambio en la profundidad vertical verdadera entre la primera y la segunda mediciones de profundidad, Pn y „+1 representan las mediciones de la presión anular en la primera y segunda profundidades medidas n y n + ^ Z y ¾«+!) representan la primera y la segunda profundidades medidas y ZrvD^ y Z7yD(„+1) representan las profundidades verticales verdaderas de la primera y la segunda profundidades medidas. Los expertos en la materia apreciarán fácilmente que la profundidad vertical verdadera (o un cambio en la profundidad vertical verdadera) se puede representar por la profundidad medida (o un cambio en la profundidad medida) multiplicado por el coseno de la inclinación promedio del hoyo dentro de un intervalo.

Bajo condiciones dinámicas, por ejemplo, cuando se circula el fluido de perforación durante una operación de perforación, MA_ICD incluye los efectos de la temperatura sobre la compresibilidad del fluido de perforación de entrada, los efectos de la presión absoluta sobre la densidad, el volumen y la masa de las cortadura suspendidas, la afluencia o descarga del fluido de perforación entre los sensores, y las pérdidas de presión por fricción del lodo circulante. Esta densidad de intervalo calculada (MA ICD) se describe en más detalle posteriormente mediante varios trazados y comparaciones con otras densidades de intervalo calculadas (por ejemplo, en las Figs. 6 hasta la 26).

Densidad de intervalo estática en el espacio anular medida Las densidades de intervalo también se pueden calcular durante condiciones de no circulación (estáticas) usando también la Ecuación 4. Tales condiciones están generalmente disponibles en cada conexión mientras se adiciona un soporte de tubería o una junta a la sarta de perforación y ocasionalmente mientras se suspende la perforación durante la perforación de un soporte. Bajo tales condiciones estáticas, las pérdidas de presión por fricciones anulares están ausentes y los únicos efectos sobre las densidades de intervalo son la presión, la temperatura y los efectos de las cortaduras suspendidas. Este parámetro se refiere como MA ISD y se calcula usando la Ecuación 4 pero bajo condiciones de no circulación, estáticas. Una densidad de intervalo estática también se puede calcular restando las pérdidas de presión por fricción modeladas o medidas de MA ICD como se calculó en la Ecuación 4 cuando se calculó bajo las condiciones de circulación. Esta aproximación permite una determinación sustancialmente continua de la densidad de intervalo estática y se refiere como MA_ISDmf .

La Ecuación 4 se puede modificar para incluir estos términos de presión por fricción como se muestra a continuación en la Ecuación 5.

Ecuación 5 donde Pf representa la pérdida de presión por fricción que actúa sobre el fluido por encima del sensor n y Pf representa la pérdida de presión por fricción que actúa sobre el fluido por encima del sensor n+ 1 .

Se describen dos métodos para calcular la pérdida de presión por fricción; un método modelado hidráulicamente y un método de medición in-situ. El modelo hidráulico hace uso de varios fluidos conocidos o estimados y propiedades del agujero para calcular la pérdida de presión por fricción. Las propiedades pueden incluir, por ejemplo, temperatura, presión, compresibilidad, viscosidad, caudal, y el régimen de flujo del fluido de perforación, el volumen anular del agujero, el diámetro y la forma del agujero, los efectos de la velocidad de rotación, y las propiedades de la pared del agujero tales como la suavidad.

El método de medición puede calcular la densidad de intervalo, por ejemplo, usando la Ecuación 4 bajo condiciones estáticas de no bombeo para las distintas secciones o intervalos del hoyo en el pozo como una función del tiempo. Después de que las bombas se vuelven a encender, y antes de reanudarse la perforación esta cantidad se puede usar en el lado izquierdo de la Ecuación 5 junto con las presiones medidas para calcular Pf - Pfn para cada sección distinta del hoyo en el pozo. La pérdida de presión por fricción dinámica es generalmente una función fuerte del caudal y la velocidad de rotación para una sección del hoyo y periodo de tiempo determinados durante la perforación del pozo. Por consiguiente, esta pérdida de presión es generalmente un valor que varía lentamente con el tiempo bajo condiciones de flujo en régimen estacionario. Por ejemplo, el mismo puede estar en el rango de 0.1 a 1 libras por galón en un pozo vertical de 10,000 pies. En este segundo método, sólo se necesita realizarse periódicamente una determinación in-situ de la pérdida de presión por fricción siempre y cuando los parámetros de perforación no cambien (por ejemplo, velocidad de rotación, caudal, y los componentes del BHA en cada sección distinta del hoyo que puede tener una pérdida de presión por fricción diferente). Cuando los parámetros de perforación cambian, se puede repetir el segundo método.

En la práctica puede ser ventajoso hacer uso tanto de las metodologías teóricas como las de medición para calcular las pérdidas de presión por fricción. Por ejemplo, cuando los dos métodos dan valores similares, el modelo hidráulico se puede usar con mayor confianza. Las diferencias entre las pérdidas por fricción medidas y modeladas también se pueden usar para calibrar el modelo hidráulico, calcular una densidad de cortaduras, o indicar ciertos eventos de perforación de interés como se describe en más detalle posteriormente.

Al determinar las pérdidas de presión por fricción, la densidad de intervalo estática medida en el espacio anular MA_ISDmf se puede determinar durante la circulación y la perforación sustituyendo las pérdidas de presión por fricción en la Ecuación 5. La MA_ISDmf se puede calcular en varios intervalos de tiempo durante la perforación.

Se debe entender que en las operaciones de perforación en las que se aplica una contrapresión al fluido anular (por ejemplo, como se hace durante las aplicaciones de perforación con presión controlada (MPD)), las Ecuaciones 4 y 5 no requieren un término de contrapresión ya que se usa una presión diferencial para determinar la densidad de intervalo. También debe entenderse que los gradientes de intervalo son una función directa de las mediciones de presión y profundidad en el fondo. Por consiguiente cualquiera de los principios aplicados para los cálculos del gradiente de intervalo se aplican a las mediciones de presión, tanto medidas como teóricas.

Densidad de los componentes constituyentes del lodo La densidad de intervalo estática medida en el espacio anular MA_ISD o MA_ISDmf calculada se puede considerar como la suma de las densidades individuales de los componentes individuales del fluido anular estático que puede ser válido para los componentes no solubles tales como los fluidos de la formación líquidos y las cortaduras de la formación normalmente encontradas durante la perforación. Esto se puede expresar matemáticamente, por ejemplo, como sigue a continuación y puede permitir que se calculen las gravedades específicas de los componentes individuales cuando se conocen sus porcentajes volumétricos: MAJSDpromedio Ecuación 6 donde MA_ISD omcdio representa una densidad de intervalo estática en el espacio anular medida promedio, Mi representa la masa del componente no soluble , y V¡ representa el volumen del componente no soluble i. MA_ISDpromed¡0 también se puede expresar como un promedio ponderado del volumen de los constituyentes individuales en el lodo del fluido de perforación. Se debe observar que el producto del volumen y la densidad también representa la masa y de esta forma se puede re-escribir en términos de los porcentajes volumétricos como sigue a continuación: A_ISDme2cla = Ecuación 7 donde MA_ISDmezcIa representa la densidad de intervalo estática en el espacio anular medida de una mezcla, V¡ representa el volumen del componente no soluble , Vmezcla representa el volumen total de la mezcla, y SG¡ representa la densidad (o gravedad específica) del componente .

El fluido de perforación que fluye hacia la superficie en el espacio anular incluye generalmente una combinación del fluido de perforación que se bombea hacia abajo a través del interior de la tubería de perforación y las cortaduras desprendidas por la barrena durante la perforación. El caudal volumétrico en el espacio anular se puede expresar como una combinación de estos dos constituyentes esperados más un término adicional que cuantifica el flujo incrementado o reducido que se debe a la adición de un constituyente inesperado o indeseado o a la pérdida de un constituyente. El término adicional puede cuantificar, por ejemplo, una entrada del fluido de la formación en el espacio anular o una salida del fluido de perforación en la formación. La entrada o salida de flujo puede incluir cualquiera de las formaciones anteriormente perforadas o perforadas actualmente. Alternativamente, el término adicional puede cuantificar las cortaduras adicionales que se desprenden de la pared del agujero después de la perforación. Las ASM y los cálculos de la densidad de intervalo correspondiente pueden permitir que se identifiquen y localicen estos constituyentes entrantes o salientes a lo largo de la longitud del agujero.

Como se mencionó anteriormente, el fluido de perforación anular incluye una combinación del fluido de perforación que se bombea hacia abajo a través del interior de la tubería de perforación y las cortaduras desprendidas por la barrena. El volumen de cortaduras se puede hallar mediante la integración del caudal en un volumen de la unidad del fluido anular durante un intervalo de tiempo especificado y reconociendo que el caudal hacia fuera del volumen de la unidad debe ser igual al caudal hacia dentro del volumen de la unidad. En otras palabras, el caudal de la mezcla se puede establecer igual a la suma de los caudales individuales hacia dentro de este volumen. El volumen acumulado de la mezcla que fluye fuera del volumen anular de la unidad durante un período de tiempo determinado se puede expresar matemáticamente, por ejemplo, como sigue a continuación: í Qmezcia dt = \ dt = ¡{Qmt Iodo + + Qx ) A Ecuación 8 donde QmezC|a representa el caudal volumétrico de la mezcla en el tiempo /, representa el caudal volumétrico hacia fuera del volumen anular de la unidad, Qent iodo representa el caudal volumétrico del fluido de perforación (lodo) bombeado hacia el volumen anular de la unidad en el tiempo t, Qconaduras representa el caudal volumétrico de las cortaduras que fluyen hacia dentro del volumen anular de la unidad en el tiempo /, y Qx representa el caudal volumétrico del componente x que fluye hacia dentro o fuera del volumen anular de la unidad en el tiempo /. QenUodo y Qcortaduras se pueden definir además, por ejemplo, como sigue a continuación: Q t iodo = Ecuación 9 donde TFLO representa el caudal del fluido de perforación en unidades de galones por minuto. TFLO se puede determinar en la superficie usando métodos conocidos por los expertos en la materia, por ejemplo, que usan la velocidad de la carrera de la bomba del equipo de perforación, el número de cilindros de la bomba en uso, su desplazamiento/carrera, y la eficiencia de la bomba. Cuando se bombea un fluido compresible tal como lodo con base de petróleo sintético (SOBM), los caudales en el fondo del pozo tienden a cambiar debido a los efectos de la presión y la temperatura sobre las propiedades del fluido. Las presiones y temperaturas ASM medidas de las propiedades del fluido de la tubería de perforación interior se puede usar para medir la temperatura y la densidad del fluido en la tubería de perforación para determinar la compresibilidad del fluido in-situ y a partir de esto calcular el caudal en el fondo del pozo actual dado el caudal en la superficie. El caudal en el fondo del pozo también se puede medir en el fondo del pozo.

La tasa volumétrica de las cortaduras que se crean y fluyen hacia el espacio anular durante la operación de perforación se puede considerar una variable de entrada y se puede expresar matemáticamente, por ejemplo, como sigue a continuación: Ecuación 10 donde r representa el radio del agujero, ROP representa la velocidad de penetración de la perforación, K representa el porcentaje de la porosidad de la formación destruida por la acción de trituración de la barrena, y f representa la porosidad efectiva de la formación. El porcentaje de la porosidad de la formación destruida por la acción de la barrena K se puede estimar mediante la observación del tamaño de las cortaduras durante la perforación. Cuando K se establece a la unidad, la acción de trituración de la barrena destruye toda la porosidad, creando cortaduras similares a los granos de arena individuales. Por ejemplo, en arenas no consolidadas, el tamaño de las cortaduras será pequeño y unas pocas se presentan con granos de arena predominantemente individuales vistos en las muestras capturadas procedentes de los coladores vibratorios. En las formaciones de lutita, roca cementada o competente, K es típicamente menor que la unidad debido a que se reduce al componente de trituración de la barrena (o minimiza en dependencia de la dureza de la formación).

La determinación de un valor de K puede ser ventajosa en ciertas operaciones de perforación, por ejemplo, cuando un perforador desea calcular un caudal volumétrico esperado de cortaduras en ciertos programas de gestión de cortaduras que determinan el volumen de cortaduras que permanecen en el hoyo y pueden restringir potencialmente el movimiento del BHA. Sin embargo, en ciertas aplicaciones puede ser suficiente establecer K a la unidad a fin de tener Qcortaduras que representa la matriz o volumen de rocas de la formación. Esto permite que la densidad del fluido contenido dentro del volumen de poros se halle por separado en la Ecuación 1 1.2 como se describe en más detalle posteriormente.

La porosidad de la formación f se puede estimar, por ejemplo, a partir de una velocidad de penetración normalizada (ROP) como se describe en la patente de los Estados Unidos. 4,949,575 o en Rasmus y Stephens (Artículo SPE 20443, Real-Time Pore-Pressure Evaluation From MWD/LWD Measurements and Drilling-Derived Formation Strength). Sin embargo, generalmente se requiere un volumen fraccional de arcilla/lutita/cieno fino granulado en la formación, Vluüla, para esta determinación. Vlutila se calcula normalmente a partir de mediciones LWD tales como las mediciones de rayos gamma naturales, sin embargo, tales mediciones LWD no están disponibles generalmente en la barrena.

En ciertas aplicaciones, un torque adimensional (TD), obtenido, por ejemplo, a partir de un registro de la eficiencia mecánica se puede usar para diferenciar entre la perforación de una formación porosa y una formación de lutita debido a la signatura de torque adimensional único e incrementado de una formación porosa en comparación con la lutita. Tal diferenciación se puede hacer comúnmente sin importar el tipo de barrena. Un ejemplo del registro de la eficiencia mecánica se da en la Ecuación 1 1 . V¡ulíla se puede estimar a partir de TD y una velocidad de penetración adimensional (RD) a partir de darse cuenta de que tanto TD como RD son funciones de los volúmenes de arcilla y de la porosidad efectiva independientemente de las condiciones de desgaste de la barrena (véase Burgess, Falconer, y Sheppard, "Separating Bit and Lithology Effects From Drilling Mechanics Data ", SPE 17191, 1988). Estas mediciones de Vlutita se pueden entonces actualizar una vez que los datos LWD sobre la barrena midan las propiedades de la formación. TD y D se pueden expresar matemáticamente, por ejemplo, como sigue a continuación: DWOB * BS donde DTOR representa un torque medido en el fondo del pozo o en la superficie, DWOB representa un peso sobre la barrena medido en el fondo del pozo o en la superficie, y BS representa un diámetro de la barrena.

ROP * .2 v . , . . .

Rn = Ecuación 1 1 .1 RPM * BS donde ROP representa una velocidad de penetración y RPM representa una velocidad de rotación de la sarta de perforación en revoluciones por minuto.

El fluido de los poros contenido dentro del espacio de los poros de la formación se puede retener dentro de los trozos de cortaduras o liberarse hacia el fluido anular dependiendo del factor de trituración, K. Independientemente del grado de trituración, el mismo afectará las densidades de intervalo medidas del fluido anular y por lo tanto se pueden hallar por separado.

QfluidoJoros Ecuación 1 1 .2 donde Qfluid0SJX)r0S representa el caudal volumétrico del fluido de los poros hacia dentro del espacio anular en unidades de pies cúbicos por hora, r representa el radio del agujero, ROP representa la velocidad de penetración, y f representa la porosidad efectiva de la formación.

El caudal del fluido de perforación (lodo) que sale del espacio anular en la superficie, QmezC|a o Qsaüda , también se puede considerar un volumen de entrada medible y se puede medir, por ejemplo, mediante una tipo de medición de paletas colocada en la línea de salida del flujo o mediante una tipo de medición vénturi u otros medios cuando se utiliza el tipo de equipamiento perforación con presión controlada (MPD). Esto deja a la cantidad Qx como la única incógnita en la Ecuación 8. En las operaciones de perforación esto representa una forma de detectar una entrada del fluido de la formación o una "patada" (como se le refiere) en la industria. Sin embargo, bajo condiciones en las que se ha verificado que Qx es aproximadamente igual a cero (por ejemplo, mediante el paro de las bombas de lodo y la realización de una verificación del flujo), la Ecuación 8 se puede usar alternativamente para medir el volumen de las cortaduras que fluyen hacia dentro del espacio anular.

Sin embargo, en ciertas aplicaciones puede ser difícil utilizar la metodología descrita anteriormente para determinar Qx dadas las mediciones de Qconaduras , Qent_lodo y Qmezcla o Esto se puede deber a las grandes variaciones en los volúmenes de flujo del lodo vistas ocasionalmente durante la perforación, que a su vez se pueden deber a la carreras erráticas de la bomba, la compresibilidad del fluido, y las mediciones inexactas de los sensores de estas cantidades. La Ecuación 10 es frecuentemente el medio más preciso para determinar los volúmenes de las cortaduras. Conocer el volumen de las cortaduras generadas y mantener un registro del volumen de las cortaduras que salen del hoyo permite determinar el volumen de las cortaduras, si existiese, que se han quedado en el agujero.

Sin embargo, es deseable no sólo conocer el volumen de las cortaduras que se generan, sino también la densidad de las cortaduras en el espacio anular entre las dos mediciones de presión ASM ya que esto nos da información en cuanto al tipo de formación que se está perforando. Dentro de dos o más profundidades cualquiera arbitrarias en el espacio anular, el porcentaje volumétrico relativo del volumen de las cortaduras en el espacio anular constituye un porcentaje mayor que el calculado por la Ecuación 8 debido a que las cortaduras viajan hacia arriba a través del espacio anular a una velocidad menor que la del fluido de perforación. Un volumen de las cortaduras corregido se puede calcular teniendo en cuenta un velocidad de "deslizamiento" para las cortaduras donde Vdesli2amkn¡0 = Vamlar - Vconadu„ . Una eficiencia del transporte FT corladur8 se puede definir como la razón entre la velocidad de las cortaduras y la velocidad anular del lodo promedio y se puede expresar matemáticamente, por ejemplo, como sigue a continuación: 'cortaduras * (cos(lncl)+ a * sm' (lncl)) AfPfl ^ f F - VE ~L. espacio _anu\ar J cortaduras J cortaduras V "^1""-""-"' ~ / FcU ClÓn PT corladuras ~ ypj ~ UCUaClOn ^^mezcla 12 donde fcorlad„ras representa la fracción volumétrica de las cortaduras en el lodo que fluye en el espacio anular, Areaespado amlar representa el área de la sección transversal del espacio anular a una determinada profundidad Z, Qenl lodo representa el caudal volumétrico de lodo de la Ecuación 9, Qcorladuras representa el caudal volumétrico de las cortaduras de la Ecuación 10, Q finido joros representa el caudal volumétrico del fluido de los poros de la Ecuación 1 1.2, y a representa un coeficiente de partición del transporte de flujo de saltación, que generalmente es una función de RPM y Qmezcla.

La eficiencia del transporte se puede calcular a partir de correlaciones empíricas, tales como las descritas en (i) Sifferman, et al, "Drill Cutting Transpon in Full-Scale Vertical Annuli, " J. Peí. Tech, noviembre de 1974, 1295-1302; (ii) Moore, "Drilling Practices Manual, " Petroleum Publishing Co., Tulsa, 1974, y (iii) Sample y Bourgoyne, "Development of Improved Laboratory and Field Procedures for Determining the Carrying Capacity of Drilling Fluids, " SPE 7497, 1978. La fracción volumétrica de las cortaduras que fluyen en el espacio anular es también una función de la inclinación del hoyo ya que las cortaduras tienden a caer fuera de la suspensión en las secciones de gran inclinación. La constante a se usa para explicar el hecho de que a medida que el hoyo está más cerca de la horizontal, las cortaduras tienden a separarse de la suspensión y se transportan a lo largo del hoyo en un tipo de mecanismo de "saltación". Los términos inclinación y saltación en la Ecuación 12 pretenden dar lugar a una velocidad de deslizamiento de las cortaduras neta hacia arriba o vertical. La Ecuación 12 se puede entonces reordenar para calcular el término fCOriaduras> por ejemplo, como se indica en la Ecuación 13.

Ecuación 13 donde X - eos Irte + asmlnc .

Siendo líquido a las temperaturas y presiones del fondo del pozo, el volumen del fluido de los poros de la formación que se libera hacia dentro del espacio anular puede tener una velocidad de deslizamiento insignificante con respecto al lodo. El volumen fraccional del fluido de los poros ffíMoJOIOS , el lodo fmt lodo , y la entrada/salida del material fx se pueden dar entonces, por ejemplo, como sigue a continuación en las Ecuaciones 13.1, 13.2, y 13.3.

ECUaCÍÓn B.l / = X Ecuación l3.2 *¿> cortaduras T _ cortaduras &ení _ lodo *¿x fluido_poros / 13.3 En algunas aplicaciones, especialmente a profundidades menores, el volumen del fluido de los poros de la formación f que se libera hacia dentro del espacio anular puede tener una velocidad de deslizamiento con respecto al lodo cuando hay diferencias de densidad entre los dos fluidos. Esta velocidad de deslizamiento en general se puede calcular y hacerse disponible a partir de un módulo de hidráulica en los programas comerciales de gestión de la limpieza o las cortaduras del hoyo.

La transformación desde las dimensiones del flujo volumétrico o fraccionado a una dimensión de profundidad requiere la consideración simultánea de las áreas transversales y los volúmenes fraccionados. El volumen anular se puede representar matemáticamente, por ejemplo, como sigue a continuación: Volespacio_anular * (Da7 - DT2 ) z Ecuación 14 donde Volespacjo amlar representa el volumen anular entre dos profundidades cualquiera z = n y z = n + l , Da representa el diámetro del agujero obtenido por ejemplo a partir del diámetro de la barrena o mediciones del calibrador LWD, y DT representa el diámetro de la tubería de perforación localizada entre z = n y z = n + l . La Ecuación 14 asume un agujero que tiene una sección transversal circular. Esta suposición puede ser adecuada para muchas operaciones de perforación, sin embargo, las modalidades descritas no se limitan a este respecto. Por ejemplo, se puede utilizar una forma elíptica más general.

Se comprenderá que la Ecuación 14 se expresa en términos de profundidad del agujero en lugar del tiempo. Se entenderá además que la relación entre los volúmenes y la profundidad es la velocidad anular del lodo y la mezcla de las cortaduras, mientras que la relación entre el volumen anular basado en la profundidad y el tiempo es la velocidad de penetración. De esta forma los volúmenes anulares y los caudales del fluido se pueden expresar alternativamente como funciones del tiempo o la profundidad. Por ejemplo, las cortaduras y la velocidad de flujo de fluido se pueden integrar en un período de tiempo específico para determinar las cortaduras como una función de la profundidad.

En un ejemplo del flujo de trabajo, un conjunto de volúmenes anulares sobre intervalos de profundidad discretos se puede calcular usando la Ecuación 14. El conjunto puede ser tan fino como unas pocas pulgadas de profundidad o tan esparcido como de uno a dos pies de profundidad. En el BHA inferior (por debajo de una herramienta calibradora LWD), el tamaño de la barrena se puede usar como el diámetro del agujero. El diámetro se puede actualizar usando los valores medidos cuando las mediciones del calibrador LWD se hicieron disponibles en las profundidades predefinidas. El diámetro de la tubería de perforación también se puede actualizar continuamente utilizando funciones discretas del tiempo a medida que los diferentes diámetros de la tubería pasan a través de estos mismos puntos de profundidad y las diferentes cortaduras se levantan desde la cara de la barrena y se transportan hacia dentro del volumen anular. Los términos Qm, lodo y Qconadums se pueden calcular a partir de las Ecuaciones 9 y 10 en intervalos de tiempo discretos (por ejemplo, cada pocos segundos). Estos volúmenes se pueden utilizar entonces en la Ecuación 13 para calcular el volumen fraccional de las cortaduras dentro de cada período de tiempo discreto. La velocidad de las cortaduras se puede integrar para obtener la posición de profundidad correspondiente de las cortaduras con el tiempo y se puede expresar matemáticamente, por ejemplo, como sigue a continuación: Ecuación 15 Integrar la velocidad anular del lodo (en oposición o en adición a la velocidad de las cortaduras) puede mejorar la precisión debido al mayor volumen fraccional y los mayores caudales volumétricos. Esto se puede expresar matemáticamente, por ejemplo, como sigue a continuación: Ecuación 16 Las Ecuaciones 15 y/o 16 se pueden usar para generar matrices multidimensionales indexadas por incrementos de profundidad. Cada columna representa un intervalo de tiempo seleccionado y puede contener TIME , así como Areaespacio amlar , QenlJodo , Qcomdu ras , Q fluido _ poros ' VELcor,aduras > VELmezcla , f fluido _ poros V /cortaduras · El tÍemP° tOtal requerido para circular las cortaduras fuera del espacio anular hacia la superficie determina el número total de intervalos de tiempo (etapas). Por ejemplo, si un intervalo de tiempo de 5 segundos se utiliza y se tarda 1 hora en circular las cortaduras desde la barrena hacia la superficie, entonces el arreglo incluye 720 intervalos de tiempo (3600 seg / 5 seg). Se pueden incluir intervalos de tiempo adicionales para acomodar los períodos de no circulación (por ejemplo, un período de tiempo en el que se añade un soporte de tubería nuevo a la sarta de perforación). Un ejemplo de una profundidad multidimensional y una matriz basada en el tiempo (base de datos) que incluye múltiples variables se representa en la Fig. 3. Para facilitar la ilustración solamente dos de las muchas variables se muestra en el ejemplo representado. Se comprenderá que las filas se añaden típicamente a la matriz a medida que el hoyo se perfora más profundamente en la tierra.

Las cantidades MA ISD y MA ICD descritas anteriormente y calculadas usando los datos ASM y la Ecuación 5 pueden incluir múltiples intervalos de profundidad dentro del arreglo de profundidad descrito anteriormente. Este arreglo multidimensional se puede integrar en los intervalos de profundidad correspondiente al intervalo ASM para derivar una densidad promedio de la mezcla que se puede comparar directamente con los valores ASM medidos. Se puede seguir un proceso similar para el volumen de las cortaduras fraccionadas. De la Ecuación 7, MA_ISDmezcla se puede expresar matemáticamente, por ejemplo, como sigue a continuación: — ^^mezcla cortaduras flui o _ poros *^-^fluido_poros _^ . , Ecuación 17 donde fcorladuras , ffluido poms , /entjodo > ? representan volúmenes fraccionados de las cortaduras, el fluido de los poros, el lodo de perforación, y los constituyentes de entrada o salida y SGcortaduras , SGfluid0J8r0S , SGent Jodo, y SGX representan las gravedades específicas de las cortaduras, el fluido de los poros, el lodo de perforación, y los constituyentes de entrada o de salida. Bajo condiciones en las que no hay entrada, salida u otro evento, de manera que el constituyente J es cero, la Ecuación 17 se puede usar para calcular SG corladuras así como todas las demás variables se pueden determinar mediante otros medios como los descritos anteriormente. Tales cálculos se describen con más detalle posteriormente.

La Ecuación 17 se puede expandir además considerando que el fluido de los poros incluye una combinación de hidrocarburos y agua que se puede o no haber descargado por el lodo de perforación. La forma expandida de la Ecuación 17 se puede representar matemáticamente, por ejemplo, como sigue a continuación: — mezcla f cortaduras ^-'cortaduras ^ f fluido _ poros ^ a *^^agua_l¡bre_poros + F ' f fluido _ poros • - ^J - ^hid ocarburos.poros Ecuación 17.1 + (l— F)f fluido _ poros ^^entjodo + /entjodo ' '^enijo-o ' fx ' ^Gx donde F representa un factor de descarga de manera que 1 < F < 0 con F = 1 representa ninguna descarga y F = 0 representa la descarga completa, Sa representa la saturación de agua de los poros, l -Sa representa la saturación de hidrocarburos de los poros, SG^jnnj** representa la densidad del agua de los poros, SGhidrocarburosjX)ros representa la densidad de los hidrocarburos de los poros, y SGmt lodo representa la densidad del fluido de perforación de entrada (lodo).

Cuando se perfora en condiciones de no entrada o salida de flujo (es decir, fx = 0), la Ecuación 17.1 incluye cuatro incógnitas ( SGcortaduras , F, Sa y 5Ghidrocarburosjoros ) con el resto de las variables midiéndose directamente o calculándose a partir de otras mediciones: Como se describió anteriormente, un MEL se puede usar para determinar si la formación perforada es una formación de lutita o porosa. Al perforar la lutita, se puede asumir que la saturación de agua es del 100%. En ciertos ambientes geológicos la litología de una formación porosa es conoce que es, por ejemplo, arenisca, caliza, dolomita de manera que SG8ñBÍUI¡¡¡ se puede entrar. La Ecuación 17.1 se puede reorganizar para resolver Sa como sigue a continuación (teniendo en cuenta que Shidrgc = (1 - Sa) : — ^ ^mezcla f cortaduras ^"^cortaduras . ent_lodo '^"'entjodo Ecuación 17.2 Dado que las Ecuaciones 17.1 y 17.2 incluyen por lo menos cuatro incógnitas, se pueden utilizar varias técnicas para determinar la saturación de agua que es apropiada. Por ejemplo, asumiendo que no hay descarga ( F = 1 ), insertando SGcortaduras de la litología conocida (por ejemplo, una formación de lutita o porosa como se determinó por el MEL), y asumiendo un valor para SGhidr8arbur0s_poros > permite que se calcule Sa para varios escenarios. Se puede seleccionar un escenario apropiado basado en los valores esperados de Sa . En un escenario, se puede asumir que están presentes los hidrocarburos, pero que la formación contiene agua. En tal escenario la saturación de agua calculada se espera que sea la unidad. En otro escenario, se puede asumir que están presentes los hidrocarburos y que la formación contiene hidrocarburos. En tal escenario, la saturación de agua calculada se espera que varíe entre 0 y 1, pero típicamente mayor que 0.1 -0.2.

El cálculo de Sa requiere que la densidad de hidrocarburo sea una entrada. Puesto que esta cantidad es una incógnita, Sa se puede calcular basado en una primera densidad de hidrocarburo que representa el gas ( SGgas « 0.2 ) y una segunda densidad de hidrocarburo que representa el petróleo ( SGpetTóieo « 0.8 ). Cuando la formación contiene gas, la Sa calculada usando SGpett6]8 es típicamente menor que cero y por lo tanto errónea. Cuando la formación contiene petróleo, la Sa calculada usando SGgas está típicamente entre cero y uno, pero es erróneamente alta. La Sa calculada usando SG^ representa ventajosamente un límite superior en la saturación de agua actual.

Cuando se detecta la entrada de flujo, la cantidad fcorladarasSGcolMma5 se puede asumir que sea constante por un intervalo de tiempo. La Ecuación 17 entonces se puede usar para calcular fxSGx de la cual SGX se puede calcular cuando se conoce fx (por ejemplo, a partir de la Ecuación 8). Determinar (o estimar) SGX puede ser ventajoso en la determinación del tipo de entrada de fluido en el hoyo.

Densidad de intervalo estática y de circulación interna en la tubería de perforación medida Los sensores de presión internos ASM mencionados anteriormente que se despliegan y configuran para medir una presión interna en la tubería de perforación ( ASMr interna) se pueden usar para obtener los gradientes de fluidos internos dentro de la tubería de perforación bajo condiciones de ningún flujo (MIF ISD) y de flujo (MIF ICD), por ejemplo, usando la Ecuación 4. La diferencia entre MIF_ISD y MIF_ICD se debe generalmente a las pérdidas por fricción en la tubería de perforación. Cuando dos sensores de presión axialmente espaciados están suficientemente cerca de la barrena y separados en TVD para dar adecuadamente mediciones de grandes señales/ruido, la densidad de intervalo estática interna se puede medir cuando no hay bombeo. La densidad de intervalo estática interna también se puede calcular usando las Ecuaciones 4 y 5 como se describió anteriormente para determinar las pérdidas de presión por fricción y para restarlas de la densidad de intervalo dinámica interna medida. Las pérdidas por fricción también se pueden calcular usando un modelo de la hidráulica.

La densidad de intervalo estática interna medida (MIF_1SD) es una función de la densidad del fluido actual que se bombea en la tubería en la superficie más cualquier efecto de la presión y la temperatura que afecta la compresibilidad del fluido. Si los pares de sensores están muy por encima de la barrena, se puede aplicar una corrección de la temperatura calculada a la densidad de intervalo estática usando un modelo de la hidráulica apropiado que incluye los efectos de la temperatura y la presión de fricción.

MIF_ISD representa el fluido que sale de la barrena antes de cualquier carga de cortaduras y los efectos de pérdida por fricción anular y por lo tanto se puede usar como entrada para el cálculo de la densidad de intervalo estática del fluido anular esperada descrito en más detalle en la presente posteriormente.

Densidad de intervalo estática y de circulación interna en la tubería de perforación esperada Las técnicas de modelado hidráulico conocidas se pueden utilizar para predecir la densidad del fluido interna como una función de la presión (predicha o medida) y la temperatura internas usando las propiedades de la densidad del lodo superficial como un fluido de base para el modelado. Las propiedades del lodo de superficie se miden típicamente mediante los registradores de lodo pero también se pueden medir por los sensores en la superficie. La contabilización de los efectos de la presión y temperatura resulta en una densidad de intervalo estática del fluido interna esperada EIF ISD. Teniendo en cuenta los efectos de fricción modelados se puede obtener densidad de intervalo estática del fluido interna esperada EIF_ICD. Las densidades de intervalo esperadas también se refieren en la presente como densidades de intervalo modeladas. Las densidades internas esperadas son generalmente iguales a las cantidades medidas MIF ISD y MIF_1CD cuando el modelo hidráulico es correcto. Se puede usar un proceso de minimización para ajustar los parámetros hidráulicos apropiados hasta que se encuentre una correspondencia adecuadamente precisa.

Densidad de intervalo estática del fluido anular esperada Se puede obtener una densidad de intervalo estática del fluido anular esperada (EAF_ISD) mediante la corrección de MIF ISD para los efectos de la presión y temperatura cuando el lodo de entrada fluye hacia arriba por el espacio anular hacia la superficie. El EAFJSD se puede comparar con las diferentes densidades de intervalo medidas para identificar ciertos eventos de perforación indeseables como se describe en más detalle posteriormente en las diferentes aplicaciones de la sección APLICACIONES DE LA DENSIDAD DE INTERVALO de esta descripción. La presión y la temperatura anulares se miden típicamente por los sensores ASM en la WDP. Cuando estas mediciones no están disponibles, y sólo los sensores BHA están presentes, los gradientes de presión y temperatura se pueden asumir entre los sensores BHA y la superficie.

Densidad de intervalo estática en el espacio anular esperada El fluido que sale de la barrena y se bombea hacia el espacio anular es un fluido que tiene propiedades definidas por EAF ISD, que como se describió anteriormente se corrige MIF_ISD para los efectos de la presión y la temperatura sobre la densidad. La carga cortaduras (con QK = ) calculada usando una o más de las Ecuaciones 8-16 se puede adicionar a EAF ISD para obtener una densidad de intervalo estática en el espacio anular esperada EA ISD. Las densidades de intervalo esperadas también se refieren en la presente como densidades de intervalo "modeladas". La EA_ISD representa un fluido hipotético que tiene las propiedades del lodo que se inyecta en el espacio anular en la barrena cargado con las cortaduras perforadas y suspendidas que tienen una cierta densidad de intervalo y se puede expresar matemáticamente, por ejemplo, como sigue a continuación: EA_ISD = CT) lodo · SGentjojo + f comduras ' "^cortaduras „ . , , _ Ecuación 18 ~ /ent lodo ' EAF_ISD + fcorladuras " ^corladuras La diferencia entre EAF ISD y EA_ISD se debe a la carga de cortaduras. Si la diferencia es mínima en el fondo del hoyo, los efectos de la carga y la densidad de las cortaduras calculadas usando las Ecuaciones 8-16 es probablemente correcto. Dada una discrepancia, la densidad de las cortaduras se puede ajustar. Si MA ISD disminuye y cae por debajo de EA_ISD a medida que el lodo fluye hacia arriba por el espacio anular en la sección desviada del hoyo, esto indica que las cortaduras pueden separarse de la suspensión y asentarse en el fondo del hoyo. Además, la entrada o salida de flujo desde el hoyo puede resultar en diferencias entre estos dos parámetros calculados y se puede usar para indicar la pérdida de circulación y las patadas de gas.

Densidad de intervalo de circulación en el espacio anular esperada Tomando el cálculo de EA_ISD y adicionándole las pérdidas de presión por fricción anular resulta en una densidad de intervalo de circulación en el espacio anular esperada EA ICD. Este parámetro es una función de la densidad del lodo de entrada ajustada para la temperatura, la presión, la carga de cortaduras, y las pérdidas de presión por fricción anular y de esta forma es comparable con MA ICD. Las cantidades esperadas y medidas (EA_ICD y MA_ICD) tienden a ser iguales entre sí cuando la densidad de las cortaduras y las pérdidas por fricción se entran correctamente. Cuando estas cantidades no son iguales (o no cerca de ser iguales), esto puede indicar un cambio en la densidad de las cortaduras de la densidad de las cortaduras asumida o un evento de entrada o salida de flujo (un evento Qx ). EA ICD se puede expresar matemáticamente, por ejemplo, como sigue a continuación: EAJCD = /CT, ,odoEAFJSD + /cor,fld_ G8naduras + " J^' ' , Ecuación 19 donde ZTm^ y representan las profundidades verticales verdaderas del pozo en la primera y segunda profundidades n y n + \ , y Pf representa la caída de presión por fricción que actúa sobre el fluido por encima del sensor como se describió anteriormente con respecto a las Ecuaciones 4 y 5.

Parte superior equivalente del nivel del fluido La profundidad medida o vertical verdadera equivalente de la parte superior del nivel del fluido se puede calcular a partir de la densidad de intervalo del lodo en el espacio anular existente entre dos sensores cualquiera de presión que usan el concepto de la carga hidráulica.

Esto se puede referir como la parte superior equivalente del nivel del fluido (ETOFL) y pretende definir la profundidad o nivel superior que un fluido ocuparía si fuera continuo y tuviera las mismas propiedades que el fluido entre las dos presiones medidas. A veces se puede aplicar una contrapresión al estrangulador anular durante las operaciones de perforación con presión controlada (MPD). Con un fluido incompresible en el espacio anular, la presión se puede restar de la presión medida para calcular la ETOFL. Cuando el fluido es compresible, restar simplemente la contrapresión puede no ser adecuadamente preciso de manera que puede ser necesario calcular una contrapresión equivalente en el sensor. Tales cálculos se pueden realizar, por ejemplo, usando modelos hidráulicos.

Las siguientes ecuaciones matemáticas se pueden usar para calcular la ETOFL en presencia de una contrapresión aplicada usando las densidades de intervalo calculadas previamente. En estas ecuaciones, una ETOFL positiva indica que el nivel del fluido calculado está por debajo de la superficie, mientras que una ETOFL negativa indica el nivel del fluido está por encima de la superficie.

Ecuación 20.1 ETOFL = Z WD(n) ' Ecuación 20.2 MAJSD donde la ETOFL representa la parte superior equivalente del nivel del fluido que es esencialmente equivalente a la elevación del fluido en un pozo que incluye un fluido que tiene una densidad estática, P representa la presión medida, Pf representa la pérdida de presión por fricción, BP representa la contrapresión anular en la superficie aplicada, n representa un sensor de presión en cierta profundidad medida, y «+ 1 representa un sensor de presión en cierta profundidad medida más profunda.

Contrapresión anular en la superficie teórica extrapolada En las operaciones MPD puede ser útil calcular una contrapresión anular en la superficie teórica o extrapolada (BP) a partir de las presiones anulares medidas en el fondo del pozo y comparar los valores calculados con la contrapresión anular actual en la superficie (SBP). Las rutinas automatizadas de software se pueden emplear entonces para ajustar la BP actual aplicada a fin de minimizar cualquier diferencia para mantener una presión en el fondo del pozo (BHP) constante.

Las Ecuaciones 20.1 y 20.2 muestran que un incremento en la densidad de intervalo a una BP dada resulta en un incremento en la ETOFL. Este incremento en la densidad de intervalo puede provocar que la contrapresión teórica en las Ecuaciones 20.1 y 20.2 disminuya e incluso vaya a negativo en algunos casos. En un evento que cause un incremento repentino de la presión anular medida por el par inferior de sensores (por ejemplo, debido a una restricción en la sarta de perforación por encima de los sensores), la densidad de intervalo inferior permanece sustancialmente constante, disminuye la ETOFL, y se incrementa la contrapresión anular en la superficie (SPB) calculada. Dado que la BP teórica depende del intervalo a partir del cual se calcula y el impacto que tienen varios eventos en la densidad de intervalo, la interpretación de la BP teórica es dependiente de la aplicación como se describe en más detalle posteriormente con respecto a la Tabla 10. En general la interpretación de la BP teórica se usa en combinación con una densidad de intervalo calculada a fin de obtener la acción apropiada para ajustar la contrapresión anular en la superficie actual.

La contrapresión teórica BP se puede expresar matemáticamente, por ejemplo, como sigue a continuación: Ecuación 21 donde BP representa la contrapresión teórica, Pn y Pn+l representan las presiones medidas en los sensores n y n+ 1 , y ZWDin) y ZTyD(n+]) representan las profundidades verticales verdaderas de los sensores n y n + \ .

Velocidad y aceleración de los cambios de la densidad de intervalo A menudo es deseable conocer la dirección y el grado de cambio en las gravedades específicas de intervalo calculadas con el tiempo a fin de determinar si el sistema tiende hacia la estabilidad o la inestabilidad, y por ejemplo, seguir la entrada de flujo a medida que avanza hacia arriba por el espacio anular. La velocidad de cambio de la densidad de intervalo se puede representar matemáticamente, por ejemplo, como sigue a continuación: VID _mAiD 'D,,) Ecuación 22 donde VID representa la velocidad de cambio de la densidad de intervalo con el tiempo e IDX representa una de las densidades de intervalo descritas anteriormente en el tiempo t.

Una derivada adicional de la velocidad de cambio (es decir, una aceleración) también puede ser útil para determinar la dirección del cambio y la rapidez con que la densidad de intervalo está cambiando con el fin de determinar el tiempo de reacción necesario para la acción correctiva. La aceleración también puede ayudar a distinguir entre patadas de gas frente a las entradas de flujo de agua o petróleo. La aceleración de la densidad de intervalo se puede expresar matemáticamente, por ejemplo, como sigue a continuación: J m d(VID) VIDt2 - VID „ . , „„ AID =— = ' Ecuación 23 dt t2 -t] donde AID representa la velocidad de cambio de la velocidad de la densidad de intervalo con el tiempo (es decir, la velocidad de cambio del cambio de la densidad de intervalo) y VIDX representa una de las velocidades de las densidades de intervalo en el tiempo /.

APLICACIONES DE LA DENSIDAD DE INTERVALO En esta sección se presentan metodologías para interpretar las densidades de intervalo calculadas junto con varias aplicaciones para usar las densidades de intervalo calculadas para determinar, diagnosticar, controlar y/o remediar varios eventos de perforación.

Metodología Interpretativa La Tabla 1 resume las diferentes densidades de intervalo descritas anteriormente en la sección METODOLOGÍAS DE CÁLCULO DE LA DENSIDAD DE INTERVALO y los efectos físicos que se incluyen en cada una. Las ecuaciones matemáticas enumeradas anteriormente se pueden usar para calcular las diferentes densidades de intervalo. Los cálculos se pueden realizar sustancialmente en tiempo real mientras que el pozo se está perforando o con posterioridad a la operación de perforación usando los datos históricos registrados. Las modalidades descritas no se limitan a este respecto. Las densidades de intervalo calculadas así como sus relaciones de profundidad y tiempo se pueden trazar en diversos trazados cruzados u otros visualizadores permitiendo al perforador (o a un programa de software en la computadora) reconocer, diferenciar y tomar el control para mitigar varias situaciones que se debaten más adelante en esta sección. Además, el uso de las densidades de intervalo calculadas no se limita a las operaciones de perforación, sino también puede ser útil en varias operaciones de terminación y producción.

TABLA 1 EIF ICD y EIF ISD son las densidades de intervalo estáticas y de circulación internas modeladas (esperadas) calculadas usando las propiedades del lodo de entrada de la superficie, que incluyen la presión y la temperatura en el fondo del pozo en la sarta de perforación a la profundidad de interés. Las cantidades esperadas se pueden comparar directamente con las densidades de intervalo estáticas y de circulación internas medidas MIF ICD y MIF ISD. MIF_ISD se puede obtener restando una pérdida de presión por fricción interna de la MIF ICD medida o mediante la medición directa. Las pérdidas de presión por fricción se pueden obtener mediante el modelado y/o mediciones. Por ejemplo, MIF ICD se puede medir directamente midiendo MA ISD cuando las bombas de lodo están apagadas (por ejemplo, cuando se adiciona una longitud de tubería de perforación a la sarta de perforación). La diferencia entre las mediciones MIF ICD realizadas mientras hay circulación o no hay circulación (cuando las bombas están encendidas y apagadas) se puede considerar como una medición directa de las pérdidas de presión por fricción interna (AP_Internafr¡c).

La EIF ISD modelada se puede comparar con MIF_ISD (que es MIF_ICD - AP_InternafriC cuando hay circulación y MIF ISD cuando no hay circulación). Un proceso de minimización del error (o un procedimiento manual) se puede usar para ajustar los parámetros del modelo hidráulico que justifican los efectos de la presión y la temperatura sobre el fluido de perforación de manera que EIF ISD es igual a MIF ISD. Un proceso posterior de minimización del error se puede emplear entonces para ajustar los parámetros del modelo hidráulico que justifican las pérdidas de presión por fricción interna de manera que EIF_ICD es igual a MIF_ICD (es decir, de manera que la pérdida de presión por fricción modelada es igual a la pérdida de presión por fricción medida AP_Internafr¡c). Los procesos iterativos de minimización se pueden utilizar para proporcionar resultados precisos. Los procesos de minimización también se pueden repetir a diferentes caudales y los resultados se pueden almacenar en una tabla de consulta para futura referencia.

Los parámetros del modelo hidráulico obtenidos anteriormente para los efectos de la presión y la temperatura sobre las propiedades del lodo de entrada se pueden utilizar igualmente en el ambiente del espacio anular. Las propiedades del fluido anular como una función de la presión y la temperatura anulares se pueden entrar al modelo hidráulico para obtener una densidad de intervalo estática del fluido anular modelada (esperada) EAF_1SD. Este parámetro representa la densidad de intervalo del fluido anular (sin cortaduras ni efectos de fricción) como una función de la presión y la temperatura anulares como una función de la profundidad y el tiempo. La calibración y determinación de los efectos de la fricción anular se puede llevar a cabo de la misma manera que se describió anteriormente para los efectos de fricción interna. Para estas minimizaciones, se calculan EA_ISD, EA_ICD, MA_ISD y MAJCD en lugar de EIFJSD, EIFJCD, MIFJSD y MIFJSD como se describió en el párrafo anterior.

La densidad de intervalo estática anular modelada EA ISD se puede utilizar como las propiedades del lodo de entrada con los efectos de la presión y la temperatura anulares y las cortaduras modeladas incluidos. EA ISD puede ser igual MA ISD cuando la generación y el transporte de las cortaduras en el espacio anular se modelan correctamente y las pérdidas de presión por fricción modeladas que se restan de MA ICD son correctas. Se puede utilizar un proceso de minimización de error para calcular una densidad de las cortaduras usando los valores apropiados para la eficiencia del transporte por fricción, ROP, la porosidad y la densidad del fluido libre de cortaduras que fluye en el espacio anular determinados a partir de la minimización descrita anteriormente para EAF ISD. Los cambios en la densidad de las cortaduras calculada por intervalo pueden indicar que las cortaduras se están separando de la suspensión ya que la densidad de las cortaduras modelada es constante con la profundidad. Un proceso de gestión de las cortaduras puede realizar un seguimiento de la pérdida de cortaduras en el espacio anular e indicar el potencial de eventos de perforación indeseables tales como obturaciones durante la perforación o durante el ensanchamiento o extracción del agujero.

Las modalidades del método descritas pueden utilizar además mediciones del flujo actual hacia y fuera de cada intervalo (por ejemplo, como se describió anteriormente con respecto a la Ecuación 8). Tales mediciones proporcionan una determinación de Qx y de esta forma se pueden usar para diferenciar entre los efectos de entrada o salida de flujo frente a los efectos del modelado incorrecto de las cortaduras tales como la densidad de las cortaduras asumida. Cuando el flujo de entrada no es igual al flujo de salida, las diferencias se pueden atribuir a la cantidad fx SGX en la Ecuación 17 que indica un flujo hacia o fuera del espacio anular en el intervalo en el que se produce la diferencia. En algunas aplicaciones las densidades de intervalo se puede usar entonces para calcular el volumen y la densidad fraccional de un material de entrada (por ejemplo, usando las Ecuaciones 8-17). Este proceso puede ser útil para distinguir entre las patadas de gas y las patadas de agua salada, por ejemplo.

MA_ICD y EA ICD pueden ser iguales cuando los diferentes parámetros debatidos anteriormente se modelan correctamente. Las diferencias entre estas dos cantidades también pueden indicar eventos de perforación indeseables como se debatió anteriormente. Además, los efectos de la fricción modelados pueden depender del diámetro del agujero. Mediante el uso de un calibrador LWD, estos efectos se pueden tener en cuenta de forma adecuada. Sin embargo, con el tiempo la pared del agujero puede experimentar el derrumbamiento o la ampliación, por ejemplo, debido a las prácticas de perforación, la estabilidad de la lutita, u otros efectos geomecánicos. Las diferencias en MA ICD y EA_ICD se pueden usar para detectar y monitorear los cambios en el diámetro del agujero. También se puede usar un proceso de minimización para determinar el tamaño promedio del agujero dentro de cada intervalo como una función del tiempo.

Las pérdidas por fricción anular también dependen de la velocidad de rotación de la tubería de perforación (RPM) y del caudal del fluido. Dado que estos parámetros pueden cambiar con el tiempo, los efectos de la fricción anular también pueden depender del tiempo y puede tenerse en cuenta durante la perforación.

Efectos de la presión y la temperatura sobre las densidades de los fluidos El fluido o lodo que se bombea hacia el pozo durante la perforación se puede afectar por los cambios en la presión y la temperatura a los que se somete a medida que viaja por la tubería de perforación y de regreso hacia arriba por el espacio anular. Por ejemplo, los cambios en la presión y la temperatura provocan los correspondientes cambios en la densidad del fluido. Estos cambios se pueden medir usando las mediciones ASM mencionadas anteriormente y pueden permitir que la relación entre la densidad del fluido y la presión y la temperatura se pueda cuantifícar y/o modelar lo que a su vez permite que se determinen otros efectos tales como la carga de las cortaduras y la fricción.

Las presiones, temperaturas, y densidades de intervalo calculadas y los gradientes de temperatura ASM internos se pueden usar con un modelo hidráulico para calibrar los parámetros del modelo. El modelo hidráulico se puede usar entonces para predecir los efectos en cualquier otro punto en el sistema como una función de la profundidad y el tiempo. Las mediciones anulares se pueden usar de la misma manera bajo condiciones de no-perforación (es decir, cuando no hay cortaduras en el fluido anular). Cuando los parámetros del modelo hidráulico están bien definidos y son predecibles para un fluido de perforación en particular, y en los casos donde lo mismo la temperatura medida como la presión medida no está disponible, el modelo hidráulico se puede usar para predecir las mediciones faltantes.

La Fig. 4 representa la densidad del lodo con base de petróleo (OBM) modelada como una función de la presión y temperatura. Como se indica en 402 y 404, la densidad del lodo aumenta con la disminución de la temperatura 402 y el aumento de la presión 404. Bajo condiciones de circulación en las que la temperatura del OBM permanece relativamente constante (es decir, no aumenta significativamente con la profundidad), la densidad del OBM aumenta con la profundidad (y por lo tanto la presión) como se indica en 406. Bajo condiciones de no circulación en las que la temperatura del OBM aumenta significativamente con la profundidad, el efecto de la temperatura puede sobrepasar el efecto de la presión (es decir, la densidad del fluido puede disminuir al aumentar la profundidad como se indica en 408).

La Fig. 5 representa un ejemplo de un registro que incluye las densidades de intervalo calculadas obtenidas durante una ASM durante la operación de perforación. La Tabla 2 resume las localizaciones relativas de las mediciones de presión anular cuando la barrena se localizó en una profundidad medida de 17,000 pies. La medición más baja de presión anular se realizó en una herramienta Schlumberger arcVISION® desplegada en el BHA. Esta medición de presión se etiqueta "APRS" en la banda 2 (en 502). La sarta de perforación incluye además el primer y segundo sensores de presión anular ASM etiquetados "1231 " y "1244" en la pista 2. El sensor 1244 se localizó a unos 1259 pies (en la profundidad medida) y 787 pies (en la profundidad vertical verdadera) por encima de la medición de presión anular BHA. El sensor 1231 se localizó a unos 5777 pies (en la profundidad medida) y 5603 pies (en la profundidad vertical verdadera) por encima del sensor 1244. Una medición de superficie SPPA se localizó a unos 9934 pies por encima del sensor 1231.

TABLA 2 La Tabla 3 resume los parámetros representados en la Fig. 5. Muchos de estos parámetros se describieron anteriormente en la sección METODOLOGÍAS DE CÁLCULO DE LA DENSIDAD DE INTERVALO y se describen adicionalmente en detalle posteriormente con respecto al presente ejemplo.

TABLA 3 Con referencia continuada a la Fig. 5, la banda 7 (representada en 504) incluye las densidades y las densidades de intervalo calculadas entre los sensores de presión mencionados anteriormente en el BHA y la sarta de perforación. La densidad del lodo anular se calcula para cada sensor individual y se etiqueta MA_EC (densidad de circulación equivalente anular medida). MA ED 001 se corresponde con la densidad equivalente para la medición de presión APRS, MA_ED_003 se corresponde con la medición de presión 1244, y MA_ED_009 se corresponde con la medición de presión 1231. Estos parámetros tienden a ser insensibles a heterogeneidades en la densidad local del lodo como se ilustra en este ejemplo por el hecho de que los valores en cada sensor son sustancialmente idénticos y se superponen entre sí en el trazado. Aunque no se representa en la Fig. 5, la densidad equivalente calculada para cada uno de los sensores tiene un valor aproximadamente igual a la densidad del OBM base (alrededor de 7.9 ppg o 0.95 g/cm3). Cuando las bombas se apagan en la conexión simulada (desde las 14:35 hasta las 15:05 en la banda 1), estas densidades caen como se esperaba debido a la ausencia de las pérdidas por fricción anular.

Las densidades de intervalo calculadas se muestran también en la banda 4 (506) y se etiquetan como MA_IED_003_001 (la densidad de intervalo entre los sensores APRS y 1244), MA_IED_003_009 (la densidad intervalo entre los sensores 1244 y 1231), y MA_IED_999_009 (la densidad de intervalo entre el sensor ASM 1244 y el sensor de presión anular de la superficie). Cuando las bombas se apagan en la conexión, las densidades de intervalo caen debido a la eliminación de las pérdidas por fricción anular. Las densidades de intervalo son esencialmente las cantidades mencionadas anteriormente MA_ICD cuando hay circulación y MA_1SD cuando no hay circulación. En este ejemplo en particular, las densidades de intervalo también representan estrechamente la EAF ISD ya que la velocidad de penetración (ROP) fue baja y hubo largos períodos de circulación entre los eventos de perforación, lo que implica que había pocas o ninguna cortadura suspendida en el fluido anular.

La densidad de intervalo superior (MA_IED_999_009) es aproximadamente igual a las densidades equivalentes calculadas mostradas en la banda 3 (a 8 ppg). Como se representa en la banda 4, las densidades de intervalo disminuyen significativamente con el aumento de la profundidad, con MA_IED_003_009 siendo aproximadamente igual a 7.6 ppg y MA_IED_003_001 siendo aproximadamente igual a 7.3 ppg. La disminución de las densidades de intervalo se debe probablemente al aumento de las temperaturas más abajo en el hoyo. En ausencia de tales efectos de la temperatura, se podría esperar que la densidad de un fluido compresible, como un OBM se incremente al aumentar la profundidad. Sin embargo, como se muestra en la Fig. 4, el aumento de la temperatura del fluido de perforación al aumentar la profundidad puede resultar en una disminución de la densidad. Esto se puede observar directamente usando las densidades de intervalo descritas en la presente (como se representa en la Fig. 5).

Con referencia aún más a la Fig. 5, las bandas 5 y 6 (que se muestra en 508 y 510) representan la parte superior equivalente del fluido (ETOFL) y la contrapresión calculada. En la banda 5, la parte superior de los niveles del fluido se etiquetan MA_TOM_003 001 (el intervalo entre los sensores APRS y 1244), MA_TOM_003_009 (el intervalo entre los sensores 1244 y 1231), y MA_TOM_009_001 (el intervalo entre los sensores APRS y 1231). En la banda 6, las contrapresiones se etiquetan MA_BP_003_001 (el intervalo entre los sensores APRS y 1244) y MA_BP_003_009 (el intervalo entre los sensores 1244 y 1231). Como se representa, las contrapresiones calculadas tienen valores positivos. La presión anular del estrangulador se puede establecer en un valor igual al valor calculado para el par más inferior de sensores (MA_BP_003_001 ) en la banda 6 a fin de mantener una presión anular constante en el fondo del pozo cuando se perfora una ventana estrecha de peso de lodo. Tras la reanudación de la circulación, el sensor inferior (APWD) mide la presión total por fricción anular por encima del sensor (además de la presión estática), mientras que los sensores localizados en la boca del pozo miden las pérdidas por fricción decrecientes. Las densidades de intervalo resultantes son de por lo tanto mayores que las densidades estáticas de intervalo correspondientes.

En las operaciones de perforación de pozos, la temperatura del hoyo comúnmente se incrementa al aumentar la profundidad. Bajo condiciones de circulación (y perforación), la temperatura del fluido de perforación generalmente no es una fuerte función de la profundidad (debido a la mezcla del fluido y el transporte de retorno hacia la superficie). Cuando se detiene la circulación, la temperatura típicamente se incrementa con el tiempo y cualquier profundidad en particular hasta que se alcanza una temperatura de régimen estacionario. Como resultado, la densidad del fluido de perforación también se puede esperar que disminuya con el tiempo después que cese la circulación. Estos cambios en la densidad dependientes del tiempo también se pueden observar usando las densidades de intervalo mencionadas anteriormente.

Las mediciones de presión y temperatura ASM y sus relaciones con la densidad del fluido se pueden utilizar además en los modelos hidráulicos convencionales de refinación y/o calibración. Por ejemplo, las mediciones se pueden utilizar para determinar los coeficientes en las ecuaciones API-13D convencionales: Pbase = («i + b\p + c\pl) + («2 + p + c2 2)T Ecuación 24 / ™ = («3 + + c3P2 ) + («4 +b4P + c P2 )T Ecuación 25 donde pbase representa la densidad del OBM de perforación base, Psa¡muera representa la densidad de la salmuera, P representa la presión, T representa la temperatura, y a, b, y c representan los coeficientes de ajuste. La Tabla 4 incluye los valores "del libro" de muestra de varias soluciones convencionales de petróleo y/o salmuera así como las estadísticas de ajuste y el rango de validez.

TABLA 4 Puede ser ventajoso en ciertas aplicaciones ajustar estos valores del "libro" de acuerdo con condiciones in-situ. Dado que se conoce la razón entre el petróleo y el agua (la misma se controla comúnmente en la superficie), las Ecuaciones 24 y 25 se pueden combinar en una sola ecuación que tiene seis coeficientes, por ejemplo como sigue a continuación: Pu* = ('. + j P + ktP2) + (i2 + j2P + k2P2)T Ecuación 26 donde plodo representa la densidad del fluido de perforación (la combinación de la base y la salmuera) e , j, k representan los coeficientes. Esta densidad se puede medir in-situ, por ejemplo, usando los cálculos de las densidades de intervalo mencionadas anteriormente donde los valores de presión y temperatura representan un valor promedio para el intervalo.

Una sarta de perforación que incluye seis sensores de presión y temperatura ASM, por ejemplo, puede permitir que se calculen los seis coeficientes. Por ejemplo, se pueden calcular seis densidades de intervalo usando las seis mediciones de presión y temperatura correspondientes para obtener seis ecuaciones que tienen seis incógnitas (los seis coeficientes). Los valores de los coeficientes se pueden determinar entonces usando algoritmos convencionales de búsqueda de la raíz. Se comprenderá que se puede reducir el número necesario de intervalos, por ejemplo, mediante el uso de técnicas de minimización o usando las densidades de intervalo calculadas en múltiples tiempos (o múltiples profundidades) siempre que la presión y temperatura sean suficientemente diferentes.

Alternativamente, las Ecuaciones 24 y 25 se pueden combinar en una sola ecuación que tiene doce coeficientes, por ejemplo como sigue a continuación: plodo = MIF _ ISD = Vbase " base + Vsalmuera ' Psa,muera ; Ecuación 27 ^mezcla MIF_ISD = Vbase [(ai +blP + ciP2) + (a2 + b2P + c2P2 )Tl + r n Ecuación 28 (1 - Vbase )[(<¾ + b3P + c,P2) + (a4 + b,P + c<P2 )T donde Vbase y ?8?p???? representan las fracciones volumétricas de la base y la salmuera. Los coeficientes en las Ecuaciones 27 y 28 se pueden obtener haciendo 12 mediciones independientes de densidades de intervalo, por ejemplo, en dos localizaciones distintas usando la sarta de perforación descrita anteriormente que tiene seis sensores de presión y temperatura ASM.

En otra modalidad alternativa, se pueden asumir los valores de los coeficientes de la salmuera ( <¾, b} , c3 y a4 , b4, c4 en las Ecuaciones 25 y 28) y se pueden evaluar los seis coeficientes de la base, por ejemplo, usando al menos seis mediciones independientes de densidades de intervalo.

En las modalidades anteriores, se puede determinar los coeficientes usando tanto las mediciones de la densidad de intervalo interna o las mediciones de la densidad de intervalo anular. Las mediciones de la densidad de intervalo interna se puede preferir debido a la ausencia de cortaduras en el interior de la sarta de perforación, sin embargo, las mediciones anulares también se pueden utilizar cuando se tienen en cuenta las cortaduras para el uso de una o más de las técnicas mencionadas anteriormente.

Eficiencia del transporte de cortaduras y caracterización de la formación Las mediciones de presión y temperatura ASM se pueden utilizar para detectar cambios en la densidad de las cortaduras y eficiencias del transporte y de esta forma se puede utilizar además en la caracterización de la litología de la formación que se está perforando. Como se describió anteriormente con respecto a las Ecuaciones 8-17, las mediciones de presión ASM se pueden usar para determinar las densidades de los constituyentes de varios materiales en el fluido de perforación. En operaciones en las que no hay entrada o salida de flujo anular (es decir, cuando Qx y fx son aproximadamente iguales a cero), la densidad de las cortaduras se pueden determinar fácilmente usando EA ISD y MA ISD.

Las Figs. 6, 7, y 8 representan un ejemplo hipotético de una operación de perforación de pozos en el que se encuentra un cambio en la litología de la formación que resulta en una reducción en la densidad de las cortaduras. En cada una de las Figs. 6, 7 y 8, la banda 2 (mostrada en 604) representa esquemáticamente la litología que se está perforando, por ejemplo, como se determinó mediante una densidad de las cortaduras calculada y un torque adimensional. La tubería de perforación y la barrena se muestran en 622 y 624, mientras que el contorno del hoyo se muestra en 626. Las cortaduras se representan además en 628 como transportándose hacia la superficie en el fluido de perforación que se mueve hacia arriba a través del espacio anular. La sarta de perforación representada incluye cuatro sensores de presión y temperatura a lo largo de la sarta 630A, 630B, 630C, y 630D y un sensor en la superficie 632. Se entenderá que las modalidades descritas no se limitan a ningún número particular de sensores ASM.

La banda 1 representa (en 602) a MIF ISD y EIF ISD, el primero de los mismos se calcula a partir de MIF ICD restando los efectos de fricción de la tubería de perforación internos modelados y/o medidos en el lodo que fluye. EIF_ISD representa las propiedades de la densidad del lodo de entrada corregidas para las presiones y temperaturas de la tubería de perforación internas modeladas y/o medidas usando un programa adecuado de modelado hidráulico. Los parámetros del modelado hidráulico necesarios para los efectos de presión y de la temperatura se pueden determinar mediante la correspondencia de EIF_ISD a MIF_ISD sobre los intervalos donde los cálculos de MIF_ISD están disponibles.

La banda 3 incluye (en 606) las densidades de intervalo anulares calculadas, EAF_ISD, MAJSD, EAJSD, MAJCD y EA ICD. EAF ISD representa la densidad del lodo de entrada libre de cortaduras que fluye hacia arriba a través del espacio anular corregida para las presiones y temperaturas en el espacio anular medidas usando los mismos parámetros del modelado hidráulicos determinados para el lodo interno. La carga de cortaduras modelada se adiciona a EAF_ISD para obtener EA_ISD. La densidad de intervalo estática medida MA_ISD es igual a la densidad de intervalo de circulación medida MA ICD menos las pérdidas por fricción anular cuando el volumen de las cortaduras, la densidad, y los parámetros de transporte y de flujo de fricción se modelan correctamente. Se puede utilizar un programa de minimización en el modelado como se describió anteriormente para lograr esto como se describió anteriormente.

La banda 4 representa (en 608) la densidad de las cortaduras calculada. Se muestran otros parámetros en las bandas 5-8 y se debaten en más detalle posteriormente con respecto a otros ejemplos. Se entenderá en las Figs. 6, 7, y 8 que cuando dos parámetros (por ejemplo, representados por las curvas de trazos y sólida) son iguales entre sí, los mismos se muestran con una ligera separación (aproximadamente un ancho de curva) con el fin de hacer visibles las dos curvas. Tal representación es meramente a conveniencia y no pretende ser limitante. Los diferenciales de tiempo de las densidades de intervalo estáticas y de circulación medidos MA ISD y MA_ICD se muestran en la banda 5 en 610. La parte superior equivalente del fluido ETOFL para el fluido estático y en circulación se muestran en la banda 6 en 612. La contrapresión anular calculada BP para el fluido estático y en circulación se muestran en la banda 7 en 614 y las presiones estáticas y en circulación del espacio anular medidas P se muestran en la banda 8 y 616.

La Fig. 6 representa la operación de perforación hipotética en el tiempo t, = 0 . Como se muestra en la banda 3 (en 606), las densidades estáticas y en circulación en el espacio anular medidas y esperadas son iguales entre sí (es decir, MA_ISD es aproximadamente igual a EA_ISD y MA ICD es aproximadamente igual a EA ICD). La densidad de las cortaduras calculadas mostrada en la banda 4 es constante con la profundidad indicando que el tiempo requerido para que las cortaduras alcancen la superficie es menor que el tiempo necesario para perforar la capa actual de la formación. La fracción de volumen de las cortaduras cortaduras disminuye hacia la parte superior del hoyo (como se muestra esquemáticamente en la banda 2) y se puede deber, por ejemplo, a la velocidad de penetración, la porosidad de la formación, y/o los efectos del transporte de las cortaduras como una función del tiempo. Estas variables se pueden tener en cuenta para el proceso de minimización. La cantidad cortaduras también se puede mostrar en el registro si se desea.

La Fig. 7 representa la operación de perforación hipotética mostrada en la Fig. 6 en el tiempo t2 = tl + At e incluye las mismas bandas que las descritas anteriormente. Como se representa en la banda 2, la barrena ha penetrado una nueva formación que tiene una densidad más baja, lo que resulta en que las cortaduras 629 tengan una densidad menor que las cortaduras generadas previamente 628. Como un resultado directo de la reducción de la densidad de las cortaduras, MA ISD cae por debajo de EA ISD y MA ICD cae por debajo de EA ICD en el intervalo más inferior (como se representa en 702 y 704 en la banda 3).

Se entenderá que un cambio en la densidad de las cortaduras se puede identificar por signaturas distintas a las debatidas anteriormente con respecto a la Fig. 7. Las Tablas 5A y 5B enumeran las signaturas esperadas que resultan de dicho cambio en la densidad de las cortaduras en el espacio anular (típicamente como resultado de la perforación de una nueva formación antes de que el proceso de minimización haya calculado un nuevo valor de la densidad de las cortaduras). La Tabla 5A enumera las signaturas esperadas cuando se perfora una formación que tiene una densidad más baja mientras la Tabla 5B enumera las signaturas esperadas cuando se perfora una formación que tiene una densidad más alta.

TABLA 5A La Fig. 8 representa la operación de perforación hipotética mostrada en la Fig. 6 en el tiempo t3 = t2 + At e incluye las mismas bandas que las descritas anteriormente. Cuando Qx = 0 se puede usar un programa de minimización para determinar directamente la densidad de las cortaduras. Esta nueva densidad de las cortaduras se representa en la banda 4 en 802 e indica una disminución en la densidad de las cortaduras como se esperaba. La nueva densidad de las cortaduras también se puede utilizar para calcular las nuevas densidades de intervalo estáticas y de circulación esperadas EA_ICD y EA ISD, que son aproximadamente iguales a las densidades de intervalos medidas correspondientes MA ICD y MA_ISD como se muestra en la banda 3 en 804 y 806.

La densidad de las cortaduras SG8ní¡d¡¡í¡¡s se puede usar, por ejemplo, para identificar la litología de la formación que se está perforando (por ejemplo, arenisca, caliza, dolomita, lutita, alquitrán, sal, etc.) Por ejemplo, la arenisca de cuarzo tiene una densidad de aproximadamente 2.65, la caliza de carbonato de calcio tiene una densidad de aproximadamente 2.71, la dolomita de carbonato de calcio magnesio tiene una densidad de aproximadamente SG de 2.85, las formaciones de lutita de minerales mixtos tienen una densidad promedio en el rango de aproximadamente 2.6 hasta aproximadamente 2.7, las sales de halita tienen una densidad de aproximadamente 2.17, las capas de alquitrán tienen una densidad en el rango de aproximadamente 0.8 hasta aproximadamente 1.1, y anhidrita tiene una densidad de aproximadamente 2.97. El conocimiento de la velocidad de las cortaduras (o velocidades) con el tiempo, permite que se asignen las profundidades de las cortaduras, que a su vez pueden permitir la construcción de un registro de la litología (por ejemplo, como se representa en la banda 2). En el ejemplo representado en las Figs. 6-8, la densidad de las cortaduras en el intervalo que se está perforando es menor que la del intervalo anterior lo que además ayuda en la identificación de la litología de la formación.

Los expertos en la materia apreciarán fácilmente que la densidad de masa de la formación es un parámetro de la petrofísica ampliamente usado. Este parámetro se usa comúnmente para aplicaciones que van desde los cálculos del estrato de roca que se encuentra por encima del estrato de interés, el modelado geomecánico, sismogramas sintéticos, y la determinación de la porosidad de la formación. La densidad de masa de la formación es generalmente una función de la litología (o contenido mineral de la formación) y el tipo de fluido y el volumen en la formación. En las operaciones de perforación en las que el proceso de perforación destruye la porosidad de la formación, la densidad de las cortaduras calculada se puede usar como la densidad mineral (densidad de la matriz de formación) para calcular la porosidad a partir de la medición geofísica de la densidad de masa en el agujero.

Identificación de las capas de alquitrán Las zonas de alquitrán (también referidas en la materia como capas de alquitrán) son una amenaza común en las operaciones de perforación y en ocasiones puede representar un grave riesgo para una operación de perforación. Dado que el alquitrán es difícil de identificar en los mapas sísmicos, la prevención puede ser un reto y, a menudo se basa principalmente en la experiencia local. Por otra parte las tecnologías comúnmente utilizadas de registro de datos durante la perforación (LWD), tales como rayos gamma y las mediciones del registro de la resistividad, no siempre son capaces de identificar las zonas de alquitrán. Como tal un operador de perforación a veces no se da cuenta de que se ha interceptado una zona de alquitrán hasta que el espacio anular está lleno de alquitrán. Esto puede resultar en una situación de obturación y un BHA adherido. Las mediciones de presión y temperatura ASM y las densidades de intervalo descritas en la presente se pueden utilizar para identificar rápidamente y mitigar las zonas de alquitrán interceptadas.

Las densidades de intervalo descritas se pueden utilizar para identificar el alquitrán en el espacio anular mediante el cálculo de la densidad de intervalo de las cortaduras como se describió anteriormente con respecto a las Figs. 6-8 y las Tablas 5A y 5B. La presencia de alquitrán en el espacio anular se puede identificar por una disminución en la densidad de intervalo más baja. Esta disminución se puede modelar como una disminución correspondiente en la densidad de las cortaduras calculada. Las capas de alquitrán tienden a provocar una disminución significativa en la densidad de intervalo por al menos dos razones. En primer lugar, la densidad del alquitrán es significativamente menor que la de las formaciones rocosas comúnmente perforadas (por ejemplo, en un rango desde aproximadamente 0.8 hasta aproximadamente 1.1 en comparación con un rango desde aproximadamente 2 hasta aproximadamente 3 para la roca perforada como se describió anteriormente). En segundo lugar, las capas de alquitrán incluyen generalmente una fracción de volumen de alquitrán elevada (muchas capas de alquitrán son capas no porosas que se componen de casi el 100% de alquitrán) de manera que la fracción de volumen de alquitrán en el intervalo anular local es también elevada.

La identificación temprana de las capas de alquitranes permite que el operador de perforación mitigue la entrada de alquitrán en el hoyo. Tal mitigación puede incluir cualquier número de técnicas, por ejemplo, que incluyen, usar una presión controlada para elevar artificialmente la presión de restricción o contrapresión en el espacio anular para mantener el alquitrán adicional del desprendimiento en el agujero, mover la tubería hacia arriba por encima del punto de la capa de alquitrán sin circulación, introducir entonces un lodo de peso más pesado en el agujero (llamado ubicar una pildora), seguir de lado alrededor del alquitrán, tratar el alquitrán con diferentes aditivos químicos, y aislar el alquitrán mediante el uso de diferentes tipos de revestimiento. Las modalidades descritas, por supuesto, no se limitan a ninguna acción de mitigación en particular.

Derrumbamiento del agujero Debido a las diferentes prácticas geomecánicas y/o de perforación el agujero se puede llegar a ampliar con el tiempo durante una operación de perforación. Tal ampliación del agujero puede ser perjudicial por varias razones. Por ejemplo, un agujero ampliado puede reducir la velocidad de las cortaduras que se mueven hacia arriba a través del espacio anular aumentando de esta forma la posibilidad de que las cortaduras se separen de la suspensión y obturen el agujero. Los agujeros ampliados también requieren mayores volúmenes de cemento durante las operaciones de revestimiento.

Las Figs. 6, 9 y 10 representan un ejemplo hipotético de otra operación de perforación de pozos en el que una porción del agujero se puede llegar a ampliar durante la operación de perforación (las Figs. 9 y 10 representan la ampliación). Este ejemplo usa nuevamente la Fig. 6 para representar la operación de perforación hipotética en el tiempo tx = 0. Como se describió anteriormente, las densidades de intervalo medidas y esperadas son sustancialmente iguales entre sí a lo largo de la longitud del hoyo (es decir, MA ISD = EA_ISD y MA ICD = EA_ICD como se muestra en la banda 3) lo que indica que el volumen de las cortaduras, la densidad de las cortaduras, el transporte de las cortaduras y el volumen fraccional, y los efectos de la fricción anular se han modelado adecuadamente.

La Fig. 9 representa la operación de perforación hipotética en el tiempo t2 = t, + At e incluye las mismas bandas descritas anteriormente con respecto a la Fig. 6. Una zona de derrumbamiento que tiene un diámetro incrementado se representa en 902 en la banda 2. En la banda 3 en 904, MA_ICD ha disminuido y es menor que EA ICD en el intervalo de derrumbe, sin embargo, MA_ISD permanece sustancialmente constante y es aproximadamente igual a EA ISD como se muestra en 906. El agujero ampliado provoca que las presiones de fricción anular disminuyan en el intervalo de derrumbamiento reduciendo de esta forma las densidades de intervalo de circulación medidas, pero no las densidades de intervalo esperadas que se calculan usando un modelo que hace uso de las mediciones del calibrador LWD o el tamaño de la barrena cuando se perforó el intervalo. Las densidades de intervalo estáticas medidas y esperadas permanecen sustancialmente iguales ya que el derrumbamiento está a una profundidad constante y debido a que las cortaduras no se separan de la suspensión en este ejemplo. MA_ISDmf que se calcula restando una fricción anular modelada de MA_ICD también disminuye en el intervalo de derrumbamiento como se muestra en 908. En la banda 5 en 910, la derivada de MA_ICD es negativa lo que indica una caída en MA_ICD con el tiempo a medida que el agujero se derrumba (se amplía).

La Fig. 10 representa la operación de perforación hipotética en el tiempo /3 = í2 + At . Se ha instruido un proceso de minimización para calcular un nuevo diámetro del agujero de manera que las presiones de fricción del espacio anular esperadas se reducen y se corresponden con la densidad de intervalo de circulación medida. Como se representa en la banda 3 en 1002, MA_ICD y EA ICD son ahora sustancialmente iguales en el intervalo de derrumbamiento (como un resultado del proceso de minimización que creando un mayor diámetro del agujero). Este nuevo diámetro se puede almacenar como una función del tiempo para el trazado y análisis contra las prácticas de perforación y determinaciones de la fortaleza de la formación dependientes de parámetros y del tiempo para mejorar aún más la comprensión de la fortaleza de la formación y para reconocer y prevenir la práctica de prácticas de perforación perjudiciales en el futuro. Además, el diámetro calculado del agujero al final del proceso de perforación se puede usar para calcular el volumen de cemento que se necesita en la operación de revestimiento posterior a la perforación.

Se entenderá que un cambio en el diámetro del agujero (por ejemplo, provocado por un derrumbamiento) puede provocar cambios correspondientes en algunos de los parámetros descritos distintos de los descritos anteriormente con respecto a las Figs. 9- 10. La Tabla 6 enumera los cambios esperados provocados por un derrumbamiento o ampliación del agujero.

TABLA 6 Obturación del agujero Tal como se usa en la materia, una obturación describe una situación en la que se ha reducido el diámetro del agujero creando un "estrangulador" al fluido que fluye hacia arriba por el espacio anular. Tal reducción se puede provocar, por ejemplo, por un gran volumen de cortaduras que se han separado de la suspensión en el espacio anular o se han desprendido de la pared del agujero hacia dentro del espacio anular. Con una velocidad del fluido anular insuficiente, viscosidad del lodo, o en un agujero muy inclinado, las cortaduras se pueden acumular en cierta profundidad en el pozo y provocar una restricción (la obturación). Dependiendo de la severidad de la obturación, la presión puede aumentar a niveles indeseables más abajo en el pozo y puede incluso provocar que las formaciones se fracturen si no se ejecutan acciones correctoras de una manera oportuna. La obturación también puede resultar en la pérdida de circulación que a su vez puede provocar una pérdida de carga hidrostática y una posible entrada de flujo o incluso una patada desde una formación permeable. Una obturación severa puede incluso también resultar en un BHA adherido si se permite que suficientes cortaduras se acumulen alrededor de la sarta de perforación.

Las Figs. 1 1, 12 y 13 representan un ejemplo hipotético de una operación de perforación de pozos en el que las cortaduras del agujero se separan de la suspensión y forman una obturación. La banda 2 de la Fig. 1 1 incluye una ampliación en 1 102 como se describió anteriormente con respecto a las Figs. 9 y 10. En las Figs. 12 y 13 se representan una obturación justo debajo de la ampliación en 1202. Las Figs. 1 1 -13 muestran las mismas bandas que las descritas anteriormente en las Figs. 6-8. En este ejemplo, la Fig. 1 1 representa la operación de perforación hipotética en el tiempo /, = 0 (después de la formación del derrumbamiento). Se comprenderá que las modalidades descritas no se limitan por la representación de un derrumbamiento. En la banda 3 de la Fig. 1 1 , las densidades de intervalo medidas y esperadas son sustancialmente iguales entre sí a lo largo de la longitud del hoyo (es decir, MA ISD = EA ISD y MA ICD = EA_ICD) lo que indica que el volumen de las cortaduras, la densidad de las cortaduras, el transporte de las cortaduras y el volumen fraccional, y los efectos de la fricción anular se han modelado apropiadamente.

La obturación se representa esquemáticamente en la banda 3 (en 1202) en las Figs. 12 y 13. La restricción provoca que las presiones de circulación anulares más abajo en el pozo se incrementen como se muestra en 1204 en la banda 8 de la Fig. 12. La presión de circulación por encima de la restricción también puede disminuir ligeramente como se representa en 1206 si el caudal se reduce significativamente por encima de la obturación. Las mediciones convencionales de la presión anular se pueden usar por sí mismas a veces para identificar la obturación mediante el monitoreo de los cambios de la presión anular con el tiempo y la profundidad. Las densidades de intervalo descritas también se pueden utilizar para identificar una obturación y tienden a proporcionar una signatura más definitiva. Por ejemplo, como se representa en la Fig. 12, las densidades de intervalo que abarcan toda la obturación tienden a incrementarse mientras que las densidades de intervalo por encima y por debajo de este tramo tienden a permanecer sin cambios. Dentro del tramo de la obturación, las densidades de intervalo medidas MA_ISDmf y MA_1CD aumentan significativamente sobre las correspondientes densidades de intervalo esperadas (modeladas) EA ISD y EA_ICD como se representa en 1208 y 1210. Cuando se apagan las bombas y se mide la densidad estática real, también se observa que MA_ISDmf es mayor que la densidad de intervalo estática medida MA_ISD. Además, MA_ISD puede ser aproximadamente igual a (o posiblemente ligeramente mayor que) EA ISD como se muestra en 1212 dependiendo de la masa de las cortaduras acumuladas. También se observa que Qx es aproximadamente igual a cero como se indica en 1214 en la Fig. 12. Estas signaturas observadas tienden a ser únicamente atribuibles a las obturaciones (u otras restricciones anulares) con la característica añadida de que las diferencias de las densidades de intervalo mencionadas anteriormente permanecen a una profundidad fija (ya que la obturación en sí permanece a una profundidad fija).

La Fig. 13 es similar a la Fig. 12, pero representa una metodología alternativa para calcular las densidades de intervalo. En particular, cada uno de los intervalos usados en la Fig. 13 se extiende desde la profundidad del sensor ASM hasta la superficie (en lugar del intervalo entre los sensores adyacentes como se representa en la Fig. 12). En la Fig. 13, cada una de las densidades de intervalo de circulación medidas por debajo de la obturación es mayor que la densidad de intervalo de circulación esperada correspondiente como se representa en 1302 y 1304. Las ETOFL y BP calculadas son iguales a cero por definición cuando se usa esta técnica de cálculo como se muestra en las bandas 6 y 7. En la metodología mostrada en la Fig. 13, las densidades de intervalo aumentan desde la localización de la obturación hasta la barrena. Esto puede ventajosamente hacer que el impacto visual del evento sea más notable en ciertas configuraciones de visualización y además puede permitir que se estime la localización axial de la obturación.

Se entenderá que el desarrollo de una obturación o una restricción puede provocar cambios correspondientes en algunos de los parámetros descritos distintos de los descritos anteriormente con respecto a las Figs. 12 y 13. La Tabla 7 enumera los cambios esperados provocados por una obturación o restricción anular.

TABLA 7 La identificación de la obturación mediante la observación de las presiones anulares y las densidades de intervalo se puede automatizar de manera que la signatura mostrada en la Fig. 12 (por ejemplo, MAJSD > EAJSD y MA ICD > EAJCD con las diferencias no cambiando con el tiempo) activen una alarma que alerta al operador de perforación. La rutina de automatización puede reducir además la velocidad de circulación para reducir el aumento de la presión debajo de la obturación. El operador de perforación puede entonces iniciar una secuencia de etapas destinadas a romper o dislocar la obturación (por ejemplo, operando la sarta de perforación hacia arriba y abajo en el hoyo mientras se rota). Se comprenderá que las modalidades descritas no se limitan en estos aspectos.

Entrada de flujo en el espacio anular del agujero Como se conoce por los expertos en la materia, los fluidos de la formación tienden a fluir hacia dentro del hoyo durante la perforación cuando la formación tiene una presión de los poros mayor que la presión del lodo en la profundidad de la formación. Tales eventos de entrada de flujo pueden ocurrir más arriba en el agujero si se permite que la columna de lodo caiga por debajo de la superficie, por ejemplo, cuando se saca la tubería de perforación del agujero. Los eventos de limpieza también pueden contribuir a una entrada de flujo. Los fluidos de la formación, tales como gas, petróleo, o agua innata, generalmente exhiben una densidad menor que el lodo de perforación. Cualquier entrada de flujo tiende por lo tanto a reducir aún más la carga hidrostática, permitiendo que la velocidad de la entrada de flujo aumente hasta que el hoyo ya no se pueda controlar. Por consiguiente la mitigación oportuna requiere el reconocimiento temprano del evento de entrada de flujo. Las mediciones de presión y temperatura ASM y las densidades de intervalo descritas se pueden usar para identificar los eventos de entrada de flujo poco después de que comiencen.

Las Figs. 14, 15, 16 y 17 representan un ejemplo hipotético de una operación de perforación que incluye un evento de entrada del fluido de la formación (también referido como una patada). La banda 2 de la Fig. 14 representa la barrena penetrando una nueva formación 1402. En las Figs. 15-17 la entrada del fluido de la formación se representa en 1502 en la banda 2. Las Figs. 14-17 muestran las mismas bandas que las descritas anteriormente en las Figs. 6-8. En este ejemplo, la Fig. 14 representa la operación de perforación hipotética en el tiempo /, = 0 (después de penetrar la formación 1402 pero antes del evento entrada del fluido mostrado en las Figs. 15-17). Se comprenderá que las modalidades descritas no se limitan por la representación de la entrada del fluido procedente del fondo del pozo. La entrada de flujo se puede producir sustancialmente en cualquier lugar a lo largo de la longitud del agujero como se conoce por los expertos en la materia. En la banda 3 de la Fig. 14, las densidades de intervalo medidas y esperadas son sustancialmente iguales entre sí a lo largo de la longitud del hoyo (es decir, MA ISD = EA ISD y MAJCD = EAJCD) lo que indica que el volumen de las cortaduras, la densidad de las cortaduras, el transporte de las cortaduras y el volumen fraccional, y los efectos de la fricción anular se han modelado adecuadamente. Además, como se muestra en 1404, Qx es aproximadamente igual a cero lo indica que no hay entrada de flujo.

La Fig. 15 representa la operación de perforación hipotética en el tiempo t2 = /, + At . El evento de entrada de flujo ha comenzado como se representa en 1502 de la banda 2 provocando que Qx sea mayor que cero tal como se representa en 1508. El parámetro Qx se puede estimar mediante una medición en la superficie de la diferencia en el caudal entre el flujo hacia fuera del espacio anular y el flujo hacia dentro de la sarta de perforación (un volumen del flujo diferencial). Las Ecuaciones 8-17 descritas anteriormente se pueden usar para estimar o determinar a Qx con mayor precisión. En algunos casos una simple diferencia entre el caudal hacia fuera del espacio anular y el caudal hacia dentro de la sarta de perforación puede ser adecuada para estimar un valor de Qx . Se pueden obtener valores más precisos de Qx teniendo en cuenta el Qconadliras generado a partir de la operación de perforación como se describió en las Ecuaciones 8-17. En las operaciones de perforación normales, Qcorladuras puede estar en un rango, por ejemplo, desde aproximadamente 1 hasta aproximadamente 5 por ciento del caudal del fluido de perforación. Un evento de entrada de flujo (por ejemplo, una patada) puede resultar en Qx estando en el rango, por ejemplo, desde aproximadamente 5 hasta aproximadamente 100 por ciento o más de la tasa del caudal del fluido de perforación.

Con referencia continuada a la Fig. 15, las densidades de intervalo estáticas y de circulación medidas MA_ISD y MA_ICD decrecen por debajo de los valores esperados correspondientes EA_ISD y EA_ICD como se muestra en 1504 y 1506 en la banda 3. Puesto que Qx?0 la lógica del programa retiene el valor más reciente de SG corlaJuras como se indica en 1510 (y mediante la comparación de la banda 4 en las Figs. 14 y 15).

La Fig. 16 representa la operación de perforación hipotética en el tiempo t3 = t2 + ? . Se usa un proceso de minimización en lugar de calcular un valor para la densidad del material de entrada como se indica en 1610 en la banda 4 de la Fig. 16 (por ejemplo, usando las Ecuaciones 8-17). La densidad calculada del material de entrada SGX se puede entonces utilizar para estimar el tipo de fluido que entra en el espacio anular. Por ejemplo, una entrada de gas puede tener una densidad de menos de aproximadamente 0.6, una entrada de petróleo puede tener una densidad en un rango de aproximadamente 0.6 hasta aproximadamente 0.8, y una entrada de agua innata puede tener una densidad de aproximadamente 1 hasta aproximadamente 1.2. Después de asignar un valor a SGX las densidades de intervalo estáticas y de circulación medidas MS_ISD y MS ICD son nuevamente aproximadamente iguales a los valores ES ISD y ES ICD esperados como se muestra en 1602 y 1604.

La fig. 17 representa la operación de perforación hipotética en el tiempo t4 = t3 + At . A medida que la entrada de flujo aumenta o se circula hacia arriba por el espacio anular como se muestra en 1702 en la banda 2 de la Fig. 17, la SGX calculada se mueve hacia arriba por el espacio anular así como se muestra en 1710 en la banda 4. Esto ilustra además las diferencias de signatura entre una entrada de flujo y una obturación o una ampliación del agujero donde la perturbación de la presión se mantiene a una profundidad constante. Además la derivada de las densidades de intervalo (mostrada en 1612 y 1712 de las Figs. 16 y 17) indica la rapidez con que la entrada de flujo se mueve hacia arriba por el espacio anular, lo que facilita la planificación de la metodología de control particular usada para controlar el pozo.

Con referencia continuada a las Figs. 14-17, la parte superior equivalente del nivel del fluido ETOFL se hace negativo en los intervalos anulares que tienen el material de entrada (por ejemplo, como se indica en 1512 en la banda 6 de la Fig. 15). Además, la contrapresión anular en la superficie calculada BP se hace positiva en los intervalos anulares que tienen el material de entrada (por ejemplo, como se indica en 1514 en la banda 7 de la Fig. 15). A medida que el material de entrada se mueve hacia arriba del hoyo, la ETOFL decrece (o se hace negativa) y la BP aumenta (o se hace positiva) en intervalos cada vez más grandes en el agujero.

La Fig. 18 representa un ejemplo de una presentación visual que ilustra la entrada de flujo como una función del tiempo y la profundidad. La profundidad se muestra en el eje vertical aumentando en la dirección descendente. El tiempo se muestra en el eje horizontal aumentando hacia la derecha. Los valores de la densidad de intervalo se trazan como contornos (por ejemplo usando un realce del pseudocolor con colores más cálidos que representan los valores de densidades de intervalo más bajos - pero utilizando contornos de escala de grises en el ejemplo representado en el cual un tono más oscuro representa valores de densidades de intervalo más bajos). Las regiones negras están por debajo de la barrena en el ejemplo representado y por lo tanto no incluyen ningún dato. La pantalla de la izquierda en el tiempo /, representa una instantánea de un intervalo de tiempo en el que la perforación está avanzando. Una densidad de intervalo más ligera se muestra como apareciendo en el intervalo más bajo a la derecha en 1802. Las pantallas subsiguientes representan los tiempos subsiguientes t2 , t3 y t4 en los que la patada de un fluido de densidad relativamente baja se mueve hacia arriba por el espacio anular con el tiempo (el tiempo de progresión se indica en 1804, 1806, y 1808).

Se entenderá que el desarrollo de una entrada de flujo (o patada) puede provocar cambios correspondientes en algunos de los parámetros descritos distintos de los descritos anteriormente con respecto a las Figs. 14-17. La Tabla 8 enumera los cambios esperados provocados por una entrada de flujo antes de que se hayan calculado SGX y Qx (por ejemplo, mediante los procesos de minimización mencionados anteriormente) y se hayan ajustado las densidades de intervalo en el espacio anular esperadas EA ISD y EA ICD.

TABLA 8 Durante las operaciones de muestreo del fluido de la formación, el fluido de la formación se puede bombear (o liberar) hacia dentro del espacio anular. Por ejemplo, el fluido de la formación se bombea frecuentemente hacia dentro del espacio anular por un período de tiempo antes de muestrear el fluido de la formación para asegurar que sólo se muestree el fluido virgen (es decir, que el fluido muestreado no está contaminado con el fluido de perforación o las cortaduras). Se puede liberar hasta un barril o más del fluido de la formación dentro del espacio anular por cada muestra adquirida. La densidad del fluido anular se puede monitorear durante el muestreo usando las técnicas de la densidad de intervalo descritas en la presente. Por otra parte, después de que se adquieren las muestras, el fluido de la formación se puede circular hacia la superficie y se puede liberar a través de un estrangulador anular. Las densidades de intervalo se pueden usar también para monitorear el movimiento ascendente del fluido de la formación a través del espacio anular, ahorrando potencialmente de esta forma un considerable tiempo del equipo.

Cuando se encuentra un evento de entrada de flujo (por ejemplo, una patada), un operador de perforación puede elegir circular a través de un estrangulador anular mientras se bombea el lodo pesado en el fondo del pozo. Las densidades de intervalos descritas se pueden seguir midiendo y calculando y usando para determinar cuando la densidad y la presión en el fondo del pozo son suficientes para detener la entrada de flujo. Por ejemplo, se puede usar una presión medida en el fondo del pozo para conducir un estrangulador para mantener la presión dentro de un rango deseado durante el bombeo del lodo pesado.

Salida de flujo desde el espacio anular del agujero Los fluidos anulares pueden fluir hacia dentro de la formación a medida que la misma se perfora cuando la formación tiene una presión de poro menor que la presión del fluido de perforación a esa profundidad. Tal salida de flujo puede ocurrir en la barrena o más arriba del agujero si se permite que la presión del fluido de perforación aumente por encima de la presión de formación. En algunas operaciones, una salida de flujo reduce la carga hidrostática provocando de esta forma que la velocidad de salida de flujo disminuya hasta que el hoyo se estabilice. Tales eventos de salida de flujo se pueden considerar como auto-atenuantes. Sin embargo, en otras operaciones, la carga hidrostática reducida provocada por la salida de flujo puede desencadenar una entrada de flujo (o patada) en otra formación (por ejemplo, en otra localización en el agujero). Como se describió anteriormente, los eventos de entrada de flujo pueden conducir a condiciones del pozo altamente peligrosas e incontrolables. La mitigación oportuna requiere el reconocimiento temprano del problema, y de conformidad con los propósitos de esta sección, el reconocimiento oportuno del evento de salida de flujo. Las mediciones de presión y temperatura ASM y las densidades de intervalo descritas se pueden usar para identificar los eventos de salida de flujo poco después de que comiencen.

Las Figs. 14, 19 y 20 representan un ejemplo hipotético de una operación de perforación que incluye un evento de salida del fluido de perforación. La banda 2 de la Fig. 14 representa la barrena penetrando una nueva formación 1402 como se describió anteriormente con respecto a las Figs. 14-17. En las Figs. 19 y 20, la salida del fluido de perforación hacia dentro de la formación se representa en 1902 en la banda 2. Las Figs. 14, 19 y 20 muestran las mismas bandas que las descritas anteriormente en las Figs. 6-8. En este ejemplo, la Fig. 14 representa la operación de perforación hipotética en el tiempo /, = 0 (después de penetrar la formación 1402 pero antes del evento de salida del fluido mostrado en las Figs. 19 y 20). Se comprenderá que las modalidades descritas no se limitan por la representación del fluido que sale del fondo del pozo. La salida de flujo se puede producir sustancialmente en cualquier lugar a lo largo de la longitud del agujero como se conoce por los expertos en la materia. En la banda 3 de la Fig. 14, las densidades de intervalo medidas y esperadas son sustancialmente iguales entre sí a lo largo de la longitud del hoyo (es decir, MA_ISD = EA_ISD y MA ICD = EA ICD) lo que indica que el volumen de las cortaduras, la densidad de las cortaduras, el transporte de las cortaduras y el volumen fraccional, y los efectos de la fricción anular se han modelado adecuadamente. Además, como se muestra en 1404, Qx es aproximadamente igual a cero lo que indica que no hay entrada o salida de flujo.

Con referencia continuada a la Fig. 14, la parte superior de los niveles del fluido ETOFL estática y de circulación se muestran en la banda 6. Estos valores se pueden calcular a partir de las densidades de intervalo estáticas medidas MA_ISD (por ejemplo, de acuerdo con la Ecuación 20). Como se representa, la ETOFL desde la superficie hasta el primer sensor de presión es cero. Los valores de la ETOFL tienden a variar en el fondo del pozo, sin embargo la suma neta o promedio es aproximadamente cero. La contrapresión anular en la superficie calculada BP se anti-correlaciona con la ETOFL (como se muestra en la banda 7) y nuevamente promedia aproximadamente cero en las condiciones de f, = 0 .

La Fig. 19 representa la operación de perforación hipotética mostrada en el tiempo í2 = /, + ?/ . El evento de descarga ha comenzado como se representa en 1902 de la banda 2 provocando que Qx sea menor que cero tal como se representa en 1908. El parámetro Qx se puede obtener como se describió anteriormente con respecto a la Fig. 15. En el ejemplo representado, el nivel del fluido de perforación en el espacio anular ha caído por debajo de la superficie debido a la salida de flujo como se muestra en 1904 en la banda 2 (por ejemplo, durante las condiciones estáticas del pozo). Las presiones estáticas y de circulación medidas son menores que los valores previos a la salida de flujo como se representa en 1912 y 1914 en la banda 8. Las densidades de intervalo MA ICD y MA_ISD han decrecido en el intervalo que contiene el nivel del líquido y cualquier intervalo por encima de ese como se muestra en 1906 y 1907 de la banda 3. Estos valores pueden (o no) caer por debajo de EAF ISD dependiendo del nivel del líquido, la carga de las cortaduras y los efectos de la fricción anular. Las derivadas de las densidades de intervalo estáticas y de circulación son negativas dentro y por encima del intervalo que contiene el nivel del líquido y cero en los intervalos por debajo del intervalo que contiene el nivel del líquido como se muestra en 1916 y 1918 de la banda 5.

Con referencia continuada a la Fig. 19, los valores de ETOFL han aumentado en todos los intervalos que contienen una columna completa del fluido de perforación como se muestra en 1922 de manera que la suma o el promedio se ha hecho positivo. La Fig. 19 representa un escenario en el que el nivel del fluido está por encima del sensor de presión ASM superior 630D. En este ejemplo, el intervalo entre la superficie y la presión superior tiene una ETOFL con valor cero por definición. El intervalo directamente por debajo del intervalo que contiene el nivel del líquido se puede tomar que tiene unos valores de ETOFL y BP de alta calidad. La BP anular en la superficie promedio calculada es negativa. El valor promedio representa la cantidad inicial de reducción en la BP actual para el equipamiento en la superficie MPD. A medida que se reduce la BP, el gas o el nitrógeno pueden salir de la solución reduciendo de esta forma la densidad del fluido anular en una condición de retroalimentación positiva. Si no se está aplicando ninguna BP, la presión en el fondo del pozo (BHP) del sensor inferior extrapolada a la profundidad total representa la presión de poro de la formación y la BHP máxima para la perforación en lo delante.

La Fig. 20 es similar a la Fig. 19, pero representa un escenario en el que el nivel del fluido de perforación ha caído por debajo de la primera ASM (observar que el nivel del fluido 1904 está por debajo del sensor superior ASM 2002). En este escenario el intervalo que incluye el nivel del fluido tiene ahora una ETOFL y BP distintas de cero como se muestra en 2004 y 2006 en las bandas 6 y 7. Además, las densidades de intervalo MA ISD y MA_ICD son casi cero en el intervalo superior como se muestra en 2008 en la banda 3 ya que este intervalo no contiene ningún fluido. Los valores de ETOFL y BP se pueden obtener nuevamente a partir del primer intervalo por debajo del nivel del fluido.

Se comprenderá que mientras el nivel del fluido anular puede caer durante un evento de pérdida de circulación, el nivel del fluido de la tubería de perforación interna puede o no coincidir con el nivel del fluido anular debido a diferentes presiones por encima y por debajo de ambos niveles del fluido. Esta condición se refiere a veces en la materia como "tubería en U". Las mediciones de presión interna se pueden usar para determinar los niveles del fluido en el interior de la tubería de perforación de una manera análoga al método descrito anteriormente para el nivel del fluido anular. Además, en los eventos de pérdida de circulación extrema, el nivel del fluido en el espacio anular puede caer durante la circulación mientras que el fluido de perforación se bombea hacia abajo por el interior de la sarta de perforación.

Se entenderá que el desarrollo de una entrada de flujo puede provocar los cambios correspondientes en algunos de los parámetros descritos distintos de los descritos anteriormente con respecto a las Figs. 14, 19 y 20. La Tabla 9 enumera los cambios esperados provocados por una salida de flujo. Se comprenderá que puede no requerirse la minimización para calcular las nuevas densidades de intervalo esperadas EA_ISD y EA_ICD.

TABLA 9 En respuesta a un evento de salida de flujo un operador de perforación a menudo cierra el pozo, para de bombear, y cierra el estrangulador anular hasta que las presiones se estabilizan. Las densidades de intervalo se pueden utilizar para determinar el nivel del líquido del fluido de perforación mientras que las mediciones ASM y APWD se pueden usar para obtener la BHP cuando el nivel del líquido se estabiliza. Esta BHP se convierte en la BHP máxima que se debe aplicar durante las operaciones de perforación en el futuro. Cuando se reinicia la perforación, el caudal se puede reducir y/o se puede inyectar nitrógeno en la corriente de flujo de entrada para reducir la densidad del fluido de perforación suficientemente de modo que la BHP se mantenga por debajo del valor máximo. La BP anular promedio calculada o cualquiera de las BP de intervalo calculadas o las presiones en el espacio anular en el fondo del pozo medidas se pueden usar en un control automático del estrangulador. Como se describe en la presente, la posición del estrangulador se puede controlar en intervalos de tiempo por un servomotor electro-mecánico para reducir la BP por la cantidad calculada hasta que el sistema se estabilice.

La Fig. 21 (que incluye las Figs. 21 A y 2 I B) representa un ejemplo de registro de una operación de perforación de pozos en el que se perdió el fluido de perforación durante la operación de perforación. El registro representado está estampado con el tiempo en la banda 1 (Fig. 21 A). La medición más baja de presión anular se realizó en una herramienta Schlumberger arcVISION® desplegada en el BHA. Esta medición de presión se etiqueta "APRS" en la banda 3. La sarta de perforación incluye además el primer y segundo sensores de presión anular ASM etiquetados "1231 " y "1244" en la pista 3. Los valores de densidad basados en una única medición del sensor se trazan en la banda 4. MA_ED_001 se corresponde con la medición de la presión APRS, MA_ED_003 se corresponde con la medición de la presión 1244, y MA_ED_009 se corresponde con la medición de la presión 1231. Las densidades de intervalo se trazan en la banda 5 (Fig. 2 IB). MA_IED_003_001 se corresponde con el intervalo entre las mediciones de la presión APRS y 1244, MA_IED_003_009 se corresponde con el intervalo entre las mediciones de la presión 1244 y 1231, y MA_IED_999_009 se corresponde con el intervalo entre la medición de la presión 1231 y la superficie. La parte superior equivalente de los valores del fluido para cada uno de los intervalos mencionados anteriormente se trazan en la banda 6.

En el ejemplo representado, sensores de la dinámica en el fondo del pozo detectaron un alto grado de pegamento/deslizamiento en un rango de profundidad medido desde aproximadamente 5152 hasta aproximadamente 5179 metros. Una pildora viscosa se bombea el 14 de diciembre a las 16:00 mientras que la contrapresión se mantuvo a 350 psi. Esto se observó para estabilizar el hoyo y la perforación continuó a una velocidad de penetración controlada hasta los 5199 metros. El 15 de diciembre a las 07:20 el torque aplicado aumentó desde 8000 a hasta aproximadamente 12,700 libras por pie y se cree que ocurrieron pérdidas parciales de fluido basado en las observaciones del nivel de la barrena. A las 07:42 se observó que las presiones cayeron significativamente en respuesta a un evento de pérdida de circulación y una pérdida de la carga hidrostática. En el sensor APRS, la presión cayó desde aproximadamente 7500 hasta aproximadamente 6800 psi como se indica en 2102. La densidad de intervalo entre sensores de presión APRS y 1244 también cayó desde aproximadamente 8.5 hasta aproximadamente 5 ppg como se indica en 2104, mientras que las otras dos densidades de intervalo permanecieron aproximadamente iguales (cayendo desde aproximadamente 8.5 hasta aproximadamente 8 ppg) como se indica en 2106. Además, la ETOFL del intervalo más bajo primero se disparó hacia un valor positivo antes de caer hasta aproximadamente -10.000 pies como se indica por la envolvente en 2108. Estos resultados indican fuertemente un evento de pérdida de circulación en el intervalo más bajo, probablemente en la barrena. La perforación y la circulación se suspendieron posteriormente. Las Figs. 22A y 22B representan trazados esquemáticos de la profundidad vs. presión que ilustran los cambios de ETOFL que pueden resultar de los eventos de pérdida de circulación. En la Fig. 22A el evento de pérdida de circulación ocurre en (o cerca) de la barrena. Antes del evento (en el tiempo t=0), la curva de profundidad vs. presión es aproximadamente lineal como se indica en 2202. En el tiempo t = 1, el evento de pérdida de circulación provoca una caída de presión en el sensor ASM 1 más bajo que puede resultar en una ETOFL creciente (por encima de la superficie) en el intervalo más bajo (entre ASM1 y ASM2) como se indica por el aumento de la pendiente en 2204. Cuando el tiempo avanza la ETOFL puede decrecer significativamente como se indica en 2206 (y 2108 de la Fig. 21).

La Fig. 22B representa un trazado esquemático de profundidad vs. presión para un evento de pérdida de circulación que ocurre por encima de la barrena (entre ASM2 y ASM4 en este ejemplo). Antes del evento, la curva de profundidad vs. presión es aproximadamente lineal, como se indica en 2212. Cuando se pierde la circulación las presiones medidas caen en los sensores ASM3 y ASM4. Esto puede resultar en un aumento en la ETOFL (por encima de la superficie) en el intervalo entre los sensores ASM3 y ASM4 como se indica en 2214 y una disminución en la ETOFL entre los sensores ASM2 y ASM3 como se indica en 2216. Esta signatura sugiere fuertemente un evento de pérdida de circulación por encima de la barrena (por ejemplo, próximo a ASM3 en la Fig. 22B).

La Fig. 23 (que incluye las Figs. 23A y 23B) representa un registro ejemplar de la operación de perforación de pozos representada en la Fig. 21 tomado aproximadamente un día más tarde (la mañana del 16 de diciembre). Se representan las mismas bandas y flujo de datos. Después que se suspendió la perforación (como se describió anteriormente con respecto a la Fig. 21), el BHA se tiró hacia la boca del pozo a 5093 metros de profundidad medida sin circulación. Se hizo un intento para recuperar la circulación a un caudal bajo sin éxito. Después de tirar el BHA de nuevo hacia la tubería de revestimiento por un período de tiempo, entonces se metió de nuevo hacia abajo, el fluido de perforación se bombeó nuevamente hacia dentro del pozo. Las densidades de intervalo mencionadas anteriormente y la parte superior equivalente de fluido se monitorearon durante el llenado. La ETOFL se puede ver que creció con el llenado en 2302. Se suspendió el bombeo a las 06:51 y las tomas del nivel del fluido se realizaron con un ecómetro. El ecómetro detectó una profundidad de fluido de 2038 pies que es comparable con la ETOFL promedio de 2000 pies mostrada en 2304 en la Fig. 23.

Ajustes de la estrangulación de la perforación con presión controlada Durante las operaciones de perforación con presión controlada (MPD), la contrapresión anular en la superficie (SBP) se mantiene de manera que la presión en el fondo del pozo (BHP) se mantiene en un pequeño rango predefinido con el fin de evitar tanto la pérdida de circulación y los patadas como los problemas de estabilidad del hoyo. Por ejemplo, cuando se apagan las bombas de lodo, la contrapresión anular en la superficie se puede aumentar con el fin de compensar la pérdida de la fricción anular y también se puede ajustar (hacia arriba o hacia abajo) para tener en cuenta los posibles cambios de fase cuando se usa un fluido de perforación aireado (o nitrogenado). El control automático con retroalimentación es deseable con el fin de realizar el ajuste más preciso y oportuno. Además, el control automático puede ser deseable además en el evento de cambios en las condiciones de perforación (por ejemplo, una patada o cambio en la densidad de las cortaduras). Los cálculos de la contrapresión descritos en la presente pueden proporcionar dicha retroalimentación automatizada.

La Fig. 24 (que incluye las Figs. 24A y 24B) representa un registro ejemplar de la misma operación de perforación que la que se representó en la Fig. 21. Las bandas 1 a 7 son idénticas a las Figs. 21 y 23. La banda 8 se adiciona e incluye una nueva contrapresión de intervalo calculada BP usando la Ecuación 21. MA_BP_003_001 se corresponde con la BP calculada para el intervalo entre las mediciones de presión APRS y 1244 mientras que MA_ED_003_009 se corresponde con la BP calculada para el intervalo entre las mediciones de presión 1244 y 1231. OPT_LINE_l traza la SBP actual.

En la Fig. 24, se muestra el registro de datos que se corresponde con un intervalo de tiempo antes de hacer una conexión (13 de diciembre 23: 10-23:30) en la que se apagaron las bombas, pero la tubería de perforación alambrada se mantuvo conectada. La contrapresión anular se estuvo aplicando; sin embargo no hubo inyección de nitrógeno. La contrapresión promedio durante la perforación previa (por ejemplo, a las 22:20) fue de aproximadamente 350 psi. Cuando se apagaron las bombas a las 23: 10, la contrapresión se incrementó en 275 psi a 625 psi para compensar la pérdida de la fricción anular. Se observó que las mediciones de la presión en el fondo del pozo en los sensores APRS, 1231, y 1244 aumentaron en alrededor de 100-150 psi por encima del valor de perforación en 2402, 2403 y 2404 en la banda 3 (Fig. 24A). La medición de presión APRS se reproduce en la banda 7 en 2406 usando la misma resolución que la SBP (Fig. 24B).

En esta operación el objetivo era minimizar el exceso de presión y reducir la presión al valor de perforación. El exceso se redujo mediante la reducción de la contrapresión en los 10 minutos siguientes (desde las 23: 10 hasta las 23:20) como se indica en 2408. En esta operación, una contrapresión de aproximadamente 525 a 550 psi parece óptima para compensar la ausencia de pérdidas por fricción anular. Por lo tanto, las pérdidas de presión anular debidas a la fricción fueron aproximadamente de 175 psi, en lugar de los 275 psi asumidos originalmente. Tal calibración de la contrapresión puede mejorar la estabilidad y eliminar los problemas de la entrada de flujo en las conexiones.

La banda 8 muestra la BP calculada. Estas contrapresiones calculadas indican la eficiencia a la cual se está transmitiendo la SBP al fluido de perforación en el espacio anular y en cualquier intervalo particular. La BP calculada se puede comparar directamente en un lazo de control para obtener una SBP deseable, por ejemplo, mediante el ajuste de la SBP de manera que las BP calculadas sean aproximadamente iguales. Debido a que es deseable una BHP constante, los datos MA_BP_003_001 se pueden usar directamente en lazo de control. En la Fig. 24 hay varios intervalos en los que se observan los efectos de limpieza, por ejemplo, entre las 23:22 y 23:27. En tales casos, la BP calculada es mayor que la SBP actual lo que implica que la SBP se debe aumentar lo que a su vez podría disminuir la BP calculada. El lazo de control mencionado anteriormente se puede configurar, por ejemplo, para aumentar gradualmente la SBP hasta la SBP sea aproximadamente igual a la BP calculada. Tal lazo tiende a ser inherentemente estable ya que estas cantidades generalmente se mueven en direcciones opuestas (por ejemplo, al aumentar SBP disminuye BP y al disminuir SBP aumenta BP). Cuando tienen lugar los efectos de represionamiento (por ejemplo, entre las 22:50 y las 22:55), la BP calculada es menor que la SBP actual. Se debería entonces disminuir la SBP.

La metodología descrita anteriormente para controlar la contrapresión durante las operaciones de perforación con presión controlada puede ser ventajosamente muy estable ya que la contrapresión calculada (a partir de la Ecuación 21) es sensible a la eficiencia de transmisión de la SBP aplicada al fluido anular.

Para mantener una BHP deseada durante las operaciones MPD, se puede ajustar el caudal de entrada, se puede ajustar el peso del lodo, se puede variar el volumen de nitrógeno inyectado, o se puede ajustar la BP. En muchos casos dos o más de estos parámetros se pueden ajustar sustancialmente de forma simultánea. Además, la BP anular calculada promedio o cualquiera de las BP de intervalo calculadas o la presión del espacio anular en el fondo del pozo medida se puede usar en una metodología de control automático del estrangulador. La posición del estrangulador se puede controlar, por ejemplo, en pasos increméntales mediante un dispositivo electro-mecánico hasta que el sistema se estabilice y BP y SBP sean sustancialmente iguales como se describió anteriormente.

La Tabla 10 enumera la dirección del cambio para el cálculo teórico de la BP a través de los intervalos de profundidad mientras que tienen lugar algunos otros eventos de perforación (aparte de la compensación de las pérdidas por fricción anular como se describió anteriormente). Estos eventos se enumeran en la columna 1. La columna 2 enumera el cambio deseado en la BP en la superficie durante las operaciones MPD a fin de contrarrestar el evento en el fondo del pozo y para mantener una BHP sustancialmente constante (o para mantener la BHP dentro de una ventana segura de peso de lodo).

TABLA 10 Monitoreo in-situ del estado del fluido de perforación Como se describió anteriormente, las presiones y temperaturas internas ASM se pueden usar para medir la densidad del lodo de entrada y los perfiles de temperatura. Las mediciones internas ASM se pueden usar además para calcular los parámetros del modelado hidráulico que a su vez se usan para predecir los efectos posteriores de la presión y temperatura sobre el fluido anular a medida que el mismo se mueve hacia arriba por el espacio anular. Cuando cambia el peso del lodo u otras propiedades tales como la viscosidad durante un barrido viscoso, puede ser beneficioso conocer dónde está el lodo viscoso (o pildora) en el sistema. Cuando el lodo se vuelve uniforme dentro del sistema, se puede reanudar la perforación.

Se puede usar un tiempo de circulación o tiempo de abajo hacia arriba para determinar la profundidad desde la cual vienen las cortaduras recolectadas en la superficie. Muchas veces el perforador circulará, 'de abajo hacia arriba', antes de POOH (sacar fuera del hoyo). Esto se estima mediante el uso de un diámetro y un volumen del agujero estimados que pueden ser un error. Debido a que el tiempo necesario para limpiar el agujero de todas las cortaduras no está bien definido, comúnmente se usa un factor de seguridad de 1.5 a 2, lo que significa que el tiempo de circulación se incrementa por estos factores para asegurar un hoyo limpio antes de POOH.

Las densidades de intervalo y la fricción anular tienden a no cambiar con el tiempo una vez que el lodo es homogéneo. Las densidades de intervalo invariables se pueden usar de esta forma para determinar cuando la densidad del lodo es homogénea dentro de los volúmenes del agujero. Cuando el espacio anular está libre de cortaduras, las densidades de intervalo anulares tienden a parecerse a la densidad del lodo de entrada corregida para los efectos de la presión y la temperatura. Entonces se puede detener la circulación para POOH. Una o ambas Ecuaciones 22 y 23 se pueden usar para determinar cuando el sistema del lodo es homogéneo y cuando se han reanudado otras operaciones de perforación.

Análisis de producción La obtención de la producción en los pozos, especialmente en los pozos laterales, es frecuentemente complicada por problemas de transportación. En un pozo lateral, el despliegue de herramientas de fondo de pozo mediante el descenso estándar por gravedad puede no ser posible. Para superar esta dificultad, las herramientas se pueden o empujar o tirar dentro del pozo por medio del registro asistido por la tubería de perforación, el transporte por la tubería de producción, tracción, propulsión con una taza de limpieza, o algún otro medio. La acumulación de escombros, mientras se transportan varias herramientas de producción dentro del pozo puede ser particularmente problemática en pozos horizontales o pozos casi horizontales. Por otra parte a menudo se requiere un tiempo excesivo del equipo que para el transporte convencional de herramientas por cable de alambre (WL) hacia dentro de los pozos horizontales de manera que las herramientas WL a veces no se usan.

Las herramientas de análisis de producción por cable de alambre transportadas frecuentemente incluyen numerosos sensores de medición desplegados en diferentes profundidades en el hoyo. Tales sensores de medición se pueden desplegar alternativamente usando el transporte por la tubería de perforación alambrada. El uso de la WDP permite que sensores sustancialmente idénticos se desplieguen en la misma configuración y en múltiples profundidades en el hoyo. El despliegue de los sensores se puede realizar metiendo la WDP en el hoyo. La presión en la superficie se puede ajustar de manera que los fluidos de la formación fluyan hacia dentro del hoyo y hacia arriba por el interior de la tubería de perforación donde los mismos se pueden ventilar a través de un estrangulador en la superficie o se puede encaminar hacia las instalaciones de producción. Las mediciones de presión y temperatura a lo largo de la sarta así como las densidades de intervalo y los gradientes de temperatura calculados se pueden usar entonces para medir el tipo y el caudal del fluido de los diferentes intervalos. Adicionalmente, mediante el control de la presión en la boca del pozo, se puede evaluar el efecto de la variabilidad de la presión sobre las propiedades del fluido en el fondo del pozo tal como los cambios de fase, los cambios de caudal, los cambios en el atrapamiento de líquidos, y similares.

Gestión del transporte de cortaduras El transporte adecuado de las cortaduras desde la barrena hacia la superficie es necesario para evitar diversos problemas de perforación tales como la fricción provocada por la acumulación de cortaduras, la generación de una obturación alrededor del BHA o en otras localizaciones en la sarta de perforación , y una tubería de perforación adherida. Un aumento de la fricción debido a un aumento del volumen de las cortaduras o el hundimiento del sulfato de bario en el fluido de perforación puede retardar la eliminación de las cortaduras y resultar en uno o más de los problemas anteriores. Si los problemas de transporte de las cortaduras no se identifican y mitigan apropiadamente, puede rápidamente irse fuera de control, por ejemplo, desde un aumento de la fricción, hasta una obturación, hasta una tubería de perforación adherida.

En los pozos de gran ángulo, por ejemplo que incluyen pozos horizontales y pozos casi horizontales, hay una tendencia creciente a que las cortaduras se separen de la suspensión. Esto puede ocurrir al menos por dos razones, que incluyen el perfil de flujo anular no uniforme con el estancamiento creciente hacia el fondo del hoyo y la acción de la gravedad en una dirección perpendicular a la velocidad de flujo. Teniendo sólo una pequeña distancia para caer en el perfil del flujo de estancamiento en el fondo del hoyo, los problemas en el trasporte de cortaduras mencionados anteriormente pueden de esta forma manifestarse rápidamente en pozos de gran ángulo.

Diversos factores como la velocidad de rotación de la sarta de perforación, el caudal de los fluidos de perforación, y los movimientos axiales periódicos del BHA y de la tubería de perforación ayudan a mantener la capa de cortaduras agitada y en suspensión. Sin embargo, en el momento de esta descripción no se conoce ninguna medición disponible definitiva en el fondo del pozo para medir el grado de éxito de estas prácticas en intervalos de profundidad específicos. El personal de perforación frecuentemente espera de manera aproximada para determinar si hay o no cortaduras dirigidas en los coladores vibratorios (por ejemplo, 20-90 minutos después de la penetración de la formación en particular). La práctica actual también puede hacer uso de mediciones de un único sensor BHA a partir de la cuales el personal de perforación busca incrementos de la densidad anular global con el tiempo para detectar la acumulación de cortaduras. Sin embargo, tal acumulación también se puede deber a la perforación de una roca más densa con una alta velocidad de penetración o a obturaciones localizadas por encima del BHA. Se suele suponer que una disminución en la densidad anular con el tiempo se corresponde con una mejor limpieza del hoyo y un mejor transporte de cortaduras. En realidad, las cortaduras que se separan de la solución pueden dar la misma signatura. En contraste, las mediciones de presión y temperatura ASM, las densidades de intervalo calculadas, y sus derivadas se pueden usar para distinguir las cortaduras que se separan de otros efectos y localizar los intervalos de profundidad afectados.

Las Figs. 25 y 26 muestran un ejemplo hipotético de una operación de perforación de pozos en el cual las cortaduras del hoyo se separan de la suspensión en un hoyo desviado. La banda 2 de la Fig. 25 incluye una ampliación en 2502 como se describió anteriormente con respecto a las Figs. 9 y 10. Las Figs. 25 y 26 muestran las mismas bandas que las descritas anteriormente en las Figs. 6-8. En este ejemplo, la Fig. 25 representa la operación de perforación hipotética en el tiempo tt = 0 (después de la formación del derrumbamiento pero antes de que las cortaduras se separen de la suspensión). Se entenderá que las modalidades descritas no se limitan por la representación de un derrumbamiento. En la banda 3 de la Fig. 25, las densidades de intervalo medidas y esperadas son sustancialmente iguales entre sí a lo largo de la longitud del hoyo (es decir, MA ISD = EAJSD y MA ICD = EA ICD) lo que indica que el volumen de las cortaduras, la densidad de las cortaduras, el transporte de las cortaduras y el volumen fraccional, y los efectos de la fricción anular se han modelado apropiadamente.

La Fig. 26 representa la operación de perforación hipotética en el tiempo t2 = tl + At en el cual las cortaduras se están separando de la suspensión. Las cortaduras separadas se representan esquemáticamente en la banda 2 (en 2602) en la Fig. 26. A medida que las cortaduras se mueven hacia la boca del pozo desde la barrena, la densidad de las cortaduras permanece aproximadamente constante y se puede seguir como una función del tiempo y la profundidad (por ejemplo, después de que SGcortaduras se estabiliza). Cuando las cortaduras se separan de la suspensión, SGcorladuras puede disminuir significativamente (por ejemplo, desde aproximadamente 10 hasta aproximadamente el 50 porciento).

Se puede utilizar una rutina automatizada para identificar y cuantificar la gravedad de un problema de transporte de cortaduras (por ejemplo, cortaduras separadas del volumen anular) como una función del tiempo y la profundidad antes de ejecutar la rutina de minimización mencionada anteriormente. Cuando las cortaduras se separan fuera de la suspensión, MA ISD decrece por debajo de EA_ISD y se aproxima (o es sustancialmente igual) a EAF_ISD (como se puede ver por la comparación de las Figs. 25 y 26 en 2504 y 2604). MA_ICD también decrece por debajo de EA_ICD como se representa en 2606 de la Fig. 26. La parte superior equivalente del fluido ETOFL también puede decrecer mientras la contrapresión anular BP aumenta como se representa en 2608 y 2610.

Mientras los cambios de la densidad del intervalo tienden a imitar a los de una signatura de patada y/o una signatura de pérdida de circulación, los problemas de transporte de cortaduras se pueden identificar fácilmente observando que Qx = 0 en las Figs. 25 y 26. Esto distingue el transporte de cortaduras de los eventos de entrada o salida de flujo. Nótese también que la rutina mantiene a SGcorladuras constante como se representa en 2612. En el caso de que SGcortaduras se calcule erróneamente en lugar de considerarse constante por el programa, el valor de SGcortaduras puede caer a un valor aproximadamente igual a la densidad del lodo mientras que durante una patada (especialmente una patada de gas), SGcortaduras cae a un valor inferior a la densidad del lodo.

Se entenderá que los problemas en el transporte de cortaduras, especialmente en los pozos inclinados, pueden provocar los correspondientes cambios en algunos de los parámetros descritos distintos a los descritos anteriormente con respecto a las Figs. 25 y 26. La Tabla 1 1 enumera algunos cambios provocados por la separación de las cortaduras de la suspensión en el espacio anular. Estos cambios se observan antes de que una rutina de minimización haya calculado los nuevos valores de la densidad de intervalo y haya ajustado consecuentemente las cantidades en el espacio anular esperadas (EA).

TABLA 11 Un perforador puede optar por hacer frente a los problemas de transporte de las cortaduras, tales como la caída de cortaduras fuera de la suspensión en el espacio anular, usando una serie de técnicas de mitigación. Por ejemplo, un operador de perforación puede elegir (i) aumentar la velocidad de rotación de la sarta de perforación para promover un mezclado turbulento del fluido anular, (ii) aumentar el caudal del fluido de perforación, (iii) reducir la velocidad de penetración (por ejemplo, mediante la reducción de peso de la barrena), o incluso (iv) sustituir la barrena de perforación con una barrena menos agresiva o una barrena que tenga una configuración diferente de la boquilla. Otros componentes BHA también se pueden reemplazar con el fin de cambiar la caída de presión entre la superficie y la barrena. Las modalidades descritas no se limitan en ninguno de estos aspectos.

Gradientes de temperatura internos y externos Las mediciones de temperatura internas y anulares hechas como una función de la profundidad y el tiempo se pueden usar para calcular los diferentes gradientes de temperatura en el agujero. Por ejemplo, los gradientes de temperatura internos y externos (anulares) se pueden determinar a lo largo de la longitud de la sarta de perforación (como una función de la profundidad medida). Además, se puede determinar los gradientes radiales través de la sarta de perforación entre las mediciones de temperatura internas y externas. Estos gradientes de temperatura se pueden utilizar para evaluar las diferentes sartas de perforación y las condiciones relacionadas con las herramientas así como las diferentes condiciones relacionadas con la formación.

En una modalidad, los gradientes de temperatura se pueden calcular como una función tanto del tiempo como de la profundidad a lo largo de la sarta de perforación para predecir cuando la temperatura del agujero en el BHA puede exceder las temperaturas nominales de la herramienta. Estas mediciones se pueden hacer tanto en condiciones estáticas como de circulación. En una formación de alta temperatura la temperatura del agujero puede aumentar con el tiempo y la profundidad durante condiciones estáticas. Por lo tanto, los gradientes de temperatura medidos puede permitir la determinación de un tiempo en la cual se exceden las temperaturas nominales de la herramienta. Por ejemplo, las operaciones de muestreo del fluido de la formación LWD se llevan a cabo generalmente durante condiciones estáticas. Los gradientes de temperatura mencionados anteriormente pueden permitir la determinación de un tiempo en la estación máximo durante el cual se tendría que completar la operación de muestreo. Se puede entonces reanudar la circulación con el fin de enfriar el BHA.

En otra modalidad las mediciones internas y externas se pueden usar para modelar un coeficiente de transferencia de calor radial de la sarta de perforación o una herramienta de fondo de pozo. Tal modelado puede incluir además una tercera medición de temperatura que se hace entre los fluidos internos y externos (por ejemplo, en una placa de circuito interna). El uso de tres mediciones de temperatura puede permitir que se evalúen los efectos de transferencia de calor no lineales. Estas mediciones se pueden hacer durante las condiciones de circulación y/o estáticas. Estas mediciones de temperatura se pueden incluir en un modelo para predecir las temperaturas de la sarta de perforación para numerosas condiciones de perforación. Por ejemplo, los gradientes de temperatura se pueden evaluar en múltiples velocidades de rotación de la sarta de perforación (por ejemplo, 50 rpm, 100 rpm, y 200 rpm) y en múltiples caudales del fluido de perforación (por ejemplo, 300 gpm, 500 gpm, y 800 gpm). Esto puede permitir los efectos de diferentes parámetros de perforación, que incluyen la velocidad de rotación de la sarta de perforación y el caudal del fluido de perforación, en la mitigación de situaciones de perforación de alta temperatura.

El desarrollo de un modelo de transferencia de calor, por ejemplo, como se describió en el párrafo anterior puede además permitir que las temperaturas medidas se usen para calcular una temperatura de la formación estática. La obtención de la temperatura de la formación estática puede ser muy valiosa ya que está relacionada con numerosos parámetros de interés que incluyen la capacidad de transferencia de la formación que a su vez se relaciona con el contenido litológico y del fluido de la formación que aún además se relaciona con la porosidad, la saturación de hidrocarburos, y la presión de poro. La determinación de la temperatura de la formación estática puede permitir además la predicción de las temperaturas de circulación y estáticas en el agujero mucho antes del completamiento del pozo. También se pueden identificar los cambios de fase. Además el conocimiento de la temperatura de la formación estática puede permitir que los planes por etapas se refinen mientras se mete en los pozos calientes.

Aunque se han descrito en detalle numerosos métodos para calcular y utilizar las densidades de intervalo del hoyo y ciertas ventajas de los mismos, se debe entender que se pueden hacer diferentes cambios, sustituciones y alternaciones en la presente sin apartarse del espíritu y el alcance de la descripción tal como se define en las reivindicaciones adjuntas.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un método para estimar una densidad de intervalo en un hoyo subterráneo, el método comprende: (a) desplegar una sarta de herramienta en el hoyo, la sarta de herramientas incluyendo al menos un primer y segundo sensores de presión en la subsuperficie espaciados longitudinalmente desplegadas en las correspondientes primera y segunda profundidades medidas en el hoyo; (b) provocar que el primero y segundo sensores de presión adquieran la primera y la segunda mediciones de la presión del fluido perforación en la primera y segunda profundidades medidas, y (c) provocar que un procesador procese la primera y segunda mediciones de presión para calcular un densidad de intervalo entre la primera y segunda profundidades medidas en el hoyo.

2. El método de acuerdo con la reivindicación 1, donde: la primera y segunda mediciones de presión se transmiten hacia la superficie y ia densidad de intervalo se calcula en la superficie.

3. El método de acuerdo con la reivindicación 1 , donde: la sarta de herramienta incluye al menos un primer, segundo, y tercer sensores de presión en la subsuperficie espaciados longitudinalmente desplegados en las correspondientes primera, segunda, y tercera profundidades medidas; (b) comprende provocar que al menos el primer, segundo, y tercer sensores de presión adquieran al menos la primera, segunda, y tercera mediciones de la presión del fluido de perforación; y (c) comprende el procesamiento de al menos la primera, segunda, y tercera mediciones de la presión para calcular al menos la primera y segunda densidades de intervalo, la primera densidad de intervalo entre la primera y segunda profundidades medidas y la segunda densidad de intervalo entre la segunda y tercera profundidades medidas.

4. El método de acuerdo con la reivindicación 1, donde: la sarta de herramientas incluye al menos w = 3 sensores de presión espaciados longitudinalmente; (b) comprende provocar que cada uno de los n sensores de presión adquieran una medición de la presión del fluido de perforación; y (c) comprende el procesamiento de las n mediciones de la presión para calcular las N densidades de intervalo, donde n - 1 < N < 5TJ~" '(« - ) .

5. El método de acuerdo con la reivindicación 1 , donde los sensores de presión comprenden sensores de presión anulares.

6. El método de acuerdo con la reivindicación 1 , donde los sensores de presión comprenden sensores de presión interna.

7. El método de acuerdo la reivindicación 1 , donde la sarta de herramientas comprende una tubería de perforación alambrada.

8. El método de acuerdo con la reivindicación 1, donde el fluido de perforación se circula en el hoyo en (b).

9. El método de acuerdo con la reivindicación 8, donde una barrena está girando en el fondo en (b).

10. El método de acuerdo con la reivindicación 1, donde el fluido de perforación es sustancialmente estático en el hoyo en (b).