MX2012010290A - Sistema y metodo para operaciones seguras de control de pozos. - Google Patents

Abstract

Se describen un sistema y método para controlar con seguridad un pozo que está siendo perforado o que ha sido perforado en una formación subterránea, en donde un obturador antierupción convencional opera para cerrar el pozo a la atmósfera después de la detección de un evento de entrada de fluido. Las presiones de fluido así como las magnitudes de flujo dentro y fuera del pozo se miden y se verifican para determinar con más exactitud y confianza la presión de fractura y presión de poro de la formación y realizar operaciones de control de pozo en respuesta a un evento de entrada de flujo. Durante un evento de entrada de flujo con sospecha. Se utilizan una o más de las mediciones de flujo de fluido y presión para confirmar el evento de entrada de flujo y volver a ganar con seguridad el control del pozo al hacer circular la entrada de flujo fuera del pozo a través de una línea de regulador mientras se mantiene la presión dentro del pozo entre límites especificados, limitados, tales como entre las presiones de fractura y poro.

Description

SISTEMA Y MÉTODO PARA OPERACIONES SEGURAS DE CONTROL DE POZOS Antecedentes de la invención 1 . Campo de la Invención Esta invención se relaciona generalmente a un sistema y método para la perforación, terminación y reacondicionamiento de pozos de gas y/o petróleo. La invención se relaciona específicamente al control de pozos de gas y/o petróleo durante el período en que el obturador de estallidos (BOP) está cerrado o en proceso de cerrarse, debido a hechos tales como amagos que ocurren durante la perforación, terminación o mientras se reacondiciona el pozo. 2. Descripción de la Técnica Relacionada Durante la perforación de pozos subterráneos, típicamente se hace circular un fluido ("lodo") a través de un sistema de circulación de fluido, el cual está compuesto por un equipo de perforación y equipos para el tratamiento de fluido, localizado sustancialmente en la superficie del pozo o cerca de la misma (es decir, la superficie terrestre para un pozo terrestre y la superficie del agua en caso de un pozo costa fuera). Se bombea el fluido mediante una bomba de fluido a través del diámetro interior de una sarta de perforación, por una barrena y de vuelta a la superficie a través del espacio anular entre el hueco y la tubería de perforación .

Una función principal del fluido consiste en mantener una barrera principal dentro del hueco para impedir que los fluidos de formación entren en el espacio interior y fluyan a la superficie. Un obturador de estallidos (BOP), que cuenta con una serie de válvulas que pueden cerrarse selectivamente, proporciona una segunda barrera para impedir que los fluidos de formación fluyan incontrolablemente a la superficie. Para lograr una barrera principal dentro del hueco usando el fluido, se mantiene la presión hidrostática del fluido a un nivel más alto que la presión del fluido de formación ("presión de poros"). Se pueden agregar agentes de pesaje al fluido para aumentar la densidad del fluido, asegurando así que la presión hidrostática quede siempre a un valor más alto que la presión de poros. Si, durante la perforación del hueco, se llega a encontrar una zona que tenga una presión de poros más alta que la presión del fluido dentro del hueco, se introducirá un influjo de fluido de formación en el espacio interior. Tal acontecimiento es un evento indeseable y se denomina como tomar un "amago." Esta misma situación puede ocurrir no sólo durante la perforación, sino también durante la terminación, reacondicionamiento o intervención del pozo.

Cuando ocurre un amago, el líquido y/o gas de formación invasor puede "cortar" o reducir la densidad del fluido en el espacio anular del pozo, de manera que una mayor cantidad de fluido de formación entra en el hueco. En tales circunstancias, es posible perder el control del hueco debido a ruptura de la barrera principal . Tal acontecimiento se puede observar en el equipo de perforación como: (1 ) un cambio de la presión del espacio anular del pozo, (2) un cambio de la densidad del fluido, y/o (3) una ganancia en volumen de fluido en los tanques del sistema de fluido ("volumen de los tanques de fluido"). Cuando se detecta un amago o se sospecha que el fluido ha entrado en el hueco, convencionalmente se detiene la circulación del fluido y el hueco se cierra/tranca cerrando el BOP. La acum ulación de presión en el espacio anular del pozo, ganancia de las piletas de lodo y presiones de la tubería de perforación y tubería de revestimiento de cierre son entonces monitoreadas y medidas. También se pueden realizar cálculos apropiados para matar el pozo mientras se cierra el pozo. Antes de reanudar las operaciones, se puede seguir un procedimiento conocido para matar el pozo a fin de hacer circular el amago fuera del hueco, circular un fluido apropiadamente pesado ("fluido para matar") al interior del pozo y asegurar que se hayas recuperado el control del pozo de manera segura. Típicamente, el propósito del operador mientras hace circular un amago fuera de un pozo y hace circular el fluido para matar es asegurar que no entre otro amago en el pozo. Sin embargo, si mientras se realizan estas tareas entra otro amago en el pozo, toda la condición del hueco cambia nuevamente. El operador puede posteriormente perder control del pozo puesto que los parámetros monitoreados y medidos del pozo son transitorios y confusos como consecuencia del amago anterior. Además será más difícil asegurar que los procedimientos para el control del pozo fueron ejecutados con éxito y que el operador ha recuperado control del hueco de manera efectiva para permitir el reinicio de operaciones.

Uno de los requisitos para matar el pozo segura y eficazmente y hacer circular un fluido apropiado para matar el pozo, es mantener la presión en el interior del hueco tan constantemente como sea posible, a un valor superior de la presión de poros de la formación y a un valor inferior a la presión de fractura de la formación. Por lo tanto, la primera tarea es asegurar que se tenga conocimientos precisos de las presiones de poros y fractura como función de profundidad , y calcular apropiadamente el peso correcto del fluido'que se ha de circular. Si la presión dentro del hueco oscila demasiado durante la circulación del amago fuera del hueco, entonces habrá gran riesgo de que la presión dentro del hueco caiga debajo de la presión de la formación y se sufrirá un amago secundario mientras el proceso de controlar el primer amago esté en ejecución. Por otro lado, si la presión dentro del hueco oscila y llega a la presión de fractura, se inducen pérdidas de fluido dentro de la formación. Esto causa que se comprometa severamente la integridad del hueco y hace que las operaciones de control del pozo necesarias sean mucho más difíciles. Como se afirmó anteriormente, tales eventualidades deben evitarse.

Los dos métodos más comunes para hacer circular el fluido para matar el pozo y hacer circular el amago fuera del hueco son: el método del Perforador y el método de Espera y Peso. El método del Perforador puede ser empleado cuando el fluido de peso para matar no esté todavía disponible para circulación. En el método del Perforador, el peso original del fluido puede ser usado para hacer circular la afluencia de fluidos de formación desde el hueco. En lo sucesivo, el lodo de peso para matar el pozo ("KWM") puede hacerse circular al interior de la tubería de perforación y al interior del pozo. Aunque es posible que se requieran dos circulaciones para efectuar el método del Perforador, este método puede ser más rápido que la variación descrita posteriormente. En el método de Espera y Peso o del "Ingeniero", se elabora el lodo KWM y entonces se hace circular por la sarta de perforación pasando al hueco interior del pozo para sacar los fluidos de formación que provienen del hueco y para matar el pozo, en una circulación. Este método puede ser preferible a fin de mantener la presión de tubería de revestimiento más baja mientras se hace circular el amago fuera del hueco, minimizando así el riesgo de dañar la tubería de revestimiento, fracturar la formación y/o crear un estallido subterráneo. Ya sea usando el método del Perforado o el método de Espera y Peso se debe mantener una presión posteriormente constante dentro del hueco, que sea a la vez superior a la presión de poros e inferior a la presión de fractura.

El método del Perforador y el método de Espera y Peso sólo son adecuados, sin embargo, para su uso que comúnmente se encuentran en situaciones de control de pozo. Hay varias otras situaciones más complejas que confrontamos mientras recuperamos el control del hueco que requieren un procedimiento más sofisticado. En situaciones en que la barrena está fuera del fondo, no hay sarta de perforación dentro del hueco o la sarta de perforación está separada, se necesitan métodos más complejos, tales como métodos volumétricos, volumétricos dinámicos, o de lubricación y sangramiento, para asegurar que se restaura el control del pozo. En algunos casos, no hay margen para permitir circulación de la afluencia sin fracturar la formación. En tales casos, la alternativa es hacer que la afluencia regrese a la formación y no circular la afluencia fuera del hueco. Estos métodos complejos son más difíciles de implementar porque se deben controlar varias variables, y a menudo esta complejidad resulta ser algo que está más allá de lo que la cuadrilla del equipo puede manejar. Así, los peritos en control de pozos son frecuentemente movilizados para prestar ayuda con el control del pozo en caso de que se empleen estos métodos de control de pozo más complejos.

En la perforación convencional de un pozo, el obturador de estallidos (BOP) se queda abierto y el retorno de los fluidos provenientes del pozo es encaminado por una línea de retorno de fluido a una criba vibratoria y a los tanques del sistema de fluido en la superficie. Así, se perfora el pozo mientras está abierto a la atmósfera y sin la posibilidad de aplicar presión en la superficie. Si en algún momento se detecta una indicación de afluencia de fluido, se cierra el obturador y se inicia un procedimiento de control de pozo. Cuando ocurre una afluencia de fluido, es señal de que la presión dentro del hueco es más baja que la presión de la formación, y que se debe aumentar el peso del fluido para restaurar una condición balanceada. Como se describió anteriormente, hay muchas maneras diferentes de controlar el pozo después de la detección de una afluencia de fluido. La manera preferida de controlar un pozo depende de diversos factores incluyendo, sin limitación, la configuración del pozo, el estado operativo del pozo en el momento de la afluencia detectada, ya sea que la barrena esté en el fondo o fuera del fondo del pozo, ya sea que la sarta de perforación esté separada, y/o ya sea que la sarta de perforación esté com pletamente fuera del pozo. El método del Perforador y el método de Espera y Peso, descritos anteriormente , son dos de las m aneras más populares de controlar un pozo después de una detección de afluencia del fluido y que la barrena esté en el fondo, sin em bargo, otros métodos y variaciones de los mismos se implementan según la empresa de perforación en el caso en cuestión . Cua ndo el obturador esté cerrado, el retorno del fluido es desviado hacia el múltiple estrang ulador de control de pozo del eq uipo mediante una línea de estrangu lación , en que uno o más estranguladores aj ustables controlan la presión (es decir, contrapresión) en la l ínea de estrangulación y en el espacio anular.

El procedimiento de control de pozo convencional implica varios pasos, los cuales son bien conocidos a los peritos en la técn ica: Primero, se cierra el pozo cerrando el obturador para medir las presiones en el espacio anu lar y dentro de la sarta de perforación , y proporcionar por consig u iente una ind icación de la cantidad de presión adicional necesaria para volver a balancear el pozo; Luego se hace circular la afluencia de fluido fuera del pozo m ientras se controla apropiadamente la presión del pozo en la superficie para impedir q ue una seg unda afluencia entre en el h ueco (como se afirmó anteriormente , en alg unos casos no hay margen para permitir la circulación de la afluencia sin fracturar la formación , lo cua l conduce a la decisión de propu lsar la afluencia de regreso a la formación en vez de hacer que circule fuera del hueco) ; Luego se hace circular un fluido más pesado a través del pozo para restaurar la condición hidrostáticamente sobre-balanceada, que es una condición requerida para muchas operaciones de perforación de pozos de petróleo y/o gas; Finalmente, se confirma que el pozo es hidrostáticamente sobre-balanceado por verificación de las presiones en el espacio anular y dentro de la sarta de perforación de manera que el obturador pueda abrirse de nuevo para reanudar las operaciones.

Durante la ejecución del procedimiento de control de pozo convencional, se realizan los pasos mientras nos basamos en las lecturas de presión según medidas en la línea de inyección, llamada presión de la tubería vertical y según medidas en la l ínea de estrangulación, llamada presión de la tubería de revestimiento y, en algunos casos, en base al volumen de fluido en las piletas de lodo. Sin embargo, basarse solamente en las lecturas de presión no permite que el perforador entienda completamente los eventos pozo abajo, tales como constatar la condición hidrostáticamente sub-balanceada basada en el momento en que se tomó la afluencia, verificar que una afluencia ha entrado de hecho en el hueco o asegurar que el pozo estás bajo control. Además, usar el volumen de piletas de lodo como indicador del estado del pozo durante un método de control de pozo es un procedimiento que carece de precisión.

Además de control de pozos, se puede cerrar el BOP por otras razones, tales como realizar una prueba de fuga para determinar la presión de fractura de la formación. Los sistemas y métodos actuales para determinar la presión de fractura de la formación y la presión de poros de la formación son, sin embargo, imprecisos. Por ejemplo, la presión de poros derivada de las lecturas de la presión superficial estabilizada de la tubería vertical y de la tubería de revestimiento medidas después que se haya cerrado el obturador dista muchas veces de ser precisa y, en muchos casos, no hay afluencia al hueco. El hecho de sólo confiar en las lecturas de presión y su mala interpretación da lugar a este resultado. Además, el uso de presiones de fractura y de poros medidas de manera imprecisa puede tener graves consecuencias para el aspecto económico del pozo. Por ejemplo, se usa la presión de poros para definir el nuevo peso del lodo/fluido que se requiere que sea circulado a través del pozo después de haberse detectado un amago a fin de hacer que el pozo vuelva a un estado hidrostáticamente sobre-balanceado. Así, si la presión de poros determinada es imprecisa debido a la presencia de un fluido más liviano en el hueco, y no como resultado de una situación hidrostática o dinámicamente sobre-balanceada, el procedimiento típico es introducir un fluido más pesado en el hueco innecesariamente.

Según lo expuesto aquí, la mala interpretación de eventos de no amago, basado solamente en lecturas de presión o mediciones de volumen de piletas de lodo, puede dar lugar a falsas alarmas de amagos. Una acción que se puede ejecutar en atención a estas falsas alarmas es la circulación de fluido con un aumento innecesario del peso del fluido, lo cual puede causar problemas operativos posteriores, tal como una pérdida de circulación , una tubería trabada y/o una tasa baja de penetración del hueco. Por ejemplo, el peso del fluido usado para matar el pozo se selecciona para que sea mucho mayor de lo necesario, causando así problemas severos cuando se reanuden las operaciones. En ciertas situaciones, esto resulta en que el pozo sea abandonado prematuramente. Aún si no se abandona el pozo la enorme cantidad de recursos desperdiciados por la falta de precisión controlabilidad de los métodos de control del pozo es costosa.

Además, la mala interpretación de eventos pozo abajo puede, en muchos casos, dar lugar a la toma de afluencias secundarias mientras se trata de controlar el primer amago. Esto puede dar lugar y, a menudo, da lugar a estallidos de pozo. Por ejemplo, hubo 28 estallidos fuera de control tan sólo en los Estados Unidos en el año 2008. Brian Kraus, DRILLING CONTRACTOR, JulJAug. 2009, en 100-01. La mayoría de estos estallidos causó daños de propiedad, algunos causaron daños ambientales, y por lo menos un estallido causó que una carretera muy transitada fuera desviada porque el fuego en el sitio de perforación estaba muy cerca. Otra razón por la que muchos amagos pueden salirse de control y llegar a ser estallidos desbastadores es la falta de experiencia y conocimiento del personal en el sitio del equipo con respecto a dichos eventos. En muchas circunstancias, el personal en el sitio no es capaz de interpretar la situación de afluencia de fluido, realizar los cálculos necesarios y/o implementar apropiadamente los procedimientos de control de pozo que se requieren.

Mejorar la seguridad y controlabilidad de las operaciones de control de pozo después que el obturador se haya cerrado es una cuestión primordial en la mayoría de los equipos de perforación en todo el mundo. Con la intención de mejorar los procedimientos de control de pozo y la seguridad en general de las operaciones convencionales, recientemente se han desarrollado varios sistemas y métodos que enfocan en detección mejorada de amagos, mientras otros se concentran en controlar presiones con mayor precisión durante la circulación del amago y desplazamiento del lodo para matar pozo. La mayoría de estos sistemas y métodos se basan, sin embargo, solamente en el monitoreo y la medición de la presión para recuperar el control del pozo después que se haya cerrado el obturador. Aunque las mediciones de presión pueden , en algunos casos limitados, proporcionar una buena indicación de los eventos dentro del hueco con el obturador cerrado, las mediciones de presión por si sólo no proveen un entendimiento total y completo de los eventos que están ocurriendo pozo abajo. Asimismo, las mediciones de presión por si sólo no aseguran que se previenen falsas indicaciones de amagos o permiten la evaluación precisa de presiones de fractura y de poros. Considerando que los problemas asociados a las actuales estrategias de control de pozo cuando el obturador está o cerrado, un sistema y método de control de pozo mejorado proporciona varias ventajas. Esta aplicación está basada en la solicitud de patente provisional estadounidense número 61 /31 1 , 166, presentada el 5 de marzo de 2010, la cual está incorporada aquí por referencia. 3. Objetivos de la Invención Un objetivo de la invención es lograr uno o más de lo siguiente: Proveer un sistema y método para permitir el cese seguro de operaciones de perforación en atención a un inicio indicado o sospechado de un evento de amago; Proveer un sistema y método para controlar pozos de petróleo y/o gas después de cerrar el obturador de estallidos; Proveer un sistema y método para determinar con más exactitud la presión de poros y de fractura de la formación; Proveer un sistema y método para confirmar si el peso del fluido es insuficiente para balancear hidrostáticamente las formaciones expuestas y, si se confirmado, determinar un valor preciso para el aumento del peso del fluido requerido para restaurar el balance o sobre-balance hidrostático; Proveer un sistema y método para controlar la presión en cualquier profundidad específica, selecta dentro del hueco entre límites especificados, tales como entre la presión de fractura de la formación y la presión de poros de la formación; Proveer un sistema y método para mantener el control de pozos de petróleo y/o gas de manera que la perforación y otras operaciones en estos pozos puedan realizarse en formaciones sensibles; Proveer un sistema y método que reduzcan los riesgos de estallidos de pozos, los cuales puedan resultar en pérdidas de vidas y/o propiedades; Proveer un sistema y método para mejorar el entrenamiento práctico y las evaluaciones de competencia usando el equipo de control de pozos del equipo de perforación; Proveer un sistema y método para controlar un pozo de petróleo y/o gas de manera que los peritos no localizados en el sitio del equipo de perforación puedan participar anticipadamente en procedimientos de control de pozo; y Proveer un sistema y método para la recolección, interpretación y despliegue de datos relacionados con el control de pozo para una participación oportuna y eficaz en procedimientos de control de pozo por peritos localizados remotamente del equipo de perforación.

Otros objetivos, características y ventajas de la invención serán aparentes a partir de la especificación y dibujos siguientes a una persona capacitada en la técnica.

Breve descripción de la invención Uno o más de los objetivos identificados anteriormente, junto con otras características y ventajas de la invención están incorporadas en un sistema y método para monitoreo y control de un pozo de gas y/o petróleo justamente antes y/o después del cierre de un obturador de estallidos convencional (BOP) asociado al pozo. En las operaciones normales en que el obturador está cerrado o en operaciones en que el obturador está cerrado en atención a cualquier sospecha, señal o indicio de una afluencia de fluido, una implementación preferida del sistema y método de la invención ( 1 ) mide y monitorea tanto las presiones como los reg ímenes de flujo (caudales) que entran en y salen del hueco desde el momento en que el obturador se encuentra cerrado y la operación se ha interrumpido, hasta que el obturador se vuelve a abrir para reanudar las operaciones, (2) mide y monitorea tanto la presión y los regímenes de flujo que entran en y salen del pozo de manera que se proporcione una determinación más precisa de las presiones de poros y fractura, que se utilizan para recuperar con seguridad el control del pozo antes de reanudar las operaciones, y/o (3) utilice los datos de presión y régimen de flujo medidos para realizar operaciones de control de pozo con mayor precisión, controlabilidad y confianza.

En una implementación preferida de la invención, un dispositivo medidor de caudal de fluido, tal como un medidor de volumen de fluido o de caudal másico, está dispuesto dentro de la línea de estrangulación entre el múltiple estrangulador del equipo y el separador de lodo-gas para medir y monitorear el caudal de fluido que sale del hueco por la línea de estrangulación durante el período cuando el obturador convencional está cerrado para cualquier operación específica o en respuesta a cualquier señal o indicio de un evento de afluencia de fluido. Un dispositivo medidor de caudal del fluido también está dispuesto dentro de la línea de inyección de fluido para medir y monitorear el caudal de fluido que entra en el hueco en todo momento. Las presiones de la tubería vertical y de la tubería de revestimiento también son medidas y monitoreadas mediante la medición y el monitoreo de las presiones dentro de la línea de inyección de fluido y la línea de estrangulación, respectivamente, usando dispositivos medidores de presión. Todos los datos relevantes son preferiblemente adquiridos y transmitidos a una unidad de control central antes, durante y después de que el obturador convencional se haya cerrado para cualquier operación específica o en respuesta a un evento de afluencia de fluido sospechado. Estos datos son preferiblemente almacenados en el sitio del equipo de perforación pero están a disposición de peritos en tiempo real en un lugar apartado del pozo. De esa manera, los datos de control de pozo relevantes pueden ponerse a disposición de peritos en control de pozo durante los eventos de control de pozo antes de su llegada al sitio.

Los reg ímenes del flujo y las presiones del fluido que se han medido permiten que el evento de afluencia de fluido sospechado sea confirmado y que las presiones de poros y de fractura de la formación sean determinadas con mayor precisión, como se describe aqu í en adelante. En base a las presiones de poros y de fractura determinadas con precisión, la unidad de control central controla un dispositivo de control de flujo dispuesto en la línea de estrangulación para aplicar contrapresión sobre el pozo a fin de mantener la presión dentro del hueco entre límites especificados o condicionales, incluyendo, pero sin limitación, la presión de poros y la presión de fractura durante todo el procedimiento de control de pozo. La confirmación de la afluencia del fluido que se sospecha y la determinación de una presión de poros precisa también permiten que se determine el peso correcto del fluido para así restaurar la condición sobre-balanceada para continuar la operación. Además, en base a los reg ímenes de flujo y/o presiones que se midieron, una o más de las presiones de la tubería vertical, presión de tubería de revestimiento, y la presión en un punto determinado dentro del hueco pueden ser controladas manual o automáticamente para facilitar las operaciones de control de pozo. Tales operaciones de control de pozo pueden incluir la circulación de la afluencia de fluido que sale del hueco y/o la inyección de un fluido más pesado en el interior del pozo, desplazando así un fluido más liviano desde el interior del pozo, o propulsando la afluencia de fluido de regreso a la formación. El sistema también facilita entrenamiento práctico para la cuadrilla del equipo de perforación así como evaluaciones de competencia de la cuadrilla del equipo por realizar usando los propios equipos de control de pozo del equipo de perforación.

Descripción breve de los dibujos De manera ilustrativa y no en limitación, la invención se describe en detalle de aqu í en adelante en base a las figures que se acompañan, en que: La Figura 1 es una vista esquemática de una implementación preferida del sistema en que los dispositivos de medición del caudal de fluido están dispuestos en una línea de inyección de fluido y en una línea de estrangulación aguas abajo de un dispositivo de control de flujo para medir el caudal de fluido que entra en y sale del hueco mientras se cierra un obturador de estallidos convencional; La Figura 2 es una vista esquemática de una implementación preferida del sistema mostrado en la Figura 1 en que el dispositivo de medición del caudal de fluido está dispuesto en la línea de estrangulación está en posición aguas arriba del dispositivo de control de flujo para medir el caudal de fluido que sale del hueco mientras se cierra un obturador de estallidos convencional; La Figura 3 es una vista esquemática de una implementación preferida del sistema mostrado en la Figura 1 en que los dispositivos de medición del caudal de fluido están dispuestos en la línea de estrangulación en posición aguas arriba y aguas abajo del dispositivo de control de flujo para medir el caudal de fluido que sale del hueco y los dispositivos de medición de presión están dispuestos en la línea de estrangulación tanto aguas arriba como aguas abajo del dispositivo de control de flujo para medir la presión en la línea de estrangulación; La Figura 4 es una vista esquemática de una implementación alternativa preferida del sistema mostrado en la Figura 1 en que los dispositivos de medición del caudal de fluido y presión están dispuestos en cada una de las líneas para matar y de inyección de fluido (y en la línea de estrangulación) para medir el caudal de fluido y presión en (y fuera del) hueco mientras el obturador de estallidos convencional está cerrado; La Figura 5 es una ilustración que muestra que los datos del equipo medidos y/o calculados pueden ser transmitidos entre la unidad de control central del equipo y el equipo y los dispositivos de interfaz del usuario remotos; La Figura 6 es un diagrama de flujo que muestra el procedimiento general para calcular la presión hidrostática del fluido del pozo a una profundidad del pozo especificada; y La Figura 7 es un diagrama de flujo que muestra el procedimiento general para calcular la pérdida de fricción/presión del fluido que circula por el espacio anular del pozo.

Descripción de las implementaciones preferidas de la invención Una implementación preferida de la invención a livia una o más de las deficiencias de la técnica previa e incorpora por lo menos uno de los objetivos identificados anteriormente . Como se muestra en la Figura 1 , una implementación preferida del sistema de perforación 1 0 incluye una sarta de perforación tubular 20 suspendida de un equipo de perforación 90. La sarta de perforación 20 tiene un extremo inferior 22 que se extiende hacia abajo a través de un conj u nto de obturadores 30 y se introduce en un hueco interior/hueco 1 2. U na barrena 26 está conectada con el extremo inferior 22 de la sarta de perforación 20. U n propulsor de la sarta de perforación o dispositivo gi ratorio 38, compuesto por un sistema propulsor rotativo (no mostrado) o un sistema top drive (sistema propulsor su perior) 38, está acoplado operativamente a un extremo superior 24 de la sarta de perforación 20 para hacer girar o virar la sarta de perforación 20 j unto con la barrena 26 en el hueco interior 1 2. U na bomba de fluido superficial/de lodo convencional 40 bombea fluido desde un tanque de reserva de fluido superficial 42 por una l ínea de inyección de fluido 48, a través del extremo superior 24 de la sarta de perforación 20, hacia abajo al interior de la sarta de perforación 20 , pasando por una barrena 26 y al interior del espacio anu lar del pozo 1 8. Se crea el espacio anu lar del pozo mediante la acción de girar la sarta de perforación 20 y la barrena conectada 26 en el hueco interior 1 2 y se define como el espacio anular entre la pared interior/interna o el diámetro del hueco interior 1 2 y la superficie exterior/externa o diámetro de la sarta de perforación 20.

Un conjunto convencional de obturadores 30 está acoplado a la tubería de revestimiento del pozo 16 mediante un conector de cabezal de pozo 28. Típicamente, el conjunto de obturadores 30 incluye uno o más arietes de tubería uno o más arietes cizallantes, y uno o más obturadores anulares 32. Cuando se detiene la perforación (es decir, el propulsor de la sarta de perforación 38 ya no hace girar la sarta de perforación 20 y la barrena 26), el uno o más obturadores anulares convencionales 32 pueden cerrarse para cerrar eficazmente el espacio anular del hueco 1 8/hueco 12 de la atmósfera. Una línea para matar 54 se acopla entre la línea de inyección de fluido 48 mediante un múltiple de tubería vertical 84 y el conjunto convencional de obturadores 30 mediante la válvula de la línea para matar 34. La línea para matar 54 permite la comunicación de fluido entre la bomba de fluido/lodo superficial convencional 40 y el espacio anular del pozo 1 8 cuando la válvula de la l ínea para matar 34 y las válvulas en el múltiple de la tubería vertical 84 están abiertas. De manera que mientras el obturador 32 está cerrado, la bomba de fluido/lodo superficial convencional 40 puede ser empleada para bombear fluido desde el tanque de reserva 42 al interior del espacio anular del pozo 1 8 mediante la línea de inyección de fluido 48, el múltiple de la tubería vertical 84, la línea para matar 54, la válvula de la l ínea para matar 34 y el conjunto de obturadores 30. Alternativamente, mientras el obturador 32 está cerrado, la bomba de fluido/lodo superficial convencional 40 puede ser empleada para bombear fluido desde el tanque de reserva 42 al interior del espacio anular del pozo 1 8 mediante la línea de inyección de fluido 48, el múltiple de la tubería vertical 84, la sarta de perforación 20 y la barrena 26.

Una línea de estrangulación 56 está acoplada entre el conjunto convencional de obturadores 30 mediante la válvula de línea de estrangulación 36 y el tanque de reserva de fluido superficial 42 por medio de un múltiple estrangulador de control de pozo 86. El múltiple estrangulador de control de pozo del equipo de perforación 86 incluye un dispositivo de control de flujo 70, tal como un estrangulador, dispuesto en la línea de estrangulación 56. El dispositivo de control de flujo 70 controla el caudal de fluido a través de la línea de estrangulación 56 controlando así la presión aguas arriba del dispositivo de control de flujo 70 y por consiguiente la contrapresión al espacio anular del pozo 1 8 mientras el obturador 32 está cerrado. Un separador de lodo-gas 46 y una criba vibratoria de lutita 44 también están preferiblemente acopladas fluidamente a la línea de estrangulación 56 y están en posición entre el dispositivo de control de flujo y el tanque de reserva de fluido superficial 42. Así, cuando se abren la válvula de la línea de estrangulación 36 y el dispositivo de control de flujo 70 después que el obturador 32 se haya cerrado, se permite que pase el flujo desde el espacio anular del pozo 18 por el conjunto de obturadores 30, por la válvula de la línea de estrangulación 36, por la línea de estrangulación 56, por el múltiple estrangulador de control de pozo del equipo, a través del separador de lodo-gas 46, por la criba vibratoria 44 y al tanque de reserva del fluido superficial 42.

Al detectar una afluencia de fluido, cesa la perforación (es decir, el propulsor de la sarta de perforación 38 deja de girar la sarta de perforación 26) y se cierran uno o más obturadores convencionales 32 (es decir, se cierran el hueco 12 y el espacio anular del pozo 1 8 a la atmósfera). Dependiendo del procedimiento específico de control de pozo adoptado por la empresa de perforación y la geometría/configuración del hueco, se podrá bombear el fluido al hueco 12 únicamente a través de la sarta de perforación 20, únicamente mediante la línea parta matar 54, o a través de la sarta de perforación 20 y las línea para matar 54. En algunos equipos con líneas y arreglos de válvulas apropiadas (no se muestra) , el fluido puede inyectarse en el espacio anular 18 usando la línea de estrangulación 56.

Si se ha de bombear el fluido únicamente a través de la línea para matar 54, entonces se abre la válvula de la l ínea para matar 34 y se configura el arreglo de válvulas en el múltiple de la tubería vertical 84 para acoplar fluidamente la línea de inyección de fluido 48 y la línea para matar 54, permitiendo así que la bomba 40 bombee el fluido directamente al espacio anular del pozo 18. Las válvulas en el múltiple de la tubería vertical 84 se configura adicionalmente para detener el flujo entre la l ínea de inyección 48 y la sarta de perforación 20. En esta configuración, la línea de inyección 48, el múltiple de la tubería vertical 84, la línea para matar 54, obturadores 30, el espacio anular del pozo 1 8 y la línea de estrangulación 56 definen una trayectoria de fluido a través del hueco 1 2. Si se ha de bombear el fluido únicamente a través de la sarta de perforación 20, entonces se cierra la válvula de línea para matar 34 y se configura el arreglo de válvulas en el múltiple de la tubería vertical 84 para permitir flujo entre la línea de inyección de fluido 48 y el extremo superior 24 de la sarta de perforación 20 y para detener el flujo a la línea para matar 54. En esta configuración, el múltiple de la tubería vertical 84, la linea de inyección de fluido 48, la sarta de perforación 20, el espacio anular del pozo 18 y la línea de estrangulación 56 definiendo una trayectoria de fluido a través del pozo 12.

Si tanto la línea para matar 54 como la sarta de perforación 20 se han de utilizar para bombear el fluido al espacio anular del pozo 1 8, entonces se abre la válvula de la línea para matar 34 y se configura el arreglo de válvulas en el múltiple de la tubería vertical 84 para permitir flujo de fluido entre la línea de inyección de fluido 48 tanto a la línea para matar 54 como al extremo superior 24 de la sarta de perforación 20.

Típicamente después de detectarse una afluencia, se cierra el obturador 32 y se miden las presiones de las tuberías vertical y de revestimiento para confirmar y valorar la severidad de la afluencia y determinar el aumento de peso de fluido necesario para circulación por el hueco 12. Se bombea un fluido de mayor peso por la sarta de perforación 20 y/o la línea para matar 54 para aumentar el peso de fluido dentro del espacio anular del pozo 1 8. El peso incrementado del fluido aumenta la presión estática ejercida por el fluido dentro del hueco o 12, lo cual impide que entre afluencia adicional en el espacio anular del pozo 1 8 desde la formación 14.

Para hacer circular fluido más pesado por el hueco 12 y cualquier afluencia de fluido fuera del hueco 1 2 mientras el obturador convencional 32 está cerrado, se abre la válvula de la línea de estrangulación 36 para permitir que tal fluido fluya bajo presión desde el espacio anular del pozo 18 a través de la válvula de la l ínea de estrangulación 36, al interior de la línea de estrangulación 56, por el dispositivo de control de flujo 70 y de regreso al tanque de reserva de fluido superficial 42. El dispositivo de control de flujo 70 controla el caudal del fluido que pasa por el mismo, y por consiguiente la contrapresión en el hueco 12 y en el espacio anular del pozo 1 8, al controlar o ajusfar preferiblemente el tamaño de un orificio (no mostrado) por el cual se permite que el fluido fluya a través de la línea de estrangulación 56. Un orificio de mayor tamaño equivale a un mayor flujo pasante y a una contrapresión reducida mientras un orificio de menor tamaño equivale a un menor flujo y a una mayor contrapresión. El uso de dispositivos de control de flujo para restringir el flujo por una tubería o conducto de flujo es bien conocido por los peritos en la técnica. Tales dispositivos de control de flujo incluyen, sin limitación, estranguladores, orificios de tamaño ajustable y diversas válvulas.

Una unidad de control central 80 está preferiblemente dispuesta y diseñada para recibir señales de medición de varios dispositivos medidores, usar las señales recibidas para generar señales de control para controlar el dispositivo de control de flujo 70 y el flujo por el mismo, y transmitir estas señales de control al dispositivo de control de flujo 70, controlando así el flujo por la línea de estrangulación 56. La unidad de control central 80 puede ser cualquier tipo de dispositivo computador que tenga preferiblemente una interfaz de usuario y programación (software) 81 instaladas en el mismo, tales como una computadora que sea capaz, sin limitación, de realizar una o más de las siguientes tareas: recibir señales de diversos dispositivos medidores, convertir las señales recibidas en forma explotable para computación y/o monitoreo, usando las señales convertidas para la computación y/o el monitoreo de parámetros deseados, generando señales representativas de parámetros computados y transmitiendo señales generadas. Con respecto al dispositivo de control de flujo 70, la unidad de control central 80 está preferiblemente dispuesta y diseñada para transmitir señales de control generadas sin alambre o mediante un enlace conectado por alambre (mostradas por las líneas punteadas en las Figuras 1 -4) al dispositivo de control de flujo 70. Las señales de control recibidas por el dispositivo de control de flujo 70 desde la unidad de control central 80 causan que el orificio del dispositivo de control de flujo 70 se abra completamente, se cierre completamente o se abra o cierre a alguna posición entre los mismos. Si bien el dispositivo de control de control de flujo 70 puede ser controlado automáticamente por la unidad de control central 80, como está descrito antes, el dispositivo de control de flujo 70 también puede ser controlado manualmente por un operador para ajustar el caudal de fluido o la presión a través del dispositivo de control de flujo 70 a criterio del operador.

Como se muestra en la Figura 1 , un dispositivo medidor de caudal del fluido 50, tal como un medidor de volumen o de caudal másico, se emplea preferiblemente para medir el caudal del fluido que sale del hueco 1 2 m ientras el obturador de estallidos convencional está cerrado. Tal dispositivo medidor de caudal del fluido 50 es preferiblemente un medidor de caudal Coriol is, u n med idor de caudal ultrasónico, un med idor de caudal mag nético o un medidor de caudal óptico a base de láser, pero puede ser cualquier tipo adecuado conocido por aquel las personas capacitadas en la técnica . El d ispositivo medidor de caudal del fluido 50 está diseñado y dispuesto para generar una señal Fout(t) , que es representativa del caudal que de hecho sale del hueco 1 2 por la l ínea de estrangulación 56 como función de tiempo (t). El dispositivo medidor del ca udal del fluido de sa lida 50 transm ite la señal Fout(t) , preferiblemente en tiem po real , a la u nidad de control central 80, la cual recibe y procesa la señal . El dispositivo medidor del caudal del fluido de sal ida 50 está preferiblemente dispuesto en la l ínea de estrangulación 56 entre el dispositivo de control de flujo 70 y el separador de lodo-gas del equipo 46. Si n embargo, como se muestra en la Figura 2 , el dispositivo medidor del cauda l del fluido de salida 50 puede estar alternativamente dispuesto en la l ínea de estra ngulación 56, aguas arribas del dispositivo de control de flujo 70 (es decir, entre el espacio a nular del pozo 1 8 y el dispositivo de control de flujo 70) .

En una implementación preferida alterna , mostrada en la Figure 3, El dispositivo medidor del caudal del fluido de salida 50 está dispuesto en la línea de estrangulación 56 , ag uas abajo del dispositivo de control de flujo 70 (es decir, entre d ispositivo de control de flujo 70 y el separador de lodo-gas 46) y un seg undo dispositivo medidor del caudal del fluido de sal ida 58 está dispuesto en la línea de estrangulación 56, aguas arriba del dispositivo de control de flujo 70. Los dispositivos medidores del caudal del fluido de salida 50, 58 están similarmente dispuestos para generar una señal Fo ut(t) y una señal F0ut2(t), respectivamente, las cuales son representativas de los caudales que de hecho salen del hueco 12 por la l ínea de estrangulación 56 en el dispositivo medidor respectivo 50, 58 como función de tiempo (t). Los dispositivos medidores del caudal del fluido de salida 50, 58 transmiten su respectivas señales Fout(t) y Fout2(t), preferiblemente en tiempo real, a la unidad de control central 80, la cual recibe y procesa la señal. El fluido aguas arriba del dispositivo de control de flujo 70 puede sufrir una presión más alta que el fluido aguas abajo del dispositivo de control de flujo 70. Por lo tanto, el uso de los dispositivos medidores del caudal del fluido de salida primero 50 y segundo 58 proporciona un análisis de la compresibilidad de fluido y un mejor entendimiento de dilatación de volumen de fluido como función de presión, ambos los cuales permiten una medición más precisa del caudal del fluido que sale del hueco 12. Los efectos de turbulencia también pueden determinarse y así ser controlados mediante el uso de dos dispositivos medidores de caudal de salida 50, 58 dispuestos en serie.

Regresando a la Figura 1 , un dispositivo medidor del caudal del fluido de admisión 52, tal como un medidor de volumen o caudal másico, se emplea preferiblemente para medir el caudal del fluido que fluye en el hueco 12 mientras el obturador de estallidos convencional 32 está cerrado. El dispositivo medidor del caudal del fluido de admisión 52 es preferiblemente un medidor de caudal Coriolis, un medidor de caudal ultrasónico, un medidor de caudal magnético o un medidor de caudal óptico a base de láser, pero puede ser cualq u ier tipo adecuado conocido por aquellas personas capacitadas en la técn ica . Alternativamente, au n un dispositivo sencillo para medir las emboladas de la bomba de fluido/lodo superficial convencional 40 como función de tiempo puede servir como d ispositivo medidor del caudal del fluido de admisión . El dispositivo medidor del caudal del fluido de adm isión 52 está dispuesto y diseñado para generar una señal Fin(t) , que es representativa del caudal efectivo del fluido por la l ínea de inyección de fluido 48 (es decir, una l ínea de admisión acoplada entre la bomba 40 y la sarta de perforación 20) como función de tiem po (t) . El d ispositivo med idor de caudal del fluido 52 transmite la señal Fin(t) en tiem po real a la unidad de control central 80, que recibe y procesa la señal . El dispositivo medidor de caudal del fluido 52 es preferiblemente d ispuesto en la línea de inyección 48 entre la bomba de fluido/lodo superficial convencional 40 y el múlti ple de la tubería vertical 84 , de manera que el d ispositivo medidor del fluido de admisión 52 mide el caudal del fluido que fluye al hueco 1 2 , sin im portar que el flujo de fluido sea a través de la sarta de perforación 20 o por la l ínea para matar 54.

Alternativamente, como se muestra en la Figure 4 , el dispositivo medidor del caudal del fluido de adm isión 52 está d ispuesto en la l ínea de inyección de flu ido 48 entre la bom ba de fluido/lodo superficial convenciona l 40 y el m últiple de la tubería vertical 84, y un segundo dispositivo medidor del caudal de fluido de admisión 60 está dispuesto en la l ínea para matar 54. El dispositivo medidor del caudal del fluido de entrada 52 está dispuesto y diseñado para generar una señal Fin(t), que es representativa del actual caudal de flujo que entra en el hueco 12 a través de la línea de inyección 48 como función de tiempo (t). El Segundo dispositivo medidor del caudal del fluido de admisión 60 está dispuesto y diseñado para generar una señal Fin2(t), que es representativa del actual caudal de flujo que entra en el hueco 12 a través de la línea para matar 54 (es decir, l ínea de admisión acoplada entre el múltiple de la tubería vertical 84 y el espacio anular del pozo 18) como función de tiempo (t). Los dispositivos medidores del caudal del fluido de admisión 52, 60 transmiten su respectiva señal Fin(t) y F¡ n 2( ), preferiblemente en tiempo real, a la unidad de control central 80, la cual recibe y procesa la señal. En base a las señales recibidas, la unidad de control central 80 calcula el caudal total del fluido que fluye al hueco 12 sin importar que el flujo del fluido se realice sólo por la sarta de perforación 20, sólo por la línea para matar 54, o una combinación de ambas.

Como se afirmó antes, los dispositivos medidores de caudal de admisión 52, 60 y de salida 50, 58 envían preferiblemente señales de caudal en tiempo real a la unidad de control central 80, permitiendo así que el caudal del fluido que entra y sale del hueco 12 sea continuamente monitoreado mediante la unidad de control central 80 mientras el obturador convencional 32 estás cerrado. El flujo del fluido proveniente del hueco 1 2 por la línea de estrangulación 56 es controlado manual o automáticamente por la unidad de control central 80, mediante el dispositivo de control de flujo 70. El flujo del fluido que fluye al espacio anular del pozo 18 por la línea de inyección de fluido 48 y/o la línea para matar 54 también puede ser controlado por la unidad de control central 80 mediante la manipulación del arreglo de válvulas en el múltiple de la tubería vertical 84 para seleccionar una trayectoria de flujo de fluido determinada, reducir el flujo por una trayectoria de flujo de fluido determinada o detener el flujo por una línea determinada. Alternativamente la unidad de control central 80 puede controlar automáticamente, o un operador puede controlar manualmente, el flujo del fluido al espacio anular del pozo 18, al aumentar, reducir o parar la operación de la bomba de fluido/lodo superficial convencional 40.

Como se muestra en la Figure 1, un dispositivo medidor de la presión de admisión 62, tal como un sensor de presión, está dispuesto en la línea de inyección de fluido 48 cerca del múltiple de la tubería vertical 84. Sin embargo, el sensor de la presión de admisión 62 podría estar dispuesto alternativamente en otra parte de la línea de inyección de fluido 48, pero preferiblemente muy cerca del dispositivo medidor del caudal de admisión 52. El dispositivo medidor de la presión de admisión 62 está dispuesto y diseñado para generar la señal P¡n(t), que es representativa de la presión en la línea de inyección de fluido 48 (es decir, la presión de la tubería vertical) como función de tiempo (t). El dispositivo medidor de la presión de admisión 62 transmite la señal Pin(t), preferiblemente en tiempo real, a la unidad de control central 80, la cual recibe y procesa la señal. Como se muestra en la Figure 4, El dispositivo medidor de la presión de admisión 62 está dispuesto en la línea de inyección de fluido 48, como está descrito antes, sin embargo, un segundo dispositivo medidor de presión de admisión 66 está asociado al segundo dispositivo medidor de caudal de admisión 60 posicionado en la línea para matar 54. Así, un dispositivo medidor de la presión de admisión está preferiblemente asociado a cada uno de una multiplicidad de dispositivos medidores de caudal de admisión. El Segundo dispositivo medidor de la presión de admisión 66 está dispuesto y diseñado para generar una señal Pin2(t), que es representativa de la presión en la l ínea para matar 54 como función de tiempo (t). Los dispositivos medidores de la presión de admisión 62, 66 transmiten sus respectivas señales Pin(t) y P¡n2(t) , preferiblemente en tiempo real, a la unidad de control central 80, la cual recibe y procesa las señales.

Regresando a la Figure 1 , un dispositivo medidor de la presión de admisión 64, tal como un sensor de presión, está dispuesto en la l ínea de estrangulación 56 preferiblemente cerca del múltiple estrangulador de control de pozo del equipo 86 y aguas arriba del dispositivo de control de flujo 70. El dispositivo medidor de la presión de salida 64 está dispuesto y diseñado para generar una señal P0_t(t), que es representativo de la presión en la línea de estrangulación 56 como función de tiempo(t). Cuando el sensor de la presión de salida 64 está dispuesto aguas arriba del dispositivo de control de flujo 70, el sensor de presión mide la presión representativa de la presión de la tubería de revestimiento (o la presión del múltiple estrangulador en equipos flotantes). El dispositivo medidor de la presión de salida 64 transmite la señal P0ut(t) en tiempo real a la unidad de control central 80, que recibe y procesa la señal.

En una ¡mplementación alterna, como se muestra en la Figura 3, el sensor de presión de salida 64 está dispuesto cerca del múltiple estrangulador de control de pozo del equipo de perforación 86 como se describe arriba y un segundo sensor de presión de salida 68 está dispuesto aguas abajo del dispositivo de control de flujo 70 muy cerca del dispositivo medidor de caudal de flujo de salida 50. El dispositivo medidor de la presión de salida 64 está dispuesto y diseñado para generar una señal Pout(t), que es representativa de la presión en la línea de estrangulación 56 (es decir, la presión de la tubería de revestimiento) aguas arriba del dispositivo de control de flujo 70 como función de tiempo (t). El segundo sensor de presión de salida 68 está dispuesto y diseñado para generar una señal P0ut2(t), que es representativa de la presión en la línea de estrangulación 56 aguas abajo del dispositivo de control de flujo 70. Los dispositivos medidores de la presión de salida 64, 68 transmite sus respectivas señales Pout(t) y P0ut2(t), preferiblemente en tiempo real, a la unidad de control central 80, la cual recibe y procesa las señales.

Usando este sistema, el operador preferiblemente monitorea los caudales además de la medición de presiones para confirmar que la presión dentro del hueco 12 se mantiene entre límites aceptables de alta y baja presión, tales como entre las presiones de poros y de fractura de la formación 14. Este método aumenta significativamente la precisión en el control del pozo, cuando se compara con métodos que emplean un sistema convencional, en el que el operador sólo monitorea la medición de presiones. Además de confirmar que la presión dentro del hueco 12 se encuentra entre límites específicos, el sistema divulgado aquí también controla la presión que habrá entre tales límites específicos. Esto también contribuye a un aumento de la precisión en el control del pozo.

Como se muestra en la Figures 1 -4, un dispositivo medidor de la temperatura de admisión 76 está dispuesto en la l ínea de inyección de fluido 48, preferiblemente aguas arriba del múltiple de la tubería vertical 84, y un dispositivo medidor de la temperatura de salida 78 está dispuesto en la línea de estrangulación 56, preferiblemente aguas abajo del múltiple estrangulador de control de pozo del equipo 86, para generar señales Tin(t) y To ut(t), respectivamente. Las señales, T¡n(t) y Tout(t), provenientes de estos dispositivos medidores de temperatura opcionales 76, 78 son transmitidas a la unidad de control central 80, que está dispuesta y diseñada para recibirlas. Los dispositivos medidores de temperatura 76, 78 puede ser cualquier dispositivo conocido por aquellas personas capacitadas en la técnica para medir temperatura, incluyendo, sin limitación, termómetros y termocuplas. Como se conoce bien en la técnica, tales datos de temperatura pueden ser usados para ajustar el cálculo de las propiedades del fluido que son función de la presión y la tem pe ratura , ta les como densidad y otras propied ades Teol óg icas . Los cálculos de las propiedades del fluido se realizan preferiblemente en atenci ón a las variaciones de temperatura en tiempo real del fluido, mejorando así la precisi ón de todo el sistema 10.

La unidad de control central 80 está dispuesta y diseñada para recibir señales generadas por los dispositivos medidores del caudal del fluido de salida 50, 52, 58, 60, dispositivos medidores de presión 62, 64, 66, 68, y los dispositivos medidores de temperatura 76, 78. Como se muestra en la Figura 1 , la unidad de control central 80 recibe estas señales mediante enlaces conectados por alambre (mostrados por las líneas punteadas) acoplados entre los dispositivos medidores respectivos 50, 52, 62, 64, 76, 78 y la unidad de control central 80. Además la Figure 3 muestra que la unidad de control central 80 recibe señales generadas por el dispositivo medidor del caudal del fluido 58 y el dispositivo medidor de presión 68. Igualmente, la Figure 4 adicionalmente muestra que la unidad de control central 80 recibe señales generadas por el dispositivo medidor del caudal del fluido 60 y el dispositivo medidor de presión 66. Alternativamente cada uno de los dispositivos medidores puede transmitir inalámbricamente señales generadas de cualquier manera conocida a las personas capacitadas en la técnica, tal como por transmisión celular, por rayos infrarrojos o transmisión acústica. En tal implementación inalámbrica, a la unidad de control central 80 está dispuesta y diseñada para recibir e interpretar tales transmisiones inalámbricas.

Como se muestra generalmente en la Figura 5, los datos del equipo provenientes de la unidad de control central 80 incluyendo, sin limitación, señales recibidas (por ejemplo, las medidas del caudal de flujo, presión y temperatura), parámetros computados (por ejemplo, presiones de fracture y de poros), señales de control (por ejemplo, para controlar el flujo por la línea de estrangulación 56 mediante el dispositivo de control de flujo 70), etc. , pueden ser transmitidos remotamente estableciendo u n en lace de com unicación , por ejemplo, por satél ite 97, conexión alam brada, y/o conexión inalámbrica , etc. , entre la unidad de control central 80 del eq uipo 90 y u na u nidad remota , tal como otra computadora 91 , 99, dispositivo de almacenamiento 93 {por ejemplo, un servidor) , y/o a un dispositivo móvi l 95 (por ejemplo, un teléfono inteligente) . De esta manera , los datos del equipo pueden ser accedidos en tiempo real por el personal localizado remotamente del equipo 90. Esto permite que los peritos en control de pozos ¡nteractúen con los miembros de la cuadrilla del equi po y/o los orienten, estacionados en el sitio tanto antes como después q ue se haya cerrado el obturador convencional 32 debido a una detección del evento de afluencia de fluido, asesora ndo as í con la i nterpretación de los datos y dirigiendo de la mejor manera para mantener o recuperar el control del pozo 1 2. Las personas capacitadas en la técnica reconocerán fácilmente que los peritos en el control del pozo, mientras monitoreen y/o orienten al personal in-situ sobre los procedimientos correctos para control de pozos, pueden tra nsmitir órdenes de mando (por ejemplo, señales de control) a las unidad de control central 80 y/o a otros componentes del sistema (por ejemplo, dispositivo de control de flujo 70, bomba 40, etc. ) , que responden a tales órdenes, para recuperar el control del pozo. Tales órdenes transmitidas por control remoto pueden enviarse junto, o pueden cancelar, las acciones del personal in-situ en las operaciones de control de pozo. En una implementación alterna , las señales de caudal , presión y temperatura transm itidas por los diversos dispositivos medidores 50, 52, 58, 60, 62 , 64, 66, 68, 76 , 78 pueden ser transmitidas directamente a una computadora localizada remotamente 91 , 93, 99 o a dispositivos móviles 95, tales como teléfonos inteligentes, sin tener que pasar así por cualquier unidad de control central 80. En tal implementación, los peritos en control de pozo localizados remotamente envían órdenes de mando directamente al dispositivo de control de flujo 70, bomba 40, y otro equipo (por ejemplo, la válvula de línea de estrangulación 36, válvula de línea para matar 34, etc. ) para controlar el pozo.

Según lo descrito, la unidad de control central 80 está dispuesta y diseñada para recibir señales medidas, incluyendo las señales Tin(t), Tout(t), P¡n(t), Pout(t), Fin(t), y Fout(t), y según se apliquen, las señales P¡ n2(t), P0ut2(t), F¡ n 2(t), y Fou,2(t). Los parámetros adicionales, incluyendo, sin limitación, a la profundidad del hueco, la profundidad de la barrena (si se perfora) o la configuración de sarta (si se realiza una terminación, reacondicionamiento o intervención), propiedades de lodo (es decir, densidad y reología) y/o geometría del hueco (inclinación y dirección) también son preferiblemente medidos y recibidos por, o introducidos por el personal en la unidad de control central 80, que usa los datos mediante el software 81 (que se comentan aquí en lo sucesivo) para interpretar completamente y con precisión el estado del pozo 12 y evaluar el mejor plan de acción para recuperar el control del pozo 12 antes de reanudar las operaciones. Alternativamente, uno o más de estos parámetros pueden ser calculados por el software 81 usando cualesquier datos que estén disponibles a la unidad de control central 80.

La unidad de control central 80 determina, preferiblemente en tiempo real, la presión del espacio anular a cualquier profundidad específica deseada dentro del hueco 12. Usando por lo menos las señales Pout(t) y Fout(t), la unidad de control central 80 genera la señal Pann(t), que es representativa de la presión a una profundidad especificada dentro del espacio anular del pozo 18 como función de tiempo(t). El software 81, instalado en la unidad de control central 80, lo utiliza la unidad de control central 80 para computar la señal de presión del espacio anular, Pann(t), como función de tiempo (t). La señal de presión del espacio anular, Pann(t), está determinada al agregar del fluido/lodo dentro del espacio anular del hueco 18, la presión de fricción generada en el espacio anular del hueco 18 y la línea de estrangulación 56 por cualquier fluido en circulación (es decir, una función de la señal F0ut(t)), y la presión de salida, Pout(t) , según medida preferiblemente por el dispositivo medidor de la presión de salida 64.

El software 81 calcula la presión hidrostática basada en un número de parámetros incluyendo, pero sin limitarse a, la densidad del fluido en el hueco 12 y la profundidad a la que ha de determinarse la presión hidrostática. La Figure 6 proporciona un simple diagrama de o flujo que muestra cómo puede ser calculada la presión hidrostática. El software 81 también calcula la pérdida de fricción en el espacio anular 18, generada por cualquier fluido circulante basado en un número de parámetros incluyendo, pero sin limitarse a, la velocidad del caudal del fluido (es decir, una función de señal Fout(t)), densidad y parámetros Teológicos del flujo de fluido, y la geometría del espacio anular 18 y la línea de estrangulación 56. La Figura 7 proporciona un simple diagrama de flujo que muestra cómo se puede calcular la pérdida de fricción/presión anular. El software 81 también incluye las correlaciones necesarias para ajusfar el cálculo de las propiedades del fluido en respuesta a cualquier variación de temperatura del fluido, mientras se mide y transmite, preferiblemente en tiempo real, por los dispositivos medidores de temperatura 76, 78 a la unidad de control central 80. Otros parámetros, incluyendo, pero sin limitarse al caudal de flujo, F¡n(t)/Fin2(t) dentro del pozo 12, la presión de admisión P¡n(t)/P¡n2(t) . la profundidad del hueco 12, y la densidad del fluido/lodo bombeado dentro del pozo 12 también puede ser empleado por el software 81 en la computación de la señal Pann(t).

El Software 81 preferiblemente calcula la presión hidrostática y las pérdidas por fricción basado en ecuaciones hidráulicas desarrolladas durante las últimas décadas, las cuales son bien conocidas por los peritos en la técnica. Ejemplos de dichas ecuaciones hidráulicas tradicionalmente utilizadas las operaciones de petróleo y gas para determinar la presión a cualquier profundidad en el hueco del hueco 12 se pueden encontrar en, por ejemplo, ADAM T. BOURGOYNE, ET AL., INGENIERIA DE PERFORACIÓN APLICADA (APPLIED DRILLING ENGINEERING) 113-189 (SPE Textbook Series 1986) (Series de Textos SPE 1986), el cual se incorpora aquí por referencia.

El siguiente es un ejemplo de cómo la presión anular en una profundidad del pozo especificada puede ser calculada por el software 81 usando ecuaciones hidráulicas bien conocida y datos del equipo típicamente disponibles. Este ejemplo se proporciona a manera de ilustración solamente y no tiene la intención de limitar el alcance del sistema o método de la invención en ni nguna manera .

Ejemplo Se ha de determ inar la presión del espacio anular a una profundidad del hueco de 1 0.000 pies en el espacio anular del pozo entre una tu bería con diámetro exterior de 3 pu lgadas y una tubería con diámetro interior de 5 pulgadas. Se está circulando un fluido newtoniano con una densidad de 9, 0 li bras por galón por el hueco a razón de 1 00 galones por m inuto. La contrapresión que se aplica al espacio anu lar del pozo es de 200 psi (li bras por pulgada cuadrada), según se m ide por el dispositivo medidor de presión de salida. El parámetro Teológico T3?? del fluido es de 30 (es decir, µ=30 cp; la viscosidad en centipoise) . Según lo comentado anteriormente, la presión del espacio an ular se determina sumando la presión hidrostática del fluido/lodo dentro del espacio anular del pozo, la pérdida de fricción/presión generada en el espacio anular del pozo y la l ínea de estrangulación , si corresponde, por cualquier flu ido en circulación, y la presión de salida (es decir, contrapresión apl icada al hueco) . El componente hidrostático de la presión del espacio anular se determina como el producto de la ecuación, 0, 052*(profundidad)*(densidad), lo cual, basado en los datos anteriores, es igual a 4.680 psi . El componente de pérdida de fricción de la presión del espacio anular requiere la determinación de la velocidad media del fluido, los criterios de turbulencia y la pérdida de la presión de fricción por pie. Basado en los datos antedichos, la velocidad media del fluido en el espacio anular es igual a 2,55, que es el producto de la ecuación, [(caudal)]/[2,448*(d22 - d!2)], en que d2 es el diámetro interior y di es el diámetro exterior. Los criterios de turbulencia son determinados a partir del número Reynolds, NRe, que para flujo por un espacio anular, es el producto de la ecuación, [757*densidad*velocidad media del fluido*(d2-di)]/[p]. Con base en los datos anteriores, el número Reynolds es 1.158, que es representativo de flujo laminar (es decir, NRe menos de 2.100). La pérdida de fricción por pie se determina usando la ecuación del flujo laminar, dP/dL = [µ*(? luido significa velocidad)]/[1000*(d2 - d,)2]. Así, la pérdida de fricción del flujo laminar por pie, dP/dL, es igual a 0,019 psi/pie. La pérdida de fricción del flujo laminar total para la profundidad del pozo de 10.000 pies es simplemente el producto de 0,019 psi/pi * 10.000 pies, o 191,25 psi. Finalmente, la contrapresión que se aplica al espacio anular del pozo es de 200 psi, según medida directamente por el dispositivo medidor de presión de salida. La presión del espacio anular se determina sumando el componente hidrostático, el componente de pérdida de fricción y el componente de contrapresión, es decir, 4.680 + 191 + 200. Así, basándose en los datos dados, la presión anular a una profundidad del pozo de 10.000 pies es igual a 5.071 psi.

La presión de fractura de la formación y la presión de formación de poros pueden ser valores límites pre-determinados o estimados que son entradas manuales en el software 81 de la unidad de control central 80. Más preferiblemente, la unidad de control central 80 utiliza las señales de caudal, presión y temperatura recibidas de los respectivos dispositivos medidores para determinar una presión de poros y presión de fractura precisas de la formación 14. La presión de poros de la formación se determina después de detectarse/sospecharse una afluencia del fluido de la formación 14 al espacio anular del pozo 18 y después de cerrarse el obturador convencional 32. Como se describe aquí más adelante en más detalle, la presión de poros se determina reduciendo por etapas la contrapresión inicialmente aplicada para detener la afluencia de fluido después de cerrarse el obturador 32, hasta que se detecte una afluencia mediante monitoreo de caudales que entran y salen del hueco 1 2.

La presión de fractura de la formación 14 se determina preferiblemente a través de una "prueba de fuga" antes de comenzar las operaciones o en cualquier momento después de que una operación se inicia. Mientras se perfora, se realiza una "prueba de fuga" para efectos de determinar la presión de inicio de fractura para el siguiente segmento del hueco 1 2 por perforar. En una "prueba de fuga" típica, el espacio anular del pozo 18 se obtura o sella de la atmósfera cerrando un obturador convencional 32 y cerrando completamente el estrangulador 70, dispuesto en el múltiple estrangulador de control de pozo 86. El líquido/lodo se introduce en el hueco 12 a una velocidad volumétrica relativamente lenta y constante a través de la línea de inyección de fluido 48 y el paso central de la sarta de perforación 20 de modo que el líquido/lodo salga de la sarta de perforación 20 a través de la barrena 26 y entre el espacio anular del pozo 18, que está sellado por el estrangulador 70 cerrado en la superficie. En la medida en que este flujo que entra en el hueco 12 continúa, la presión en el espacio anular 18 aumenta linealmente, hasta que llega el momento en que la formación 14 empieza a absorber fluido. En este momento, ocurre un cambio de la pendiente de la curva de presión contra el volumen inyectado. Muchas empresas de perforación consideran que este punto representa la presión de fuga o fractura de la sección de pozo abierto 12. Aunque una determinación de la presión de fractura aparecería nítida, hay varios métodos adicionales de realizar una prueba de fuga, y es posible que ni siquiera dentro de la propia empresa de perforación se emplee un método estándar. Esta variación de procedimientos y maneras de interpretar cuando el fluido empieza a fugarse a la formación 14 es una de las causas de problemas de pozo y de tiempo improductivo, cada una resultando en un desperdicio significativo de recursos.

Usando el sistema 10 con el obturador 32 cerrado, la prueba de fuga se realiza preferiblemente usando un caudal de inyección constante a través de la sarta de perforación 20 con el flujo de retorno hacia arriba por el espacio anular del pozo 18 y por la línea de estrangulación 56 con el estrangulador 70 completamente abierto. La presión de la tubería de revestimiento (es decir, la contrapresión aplicada al espacio anular del pozo 18) se aumenta lentamente y por etapas (por ejemplo, incrementalmente) cerrando el estrangulador 70 de manera correspondiente mientras se monitorea el caudal del fluido que sale del espacio anular del pozo 18 mediante por lo menos uno de los dispositivos medidores de caudal del fluido de salida 50, 58. La presión de la tubería de revestimiento se incrementa lentamente, debido a que se obtiene una determinación más exacta de la presión de fractura cuando se hacen cambios en pasos menores de la presión de la tubería de revestimiento durante la prueba de fuga. Con el aumento de presión, el caudal que sale del espacio anular del pozo 18 se reduce inicialmente debido a la compresibilidad del sistema. Sin embargo, si no hay pérdidas de fluido fluyendo a la formación 14, entonces después que el sistema llegue a un estado constante, el caudal del fluido que sale del espacio anular del pozo 18 por la línea de estrangulación 56 se equilibrará con el caudal del fluido que entra en el espacio anular del pozo 18 por la sarta de perforación 20 (o línea para matar 54). Un aumento adicional de la presión de la tubería de revestimiento se efectúa cerrando ligeramente el estrangulador 70 mientras se monitorea el caudal del fluido que entra en y sale del hueco 12.

Como se describió anteriormente, el software 81 de la unidad de control central 80 calcula la señal de presión del espacio anular, Pann(t), a una profundidad especificada como función de tiempo (t). La presión de fractura de la formación es simplemente la presión del espacio anular, Pann(t), a la profundidad de la pérdida de fluido en un momento, tfrac, en que el caudal que sale del espacio anular del pozo 18 primero empieza/comienza a dejar de ser igual o aproximado al caudal que entra en el hueco 12, manteniendo así una pérdida constante del estado del fluido que entra en el hueco 12 (es decir, cuando el caudal de flujo dentro del caudal de flujo 12, según está representado por la señal Fin(t) , se convierte primero consistentemente mayor que el caudal q ue sale del hueco 1 2 , según está representado por la señal Fout(t)). Así, la presión de fractura de la formación , al ig ual q ue la presión del espacio anular, es una fu nción de la presión h idrostática, la presión de la tubería de revestim iento que se aplica seg ún medida preferiblemente por el dispositivo medidor de la presión de salida 64 (es deci r, la señal P0ut(t)) y la pérdida de fricción en el espacio a nular del pozo 1 8 y la l ínea de estrangulación 56 generada por el fluido en circulación (es decir, una función de la seña l Fout(t)) , según estimado preferiblemente por el modelo h idrául ico incorporado en el software 81 . Debido a que el caudal del fluido q ue se em plea en la prueba de fuga es bajo, la pérdida de fricción correspondiente en el espacio anu lar 1 8 y de la l ínea de estrangulación 56 generada por el fluido circu lante también es baja, reduciendo as í la incertidumbre de estimación y aumentando la precisión de la determinación de la presión de fractura de la formación .

Una im plementación preferida del método de la invención proporciona control seguro del pozo m ientras el obturador convencional 32 está cerrado en atención a un amago detectado o sospechado (es decir, afluencia de fluido). Durante las operaciones de perforación normales, un dispositivo girador de sarta de perforación 38, hace girar a un extremo superior 24 de una sarta de perforación 20 en un hueco 1 2. La sarta de perforación 20 cuenta con una barrena 26 en un extremo inferior 22, el cual hace contacto con el fondo del hueco 1 2. A la vez que la sarta de perforación 20 gira , la barrena 26 penetra la formación subterránea 14, aumentando así la profundidad del hueco 1 2 y creando un espacio a nular del pozo 1 8 entre un diámetro exterior de la sarta de perforación 20 y u n diámetro i nterior del hueco 1 2. M ientras se perfora, se bombea un fluido o lodo desde un tanq ue de reserva de fluido superficial 42 por una bom ba de flu ido/lodo superficial convencional 40 por una l ínea de inyección de flu ido 48 , a través de una trayectoria central de la sarta de perforación 20 , saliendo de boqui llas en la barrena 26 y en el espacio an ular del pozo 1 8. La inyección continuada del fluido al espacio anular del pozo 18 causa q ue el fluido recoja recortes de la penetración de la formación subterránea 1 4 por la barrena 26 y los m ueva por el espacio anular del pozo 1 8 y por u na l ínea de retorno de fluido (no mostrada) . La l ínea de retorno de fluido transporta el fluido/lodo con recortes a una criba vibratoria 44 para eliminar los recortes del fluido/lodo. El fluido/lodo limpiado se hace regresar al tanque de reserva de fluido superficial 42 para su reuso .

En la medida en que la sarta de perforación 26 penetre en zonas de formación subterráneas más profundas, la presión de formación puede aumentar o dismin uir. Se puede encontrar una zona en la formación subterránea 14 en la q ue la presión de la formación sea mayor q ue la presión hidrostática y/o la presión d inám ica que proporciona el l íq uido/lodo en el espacio anular del pozo 1 8. En tal caso, puede ocurrir un amago o afluencia de fluido.

Al detectar o sospechar la existencia de una afluencia de fluido, un procedimiento preferido de control de pozo es detener la perforación (es decir, detener la rotación/giro de la sarta de perforación 20/barrena 26 y detener la circulación de fluido suspendiendo la operación de la bomba de fluido 40 y cerrando el d ispositivo de control de flujo 70 para no perm itir fl ujo de fluido a través del mismo), cerrar el obturador convencional 32 y perm itir que las presiones de la tubería vertical y de la tubería de revestimiento se estabilicen . Después de estabi lizar la presión del hueco, los siguientes pasos preferidos son asegurarse de la condición hidrostática del hueco 1 2 , constatar la existencia de afluencia de fluido sospechada (es decir. , confirmar que el hueco 1 2 está en u n estado en que la presión hidrostática existente del lodo sea menor que la presión en una formación productora expuesta) , determi nar la presión de poros de la formación y determ inar el peso correcto del fluido/lodo que se debe hacer circular por el hueco 1 2 para recuperar el control del pozo, con todos los pasos preferiblemente realizados usando la unidad de control central 80 y software 81 .

Puesto que el software 81 se emplea preferiblemente para controlar el estrang ulador 70 para mantener la presión en la l ínea de estrangulación 56 a valores específicos seleccionados, un método preferido de com probar la condición hidrostática del hueco 1 2 consiste en operar la bom ba de fluido 40 para hacer circular fluido a un caudal constante. Esta acción se sigue al reducir la presión de la tubería de revestim iento en cambios de pequeños pasos (es decir, por incrementos) abriendo el estrang ulador 70 en cambios de paso correspondientes mientras se monitorea el caudal del fluido q ue sale del hueco 1 2 por la l ínea de estrangulación 56 (así como el caudal que fluye al hueco 1 2, que es preferiblemente constante). El acto de abrir el estra ngulador 70 reduce la contrapresión aplicada al espacio an ular del pozo 1 8. En contraste al procedim iento de la prueba de fuga previamente descrito, el caudal del flu ido fuera del h ueco 1 2 incrementará después q ue la presión de la tubería de revestim iento se reduzca. Además , si el pozo está di námicamente sobre-balanceado, el caudal del fluido q ue sale del hueco 1 2 se equilibrará pronto al caudal del fluido q ue entra en el hueco 12. Las reducciones posteriores de la presión de la tubería de revestim iento (es decir, un mayor ca udal del fluido a través de un dispositivo de control de caudal 70) ind ucirán al fin y a l cabo a q ue el pozo 1 2 se convierta en u n caudal dinámicamente sub-bala nceado (es decir, caudal q ue fluye al hueco representado por la señal Fin(t) que se hace más pequeño o menor que el caudal q ue sale del hueco 1 2 representado por la señal Fout(t)) . La condición sub-balanceada es confirmada por el caudal q ue sale del hueco 1 2 (es decir, representado por la señal Fout(t)) que se queda consistentemente más alta o mayor que el caudal que entra en el hueco 1 2 (es decir, representado por la señal Fln(t)) después de lograrse un estado constante luego de la reducción anterior de la presión de la tubería de revestim iento. Como confirmación adicional, la presión de la tubería de revestim iento se puede aumentar al valor más alto anterior, red uciendo el caudal del fluido por el dispositivo de control de flujo 70, de manera que el caudal F¡n(t) o F in2(t) que fluye al hueco 12 es sustancialmente igual al caudal Fout(t) que sale del hueco 1 2. La presión de poros de la formación es simplemente la presión del espacio an ular, Pa nn(t) , a la profundidad de la afluencia del fluido en un momento, tpore, en que el caudal q ue sale del espacio anu lar del pozo 1 8 empieza/comienza primero a no ser igual o aproximarse al caudal que entra en el hueco 1 2 , manteniendo así una ganancia de estado constante de flu ido que entra en el hueco 1 2 (es decir, cuando el caudal de flujo dentro del hueco 12 , como se representa por la señal F i n(t) , primero se vuelve consistentemente inferior al caudal de flujo fuera del hueco 1 2 , según está representado por la señal Fout(t)) - Como se describió anteriormente, el software 81 of la un idad de control central 80 genera la señal de presión del espacio an u lar, Pa nn(t), a una profundidad del pozo especificada como función de tiempo(t). Así, la formación de presión de poros, como la presión an ular, es u na función de la presión hidrostática, la presión de la tubería de revestim iento que se aplica , según preferiblemente medida por el dispositivo med idor de presión de sal ida 64 (es decir, la señal Pout(t)) y la pérdida de fricción en el espacio anular del pozo 1 8 y la l ínea de estrangulación 56 generada por el fluido circulante (es decir, a función de señal Fout(t)) , según estimada preferiblemente por el modelo hidráulico incorporado en el software 81 .

Si la presión de la tubería de revestim iento no se puede reducir suficientemente pa ra crear una condición dinám icamente sub-balanceada al abrir completamente el estrang ulador 70, entonces la bomba de fluido/lodo 40 se ajusta para reducir el caudal de fluido bombeado al h ueco 1 2. El caudal de fluido q ue sale del hueco 1 2 es monitoreado posteriormente como se describe antes. Si la bom ba de fluido 40 está apagada y el hueco 12 no está hidrostáticamente sub-balanceado, es u na indicación de que una falsa alarma de amago, o un bolsillo muy pequeño de fluido presurizado completamente agotado por la afluencia que entró en el hueco, activó el obturador 32 cerrado por la cuadrilla del equipo. Por ende, es posible que no sea necesario aumentar el peso del fluido dentro del hueco 12 antes de reanudar operaciones.

Después de haber cerrado el obturador convencional 32 en respuesta a una afluencia de fluido detectada , la condición hidrostática del pozo se ha constatado que estás sub-balanceada, y se determina la presión de poros de la formación 14, se bombea fluido al espacio anular del pozo 1 8 por medio de la sarta de perforación 20 y/o la línea para matar 54 para circular la afluencia de fluido fuera del hueco 12 por la línea de estrangulación 56. Sin embargo, dependiendo del estado del pozo en el momento en que la cuadrilla del equipo cierra finalmente el obturador 32, la circulación de la afluencia que sale del hueco 12 puede realizarse antes de constatar que la condición hidrostática del hueco 12 está sub-balanceada y/o antes que se determine la presión de poros de la formación 14. El fluido bombeado al espacio anular del hueco 1 8 y el fluido de la formación (es decir, el fluido de afluencia) que entra, o que ha entrado, en el espacio anular del pozo 1 8 desde la formación 14 fluyen por la línea de estrangulación 56 al separador 46 y luego al tanque de reserva de fluido superficial 42. Un fluido/lodo que se hace cada vez más pesado puede hacerse circular por el hueco 1 2 hasta que la presión de formación sea igualada por la presión hidrostática del fluido/lodo. Preferiblemente, sin embargo, se realice la circulación del fluido más pesado después que se haya constatado que el pozo esté hidrostáticamente sub-balanceada y se determine la presión de poros de la formación , como se describe antes. De esta manera , el peso correcto del peso del flu ido más pesado puede ser determ i nado , por ejemplo, por el software (prog rama) 81 , como un peso q ue proporcionará una presión hidrostática de fluido mayor q ue la presión de poros determinada anteriormente. El peso correcto del fluido de mayor peso se hace entonces circular por el pozo 1 2 para bala ncear hidrostáticamente el pozo 1 2 a una presión de hueco/espacio anular del pozo mayor que la presión de poros determ inada a nteriormente pero menor q ue la presión de fractura determ inada anteriormente.

La circulación del fluido/lodo por el hueco 1 2 está indirecta y preferiblemente controlada por el d ispositivo de control de flujo 70, dispuesto en la línea de estrang ulación 56 y/o por la acción de bombeo de la bomba 40. La unidad de control central 80 controla el dispositivo de control de flujo 70 para aumentar o dism inuir el caudal de flujo a través de la línea de estrangulación 56, reduciendo o aumentando así, respectivamente, la contrapresión en el espacio an ular del pozo 1 8. Alternativamente el dispositivo de control de flujo 70 puede ser controlado man ua lmente por el operador para aumentar o reducir el caudal que pasa por la l ínea de estrang ulación 56, controlando así la contrapresión aplicada al espacio anular del pozo 1 8. Como se indicó anteriormente, la señal Pout(t) es representativa de la presión dentro de la l ínea de estrangulación 56, y particularmente la presión de salida aplicada al hueco 1 2 (es decir, contrapresión o presión de la tubería de revestim iento) , cuando El dispositivo medidor de la presión de salida 64 está dispuesto en posición aguas arriba del d ispositivo de control de flujo 70.

Alternativamente, la unidad de control central 80 puede controlar la velocidad o la capacidad de bombeo de la bomba 40 para au mentar o dism inuir el ca udal del fluido/lodo bombeado dentro del hueco 12. De esta manera , la bom ba 40 controla la presión a la que se introduce el fluido/lodo en el hueco 1 2. Como se indicó anteriormente, la señal Pin(t) es representativa de la presión (es decir, presión de la tu bería vertical) del fluido bombeado dentro del hueco 1 2 a través de la l ínea de inyección de fluido 48, y particularmente las presiones de admisión aplicadas al hueco 1 2 a través de la sarta de perforación 20. Asimismo, la señal P¡„2(t) es representativa de la presión (es decir, presión de la tubería vertical ) del fluido bombeado dentro del hueco 1 2 a través de la l ínea para matar 54, y particularmente la presión de admisión aplicada al hueco 1 2 a través de la l ínea para matar 54.

Con base en la presión de poros y la presión de fractura (u otros l ím ites de presiones superior e inferior especificados) , y preferiblemente mientras se miden y/o calcu lan presiones, cauda les y temperaturas del fluido que entra y sale del hueco 1 2 as í como otros parámetros del pozo, incluyendo la señal Pann(t) , el software 81 de la unidad de control central 80 genera una señal , FC(t) , que se transmite preferiblemente en tiempo real al dispositivo de control de flujo 70. El d ispositivo de control de flujo 70 está d ispuesto y diseñado para recibir la señal de FC (t) y para ajustar el flujo de fl uido a través del dispositivo de control de flujo 70 según la señal . Por ejemplo , una señal de FC (t) que aumenta el caudal de flujo de la l ínea del estrangulador reducirá la contrapresión aplicada al pozo 12 y así disminuirá la presión en el espacio anular 18. A la inversa, una señal de FC(t) que disminuya caudal de flujo de la línea del estrangulador aumentará la contrapresión aplicada al pozo 12 y aumentará así la presión en el espacio anular 18. Así, ajusfando el caudal del fluido a través del dispositivo de control de flujo 70 ajusta la contrapresión aplicada al pozo 12 para mantener la presión en el hueco 12, tal como se determina preferiblemente en tiempo real por la señal generada Pann(t), entre la determinada previamente (o punto de predeterminado/punto de referencia) fractura y la presión de poro de la formación 14. La señal FC(t) que es representativa o del caudal de flujo de la línea estranguladora o de la presión requerida para mantener la presión anular del pozo por debajo de la presión de fractura de la formación y por encima de la presión de poro de la formación, como función de tiempo. Si la señal de FC(t) es representativa del caudal de flujo de la línea estranguladora o de la presión de la línea estranguladora depende de si el caudal de flujo o la presión es la base del procedimiento de control del pozo.

La lógica utilizada para determinar la señal, FC(t), se basa en la teoría de control convencional de pozo, por ejemplo, como se indica en DAVID WATSON ET AL., ADVANCED WELL CONTROL (SPE Textbook Series, 1986) (Series de Textos SPE, 1986) y se incorporan aquí como referencia. Un ejemplo de esta lógica es el de mantener la superficie de la tubería de revestimiento, Pout(t), constante mientras se cambia la velocidad de la bomba 40. Otro ejemplo de esta lógica implica el mantenimiento de la presión de la tubería vertical, Pin(t), constante mientras se circula la afluencia del fluido.

Alternativamente, la señal, FC(t), puede involucrar cálculos hidráulicos realizados por el software 81 de la unidad central de control 80 simultáneamente, y la utilización de mediciones en tiempo real de los diferentes dispositivos de medición anteriormente mencionados, incluyendo pero sin limitarse a, un dispositivo de medición de la presión de salida (manómetro de presión de estrangulación) 64, un dispositivo de medición del caudal de flujo de salida (manómetro de presión de la línea de estrangulación) 50, 58, un dispositivo de medición de la presión de admisión (manómetro de presión de la tubería vertical) 62, un dispositivo de medición del caudal de flujo de entrada 52, etc. Un ejemplo de tal uso de cálculo de hidráulica emplea el modelo de hidráulica calibrado durante las operaciones de perforación justamente antes de una afluencia de fluido al hueco 12. Usando tal modelo de hidráulica, el software 81 calcula la presión en un punto específico en el espacio anular 18, Pann(t), (por ejemplo, en el "punto débil" debajo de la zapata de la tubería de revestimiento) usando la modelación de hidráulica de pérdidas de fricción en la sarta de perforación 20, a través de las toberas de la barrena 26, y entre la barrena 26 y el punto específico en el espacio anular 18. Esta presión anular calculada, Pann(t). que previsiblemente disminuye durante una operación convencional de matar, proporciona realimentación/información de entrada al software 81, que entonces se puede emplear (por ejemplo, comparado con un valor específico deseado o con límites superior/inferior, tales como para la presión de fractura/presión de poros) en la generación de la señal FC(t) para controlar automáticamente el dispositivo de control de flujo 70 para aplicar más o menos contrapresión al pozo 1 2, como se divulgó anteriormente. Usando este método, la señal Pann(t) se mantiene entre l im ites específicos, por ejemplo, entre las presiones de fractura y poros, o se dirige hacia un valor específico deseado para cualq u ier tiempo dado, t. Un tiem po de resolución entre los ajustes del d ispositivo de control de flujo 70 puede ser programado en el software 81 , o establecido de otra forma, para permitir que la presión en el espacio anular 1 8 llegue a un estado constante.

En una ¡m plementación preferida , la un idad de control central 80 controla y preferiblemente mantiene un valor sustancialmente constante respecto a la presión del espacio anular Pan n(t) a una profund idad del hueco lleva ndo la señal de la presión del espacio a nu lar Pann(t) hacia un valor deseado entre la presión de fractura y la presión de poros para evitar que se fracture la formación (es decir, cuando la presión del hueco sea más alta q ue la presión de fractura) o causando una afluencia secundaria (es decir, cuando la presión del hueco esté a un valor inferior de la presión de poros) . La señal de presión del espacio anular Pann(t) es l levado hacia el valor deseado a través del control del dispositivo de control de flujo 70 med iante la señal FC(t) , como se divulgado anteriormente. La señal FC(t) se genera de manera que la diferencia entre la señal de presión del espacio anular Pa„n(t) en cualquier momento (t) y la presión del espacio anular deseada y especificada se lleve hacia cero o cerca de cero. Por lo tanto, mientras el obturador convencional 32 está cerrado y la afluencia del fluido está circulando fuera del hueco, la unidad de control central 80 en combinación con el dispositivo de control de flujo 70 controla el pozo 12 y mantiene la presión dentro del espacio anular del pozo 1 8 a un nivel inferior a la presión de fractura de la formación pero a un nivel superior a la presión de poros de la formación. Alternativamente el operador, mientras visualiza los datos de caudal de fluido y presión recibidos de los diversos dispositivos medidores mediante la unidad de control central 80, puede controlar manualmente el estrangulador 70 para asegurar que la señal generada Pan n(t), que representa la presión a una profundidad determinada dentro del espacio anular del pozo 18 como función de tiempo (t), se mantenga entre la presión de fractura y la presión de poros de la formación 14.

Así, en una implementación preferida del método de la invención, el pozo 1 2 está controlado de forma segura después de que el obturador de estallidos convencional BOP 32 está cerrado en respuesta a un sospechado evento de afluencia de fluido mediante la determinación de la condición hidrostática del hueco 12, confirmar la afluencia del fluido, determinar las presiones de poros y de fractura de la formación 14, determinar el peso correcto del fluido/lodo que debe ser circulado a través del hueco 12, circular la afluencia del fluido fuera del hueco a través de la línea de estrangulación 56, y circular el fluido más pesado dentro del hueco 1 2 y espacio anular 18 mientras se monitoreen todos los parámetros medidos y controla el estrangulador de la línea de estrangulación 70 para mantener las presión del espacio anular entre la presión de fractura y la presión de poros de la formación 14.

Si bien el sistema 1 0 y el método están descritos aquí como que se emplean en tiempo real durante operaciones gasíferas y/o petrolíferas reales, el sistema 1 0 y el método también pueden ser empleados fuera de línea para proporcionar una oportunidad segura para que las cuadrillas realicen manualmente las mismas secuencias de control de pozo operacionales, confirmando así competencia de cuadrilla o proporcionando entrenamiento en control de pozo remediativo sumamente relevante. Así, el sistema 10 se usa para entrenar al personal/cuadrilla del equipo de perforación en la comprensión de los procedimientos adecuados para ser implementados en respuesta al control de eventos, así como cuando el BOP convencional 32 se cierra tras la detección de un evento de afluencia de fluido. En el modo fuera de línea y en momentos no anunciados cuando las condiciones de pozos y de perforación permitan la interrupción de operaciones sin riesgo indebido, los peritos en control de pozo pueden enviar órdenes de mando (por ejemplo, señales de control) y/o datos a la unidad de control central 80 para aplicar escenarios/modelos de entrenamiento de eventos de control de pozo fuera de línea que utilizan condiciones reales de pozos y perforación como la base del ejercicio de entrenamiento. De esta manera, los peritos en control de pozo radicados en lugares remotos pueden someter a las cuadrillas de equipos de perforación a pruebas y entrenarlos en el desempeño de técnicas de control de pozo en atención a operaciones simuladas de equipos de perforación antes, durante y después de un evento de control de pozo, tal como una afluencia de fluido. Además de establecer los requisitos pertinentes a los objetivos del entrenamiento en una manera realista, pero controlada, el sistema registrará, en tiempo real, los accionamientos de válvulas reales, las operaciones de bombeo, ajustes de presión, etc. que reflejan la competencia de la cuadrilla en relación con los objetivos del desempeño de control de pozo. Como se muestra en general en la Figura 5 y como se comentó anteriormente, los parámetros/datos del equipo de perforación recibidos por y/o calculados por la unidad de control central 80 pueden ser transmitidos a unidades remotas (por ejemplo, computadoras remotas, dispositivos móviles, etc. ) para observación y/o revisión por peritos en control de pozo realizando tales ejercicios de entrenamiento, o monitoreados y evaluados en el equipo 90 por los supervisores de la cuadrilla del equipo. El repaso y la recreación de las secuencias de respuesta han proporcionado hasta ahora datos no obtenibles para confirmar competencias y/o deficiencias mientras se emplea el propio equipamiento del equipo de perforación en condiciones de campo operacionales en vez de condiciones de ensayo. Una ventaja de estas pruebas y el entrenamiento es que la cuadrilla del equipo responde a los eventos de control de pozo simulados utilizando el mismo sistema 10 y el método aquí descrito, que son el mismo sistema 10 y método que preferiblemente se utilizarían durante la operación normal o durante un evento de control de pozo real. Así, el uso del mismo sistema 10 y el método que realmente se utiliza en el equipo 90 para las pruebas y el entrenamiento proporcionan una oportunidad inestimable para el entrenamiento de la cuadrilla y las evaluaciones de competencia.

El Resumen de la divulgación está redactado únicamente para proporcionarles a la respectiva oficina de patentes y al público en general una manera de determinar rápidamente a partir de una inspección superficial de la naturaleza y la sustancia de la divulgación técnica y representa una implementacion preferida y no es indicativa de la naturaleza de la invención en su totalidad.

Si bien algunas implementaciones de la invención se han ilustrado en detalle, la invención no se limita a las implementaciones indicadas; pueden ocurrir modificaciones y adaptaciones de las implementaciones divulgadas a las personas capacitadas en la técnica. Tales modificaciones y adaptaciones se hacen en el espíritu y alcance de la invención según se establece aquí:

Claims (20)

REIVINDICACIONES

1. Un sistema (10) para controlar un pozo que se perfora en una formación subterránea (14), estando dicho sistema compuesto por, una sarta de perforación tubular (20) que cuenta con un extremo inferior (22) que se extiende al interior de un hueco (12) y un extremo superior (24), teniendo dicha sarta de perforación tubular una barrena (26) en su extremo inferior, un dispositivo girador de sarta de perforación (38) dispuesto y diseñado para hacer girar dicha barrena en dicho hueco en que un espacio anular del pozo (18) se define entre un diámetro exterior de dicha sarta de perforación tubular y un diámetro interior de dicho hueco, un obturador de estallidos (32) dispuesto y diseñado para cerrar dicho hueco de la atmósfera sólo en el momento en que dicha barrena esté estacionaria, una bomba de fluido (40) en comunicación de fluido con un tanque de reserva de fluido superficial (42), una línea de estrangulación (56) acoplada entre dicho espacio anular del pozo y dicha tanque de reserva de fluido superficial y dispuesta y diseñada para permitir la comunicación de fluido entre los mismos cuando el obturador de estallidos cierra dicho hueco de la atmósfera, una línea de inyección de fluido (48) que se extiende entre dicha bomba de fluido y dicho extremo superior de dicha sarta de perforación, siendo dicha línea de inyección de fluido capaz de proporcionar comunicación de fluido entre los mismos, dicha línea de inyección de fluido, dicha sarta de perforación, dicho espacio anular del hueco y dicha línea de estrangulamiento definiendo una trayectoria de fluido cuando el obturador de estallidos cierra dicho hueco de la atmósfera, un dispositivo medidor del caudal de salida ( 50 ) dispuesto en dicha línea de estrangulación, estando dicho dispositivo medidor del caudal de salida dispuesto y diseñado para medir el caudal que pasa por dicha línea de estrangulación y generar una señal Fout(t) representativa del caudal real de la línea de estrangulación como función de tiempo (t), un dispositivo medidor del caudal de salida (64) dispuesto en dicha línea de estrangulación, estando dicho dispositivo medidor de la presión de salida dispuesto y diseñado para medir la presión de la línea de estrangulación y para generar una señal Po ut(t) representativa de la presión real en la línea de estrangulación como función de tiempo(t), una unidad de control central ( 80) está dispuesta y diseñada, mientras dicho hueco esté cerrado de la atmósfera por dicho obturador de estallidos, para recibir dichas señales Fo ut(t) y P0ut(t), para determinar una formación de presión de fractura como función de dichas señales Fout(t) y Pout(t), para determinar una formación de presión de poros como función de dichas señales Fout(t) y Pout(t), para generar una señal Pa n n(t) representativa de presión a una profundidad deseada del hueco como función de tiempo(t), para generar una señal FC(t) representativa del caudal de la línea de estrangulación requerida como función de tiempo(t) para mantener dicha señal Pa n n(t) a un valor inferior de dicha presión de fractura de la formación y a un valor superior de dicha presión de poros de la formación, y para transmitir dicha señal FC(t), y un dispositivo de control de flujo (70) dispuesto en dicha l ínea de estrangulación, dicho dispositivo de control de flujo dispuesto y diseñado para controlar el caudal de fluido por el mismo en atención a dicha señal FC(t) transmitida y recibida de dicha unidad de control central, controlando así el caudal de la línea de estrangulación para mantener dicha señal Pa n n(t) a un nivel inferior a dicha presión de fractura de la formación y a un nivel superior a dicha presión de poros de la formación.

2. El sistema de la reivindicación 1 que comprende además un dispositivo medidor del caudal de admisión(52) dispuesto en dicha línea de inyección de fluido, dicho dispositivo medidor del caudal de admisión dispuesto y diseñado para medir el caudal del fluido a través de dicha línea de inyección de fluido y para generar una señal Fln(t) representativa de la línea real de inyección de fluido del caudal de flujo como función de tiempo(t).

3. El sistema de reivindicación 2 en que, dicha unidad de control central está adicionalmente dispuesta y diseñada para recibir dicha señal Fln(t) y para determinar dicha formación de presión de poros como una función de dichas señales Fout(t) y Pout(t) cuando dicho dispositivo de control de flujo controla el caudal del fluido que pasa por dicha línea de estrangulación de manera que dicha señal F¡n(t) primeramente se hace consistentemente menor que dicha señal Fout(t).

4. El sistema de reivindicación 2 en que, dicha unidad de control central está adicionalmente dispuesta y diseñada para recibir dicha señal Fin(t) y para determinar dicha presión de fractura de la formación como función de dichas señales Fout(t) y Pout(t) cuando dicho dispositivo de control de flujo controla el caudal del fluido a través de dicha l ínea de estrangulación de tal manera que dicha señal F¡„(t) primeramente se hace consistentemente mayor que dicha señal Fou,(t).

5. El sistema de reivindicación 1 compuesto por, un enlace de comunicación (97) entre dicha unidad de control central y una unidad remota (91 , 93, 95, 99) para transmitir datos del equipo desde dicha unidad de control central a dicha unidad remota para observación de dichos datos del equipo por peritos en control de pozos.

6. El sistema de reivindicación 1 en que, dicha unidad de control central está adicionalmente dispuesta y diseñada para simular un evento de control de pozo por lo que el personal del equipo responda a dicho evento de control de pozo mediante la aplicación de procedimientos de control de pozo y el uso de dicho sistema.

7. El sistema de reivindicación 1 en que, dicha señal FC(t) es representativa de la presión de la línea de estrangulación requerida como función de tiempo(t) para mantener dicha señal Pa nn(t) a un valor inferior de dicha presión de fractura de la formación y a un valor superior de dicha presión de poros de la formación y dicho dispositivo de control de flujo controla la presión de la l ínea de estrangulación para mantener dicha señal Pa nn(t) a un valor inferior de dicha presión de fractura de la formación y a un valor superior de dicha presión de poros de la formación

8. Un sistema de control de pozo compuesto por, un obturador de estallidos (32) dispuesto y diseñado para cerrar un espacio anular del pozo (18) de atmosfera solamente en un momento cuando cese la perforación , una línea de estrangulación (56) acoplada entre dicho espacio anular del pozo y un tanque de reserva de fluido superficial (42), un dispositivo medidor del caudal de salida (50) dispuesto en dicha l ínea de estrangulación, dicho dispositivo medidor del caudal de salida dispuesto y diseñado para medir el caudal de flujo a través de dicha línea de estrangulación y para generar una señal Fout(t) representativa del caudal real de la l ínea de estrangulación como función de tiempo (t) , una unidad de control central dispuesta y diseñada, mientras dicho obturador de estallidos cierra dicho espacio anular del pozo de la atmósfera, para recibir dicha señal Fout(t), para generar una señal Pann(t) representativa de presión a una profundidad deseada del hueco como función de tiempo(t) and generar y transmitir una señal FC(t) representativa de la presión de la l ínea de estrangulación requerida como función de tiempo (t) para llevar dicha señal Pann(t) a un valor deseado, y un dispositivo de control de flujo (70) dispuesto en dicha linea de estrangulación, dicho dispositivo de control de flujo responsiva a dicha señal FC(t) y dispuesto y diseñado para controlar el caudal del fluido a través del mismo, controlando de este modo la presión de la línea de estrangulación para impulsar dicha señal Pa n n(t) hacia dicho valor deseado.

9. El sistema de control de pozo de reivindicación 8 en que, dicha señal FC(t) es representativa del caudal de la línea de estrangulación requerida como función de tiempo(t) para llevar dicha señal Pa n n(t) hacia dicho valor deseado y dicho dispositivo de control de flujo controla el caudal de la línea de estrangulación para impulsar dicha señal Pann(t) hacia dicho valor deseado.

10. Un método para controlar un pozo que se perfora en una formación subterránea (14), estando dicho método compuesto por los pasos de, girar una sarta de perforación tubular (20) que se extiende dentro de un hueco (12), teniendo dicha sarta de perforación tubular un extremo superior (24) y un extremo inferior (22) y una barrena (26) dispuesta en dicho extremo inferior, detener dicha rotación de dicha sarta de perforación tubular cuando se detecte la entrada en dicho hueco de una afluencia de fluido, cerrar un obturador de estallidos (32), dicho obturador de estallidos dispuesto y diseñado para cerrar dicho hueco de la atmosfera solamente en un momento cuando dicha sarta de perforación esté estacionaria, operar una bomba de fluido (40) para bombear un fluido desde un tanque de reserva de fluido superficial (42) a través de una l ínea de inyección de fluido (48), dentro y a través de dicha sarta de perforación tubular, fuera de dicha barrena y al interior de un espacio anular del pozo (1 8) , creado dicho espacio anular del pozo entre un diámetro exterior de dicha sarta de perforación tubular y un diámetro interior de dicho hueco por dicha rotación de dicha sarta de perforación y dicha barrena en dicho hueco. operar un dispositivo de control de flujo (70) dispuesto en una línea de estrangulación (56), dicha l ínea de estrangulación acoplada entre dicho espacio anular del pozo y dicho tanque de reserva de fluido superficial y dispuesto y diseñado para permitir una comunicación de fluido entre los mismos en cooperación con dicho dispositivo de control de flujo mientras dicho obturador de estallidos cierra dicho hueco de la atmósfera, con dicha línea de inyección de fluido, dicha sarta de perforación tubular, dicho espacio anular del pozo y dicha línea de estrangulación definiendo una trayectoria de flujo de fluido a través de dicho hueco, medir el caudal de salida real del fluido que fluye por dicha línea de estrangulación mientras dicho hueco está cerrado de la atmósfera usando un dispositivo medidor de flujo de salida (50) dispuesto en dicha línea de estrangulación y dispuesto y diseñado para generar una señal Fout(t) representativa del caudal del fluido real de la línea de estrangulación como función de tiempo(t), medir la presión de salida real en dicha línea de estrangulación mientras dicho hueco está cerrado de la atmósfera usando un dispositivo medidor de presión de salida (64) dispuesto en dicha línea de estrangulación y dispuesto y diseñado para generar una señal Pout(t) representativa de la presión real en la línea de estrangulación como función de tiempo (t), transmitir dicha señal de caudal de salida real Fo ut(t) y dicha señal de presión de salida real Po ut(t) a una unidad de control central (80), estando dicha unidad de control central dispuesta y diseñada para recibir dichas señales, a fin de determinar una presión de fractura de la formación, determinar una presión de poros de la formación, generar una señal Pa nn(t) representativa de la presión a una profundidad del hueco como función de tiempo (t), y generar una señal FC(t) representativa del caudal de la línea de estrangulación requerida como función de tiempo (t) para mantener dicha señal Pann(t) a un nivel inferior a dicha presión de fractura de la formación y a un nivel superior a dicha presión de poros de la formación . recibir dicha señal Fout(t) y dicha señal Po ut(t) en dicha unidad de control central, usando dicha unidad de control central para determinar dicha formación de presión de fractura como una función de dichas señales Fout(t) y Pout(t), usando dicha unidad de control central para determinar dicha formación de presión de poros como una función de dichas señales Fout(t) y Pout(t). usando dicha unidad de control central para generar dicha señal Pann(t), usando dicha unidad de control central para generar dicha señal FC(t), transmitir dicha señal F C(t) a dicho dispositivo de control de flujo, estando dicho dispositivo de control de flujo dispuesto y diseñado para recibir dicha señal F C(t), recibir dicha señal FC(t) en dicho dispositivo de control de flujo, estando dicho dispositivo de control de flujo además dispuesto y diseñado para controlar el flujo de fluido por dicha línea de estrangulación en atención a dicha señal FC(t), and ajustar dicho dispositivo de control de flujo en atención a dicha señal F C(t) para controlar el caudal del fluido de la línea de estrangulación para mantener dicha señal Pann(t) a un nivel inferior a la presión de fractura de la formación y a un nivel superior a dicha presión de poros de la formación.

1 1 . El método de reivindicación 10 compuesto por los pasos de, medir el caudal de admisión real del fluido que fluye por dicha línea de inyección de fluido usando un dispositivo medidor de flujo de admisión (52) dispuesto y diseñado para generar una señal F¡n(t) representativa del caudal de fluido real de la línea de inyección de fluido como función de tiempo (t), y transmitir dicha señal de caudal de admisión real F¡n(t) dicha unidad de control central, estando dicha unidad de control central dispuesta y diseñada para recibir dicha señal Fin(t).

12. El método de reivindicación 1 1 en que, dicha unidad de control central está adicionalmente dispuesta y diseñada para recibir dicha señal F¡n(t) y para determinar dicha formación de presión de poros como una función de dichas señales Fout(t) y Pout(t) cuando dicho dispositivo de control de flujo controla el caudal del fluido por dicha línea de estrangulación de manera que dicha señal F¡„(t) primeramente se haga consistentemente menor que dicha señal Fout(t), y dicho método está compuesto además de los pasos de, determinar dicha formación de presión de poros como una función de dichas señales Fout(t) y P0ut(t) .

13. El método de reivindicación 1 1 en que, dicha unidad de control central está adicionalmente dispuesta y diseñada para recibir dicha señal Fin(t) y para determinar dicha formación de presión de fractura como una función de dichas señales Fout(t) y Pout(t) cuando dicho dispositivo de control de flujo controla el caudal del fluido a través de dicha línea de estrangulación de tal manera que dicha señal F¡n(t) primeramente se haga consistentemente mayor que dicha señal Fout(t), and dicho método está compuesto además de los pasos de, determinar dicha formación de presión de fractura como una función de dichas señales Fout(t) y Po ut(t).

14. El método de reivindicación 10 compuesto por los pasos de, Establecer un enlace de comunicación (97) entre dicha unidad de control central y una unidad remota (91 , 93, 95, 99) y transmitir los datos del equipo de perforación de dicha unidad de control central a dicha unidad remota mediante dicho enlace de comunicación para la observación de dichos datos del equipo de perforación por peritos en control de pozo.

15. El método de reivindicación 10 compuesto por los pasos de, simular un evento de control de pozo y entrenar al personal del equipo a responder a dicho evento de control de pozo realizando uno o más pasos de dicho método.

16. El método de reivindicación 10 en que, dicha señal FC(t) es representativa of la presión de la línea de estrangulación requerida como función de tiempo(t) para mantener dicha señal Pann(t) a un valor inferior de dicha presión de fractura de la formación y a un valor superior de dicha presión de poros de la formación, dicho dispositivo de control de caudal está dispuesto y diseñado para controlar la presión de la l ínea de estrangulación en respuesta a dicha señal FC(t), and dicha señal FC(t) controla la presión de la l ínea de estrangulación para mantener dicha señal Pann(t) a un valor inferior de dicha presión de fractura de la formación y a un valor superior de dicha presión de poros de la formación.

17. En un sistema de control de pozo compuesto por, un obturador de estallidos (32) dispuesto y diseñado para cerrar un espacio anular de pozo (18) de un hueco de pozo 1 2 de la atmosfera solamente en un momento cuando cese la perforación, una línea de estrangulación (56) acoplada entre dicho espacio anular de pozo y a un tanque de reserva de fluido superficial (42), un dispositivo medidor del caudal de salida (50) dispuesto en dicha linea de estrangulación, dicho dispositivo medidor del caudal de salida dispuesto y diseñado para medir el caudal de flujo a través de dicha línea de estrangulación y para generar una señal Fout(t) representativa de la presión real en la linea de estrangulación como función de tiempo(t), 0 un dispositivo medidor de la presión de salida (64) dispuesto en dicha l ínea de estrangulación, dicho dispositivo medidor de la presión de salida dispuesto y diseñado para medir la presión de la línea de estrangulación y para generar una señal Pout(t) representativa de la presión real en la línea de estrangulación como función de tiempo(t), una bomba de fluido (40) en una comunicación de fluid con dicha tanque de reserva de fluido superficial (42), un dispositivo medidor del caudal de admisión (52) dispuesto en una línea de admisión (48, 50) acoplada entre dicha bomba de fluido (40) y dicho espacio anular del pozo, dicho dispositivo medidor del caudal de admisión dispuesto y diseñado para medir el caudal del fluido a través de dicha línea de admisión y para generar una señal Fin(t) representativa de la línea real de admisión del caudal de flujo como función de tiempo(t), and un dispositivo de control de flujo (70) dispuesto en dicha linea de estrangulación y dispuesto y diseñado para controlar el caudal del fluido a través de dicha línea de estrangulación, un método de control de pozo compuesto por los pasos de, cerrar dicho obturador de estallidos en respuesta a un evento de afluencia de fluido, permitir que la presión en dicho pozo se estabilice mientras cesa la circulación del fluido mediante dicha bomba de campo y controlar dicho dispositivo de control de flujo para permitir que no haya flujo de fluido por el mismo, operar dicha bomba de fluido para circular fluido por dicha línea de admisión, dicho espacio anular del pozo y dicha línea de estrangulación, constatar la condición hidrostáticamente de dicho pozo monitoreando por lo menos dicha señal Fout(t) mientras se controla dicho dispositivo de control de flujo para permitir aumentos increméntales en el caudal del fluido a través del mismo, permitir que dicho pozo logre llegar a un estado constante después de cada aumento incremental, y confirmar dicho evento de afluencia de fluido cuando dicha señal Fout(t) permanezca a un nivel más alto que dicha señal Fin(t) después que se haya alcanzado el estado constante posterior a un aumento incremental del caudal del fluido.

18. El método de control de pozo de la reivindicación 17 compuesto además de los pasos de, determinar la presión de poros de la formación como función de dichas señales F (t) y P (t) cuando dicho dispositivo de control de flujo controla el caudal del fluido que pasa por dicha línea de estrangulación de manera que dicha señal Fin(t) primeramente se haga consistentemente menor que dicha señal Fout(t) .

19. En un sistema de control de pozo compuesto de, un obturador de estallidos (32) dispuesto y diseñado para cerrar un espacio anular del pozo (18) de un pozo 12 de la atmosfera solamente en un momento cuando cese la perforación, una línea de estrangulación (56) acoplada entre dicho espacio anular del pozo y un tanque de reserva de fluido superficial (42) , un dispositivo medidor del caudal de salida (50) dispuesto en dicha línea de estrangulación, dicho dispositivo medidor del caudaj de salida dispuesto y diseñado para medir el caudal de flujo a través de dicha línea de estrangulación y para generar una señal Fout(t) representativa del caudal real de la línea de estrangulación como función de tiempo(t), una bomba de fluido (40) en una comunicación de fluido con dicho tanque de reserva de fluido superficial (42), y un dispositivo de control de flujo (70) dispuesto en dicha línea de estrangulación y dispuesto y diseñado para controlar el caudal del fluido a través de dicha línea de estrangulación, un método de simulación compuesto por los pasos de, implementar condiciones de pozo simuladas características de un evento de control de pozo, permitir que la cuadrilla del equipo de perforación realice procedimientos de control de pozo en dicho sistema de control de pozo, y efectuar un repaso de los datos del equipo de perforación obtenidos después de la realización de dichos procedimientos de control de pozo por parte de la cuadrilla del equipo.

20. Un sistema de control de pozo compuesto de, un obturador de estallidos (32) dispuesto y diseñado para cerrar un espacio anular del pozo (18) de un pozo 12 de la atmosfera solamente en un momento cuando cese la perforación, una línea de estrangulación (56) acoplada entre dicho espacio anular del pozo y un tanque de reserva de fluido superficial (42), un dispositivo medidor del caudal de salida (50) dispuesto en dicha línea de estrangulación, dicho dispositivo medidor del caudal de salida dispuesto y diseñado para medir el caudal de flujo a través de dicha línea de estrangulación y para generar una señal Fou,(t) representativa del caudal real de la línea de estrangulación como función de tiempo(t), una bomba de fluido (40) en comunicación de fluido con dicho tanque de reserva de fluido superficial (42), y un dispositivo de control de flujo (70) dispuesto en dicha línea de estrangulación y dispuesto y diseñado para controlar el caudal del fluido a través de dicha línea de estrangulación.