MXPA00001578A - Un metodo para determinar la densidad estatica equivalente del lodo durante una conexion que usa mediciones de presion orificio abajo. - Google Patents

Abstract

La presente invencion presenta un metodo que provee efectivamente la ventaja de tiempo real cercano de la presion anular mientras son tomadas las mediciones de perforacion (APWD) durante las conexiones de tuberia que requieren que las bombas de circulacion de lodo esten apagadas (una condicion de "bombas apagadas"). Los datos APWD, tales como las mediciones de presion, son obtenidas de los instrumentos y la electronica relacionada dentro del ensamblaje de fondo de orificio (BHA). Los datos APED pueden ser medidos, almacenados y aun procesados en el BHA durante una condicion de bombas apagadas para el subsecuente procesamiento o comunicacion de una cantidad reducida de datos al perforador en la superficie.

Description

UN MÉTODO PARA DETERMINAR LA DENSIDAD ESTÁTICA EQUIVALENTE DEL LODO DURANTE UNA CONEXIÓN QUE USA MEDICIONES DE PRESIÓN ORIFICIO ABAJO ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN .Esta es una solicitud de continuación de reivindicación de prioridad de la solicitud provisional de patente serial número 60/ 123.075 presentada el 4 de Marzo de 1999. 1. Campo de la Invención La presente invención provee un método mejorado para determinar la presión y la densidad estática equivalente del lodo de perforación durante las _ .A conexiones de tubería de tubería hechas en el proceso de perforación de un pozo. 2. La Técnica Relacionada Los pozos son perforados generalmente para recuperar depósitos naturales de hidrocarburos y otros materiales deseables, de origen natural, atrapados en las formaciones geológicas en la corteza terrestre. Un pozo mediano es perforado dentro de la tierra y dirigido hacia el lugar geológico deseado a partir desde un aparejo de perforación en la superficie. En las operaciones convencionales de "perforación rotatoria", si el aparejo de perforación gira una hilera de perforación compuesta de uniones tubulares de tubería de perforación de acero conectada en conjunto para accionar un ensamblaje de orificio de fondo (BHA, por sus siglas en Inglés) y una broca de perforación que está conectada al extremo inferior de la hilera de perforación. Durante las operaciones de perforación, un fluido de perforación, conocido comúnmente como lodo de perforación, es bombeado y circulado hacia abajo hacia el interior de la tybería de perforación, a través del BHA y la broca de perforación, y de regreso a la superficie en el anulo. También es conocido en la técnica utilizar un lodo orificio abajo impulsado por motor, localizado justo sobre la broca de perforación, que convierte la energía hidráulica almacenada en el lodo de perforación presurizado en potencia mecánica para girar la broca de perforación. Las bombas de circulación de lodo que bombean el lodo de perforación y por lo tanto impulsan el motor impulsado por lodo están conectados selladamente al extremo de la superficie de la hilera de perforación a través de la tubería en reposo y una conexión flexible tipo manguera llamada tubo conector flexible, una "kelly*. Cuando la perforación ha progresado tan lejos como pueda extenderse la hilera de perforación sin un empalme adicional de tubería de perforación, las bombas de circulación de lodo son desactivadas y el extremo de la hilera de perforación es ajustado en patines de apoyo que sostienen el peso de la hilera de perforación, el BHA y la broca de perforación, el tubo conector flexible es desconectado entonces del extremo de la hilera de perforación, es roscado un empalme adicional de tubería de perforación y girado sobre el extremo de superficie expuesta de la hilera de perforación, y el tubo conector flexible es entonces reconectada al extremo superior del empalme de tubería de perforación recientemente conectado. Una vez que la conexión está hecha, las » bombas de lodo son reactivadas para potenciar el motor de perforación y se reasume la perforación. Para aislar las formaciones geológicas porosas del orificio de pozo y para evitar el colapso del pozo, éste es envuelto generalmente con empalmes de tubería de acero tubular conectados en conjunto para formar una envuelta de hilera. La envuelta es ajustada progresivamente en secciones de diámetro más pequeños a medida que progresa la perforación. Las condiciones orificio abajo y las propiedades físicas de las formaciones perforadas determinan cuando debe ser ajustada una sección de envuelta a fin de aislar los orificios de pozo expuestas. Durante las operaciones de perforación, la hilera de perforación se extiende a través de la envuelta y dentro del orificio de pozo, la cual gira la broca de perforación contra la roca y las formaciones geológicas que yacen por debajo del extremo del orificio. La presión del fluido en las formaciones geológicas porosos y permeables está equilibrada generalmente por la presión hidrostática en el pozo aplicada por la columna de lodo. El lodo de perforación presurizado es bombeado dentro del extremo de superficie, a través del BHA y la broca de perforación y de regreso a la superficie a través del anulo. El lodo de perforación está diseñado para equilibrar la presión de la formación, enfriar y lubricar la hilera de perforación y la broca de perforación, y para suspender y llevar de regreso a la superficie los pequeños pedazos de roca llamados cortes que son producidos en el proceso de perforación. El operador generalmente controla las presiones hidrostáticas en el pozo mediante el uso de agentes lastrantes agregados al lodo de perforación para aumentar su densidad. Durante una conexión de tubería, no hay presión aplicada al lodo de perforación por las bombas de circulación de lodo debido a que el tubo conector flexible está desconectado de la hilera de perforación. A medida que progresa la perforación, deben ser agregados empalmes adicionales de tubería de perforación a la hilera de perforación en la superficie para extender el alcance del aparejo de perforación hacia objetivos más profundos. Durante cada conexión de tubería, muchos fenómenos transitorios contribuyen a la presión orificio abajo. Estos fenómenos transitorios típicamente son de naturaleza dinámica, y la presión orificio abajo, (y los datos correspondientes que representan el trazado de la presión orificio abajo), comprenden una suma continua de estos fenómenos transitorios, que cambian o fluctúan generalmente a través de toda la duración de cada conexión de tubería, para resultar así en los que es llamado aquí como un trazado de presión orificio abajo. Los factores que dan origen a fenómenos transitorios que pueden contribuir o a afectar el trazado de presión orificio abajo durante una conexión de tubería incluyen: (a) movimiento de la hilera de perforación dentro del orificio del pozo (rotación o reciprocidad), (b) temperaturas y gradientes de temperatura a través de todo el orificio de pozo, (c) gradientes de presión y regímenes de propagación de frentes de presión a través de todo el orificio de pozo, (d) viscosidad del lodo, compresibilidad, y otras propiedades fluidas dinámicas del lodo de perforación, y sus sensibilidades físicas a los cambios en temperatura, (e) agentes lastrantes del lodo de perforación y carga de cortes procedentes de la perforación, y la uniformidad o no uniformidad de la dispersión de ambos en el lodo, (í) flujos de fluido dentro y fuera del orificio de pozo, tanto en la superficie como orificio abajo, (g) expansión elástica e inelástica del orificio de pozo y la envuelta, (h) expansión elástica y alargamiento de la hilera de perforación, y (i) pérdidas de presión friccional debidas a la geometría del orificio de pozo y la reología del lodo. Muchos tipos de formaciones geológicas encontradas comúnmente en la perforación se fracturarán y fallarán si son sometidas a una presión excesiva orificio abajo en el pozo. Muchos tipos de formaciones geológicas que portan fluido son porosas o permeables, y pueden ya sea fluir fluidos dentro del orificio de pozo como aceptar fluidos procedentes del orificio de pozo con fluctuaciones en la presión orificio abajo. La perforación exitosa requiere que la presión del fluido de perforación permanezca dentro de una ventana lodo-peso definida por los límites de presión para la estabilidad del orificio de pozo. El límite inferior de presión es ya sea la presión de poro en la formación expuesta o el límite para evitar el colapso del orificio de pozo. El límite superior es la presión de fractura de la formación. Si la presión orificio abajo durante una conexión de tubería excede la presión de fractura de la formación, la región de la formación expuesta a la presión orificio abajo físicamente se fracturará y la fractura se propagará, causando que el lodo de perforación fluya desde el orificio de pozo hacia dentro de la formación fracturada. El régimen de pérdida de lodo hacia la formación fracturada estará determinado por la extensión de la fractura y la diferencia de presión del orificio de pozo dentro de la formación. La pérdida de altura resultante de la columna hidrostática de lodo de perforación puede resultar rápidamente en una presión orificio abajo inadecuada en la formación y un rápida pérdida o inversión de la diferencia de presión. Cuando ocurre esto, los fluidos de la formación, incluyendo los gases, pueden entrar al orificio de pozo desde la formación fracturada o desde otras formaciones en comunicación fluida con el pozo. Esta ocurrencia es conocida comúnmente como una "coz" ("kick"). Una vez introducida dentro del orificio de pozo , una coz de gas, por ejemplo, mígra de manera ascendente a través del lodo de perforación hacia la superficie. El gas de migración ascendente puede expandirse de manera continua a medida que encuentra progresivamente presiones más bajas, forzando a menudo a que el lodo de perforación fluya fuera del pozo ya bien en la superficie o dentro de las formaciones en comunicación fluida con el pozo. Esta es una situación de control de pozo que es peligrosa y debe ser evitada, pero cuando sucede, debe ser detectada tempranamente y atendida co prontitud. Una situación de control de pozo también se puede desarrollar si l presión orificio abajo durante una conexión de tubería falla por debajo de l presión de poro de los fluidos que residen en las formaciones porosas. Est condición es referida comúnmente como "sub-equilibrada". Cuando el poz está sub-equilibrado, los fluidos procedentes desde las formaciones geológica porosas en comunicación fluida con el pozo fluirán dentro del pozo * desplazando lodo de perforación ascendentemente hacia la superficie- Po ejemplo, cuando es introducido gas dentro del orificio de pozo durant condiciones sub-equilibradas, el mismo puede migrar hacia la superficie expandirse, forzando al lodo de perforación para que fluya fuera del pozo ya se en la superficie o dentro de las formaciones en comunicación fluida con el pozo. La "ventana de seguridad" o rango de presiones permisibles orificio abajo durante una conexión de tubería puede estar definidas por la más alta de la presión de poro de la formación o la presión de colapso del orificio de pozo (mínima) y la presión de fractura de la formación (máxima). La ventana de seguridad definida por estas presiones mínima y máxima es más angosta para los pozos que están desarrollados: (a) el lugares de aguas profundas, (b) a medida que son encontradas presiones de poro de formación más altas, temperaturas de formación más altas o formaciones con presiones de fractura más bajas, (c) en pozos de alcance extendido, y (d) en pozos con orificio de perforación extremadamente limitados con pérdidas ppr fricción aumentadas para las presiones de lodo en circulación requeridas. Han sido desarrollados instrumentos orificio abajo para proveer mediciones precisas de la presión orificio abajo. Algunos de estos instrumentos tienen una conexión cableada para la transmisión de los datos de regreso a la superficie. Estos instrumentos son usualmente piezas delgadas de equipo que son corridas dentro del pozo dentro de la hilera de perforación. Virtualmente, cantidades ilimitadas de datos en tiempo real pueden ser transmitidas y usadas por el operador usando estos instrumentos cableados. Sin embargo, la mayoría de los instrumentos cableados no pueden ser usados durante las fases activas de la perforación o sin hacer peligrar demasiado las operaciones de perforación. El cable y el instrumento usualmente deben ser extraídos por completo desde el pozo durante las operaciones de perforación, incluyendo las conexiones de tubería, cuando los datos orificio abajo son más necesarios. Los instrumentos cableado también pueden ser corridos dentro del pozo después que la hilera de perforación sea removida desde el orificio de pozo , pero este modo no se aplica a las conexiones de tubería que ocurren sólo cuando la hilera de perforación está en el pozo. Ha sido desarrollado un sistema de comunicación de telemetría de pulso del lodo para comunicar los datos desde el BHA hacia la superficie y ha ganado una amplia aceptación en la industria. Los sistemas de telemetría de pulso de lodo no tienen cables o conectores para transportar los datos hacia la superficie, sino que en lugar de esto usan una serie de pulso de presión que son transmitidos hacia la superficie a través del fluido de perforación que fluye. Uno de tales sistemas está descrito en la Patente E.U.A. No. 4.120.097. Una limitación con los sistemas de telemetría de pulso de lodo es que la capacidad de transmisión de datos, o régimen de transmisión de información, es extremadamente limitado. También, los datos reunidos y/ o almacenados orificio abajo en los ensamblajes de fondo del orificio (BHA) sólo pueden ser transmitidos hacia la superficie usando telemetría de pulso de lodo cuando las bombas de circulación de lodo están activas y el flujo de lodo está dentro de un cierto rango, i.e. durante las operaciones de "bombas apagadas".. Por ejemplo, el régimen de flujo estándar para la Herramienta MWD Schlumberger 6.75-pulgadas PowerPulse™ es de 275-800 galones por minuto. Durante las conexiones de tubería, una operación de "bombas apagadas", no pueden ser transmitidos ningunos datos hacia la superficie usando sistemas de telemetría de pulso de lodo. Aunque muchas presiones orificio abajo que ocurren durante las conexiones de tubería pueden ser medidas con precisión y almacenadas en el BHA durante la conexión de tubería, estos datos sólo pueden ser transmitidos vía telemetría de pulso de lodo hacia la superficie después que las bombas de circulación hayan sido encendidas de nuevo, y aún entonces, el régime?. de transmisión de datos es muy bajo. En consecuencia, para el momento en que varias presiones medidas y almacenadas en el BHA durante la conexión de tubería estén disponibles para el operador, cualesquiera condiciones de pozo que surjan como resultado de pérdida de lodo o influjos de 1 gas y que ocurran durante la conexión de tubería, están considerablemente avanzadas. La habilidad del perforador para controlar las condiciones peligrosas del pozo es dañada irreparablemente por la demora extrema en la obtención de las mediciones de presión orificio abajo hechas durante la conexión de tubería. Conociendo el trazado de presión orificio abajo durante las conexiones de tubería provee al operador con una herramienta valiosa para diseñar y manejar el proceso de perforación. Los perforadores están actualmente sin esta valiosa información durante las conexiones de tubería, y este problema puede resultar en situaciones de control de pozo que aumentan el costo, y comprometen el éxito de, la aventura de la perforación.

' Se han hecho intentos para formular una ecuación pronosticadora para el uso en la estimación de las condiciones orificio abajo, incluyendo la presión, en base a las mediciones de superficie. Rasmus revela en su Patente E.U.A. No. 5,654.503 un método para obtener una medición mejorada de las condiciones de perforación. Rasmus intenta superar el régimen limitado de transmisión de datos de los sistemas de telemetría de pulso de lodo por medio de la formulación de una ecuación pronosticadora que relaciona una condición de superficie a una condición orificio abajo relacionada en un tiempo dado. La ecuación pronosticadora de Rasmus es formulada mediante el uso de un instrumento orificio abajo en el BHA para hacer numerosas mediciones orificio Sabajo sobre ün período de tiempo dado. Rasmus promedia entonces estas rnédiciones en un CPU orificio abajo, y envía la medición de la condición orificio abajo promediada hacia la superficie para la comparación con mediciones reales de condición de superficie relacionadas, El método de Rasmus puede ser usado para presiones orificio abajo aproximadas basadas en la presión de superficie. Sin embargo, el método de Rasmus falla en compensar por el movimiento de la tubería (rotación o reciprocidad), distribución de cortes, y flujo de fluido dentro y fuera del orificio de pozo, o combinaciones de estas influencias, que pueden causar desviaciones y fenómenos transitorios en las mediciones orificio abajo. Tomando un promedio de numerosas mediciones de la presión orificio abajo, el método de Rasmus mezcla irreversiblemente la influencia de estos fenómenos transitorios dentro del valor promedio orificio abajo, que es entonces comunicado a la superficie para la comparación con una medición de presión de superficie precisa. A mayor abundancia, el método de Rasmus usa una técnica de secuencia engorrosa para cambio de tiempo y re-alineación de los promedios de datos orificio abajo con mediciones de superficie seleccionadas.

En otras palabras, Rasmus correlaciona un promedio tomado sobre un período de tiempo dado, por ejemplo, 30 segundos, con un medición de superficie simple tomada durante o antes de ese período de 30 segundo. Imprecisiones substanciales son introducidas en el paso de promediar y de nuevo en el paso de secuencia de tiempo, y esto resulta en una pobre aproximación de los coeficientes usados en la ecuación pronosticadora de Rasmus para reconstruir una presión orificio abajo sintética altamente muestreada y para diagnosticar las condiciones del pozo. Lo que es necesario es un método para la estimación precisa de la presión orificio abajo que ocurre durante la conexión de la tubería que permita al perforador el uso de una cantidad limitada estratégicamente seleccionada de datos" de presión tomados orificio abajo para diagnosticar con precisión las condiciones del pozo y el comportamiento del pozo que ocurre durante las conexiones de tubería. Lo que es necesario es un método para seleccionar y comunicar solamente aquellas mediciones específicas orificio abajo que provean las información más beneficiosa para, rápida y precisamente, diagnosticar las condiciones del pozo que se originan durante las operaciones de bombea .tales como las conexiones de tubería. Este método permitiría al operador tomar los pasos de remedio apropiados en respuesta a las condiciones del pozo antes de que se desarrolle un problema substancial. COMPENDIO DE.LA INVENCIÓN. La presente invención provee un método para determinar una presión estática equivalente representativa del fluido anular orificio abajo. De acuerdo al método, que permite al perforador la presión del fluido anular orificio abajo es medida por medio de un ensamblaje de orificio del fondo (BHA) durante una conexión de tubería. El BHA identifica entonces el inicio de una condición de bombas apagadas, que es identificado en base a la Barra de Herramientas de Baja Potencia (LBT, por sus siglas en Inglés). La LBT provee una línea de comunicación entre las herramientas MWD y LWD y también suministra el voltaje para algunas de las electrónicas LWD. Más precisamente, el análisis de bombeo APWD es iniciado cuando son cumplidas las siguientes condiciones: (i) No h y comunicación LTB por al menos 30 segundos, y fii) Muy bajo voltaje LTB (e.g. voltaje LTB < 1 voltio) El análisis de bombas apagadas es continuado siempre que las condiciones anteriores sean CIERTAS. El BHA identifica también una condición de final de conexión a partir de la presión medida mediante la detección de los cambios súbitos que resultarían del movimiento de la tubería o de la reactivación de las bombas de circulación de lodo. El BHA, preferiblemente por medio del medio de computación implementado, estima una presión estática equivalente del fluido anular orificio abajo usando solamente las mediciones de presión de fluido anular orificio abajo que fueron tomadas entre el inicio de la condición de bombas apagadas y la condición de final de conexión. El paso de estimar la presión estática efectiva del fluido anular orificio abajo puede incluir el ajuste de las mediciones de presión estática del fluido anular orificio abajo entre el inicio de la condición de bombas apagadas y la condición de final de conexión a una ecuación, preferiblemente en donde la ecuación represente la presión estática efectiva del fluido anular orificio abajo como igual a la presión del fluido anular orificio abajo menos la suma de las variantes de bombas apagadas. Las mediciones de presión del fluido anular orificio abajo pueden ser usadas para determinar la densidad de lodo equivalente por medio de la división de la presión medida entre la profundidad vertical verdadera (TVD, por sus siglas en Inglés), que es conocida en la superficie. La densidad equivalente es referida típicamente como la densidad de circulación equivalente (ECD, por sus siglas en Inglés), que es técnicamente la densidad de lodo equivalente cuando el lodo está en circulación. Cuando eí lodo no está en circulación, la densidad equivalente es referida como densidad estática equivalente (ESD, por sus siglas en Inglés). La ECD es usada a menudo como un término general para abarcar tanto a la ECD como a la ESD, y es un parámetro importante que representa una medida integrada del comportamiento del fluido en el anulo. La presión estática orificio abajo Pstatíc determinada mediante el BHA es comunicada entonces al perforador en la superficie, usando preferiblemente comunicación de telemetría de pulso de lodo inmediatamente al reasumir las operaciones de bombeado después de la conexión de tubería. Luego la misma es convertida en ESD, lo que provee al perforador con información valiosa que permite el diagnóstico más rápido de, y en respuesta a, el desarrollo de las condiciones del pozo. Opcionalmente, el método puede comprender además el paso de hacer adicionalmente mediciones de presión orificio abajo que ocurren en otros lugares estratégicamente seleccionados en el trazado de presión orificio abajo, registrando los tiempos o lugares en los cuales estás mediciones adicionales fueron hechas y los lugares correspondientes en la superficie. Los datos orificio abajo adicionales comunicados a la superficie permiten la correlación de los datos medidos orificio abajo a fin de estimar el trazado de presión orificio abajo que ocurre durante una condición de bombas apagadas. La aplicación preferida para todos estos métodos es para la determinación de las condiciones del pozo que ocurren durante una conexión de tubería. BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS De manera tal que las características y ventajas de la presente invención sean entendidas en detalle, , puede ser tenida una descripción más particular de la invención, resumida brevemente arriba, mediante referencia a las configuraciones de la misma que están ilustradas en los dibujos anexos. Se notará, sin embargo, que los dibujos anexos solamente ilustran configuraciones típicas de esta invención y que por lo tanto no deben ser consideradas limitantes de su alcance, ya que la invención puede admitir otras configuraciones igualmente efectivas. ' La Figura 1 es un gráfico de un típico perfil APWD durante una conexión de tubería. La Figura 2 es un gráfico que muestra las presiones alternas de limpieza y de brote que ocurren durante la oscilación armónica de la hilera de perforación después de la reciprocidad de la tubería o ajuste de la hilera de perforación en los patines. La Figura 3 es un diagrama que representa el algoritmo de flujo de trabajo usado e? la invención para modelar el trazado de presión orificio abajo. La Figura 4 incluye gráficos de cuatro perfiles APWD durante las conexiones de tubería y el uso del fin automático de la determinación de conexión. La Figura 5 incluye descripciones gráficas de cinco perfiles comunes de caída de energía para fenómenos transitorios que pueden contribuir al trazado general de la presión orificio abajo. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LAS CONFIGURACIONES PREFERIDAS La presente invención provee un método que restaura efectivamente la ventaja del tiempo real de la presión anular durante las mediciones de perforación (APWD, por sus siglas en Inglés) tomadas durante las conexiones de tuberías. Los datos APWD son obtenidos usando instrumentos y electrónica relacionada en el BHA, y comunicada a la superficie usando un sistema de telemetría de pulso de lodo que trabaja solamente cuando las bombas de lodo están activas. Las conexiones de tubería requieren la desactivación de las bombas de circulación de lodo. En consecuencia, la comunicación de datos orificio abajo hacia la superficie usando telemetría de pulso de lodo no está disponible durante una conexión de tubería. Durante la conexión de tubería, muchos de los datos APWD pueden ser medidos y almacenados en el BHA, y comunicados subsecuentemente al perforador en la superficie después de reasumir las operaciones de bombeo. Sin embargo, los regímenes de transmisión de información para los sistemas de telemetría de pulso de lodo son muy lentos. Es deseable proveer al perforador con datos críticos orificio abajo que le permitan diagnosticar rápidamente el desarrollo de las condiciones del pozo que ocurren durante la conexión de tubería. La presente invención supera el bajo régimen de transmisión de información de los sistemas de telemetría de pulso de lodo para restaurar la calidad cercana al tiempo real de los datos APWD mediante el uso de inteligencia orificio abajo para identificar estratégicamente ciertos eventos señalados que ocurren durante la conexión de tubería, y luego usarlos los eventos identificados y las mediciones de presión tomadas con relación a esos eventos para determinar ciertos parámetro críticos para la transmisión hacia la superficie, incluyendo opcionalmente un pequeño númertí de las mediciones APWD más beneficiosas junto con sus localizaciones en el trazado de presión orificio abajo. Después que las operaciones de bombeo son reasumidas, el BHA comunica los datos seleccionados o procesados hacia la superficie usando la telemetría de pulso de lodo. Generalmente, los datos APWD análogos son convertidos por medio de un circuito lógico o unidad de procesamiento de datos (CPU, por sus siglas en Inglés) en el BHA a forma digital. Cuando se reasumen las operaciones de bombeo después de la conexión de tubería, los datos almacenados son transmitidos desde el BHA hacia la superficie un bit a la vez haciendo a las transmisiones de lecturas de presión muy lentas. Aunque pueden ser tomadas, registradas y almacenadas muchas mediciones APWD en el BHA, la comunicación de datos desde el BHA hacia la superficie no puede comenzar hasta después que se reasuman las operaciones de bombeo. Como resultado del bajo régimen de transmisión de información del lodo de perforación y los rápidos cambios en las condiciones del orificio de pozo, muy pocas mediciones APWD u otros datos pueden ser comunicados realmente a la superficie con suficiente rapidez para que sean realmente útiles para el perforador para los diagnósticos cerca del tiempo real o el control de las operaciones de perforación. Los datos APWD medidos y registrados en el BHA también pueden ser procesados en el BHA. Usando esta ventaja, una cantidad reducida de datos APWD procesados, o un pequeño juego de datos APWD estratégicamente seleccionados, pueden ser comunicados rápidamente al perforador en la superficie para proveer información más útil con respecto a las condiciones del pozo que un mero caudal de mediciones de presión que el perforador debe entonces analizar. En esencia, el análisis apropiado orificio abajo avanza un largo trecho en la superación de la demora en disponibilidad y el bajo régimen de transmisión de información asociados con el sistema de telemetría de lodo. La invención usa la ventaja de ser capaz de procesar datos orificio abajo para minimizar la demora en proveer información crítica orificio abajo al perforador y aumentar la velocidad con la cual el perforador puede responder a condiciones indeseables del pozo. Cuando un ciclo de conexión se lleva a cabo, muchos fenómenos transitorios dinámicos relacionados a las operaciones en el pozo y a los cambios físicos en el pozo contribuyen al trazado general de presión orificio abajo registrado en el BHA. Cada fenómeno transitorio que contribuye al trazado general de presión orificio abajo tiene una "firma* distintivamente diferente relacionada a su perfil de disipación de energía. Esta firma refleja el modo de caída de energía atribuible a los cambios físicos detrás del fenómeno transitorio. Cuando estas firmas de caída de energía característica ocurren simultáneamente, el trazado de" presión orificio abajo que comprende la suma de estos fenómenos transitorios puede aparecer para fluctuar sin un patrón rápidamente identificable a menos que el mismo sea analizado a la luz de las firmas conocidas de caídas de energía contribuyentes. El trazado general de presión' orificio abajo no puede, por lo tanto, ser aproximado de manera confiable usando medias, promedios, desviaciones estándar, u otras aproximaciones matemáticas simples. Como resultado, cualquier estimado o modelado del trazado de presión orificio abajo durante las conexiones que no tome en consideración estos fenómenos transitorios no es confiable. Las descripciones en la Figura 5A-E que siguen muestran el rango de los perfiles de los principales fenómenos transitorios que contribuyen al trazado general de presión orificio abajo. La Figura 5A describe el "abombado mínimo del orificio de pozo". La Figura 5B describe de manera más significativa el abombado. Abombado se refiere tanto a la deformación física de la geometría del orificio de pozo (elasticidad o acomodación), y a la toma y entrega de fluido de perforación (almacenamiento del orificio de pozo), en respuesta a los cambios en la presión del orificio de pozo. Mientras se perforan algunas formaciones, la ECD es lo bastante alta para iniciar una red de microfracturas y/ o a forzar el fluido de perforación dentro de una red preexistente de tales microfracturas, así como también causar la expansión circunferencial del orificio de perforación y la envuelta. Esto da origen a un fenómeno transitorio de presión, el cual puede ser representado por un exponencial simple de caída (Figuras 5A y B). La Figura 5C describe una conexión en donde la tubería ha sido movida más profundo dentro del pozo antes de la reactivación de las bombas de circulación de lodo. La introducción de un volumen adicional de acero en la hilera de perforación extendida causa el desplazamiento de un volumen igual de lodo de perforación y un incremento adicional en la presión orificio abajo. La Figura 5D describe una conexión en donde la hilera de perforación es reciprocada antes de la reactivación de las bombas de circulación de lodo. La Figura 5E describe la influencia de las oscilación armónica del BHA después que la hilera de perforación está ajustada en los patines. Esta amplia variedad de perfiles es lo que hace desafiante el análisis de bombas apagadas. Simplemente transmitiendo la presión mínima (PMÍ?) y/ O la presión promedio orificio abajo (PAve) en base a los datos APWD registrados obtenidos durante la conexión de tubería puede ser muy engañoso y puede resultar en interpretaciones erróneas de la ESD que ocurre durante la conexión de tubería. El error asociado con el uso de la presión mínima orificio abajo y/ o la presión promedio orificio abajo en base a las mediciones APWD registradas durante una conexión de tubería dependerá de una variedad de factores, que incluyen: i. geometría del pozo (profundidad, diámetro e inclinaciones); .ii. geometría de la hilera de perforación; iii. propiedades del lodo; iv. la velocidad con la cual la hilera de perforación es reciprocada en el pozo; v. la velocidad con la cual la hilera de perforación es ajustada en los patines; vi. el grado al cual está presente el abombado; vii. el intervalo de profundidad al cual la hilera de perforación es descendida después de la conexión de tubería (antes de re- encender las bombas); y viii. la duración de la conexión de la tubería. Estos conocidos fenómenos transitorios deben ser reconocidos y manejados a fin de arribar a un estimado más confiable del trazado general de presión orificio abajo y, en particular, .a ESD. Un BHA puede analizar la medición de presión a la luz de estos conocidos comportamientos transitorios durante una conexión de tubería, puede proveer una pequeña cantidad de más datos útiles para ser comunicados al perforador después de la conexión de la tubería, para así permitir al perforador un diagnóstico más rápido y preciso del desarrollo de las condiciones del pozo. ' La Figura 1 muestra un trazado típico de presión orificio abajo que ocurre durante una conexión de tubería. De acuerdo a la invención, el trazado típico de presión orificio abajo exhibe varios "eventos" que dividen al trazado general de presión orificio abajo en regiones de interés. El trazado de presión orificio abajo comienza cuando son desactivadas las bombas de circulación de * lodo al inició de la conexión de tubería 10, y finaliza cuando las bombas de circulación de lodo son reactivadas. Cuando la hilera de perforación es ajustada en los patines al inicio de la conexión de tubería 10 y las bombas de circulación de lodo son desactivadas a fin de conectar un empalme adicional de tubería de perforación, la APWD exhibe una disminución substancial. El trazado de presión orificio abajo exhibe una marcada caída 12 de la presión de circulación (Pcircuiaddn) y un ajuste descendente substancial hacia la presión estática (Pstatíc) 14. Las densidades equivalentes (ECD y ESD) deducidas de las mediciones de presión tomadas o que ocurren después de la desactivación de las bombas de circulación de lodo y antes del final de la conexión de tubería representan una región de particular interés porque este perÍQdo de tiempo, después que ocurre la estabilización de las operaciones del pozo, representa un mejor estimado de la ESD. Las mediciones de presión en esta región son lo mejor para estimar la ESD ya que el fluido no está circulando y, sobre esta región, los fenómenos transitorios están comenzando a disminuir en magnitud. En efecto, el fluido se está acercando a una condición estática y las mediciones de presión tomadas durante el acercamiento a la condición estática pueden ser analizadas para determinar una ESD aún si el fluido realmente nunca está estático. Cuando las bombas de circulación de lodo son desactivadas al inicio de un ciclo de conexión 10, la presión aplicada a la superficie del lodo en la porción interior de la hilera de perforación generalmente disminuye a presión atmosférica. De hecho, un perforador prudente no permitirá que el tubo conector flexible sea desconectado de la tubería de perforación a menos que la presión dentro de la tubería conectada, que está en comunicación fluida con la descarga de la bomba de lodo , sea segura. Sin embargo, la presión de descarga de la bomba de lodo no cae inmediatamente a cero, y la presión orificio abajo no cae instantáneamente en la cantidad de la presión de la bomba de lodo removida del extremo tope de la hilera de perforación por la desactivación de las bombas de lodo. Cuando la bomba de lodo es desactivada y la presión aplicada al lodo de perforación y otros materiales en el pozo cae a presión atmosférica, un frente de presión se propaga hacia abajo de la hilera de perforación hacia el fondo del pozo. En el grado en que el lodo y otros materiales en el pozo sean compresibles, energía potencial es almacenada en estos materiales compresibles como resultado de la presión de circulación relativamente alta aplicada cuando las bombas de circulación de lodo están activas. Cuando las bombas de circulación de lodo son desactivadas, esta energía almacenada es devuelta al sistema, resultando en una caída de presión transitoria que contribuye al trazado general de presión orificio abajo. La contribución de esta energía retorna al trazado general de presión orificio abajo puede ser modelada matemáticamente. La máxima presión orificio abajo registrada durante la conexión de tubería ocurre típicamente cuando las bombas de circulación de lodo son reactivadas 10. Un factor que aumenta esta máxima presión orificio abajo es la propiedades gel del lodo de perforación. Las propiedades gel están diseñadas en el lodo a fin de suspender los agentes lastrantes y los cortes de perforación que deben ser llevados a la superficie, a menudo a través de secciones inclinadas u horizontales del orificio de pozo. Un lado afecto de las propiedades gel que las mismas causan una resistencia substancialmente incrementada a la reanudación del flujo de lodo anular después que el lodo se ha convertido en estático durante una conexión de tubería. Este flujo de lodo estático incrementado resulta en un brote de presión inicial 11 al inicio del trazado de presión orificio abajo cuando las bombas de circulación de lodo son reactivadas. Este brote de presión máxima 11 algunas veces resulta en un brote de presión orificio abajo más alto que el deseado. Un brote de presión orificio abajo debido a la resistencia gel del lodo estático puede aumentar la presión orificio abajo más allá de la presión de . fractura de la formación causando pérdidas de lodo hacia la formación. Los perforadores intenta minimizar a menudo el brote por reactivación de la bomba de lodo 11 mediante el "recorte" gradual de las bombas de circulación de lodo o llevando las bombas de circulación de lodo lentamente de regreso al régimen completo, para de esta manera romper gradualmente el gel en el lodo desde el estado estático al dinámico. Los perforados pueden intentar también minimizar el brote de presión orificio abajo mediante la rotación de la hilera de perforación para perturbar el gel del lodo estático inmediatamente antes de reactivación de las bombas de lodo. Es importante que la presión máxima 11 en" el trazado de presión orificio abajo sea localizado, registrado y comunicado a la superficie al reasumir las operaciones de bombeo. Esto alerta al operador de la máxima presión orificio abajo durante la conexión de tubería, y permite el desarrollo y la calibración de mejores modelos de rompimiento del gel del lodo de forma tal que pueda ser evaluada la efectividad de las rotaciones de la tubería o reciprocidad, o del "recorte" de bomba. Estos intentos para minimizar los brotes de presión asociados con el rompimiento del gel, y el mismo fenómeno de rompimiento del gel, resultan en fenómenos transitorios con firmas características que contribuyen al trazado general de presión orificio abajo. Tal como se estableció antes, la reciprocidad de la tubería es una técnica usada a menudo por el perforador para chequear tuberías atascadas debido al asentamiento de los agentes lastrantes o cortes de perforación durante una condición de bombas apagadas, o el "pre- rompimiento" del gel del lodo que se ha convertido en estático durante una condición de bombas apagadas. Sin embargo, las porciones orificio abajo de la hilera de perforación continúan moviéndose cuando el extremo de superficie de la hilera de perforación está estacionario. Cuando la hilera de perforación (es decir, la combinación de la tubería de perforación, el BHA y la broca de perforación) es reciprocada o transferida a los patines en la superficie, la inercia de la hilera de perforación puede causar un alargamiento substancial de la tubería de perforación. Una vez ajustadas en el movimiento descendente, las porciones inferiores de la tubería de perforación, el BHA y la broca de perforación continúan en movimiento a medida que la hilera de perforación relativamente delgada se alarga y a medida que elásticamente se resiste a mayor alargamiento debido al movimiento descendente de las porciones inferiores, más pesadas, de la hilera de perforación. Cuando cesa el movimiento descendente, la energía potencial almacenada en la tubería de perforación alargada hala la hilera de perforación hacia arriba, para invertir así su movimiento. Tal como con un peso colgando en el extremo de una cuerda elástica, el movimiento del BHA está caracterizado por la oscilación armónica dentro del pozo, la oscilación de frecuencia larga amortiguada gradualmente por la fricción del fluido en el lodo de perforación y la rigidez de la tubería. Esto es particularmente significativo en los orificios de pozo verticales, profundos. El desplazamiento cíclico arriba y abajo, amortiguado gradualmente, del BHA y la broca de perforación crea un componente de presión de barrido y " brote 16 que contribuye al trazado general de presión orificio abajo. Similarmente, ocurre un "brote" de presión positiva cuando se corre la tubería dentro del pozo, y ocurre un "barrido" de presión negativa cuando se hala la tubería fuera del pozo. Un primer plano ("closeup") de la presión transitoria barrido-brote está mostrado en la Figura 2. En la Figura 2, los pliegues de presión mínima 22 asociados con los "barridos" alternos permanecen sobre la presión de poro de los fluidos en la formación en comunicación con el pozo y mostrados en gráfico en términos de una densidad de lodo de 12,0 libras por galón 24. Un presión de brote orificio abajo debido al movimiento descendente armónico o tubería que corre dentro del pozo puede aumentar la presión orificio abajo más allá de la presión de fractura de la formación causando ^pérdida de lodo hacia la formación. Similarmente, una presión de barrido orificio abajo resultante de un movimiento ascendente armónico o de extracción de tubería desde el pozo que cae por debajo de la presión de poro de una formación en comunicación fluida con el pozo puede causar que el gas en la formación sea introducido dentro del pozo. En adición, la desaceleración repentina de la hilera de perforación en el extremo de superficie puede resultar en una presión de barrido orificio abajo substancial que puede ser suficiente para impulsar los fluidos de la formación dentro del orificio de pozo y causar una coz. Aunque la hilera de perforación y las dinámicas de del orificio de pozo están más allá del alcance que se intenta de esta discusión, este fenómeno está descrito y explicado además en "Validación de Campo de los Efectos de Barrido Mientras se Viaja Profundo en el Orificio en Pozos Profundos, de Alta Temperatura" por R. L. Rudolf y P. V. R. Suryanarayana, SPE documento No. 35395 presentado en la Conferencia de Perforación de. 1998 IADC/SPE 1998 en Dallas, Tejas, 3-6 de Marzo de 1998. La oscilación armónica o reciprocidad de la tubería en el pozo puede ser modelada matemáticamente para permitir la correlación con los datos APWD. Modelando el impacto de la oscilación armónica o reciprocidad de la tubería en el trazado general de presión orificio abajo es difícil, debido a la existencia de variables desconocidas, incluyendo la compresibilidad de los fluidos de la formación (especialmente gas), elasticidad de las hileras tubulares en el pozo y la inercia de la tubería de perforación o los fluidos que son puestos en movimiento durante las operaciones del pozo. El perfil general de la contribución de la hilera de perforación en movimiento dentro del pozo al trazado general de presión orificio abajo está descrito gráficamente en la Figura 5D. El perfil general de la contribución de una oscilación de modo armónico del BHA al trazado general de presión orificio abajo está descrito gráficamente en la Figura 5E. Es importante entender natur leza y el perfil verdaderos de cada presión transitoria contribuyente. Aunque no es necesario, o quizás ni aún deseable, modelar exactamente los valores reales involucrados en caga contribuyente al trazado general de presión orificio abajo, es importante determinar la forma y perfil general del trazado. Una vez que entendamos las formas básicas que comprenden los fenómenos transitorios de presión, seremos capaces de llevar a cabo un ajuste probado de datos seleccionados estratégicamente y de extraer o determinar la ESD 14 deseada. También es importante tener un ajuste de base física probado, en lugar de usar los ajustes empíricos inverificables que pueden comprometer la confiabilidad, de los resultados. Las conocidas respuestas de presión orificio abajo asociadas con ciertas actividades de superficie durante las conexiones de tubería pueden ser usadas efectivamente para mapear, delinear, o identificar regiones de interés en el trazado general de presión orificio abajo. Tal como se discutió, las localizaciones generales en el trazado general de presión orificio abajo de la presión máxima 11 asociado con la reactivación de las bombas de circulación de lodo ' y la presión mínima 13 asociada con el inicio de la oscilación armónica cuando la hilera de perforación es ajustada en los patines son conocidas. Cuando el peso de la hilera de perforación es izado desde los patines mecánicos después del final de la conexión de tubería 16, el halado inicial de la tubería desde el pozo produce un barrido notable de presión en el trazado de presión orificio abajo. A mayor abundancia, un perforador a menudo reciprocará la hilera de perforación en el pozo para chequear y prevenir que la hilera de perforación quede atascada en el orificio de pozo o que los agentes lastrantes se asienten fuera • del lodo de perforación estático durante la conexión. Repetimos, la reciprocidad de la hilera de perforación siguiendo inmediatamente un período de presión orificio abajo relativamente estático produce picos alternos de presión de barrido y brote que siguen inmediatamente a un período de presión orificio abajo relativamente estático. Finalmente, la reactivación por el perforador de las bombas de circulación de lodo 20 después que ha sido hecha una conexión y el tubo conector flexible ha sido conectado de nuevo, causa un incremento significativo y detectable en el trazado de presión orificio abajo a su máximo nivel registrado 11. Como resultado de la naturaleza estática del lodo en el orificio de pozo y la resistencia inercial a la bomba de circulación, la máxima presión orificio abajo 11 obtenida durante la conexión ocurre 'generalmente cuando las bombas de circulación de lodo 20 son reactivadas después de una conexión. Aunque la obtención de un estimado confiable de la ESD que ocurre durante una conexión de tubería es el enfoque primario de esta invención, es una opción, dentro del alcance de la presente invención, usar el proceso aquí revelado con cualquier parámetro de interés bien conocido. De manera similar, aunque la invención está descrita como superando el régimen limitado de transmisión de información de los sistemas de telemetría de pulso de lodo, todas las otras comunicaciones de información mejorados mediante el uso de la detección, medición, comunicación y correlación selectivas de datos críticos orificio abajo hacia la superficie están dentro del alcance de la invención. Opcionalmente, los datos APWD estratégicamente seleccionados pueden incluir la máxima y mínima presión orificio abajo correspondientes a la reactivación de las bombas de circulación de lodo. Además, los datos APWD estratégicamente seleccionados pueden incluir datos que representen la ESD - del lodo de perforación basados en la presión orificio abajo real que ocurre en un intervalo de tiempo seleccionado antes del final de la conexión 16. Los datos estratégicamente seleccionados pueden incluir también datos que representan la presión estática que ocurre después del final de la conexión 16 pero antes de la reactivación de las bombas de circulación de lodo 20. El primer paso en el proceso de estimación de la ESD o Pstaüc es determinar, a partir del trazado de presión registrado durante una conexión, el final de la conexión 16. El final de la conexión ocurre necesariamente a la reciprocidad de la hilera de perforación o reactivación de las bombas de circulación de lodo. El inicio de la conexión 10 está marcado por la desactivación de las bombas de circulación de lodo, que es inmediatamente antes o después* del momento en que la hilera de perforación es asentada en los patines. Podemos asumir que la oscilación armónica, o las presiones alternas de barrido y brotes, asociadas con el asentamiento de la hilera de perforación en los patines al inicio del ciclo de conexión de tubería causa la presión mínima 13 que ocurre durante el ciclo de conexión de la tubería. Por consiguiente, la ESD o Pstatic 14 ocurre después de la presión mínima (cuando la hilera de perforación es ajustada en los patines) y antes de la reciprocidad de la hilera de perforación o reactivación de las bombas de circulación de lodo. Sin embargo, debido que la reciprocidad de la tubería puede llevarse a cabo después del final de la conexión 16 o antes de la reactivación de las bombas de circulación de lodo 20, no puede darse por seguro que la Pstatic estimada a partir de un análisis de toda la secuencia de bombas apagadas será una estimación correcta. Como se estableció antes, podemos detectar el final de la conexión 16 en base al cambio repentino de presión que acompaña la recogida de la hilera de perforación desde los patines. Intuitivamente, siempre que la hilera de perforación permanezca sostenida por los patines y las bombas de circulación de lodo permanezcan inactivas, el trazado de presión APWD permanecerá dentro de un rango dictado por la historia reciente de cambios de presión. Si nos referimos al momento en el cual es detectada la condición bombas "apagadas como to, entonces las mediciones de presión anular de bombas apagadas consistirán de mediciones separadas p(tn) hecha en los tiempos separados Tn = to+nx?t en donde (?t) es el intervalo de tiempo de muestreo. El tiempo asociado con el final de la conexión 16, ó tEnd-of-connectíon, es aquel tiempo £N cuando la presión APWD precedente p(tN+?) en ÍN+I muestra un cambio 'suficiente' de la presión APWD precedente p(t?.) en el tiempo tN, sea que el cambio- es Suficiente' para disparar la detección del final de la conexión, depende de la historia reciente (definida por un espacio de tiempo (?)) de cambios de presión que son considerados normales, y toma en cuenta los cambios normales en la presión causados por la resolución de calibración de presión (e). En adición, es introducido un factor de seguridad (?) para proteger contra los artefactos y los picos de ruidos parásitos. Establecido matemáticamente, tEnd-of-Cormecüon es definido como el tiempo justo antes en que sean violadas cualesquiera de las siguientes relaciones de desigualdad: -10 X r. S . " , -Sign PMIn(lB-l) Wtn-?)-2~) + pMin(tn_1)x?tx2 =P(t„) (1 P(t a ) = ¿(V, ) + 2 ¿) + Ma? (t a-l ) ?t 2+si+'-<t»-> 15 en donde 0 pAnnC'-n-l) PAnn n-l) p(t„) = 2x?t PApp(tn+l)-2xPAap(tp) + PAnp(tn-l) p(t») = (?t)2 (2) •• PMa?(t„) = ax{p(t.) for tn -?=t, <tn} 5 íL(UßMin{p'(t,) fot tn - ? = t, = t„} La significación del factor de seguridad (?) es que el mismo permite cambios en la derivada de presión que sean más grandes que aquéllos sugeridos por la historia reciente de la presión. Cuando ? = O, la derivada de presión tiene que permanecer dentro del rango abarcado por la historia reciente de la presión. Cuando ?-?+8, los cambios súbitos en la derivada pasarán inadvertidos. Esta técnica de detectar automáticamente el final de la conexión fue validada con datos APWD reales con ? = 50 seg, 8 = 1 psi y ? = 0,5, y la detección del último punto de presión válido para el análisis de bombas apagadas fue muy preciso tal como está mostrado en las Figuras 5A-5B. En la estimación de la Pstatic, los fenómenos transitorios dominantes que controlarán la forma del trazado APWD durante la etapa de bombas apagadas son cuando: (a) el BHA se parece a una masa que cuelga desde una larga cuerda elástica (la tubería de perforación), y se parece a un oscilador amortiguado, (b) los efectos del almacenamiento en el orificio de pozo (que es almacenamiento del orificio más el "abombado" de la formación), resultará en caídas tipo exponencial, (c) existe una fuga continua a través de la formación que corresponde a la invasión y los cortes que se asientan a un "régimen fijo", y más como una caída lineal siempre presente o un exponencial muy plano, y muestra también cambios en la presión causados por mecanismos de intercambio de calor. El trazado de presión anular orificio abajo en cualquier tiempo t, ó PAnn(t), puede ser modelado matemáticamente por medio de la descripción de la suma de los fenómenos transitorios de presión básica mostrados en las Figuras 5A- 5E. Un estimado preciso de la presión estática puede ser obtenido mediante el ajuste de los datos de presión APWD real a la ecuación: PAm(t) = ß?e"t Sl +ß2 xe-t S2 sin(?t + f)-ß3(t- tEnd) + PStat¡c ( en donde Oí y $2 son constantes de tiempo, ? es una frecuencia , f es una fase, ßi, ß2 son amplitudes y ß3 es un régimen de cambio de presión con el tiempo. Como un aspecto adicional y opcional de este análisis, hay ciertas condiciones de alarma que pueden estar indicadas por los datos APWD reales orificio abajo que son de interés para el perforador. Estas incluyen una óonstante de caída de tiempo muy lenta ( que indica "abombado"), una caída rápida (que indica un flujo hacia adentro del fluido de la formación, o una coz), y una ganancia de presión inusual (ß3<0) (que indica una coz de gas en un orificio de pozo delgado o flujo de agua poco profundo). Ya que la ecuación (2) contiene información más allá de Pstatic, pueden ser establecidas las condiciones de alarma que llamarán la atención del perforador en cuanto a la existencia de cualesquiera de estas condiciones del pozo que pueden ser detectadas. Por ejemplo, pueden ser activadas las alarmas chequeando los datos APWD para ver sí: (a) ??=30 seg y ßi = 200 psi (esto requiere dinteles definidos por dos usuarios), (b) ß3 = 0, 1 psi/ seg (esta prueba requiere un dintel definido por un usuario), y/ o (c) ß3 = - 0,1 psi/ seg (esta prueba requiere un dintel definido por un usuario) Los dinteles de coz real usados en una situación dada estarán basados en historia de campo, condiciones del pozo y simulaciones disponibles. La Figura 4 muestra el algoritmo de flujo sugerido para los cálculos. Primero, analizamos los datos para determinar si la el trazado de presión anular orificio abajo puede ser modelado con precisión usando una ecuación lineal, determinando sí: en donde (A) es un punto de ajuste de desviación aceptable que representa el grado aceptable de error en el valor calculado de Pstatic, e P es la media de las derivadas de presión (?(tn)) para Í3 = tn = ÍN-2. S? la ecuación que usa el punto de desviación aceptable es satisfecha, el trazado de presión anular orificio abajo es representado satisfactoriamente usando una ecuación lineal (PAnn(t) = -ß3.(t-tEpd-of-conncctíon) + Pstatíc), entonces: Static = P - P x (t -t End-of -connection . (4) en donde P es la media de las presiones (p(tn)) para Í3 = tn = ÍN-2, y t es la media de los tiempos separados (tn) para ts = tn = ÍN-2. Sin embargo, si la ecuación que usa el punto de ajuste de desviación aceptable no es satisfecha o el trazado de presión anular orificio abajo no puede ser m delado con precisión usando una ecuación lineal, i.e. cuando: N-2 • S(p(tn) - P) " (N -4)x > (N-4)x n=3 2x (?t): 2x (?t): Entonces analizamos los datos para determinar si el trazado de presión anular orificio abajo puede ser modelado con precisión usando una ecuación lineal 10 - más exponencial, por ejemplo, mediante la determinación de sí: (5) Así, cuando el trazado de presión anular orificio abajo puede ser modelado con precisión mediante una ecuación lineal más exponencial: (PA?? (t) 20. = ß? .e-/s? - ß3.(t-tEnd-of-connect?on) + Pstatic), entonces: 25 Static = P Sin embargo, si la ecuación modificada usando el punto de ajuste de desviación aceptable no es satisfecha o el trazado de presión anular orificio abajo no puede ser modelado con precisión usando una ecuación lineal más exponencial, i.e. cuando: entonces recurrimos a una solución completa de la lineal más exponencial, . más una ecuación de oscilación armónica amortiguada (Ecuac. 2). Para determinar la Pstatic, una técnica de ajuste de mínimos cuadrados (LSQF, por sus siglas en Inglés) es usada primero sobre los últimos 120 segundos justo antes de tEnd-of-connection (i.e. el intervalo de tiempo t e [tEnd-of-copnection - 120 seg, tEnd-of-connection]) y esto es repetido por sobre por lo menos los últimos 150 segundos antes de tEnd-of-connection, luego sobre los últimos 180 segundos, y así sucesivamente, aumentando el intervalo en pasos de incrementos de 30 segundos cada vez. Cada vez que efectuamos una LSQF, computamos un error de ajuste residual por punto, y lo comparamos a un valor preestablecido (que debería ser proporcional a la resolución de calibración, o el error aceptable en la determinación de la Pstatíc, cualquiera que sea mayor). El proceso de LSQF es detenido cuando el error residual excede el valor preestablecido, luego la Pstatic es omitida al valor de la última lectura de presión que marca el final de la conexión, es decir ?(tEnd-of-connectíon). Cuando se lleva a efecto un LSQF, sin embargo, existe el peligro muy real de trabarse sobre una minima local, y es preferido primero "adivinar" algunos de los parámetros de ajuste tan precisamente como sea posible antes de iniciar el proceso LSQF. Esto provee los valores iniciales (o "de arranque") para los ajustes de mínimo cuadrado. Ya que Pstatic es uno de los parámetros ajustados junto con ?, ßi, ß2, ßd, 03, entonces será resuelta directamente como parte del proceso LSQF. Se debe notar que la primera "adivinanza" es llevada a cabo sólo ocasionalmente. En general, la "adivinanza" consistirá de aquellos parámetros resueltos a partir del trazado de presión previo obtenido del ajuste durante la conexión anterior. Durante el proceso LSQF, los diferentes parámetros pueden ser orientados en una posible implementación como sigue: ßl e [0 psi, 2000 psi] ?l e [0 seg, 360 seg] ? € [tt/25 rad. Seg-1, p/2 rad. Seg-1] ß2 e [-1000 psi, 1000 psi] (53) f e [-p rad, + p rad] 2 e [O seg, 60 seg] ß3 e [-1 psi.seg-1, -Hpsiseg-1] Pstatic <= [p(t?) - 400 psi, p(tN)+ 400 psi] Después de la estimación de Pstattc la ESD puede ser calculada mediante la división entre la TDV. Sin embargo, este cálculo será efectuado típicamente en la superficie en donde el perforador o una computadora separada tiene mejor acceso a la profundidad de las formaciones. El perforador comparará entonces típicamente la ESD estimada al peso del lodo real medido en la superficie y la estabilidad estimada del orificio de pozo / presión de poro / gradientes de fractura, y entonces puede hacer cambios según sea necesario para aligerar o pesar el lodo para atender cualesquiera condiciones de alarma o para ajustar la densidad del lodo para conexiones de tubería subsecuentes. La presente invención puede ser puesta en ejecución usando un medio de código de programa leíble por computadora» A través del uso de instrumentos análogos y digitales, sensores y otro equipo de adquisición y procesamiento de datos conocidos en la técnica, una computadora puede tomar y registrar las mediciones de las presiones de fluido anulares orificio abajo que ocurren durante una conexión, identificar el inicio de una condición de bombas apagada, y estimar un trazado de presión anular orificio abajo de la condición de bombas apagadas hasta el momento de la condición de final de conexión. La computadora pudiera también efectuar las calibraciones de las ecuaciones desarrolladas para modelar el trazado de presión anular orificio abajo durante conexiones subsecuentes por medio del acceso a mediciones reales de presión orificio abajo almacenadas en el BHA después de reasumir las operaciones de bombeo, y reconciliar los datos reales con los datos modelados obtenidos mediante el uso de la invención.

Aunque lo anterior está dirigido a la configuración preferida de la presente invención, otras configuraciones de la invención pueden ser diseñadas sin apartarse del alcance básico de la misma, y el alcance de la invención está determinado por las reivindicaciones que siguen. -se¬ Definiciones LSQF Ajuste de Mínimos Cuadrados. CPU . Unidad Central de Procesamiento. BHA Ensamblaje de Fondo de Orificio. LWD l Herramientas de Perforación Mientras se Registra. MWD Herramienta de Medición Mientras se Perfora. Recoge los datos orificio de pozo procedentes de diferentes herramientas LWD y los transmite a la superficie usando telemetría de pulso de lodo. APWD Sensor de Presión Anular Mientras se Perfora. LÍB Barra de Herramientas de Baja Potencia (provee una línea ?le comunicación entre las herramientas MWD y LWD y también suministra voltaje a alguna de la electrónica LWD). PP Presión de Poro. CG Gradiente de Colapso. FG. gradiente de Fractura. MP Profundidad Medida. TVD Profundidad Vertical Verdadera. Pcirculation Presiones orificio abajo durante la circulación. ECD Densidad de Circulación Equivalente. Pstatíc Presión estática orificio abajo. '*ESD Densidad Estática Equivalente. % n índices (0, 1, 2, 3, etc.). t '' tiempo. to Tiempo de inicio de la condición bombas apagadas. tEnd-of-conecction Tiempo en que el final de conexión es detectado. También es referido como (ÍN). ?t Régimen de muestreo de la presión orificio abajo (típicamente 2 segundos). Tiempos separados en los cuales son hechas las mediciones de presión orificio abajo. tN Igual a TEnd-of-conecction. t Media de los tiempos separados (tn) para Í3 = tn = ÍN-2. ? Alcance de tiempo que describe la historia reciente de los cambios de presión orificio abajo. PAnn(t) Presión APWD en tiempo (t). PMin Mínima presión APWD durante un intervalo de bombas apagadas. PMax Mínima presión APWD durante un intervalo de bombas apagadas. PAvc Presión APWD promedio un intervalo de bombas apagadas. P Media de las presiones PAnn(tn) para te = tn = ÍN-2.

P Estimado de primera derivada de presión orificio abajo.

Media de las derivadas de presión (p(tn)) para ts = tn = tN-2. • • ' PN Estimado de segunda derivada de presión orificio abajo.

PMax(tn) Estimado máximo de segunda derivada de presión orificio abajo para tn - ? = ti = tn }. pMin(tn) Estimado mínimo de segunda derivada de presión orificio abajo para tn - ? = ti = tn }. e Resolución de calibrado. A Punto de ajuste de desviación. ? Factor de seguridad. #1 Constante de tiempo de la caída por abombado. s Constante de tiempo de la caída de oscilación amortiguada. ? Frecuencia de la oscilación BHA f Fase. ßl, ß2 Amplitudes de presión de varias variables bombas apagadas. ß3 Régimen de cambio de presión con tiempo.

Claims (1)

1. Nosotros Reivindicamos: 1. Un método para determinar una presión de fluido anular estático '• efectiva orificio abajo representativa, que comprende: (a) medir la presión del fluido anular orificio abajo durante una 5 conexión; (b) identificar el inicio de una condición de bombas apagadas a partir de la presión medida; (c) identificar una condición de final de conexión a partir de la presión medida; y 10 (d) estimar una presión orificio abajo de fluido anular estático efectiva usando solamente las mediciones de fluido anular orificio abajo entre el inicio de la condición de bombas apagadas y la condición de final de conexión. '2. El método de la Reivindicación 1, en donde los pasos (a) hasta el (d) 15 son efectuados por el ensamblaje de fondo de orificio. 3. El método de la Reivindicación 2, en donde los pasos (a) hasta el (d) son efectuados por un ensamblaje APWD. * 4. El método de la Reivindicación 1, en donde el inicio de la condición de bombas apagadas y la condición de final de conexión son identificadas por 20 la detección de cambios súbitos en la presión de fluido anular orificio abajo. 5.* El método de la Reivindicación 1, en donde el paso de estimar la presión de fluido anular estático efectiva orificio abajo incluye: ajustar las mediciones de presión de fluido anular estático orificio abajo entre ía condición de bombas apagadas y la condición de final de 25 conexión a una ecuación. 6. El método de la Reivindicación 1, en donde la ecuación representa * la presión de fluido anular estático efectiva orificio abajo como igual a la presión de fluido anular estático orificio abajo menos la suma de los fenómenos -, transitorios de bombas apagadas. 7. El método de la Reivindicación 5, que comprende además: a . (e) determinar una presión de fluido anular estático orificio abajo en la cual la primera derivada de la ecuación con respecto al tiempo es esencialmente cero. , ( 8. . El método de la Reivindicación 7, en donde los fenómenos transitorios de las bombas apagadas están seleccionados de oscilaciones amortiguadas, caída exponencial, caída lineal, o combinaciones de los mismos. 9. El método de la Reivindicación 6, en donde el paso de ajuste incluye un análisis de mínimos cuadrados. 10. El método de la Reivindicación 7, en donde el paso de estimar la presión de fluido anular estático efectiva orificio abajo incluye: identificar la presión de fluido anular orificio abajo en el cual la primera derivada de las mediciones de presión de fluido anular sobre el tiempo es esencialmente cero. 11. Ef método de la Reivindicación 2, que comprende además el paso de transmitir la presión de fluido anular estático efectiva orificio abajo hacia la superficie durante una condición de bombas encendidas después de la terminación cíe la conexión. 12. El método de la Reivindicación 11, en donde el paso de transmitir ocurre rápidamente después del inicio de la próxima condición de bombas encendidas. ?3. Él método de la Reivindicación 12, en donde el paso de transmitir incluye el uso de telemetría de pulso de lodo. , 14, El método de la Reivindicación 1, que comprende además el paso de calcular la densidad estática efectiva como la presión de fluido anular estático efectiva orificio abajo dividida entre la altura de la cabeza hidrostática sobre la medición de presión. 15. El método de la Reivindicación 1, que comprende además analizar las mediciones de presión de fluido anular orificio abajo entre la condición de bombas apagadas y la condición de final de la conexión. * 16. El método de la Reivindicación 15, en donde la condición de alarma es seleccionada de abombado, coz de gas, coz de agua, o combinaciones de los mismos. 17. El método de la Reivindicación 6, en donde la ecuación es seleccionada de lineal, exponencial, oscilador amortiguado, o combinaciones de las mismas. 18. El método de la Reivindicación 6, en donde el paso de ajustar las mediciones a una ecuación comprende: verificar y ajustar las mediciones a una ecuación lineal; y determinar el grado de precisión logrado usando una ecuación lineal para representar una presión de fluido anular estático efectiva orificio abajo, 19. El método de la Reivindicación 18, que comprende además el paso de: ' (e) verificar y ajustar las mediciones a una ecuación lineal más exponencial; y (f) determinar el grado de precisión logrado usando una ecuación lineal más exponencial para representar una presión de fluido anular estático efectiva orificio abajo. 20. El método de la Reivindicación 19, que comprende además el paso de: (g) ajustar la mediciones a una ecuación lineal más exponencial más oscilador amortiguado. 21. El método de la Reivindicación 1, en donde el paso de estimar la presión de fluido^ anular estático efectiva orificio abajo incluye: determinar un parámetro de las mediciones de presión de fluido anular orificio abajo entre el inicio de la condición de bombas apagadas y la condición de final cíe la conexión, en donde el parámetro es seleccionado de un promedio, mínimo, modo, o media. 22. El método de la Reivindicación 1, en donde el paso de estimar la presión de fluido anular estático efectiva orificio abajo incluye: determinar un promedio, mínimo, modo, o media de las mediciones de la presión de fluido anular estático efectiva orificio abajo que ocurren antes de la condición final de la conexión. 23. El método de la Reivindicación 18, en donde la ecuación usada para determinar el grado de precisión logrado usando una ecuación lineal para representar la presión de fluido anular estático efectiva orificio abajo es: N-2 A S(p(t„) - P)2 - (N -4)x - < (N - 4)x n»3 2x (?t)' 2x (?t)' y la ecuación lineal es: * ann(*-J "" H3l*"*End-of-conecction) + * Static 24. El método de la Reivindicación 18, en donde la ecuación usada para determinar el grado de precisión logrado usando una ecuación lineal más exponencial para representar la presión de fluido anular estático efectiva orificio abajo es: y la ecuación lineal más exponencial es: (Pann (*) " ßl«e " + "st tic 25. El método de la Reivindicación 20, en donde la ecuación lineal más exponencial más oscilador amortiguado es: P nn (t) = ß,e"^ + ß2 x e-, 02 sin(?t + f) - ß3 (t - t? ) + PStatíc 26. Un dispositivo de almacenamiento de programa leíble por una máquina y la codificación de un programa de instrucciones para ejecutar los pasos del método de la Reivindicación 1. 27. Un artículo de manufactura que comprende: * (a) un medio de código de programa leíble por computadora para causar que una computadora efectúe una medición de la presión de fluido anular orificio abajo durante una conexión; (b) un medio de código de programa leíble por computadora para causar que una computadora identifique el inicio de una condición de bombas apagadas a partir de la presión medida; (c) un medio de código de programa leíble por computadora para causar que una computadora identifique una condición de final de conexión a partir de la presión medida; y (d) un medio de código de programa leíble por computadora para causar que una computadora estime una presión de fluido anular estático efectiva orificio abajo usando solamente las mediciones de presión de fluido anular orificio abajo entre el inicio de la condición de bombas apagadas y la condición de final de conexión. RESDMEN DE LA INVENCIÓN La presente invención presenta un método que provee efectivamente la ventaja de tiempo real cercano de la presión anular mientras son tomadas las mediciones de perforación (APWD) durante las conexiones de tubería que requieren que las bombas de circulación de lodo estén apagadas (una condición de "bombas apagadas"). Los datos APWD, tales como las mediciones de presión, son obtenidas de los instrumentos y la electrónica relacionada dentro del ensamblaje de fondo de orificio (BHA). Los datos APWD pueden ser medidos, almacenados y aún procesados en el BHA durante una condición de bombas apagadas para el subsecuente procesamiento o comunicación de una cantidad reducida de datos al perforador en la superficie.