DISPOSITIVO y METODO PARA EL CONTROL DE LA PRESION DINAMICA ANULAR
CAMPO DE LA INVENCIÓN El presente método y dispositivo se refieren a un método para el control de presión anular dinámica para un hoyo de perforación, más específicamente, a un método selectivamente de ciclo cerrado, a presión, para el control de la presión del hoyo de perforación durante la perforación y los funcionamientos de terminación del pozo. ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN La exploración y producción de hidrocarburos a partir de formaciones subterráneas finalmente requiere de un método para alcanzar y extraer los hidrocarburos de la formación. Esto se hace normalmente con un carro de barrenar. En su forma más simple, esto constituye un carro de barrenar en tierra firme que se utiliza para soportar una cabeza perforadora montada en el extremo de la columna de perforación, constituida por una serie de tubulares de perforación. Se bombean por debajo de la columna de perforación un fluido constituido por un fluido base, normalmente agua o aceite, y diversos aditivos, y sale a través de la cabeza perforadora en rotación. El fluido circula luego hacia el espacio anular formado entre la pared del hoyo de perforación y la cabeza de perforación, tomando
(Ref. 158078) los cortes de la cabeza de perforación y depurando el hoyo de perforación. El fluido también se selecciona de tal manera que la presión hidrostática aplicada mediante el fluido, es mayor que la presión de formación circundante, previniendo así fluidos de formación que entran en el hoyo de perforación. También provoca al fluido entrar en los poros de formación, o "invadir" la formación. Además, algunos de los aditivos del fluido a presión sé adhieren a las paredes de formación formando una "capa de fango" sobre las paredes de formación. Esta capa de fango ayuda a preservar y proteger la formación anterior a la colocación de la envoltura o revestimiento en el proceso perforación, como se discutirá además más adelante. La selección de la presión de fluido en exceso de la presión de formación se refiere comúnmente como perforación equilibrada. El fluido se regresa luego a la superficie, donde se purga dentro de un sistema de manipulación de fango, generalmente constituido por una mesa vibratoria, para eliminar sólidos, un foso de fango y un medio manual o automático para la adición de numerosos químicos o aditivos para el fluido de retorno. La circulación de fluido de retorno, limpio se mide para determinar las pérdidas de fluido para la formación como resultado de la invasión de fluido. Los sólidos de retorno y el fluido (antes del tratamiento) pueden estudiarse para determinar diversas características de formación utilizadas en las operaciones de perforación. Una vez que se ha tratado el fluido en el foso de fango, se bombea luego fuera del foso de fango y se re-inyecta en la parte superior de la columna perforadora nuevamente . Esta técnica en exceso es el método de control de presión de fluido más comúnmente utilizado. Depende principalmente en la densidad de fluido y fuerza hidrostática generada por la columna de fluido en el espacio anular para generar presión. Excediendo la presión de poro de formación, el fluido se utiliza para prevenir escapes repentinos de fluidos de formación para el hoyo de perforación, tales como kicks de gas (afluencia o entrada de fluido) . Cuando tales kicks de gas se presentan, la densidad del fluido puede aumentarse para prevenir otro escape de fluido de formación para el hoyo de perforación. Sin embargo, la adición de aditivos pesados para incrementar la densidad de fluidos (a) puede no ser lo suficiente rápida para tratar el escape de fluido de formación y (b) puede excederse de la presión de hendiduras de formación, que resulta en la creación de fisuras o hendiduras en la formación, con pérdida de fluidos resultantes para la formación, que afectan posiblemente de manera adversa casi la permeabilidad del hoyo de perforación. En tales casos, el operador puede elegir clausurar los Sistemas de Prevención de Explosiones (BOP) , debajo del piso del carro de barrenar para controlar el movimiento del gas hacia el espacio anular. El gas se purga y la densidad de fluido se incrementa antes resumir las operaciones de perforación. El uso de perforación en exceso también afecta la selección de envoltura durante las operaciones de perforación. Los procesos de perforación inician con un tubo conductor que se acciona en la tierra, un tubo de BOP unido al conductor de perforación, con el carro de barrenar ubicado por arriba del tubo de BOP. Una columna de perforación con una cabeza de perforación puede hacerse girar selectivamente mediante rotación de la columna entera utilizando la barra giratoria cuadrada de barrenar o una cabeza conductora, o puede hacerse girar independiente de la columna de perforación utilizando motores mecánicos accionados de fluido de perforación instalados en la columna de perforación arrirba de la cabeza de perforación. Como se observó anteriormente, un operador puede barrenar orificios abiertos durante un período de hasta tal tiempo como se acumule la presión de fluidos a una profundidad calculada cerca de la presión de hendiduras de formación. En ese tiempo, es de práctica común insertar y suspender una columna de envoltura en el hoyo de perforación de la superficie hacia abajo para la profundidad calculada. Se coloca una zapata de cementación en la columna de perforación y se inyecta cemento especializado dentro de la columna de perforación, para avanzar hacia el espacio anular y desplazar cualquier fluido luego en el espacio anular. El cemento entre la pared de formación y el exterior de la envoltura efectivamente soportan y aislan la formación del hoyo de perforación del espacio anular y además se lleva a cabo la perforación de orificios abiertos debajo de la columna de envoltura, con el fluido proporcionando nuevamente control de presión y protección de formación. La Fig. 1 es un diagrama ejemplar del uso de fluidos- durante el proceso de perforación en una sección del hoyo de perforación intermedio. La barra o eje horizontal superior representa la presión hidrostática ejercida por el fluido de perforación y la barra o eje vertical representa la profundidad vertical total del hoyo de perforación. La gráfica de la presión del poro de la formación se representa en la línea 10. Como se observó anteriormente, en una situación sobre balanceado, la presión de fluido excede la presión del poro de la formación por razones de control de presión y estabilidad de los orificios. La línea 12 representa la presión de hendiduras de formación. Las presiones en exceso de la presión de hendiduras de formación resultará en la presurización del fluido de las paredes de formación hasta el punto en que se forman quebraduras o hendiduras en la pared del hoyo de perforación y la presión de fluido supera la presión de formación con invasión de fluido significativa. La invasión de fluido puede resultar en una permeabilidad reducida, que afecta adversamente la producción de formación. La presión anular generada por el fluido y sus aditivos se representa en la línea 14 y es una función lineal de la profundidad vertical total. La presión hidrostática pura que podría generarse por el fluido, menos aditivos, es decir, agua, se representa en la línea 16. En un sistema de ciclo abierto descrito anteriormente, la presión anular observada en el hoyo de perforación es una función lineal del fluido del hoyo de perforación. Esto es cierto solamente donde el fluido está . en una densidad estática. Mientras que la densidad del fluido puede modificarse durante las operación de perforación, la presión resultante de la presión anular generalmente es lineal. En la Fig. 1, la presión hidrostática 16 y la presión de poro 10 generalmente recorren entre sí en la sección intermedia a una profundidad de aproximadamente 7000 pies. Después de esto, la presión del poro 10 aumenta en el intervalo de una profundidad de 7000 pies a aproximadamente 9300 pies. Esto puede' ocurrir cuando en el hoyo de perforación penetra un intervalo de formación que tiene características significativamente diferentes que la formación anterior. La presión anular 14 mantenida por el fluido 14 está con seguridad por arriba de la presión de poro anterior a 7000 pies. En el intervalo de 7000 - 9300 pies, la diferencia entre la presión de poro 10 y la presión anular 14 se reduce significativamente, disminuyendo el margen de seguridad durante las operaciones. Un kick de gas en este intervalo puede resultar en la presión de poro que excede la presión anular con un escape de fluido y de gas en el hoyo de perforación, requiriendo posiblemente la activación del tubo de BOP exterior. Como se observó anteriormente, mientras que el material pesado adicional puede agregarse al fluido, será generalmente ineficaz en tratar un kick de gas debido al tiempo requerido para aumentar la densidad del fluido como se observa en el hoyo de perforación. La circulación de fluido misma también crea problemas en un sistema abierto. Se apreciará que es necesario cerrar las bombas de fango para elaborar juntas de tuberías de perforación. Cuando las bombas se cierran, l presión anular sufrirá una diferencia negativa que se disipe; como los estabilizadores de presión anular. De manera similar, cuando las bombas son regresadas nuevamente sobre, la presión anular sufrirán una diferencia positiva. Esto ocurre cada vez que se agrega una junta de tubería para o separación de la columna. Se apreciará que esas diferencias pueden provocar fatiga en la capa del hoyo de perforación y podría resultar en fluidos de formación que entran en el hoyo de perforación, conduciendo nuevamente a un evento de control del pozo. En contraste a sistemas de circulación de fluido abiertos, se ha desarrollado un número de sistemas cerrados de manejo de fluido. Ejemplos de estos incluyen las Patentes de los Estados Unidos 5,857,522 y 6,035,952, ambas de Bradfield et al . , y asignadas a Baker Hughes Incorporated . En estas patentes, se utiliza un sistema cerrado para los propósitos de perforación no en exceso, es' decir, la presión anular es menor que aquella de la presión del poro de la formación. La perforación no en exceso se utiliza generalmente cuando la formación es una piedra calza de yeso u otra fracturada y se desea prevenir la capa de fango de obturar hendiduras en la formación. Además, se apreciará que cuando se utilizan sistemas no en exceso, un evento de po:zo significativo requerirá que los BOP sean cerrados para manipular el kick u otra presión repentina aumente. Otros sistemas se han diseñado para mantener la circulación del fluido durante la adición o eliminación de tubulares de la columna de perforación (conector/desconector) . En la Patente de los Estados Unidos 6,352,129, asignada a Shell Oil Company, cesionario de la presente invención, un sistema de circulación continuo es mostrado con lo cual las operaciones del complemento del conector/desconector) y la secciones de tubería separadas están aisladas entre sí en una cámara de fluido 20 y un conducto secundario 28 se utiliza para suministrar fluido bombeado a. esa porción de la columna de perforación 12 aún en comunicaciones de fluido con la formación. En una segunda implementación, la publicación describe un dispositivo y método para inyectar un fluido o gas dentro de la corriente de fluido después que las bombas han sido regresadas para mantener y controlar la presión anular. BREVE DESCRIPCIÓN DE LA PRESENTE INVENCIÓN La presente invención se refiere a un sistema de perforación sobreequilibrado, de ciclo cerrado, que tiene una capacidad de presión variable sobreequilibrada . La presente invención además utiliza información relacionada con el hoyo de perforación, carro de barrenar y el fluido de perforación como entradas a un modelo para predecir la presión en el fondo del orificio. La presión en el fondo del orificio pronosticada se compara entonces con Una presión en el fondo del orificio deseada y la diferencial se utiliza para controlar un sistema de presión diferencial . La presente invención además utiliza presión en el fondo del orificio real para calibrar el modelo y modificar los parámetros de entrada para que las presiones en el fondo del orificio pronosticadas tengan mayor correlación que las presiones en el fondo del orificio medidas. En un aspecto, la presente invención es capaz de modificar la presión anular durante la circulación por la adición de presión diferencial, aumentando así la presión anular sin la adición de aditivos pesados al fluido. Se apreciará que el uso de la presión diferencial para aumentar la presión anular responde más a cambios repentinos en la presión del poro de la formación. En aun otro aspecto, la presente invención es capaz de mantener la presión anular durante el cierre primario de la bomba cuando se adiciona a o remueve la tubería de perforación de la columna. Manteniendo la presión en el espacio anular, la capa de fango construida en la pared de formación se mantiene y no se observa diferencia repentina o caída en la presión anular. En todavía otro aspecto, la presente invención utiliza un medidor de flujo de equilibrio de masa preciso que permite la determinación precisa de ganancias o pérdidas de fluido en el sistema, permitiendo al operador mejor administración de fluidos involucrados en la operación. En todavía otro aspecto, la presente invención incluye detectores para determinar la presión anular, el flujo, y con información profunda, puede utilizarse para predecir la presión de poro, permitiendo a la presente invención aumente la presión anular anticipadamente de la perforación a través de la sección en cuestión. BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS Un mejor entendimiento de la presente invención puede hacerse haciendo referencia a las siguientes figuras en conjunción con la Descripción Detallada de la Modalidad Preferida, en las cuales: la Figura 1 es una representación gráfica de las presiones anulares y presiones de poros y hendiduras de la formación; la Figuras 2 es una vista de plano de una modalidad del dispositivo de la invención; la Figura 3 es un diagrama en bloque del sistema de control y monitoreo de la presión utilizado en la modalidad preferida; la Figura 4 es un diagrama funcional de la operación del sistema de control y monitoreo. de la presión; la Figura 5 es una representación gráfica de la correlación de las presiones anulares pronosticadas con las presiones anulares medidas; la Figura 6 es una representación gráfica de las presiones anulares pronosticadas con las presiones anulares medidas representadas en la Figura 5, con la modificación de ciertos parámetros del modelo; la Figura 7 es una representación gráfica de cómo puede utilizarse el método de la presente invención para controlar las variaciones en la presión del poro de la formación en una condición en exceso; la Figura 8 es una representación gráfica del método de la presente invención cuando se aplica en el proceso de perforación balanceado; y las Figuras 9? y 9B son representaciones gráficas de cómo la presente invención puede utilizarse para contrarrestar caídas y picos de presiones anulares que acompañan las condiciones de encendido y apagado de la bomba. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LAS MODALIDADES PREFERIDAS La presente invención intenta lograr un Control de la Presión del Anillo Dinámico (DAPC, por sus siglas en inglés) de un hoyo de perforación durante las operaciones de perforación e intervención. Estructura de la Modalidad Preferida La Figura 2 es una vista de plano que describe un sistema de perforación de superficie que emplea la presente invención. Se apreciará que un sistema de perforación mar adentro puede emplear también la presente invención. El sistema de perforación 100 muestra que está constituido po un equipo de perforación 102 (carro de barrenar) que se utiliza para soportar las operaciones de perforación. Muchos de los componentes utilizados en el equipo 102, tales como los funcionamientos de la barra de arrastre, las tenazas mecánicas, los listones, y otros aparatos no se muestran para facilitar la descripción. El equipo 102 se utiliza para apoyar las operaciones de perforación y exploración en la formación 104. Como se describe en la Figura 2 el hoyo de perforación 106 ya ha sido parcialmente perforado, colocado la envoltura 108 y cementado 109 en su lugar. En la modalidad preferida, un mecanismo de cierre de envoltura, o válvula de despliegue en el fondo del orificio, se instala 110 en la envoltura 108 para cerrar opcionalmente el anillo y actuar efectivamente como una válvula para cerrar la sección de orificio abierto cuando toda la cabeza está ubicada por encima de la cámara. La columna perforadora 112 soporta un ensamblado de orificio inferior (BHA) 113 que incluye una cabeza perforadora 120, un motor de fango 118, una serie de detectores MWD/LWD 119, que incluye un transductor de presión 116 para determinar la presión anular, una válvula de verificación, para evitar el flujo reverso del fluido desde el anillo. También incluye un paquete de telemetría 122 que se utiliza para transmitir presión, MWD/LWD así como información para ser recibida en la superficie. Mientras que la Figura 2 ilustra un BHA- utilizando, un sistema de:, telemetría de fango, se apreciará que otros sistemas de telemetría, tales como sistemas de transmisión de radiofrecuencia (RF) , electromagnético (EM) o columnas de perforación pueden emplearse dentro de la presente invención. Como se notó anteriormente, el proceso de perforación requiere él uso de un fluido de perforación 150, el cual se almacena en la reserva 136. La reserva 136 se encuentra en comunicaciones de fluidos con una o más bombas de fango 138 que bombean el fluido de perforación 150 a través de un conducto 140. El conducto 140 se conecta a la última junta de la columna perforadora 112 que pasa a través de una cabeza de rotación o el BOP 142 esférico. La cabeza de rotación sobre el BOP 142, forma, cuando se activa, elementos elastoméricos de fuerzas esféricas para girar ascendentemente , un sistema de sellado alrededor de la columna perforadora 112, aislando la presión, pero que aun permite la rotación de la columna de perforación. Los BOP esféricos comercialmente disponibles, tales como aquellos fabricados por Vareo International, son capaces de aislar las presiones anulares hasta 10,000 psi (68947.6 kPa) . El fluido 150 se bombea hacia abajo a través de la columna perforadora 112 y el BHA .113 y sale a través de la cabeza perforadora 120, cuando circula los detritos hacia fuera de la cabeza 120 y de vuelta hacia el anillo del orificio abierto 115 y luego, al anillo formado entre la envoltura 108 y la columna", perforadora 112. El fluido 150 vuelve a la superficie y pasa a través del derivador 117, a través del conducto 124 y varios tanques osciladores y sistemas de telemetría (no se muestra) . Luego el fluido 150 continúa a lo que se conoce generalmente como sistema de presión diferencial 131. El fluido 150 entra al sistema de presión diferencial 131 y fluye a través de un medidor de flujo 126. El medidor de flujo 126 puede ser de tipo balance de masas u otros medidores de flujo de alta resolución. Al utilizar el medidor de flujo 126, un operador será capaz de determinar la cantidad de fluido 150 que ha sido bombeado hacia el pozo a través de la columna perforadora 112 y la cantidad de fluido 150 que vuelve del pozo. En base a las diferencias en la cantidad de fluido 150 bombeado versus el fluido 150 devuelto, el operador es capaz de determinar si el fluido 150 ha sido perdido en la formación 104, lo cual puede indicar que hendidura de formación ha ocurrido, es decir, una diferencia de fluido negativa significativa. Del. mismo modo, una diferencia positiva significativa será indicativa del. fluido de formación que entra al hoyo del pozo. El fluido 150 procede a un obturador resistente al desgaste 130. Se apreciará que existen obturadores diseñados para operar en un ambiente en el que el fluido de perforación. 150 contiene detritos de perforación sustanciales y otros-' sólidos. El obturador 130 es de un tipo y también es capaz de operar a presiones variables y a través de numerosos ciclos de operación. El fluido 150 sale del obturador 130 y fluye a través de la válvula 121. El fluido 150 se procesa entonces por un desgasificador 1 opcional y por una serie de filtros y una mesa vibratoria 129, diseñados para remover contaminantes,, incluyendo detritos, del fluido 150. El fluido 150 se vuelve entonces a la reserva 136. Un conducto de flujo 119A, se proporciona anticipadamente de la válvula 125 para alimentar el fluido 150 directamente a una bomba de presión diferencial 128. Alternativamente, la bomba de presión diferencial 128 puede proporcionarse con fluido de la reserva a través del conducto 119B, que se encuentra en comunicaciones de fluidos con la reserva 1 (tanque de desplazamiento) . El tanque de desplazamiento normalmente se utiliza en un equipo para monitorear ganancias o pérdidas de fluido durante operaciones de desplazamiento. En esta invención, se mantiene esta funcionalidad. Una válvula de tres entradas 125 puede utilizarse para seleccionar el conducto 119A, conducto 119B o aislar el sistema de presión diferencial. Mientras que la bomba 128 de presión diferencial es capaz de utilizar fluido devuelto para crear una presión diferencial mediante la selección del conducto de flujo 119A, se apreciará que el fluido devuelta podría tener contaminantes que no han sido removidos por el filtro/mesa vibratoria 129. Como tal, el desgaste en la bomba de presión diferencial 128 puede aumentarse. Como tal, el suministro de fluido preferido para crear una presión diferencial sería para utilizar el conducto 119A para proporcionar fluido reacondicionado a la bomba de presión diferencial 128. Durante la operación, la válvula 125 selecciona ya sea el conducto 119A o el conducto 119B, y la bomba de presión diferencial 128 encajada que asegura suficientes pasos de flujo por el sistema obturador que es capaz de mantener la presión diferencial, aún cuando no hay flujo entrando desde el anillo 115. En la modalidad preferida, la bomba de presión diferencial 128 es capaz de proporcionar hasta aproximadamente 2200 psi (15168.5 kPa) de presión diferencial; aunque pueden seleccionarse las bombas de capacidad de presión superiores. La capacidad de proveer presión diferencial es una mejoramiento significativo sobre sistemas de control de fluido normales. La presión en el anillo proporcionado por el fluido es una función de su densidad y la profundidad vertical real y es generalmente una función lineal por aproximación. Como se observó anteriormente, el agregado de aditivos al fluido en la reserva 136 debe bombearse hacia el fondo del orificio para cambiar eventualmente el gradiente de presión aplicado por el fluido 150. La modalidad preferida de la presente invención, además incluye un medidor de flujo 152 en el conducto 100¾ para medir la cantidad de fluido que se bombea hacia el fondo del orificio. Se apreciará que al monitorear los medidores de flujo 126, 152 y el volumen bombeado por la bomba de presión diferencial 128, el sistema es rápidamente capaz de determinar la cantidad de fluido 150 que se pierde en la formación, o a la inversa, la cantidad de fluido de la formación que se filtra al hoyo de perforación 106. Además incluido en la presente invención es un sistema para monitorear las condiciones de presión del pozo y que predice las características de la presión del hoyo de perforación 106 y el anillo 115.
Se puede describir una modalidad alternativa del sistema. En esta modalidad la bomba de presión diferencial no se requiere para mantener suficiente flujo a través del sistema obturador cuando el flujo a través del pozo necesita ser cerrado por cualquier razón. En esta modalidad, una válvula 6 adicional de tres entradas se coloca corriente abajo de la bomba del equipo 138 en el conducto 140. Esta válvula permite que el fluido de las bombas del equipo sean desviadas completamente del conducto 140 al conducto 7, lo que no permite que el flujo de la bomba del equipo 138 entre en la columna perforadora 112. Al mantener la acción de la bomba de la bomba 138, se asegura que haya suficiente flujo a través del dispositivo colector para controlar la presión diferencial. Sistema de Monitoreo DAPC La Figura 3 es un diagrama de bloque del sistema de monitoreo de presión 146 de la modalidad preferida de la presente invención. Las entradas del sistema al sistema de monitoreo 146 incluyen una presión en el fondo del orificio 202 que ha sido medida por el equipo detector 119, transmitido por el equipo de pulso MWD 122 y recibido por un equipo transductor (no mostrado) sobre la superficie. Otras entradas del sistema incluyen presión de bomba 200, flujo de entrada 204 desde el medidor de flujo 152, tasa de penetración y tasa de rotación de la columna, así como el peso sobre la mecha ( OB, por sus siglas en inglés) y el par torsor en la cabeza (TOB, por sus siglas en inglés) , que puede transmitirse desde la BHA 113 hasta el anillo como un pulso de presión. El flujo de retorno se mide utilÍ2ando un medidor de flujo 126. Las señales representativas de la entrada de datos se transmiten a una unidad de control 230, la cual está constituida por una unidad de control de equipo de perforación 232, una estación de operación de perforación 234, un procesador DAPC 236 y un controlador lógico programable de presión diferencial (PLC) 238, todo lo cual está conectado a través de una red de datos comunes 240. El procesador DAPC 236 tiene tres funciones, monitorear el estado de la presión del hoyo durante las operaciones de perforación, predecir la respuesta del hoyo de perforación a una perforación continua, y emitir comandos a la presión.-diferencial PLC para controlar el obturador variable 130 y la bomba de presión diferencial 128. La lógica específica asociada con el procesador DAPC 236 se discutirá además más adelante. Cálculo de la Presión Diferencial Se establece en la Figura 4 un modelo esquemático de la funcionalidad del sistema de monitoreo de presión DAPC 146. El procesador DAPC 236 incluye la programación necesaria para llevar a cabo funciones de Control y funciones de Modelo de Calibración en Tiempo Real. El procesador DAPC recibe datos de diversas fuentes y calcula de forma continua en tiempo real el punto de partida de la presión diferencial correcta con base en los parámetros de entrada. El punto de partida se transfiere entonces al controlador lógico programable 238, el cual genera las señales de control para la bomba de presión diferencial 128. Los parámetros de entrada caen dentro de los tres grupos principales. El primero son parámetros relativamente fijos 250, que incluye parámetros como la fuente y la geometría de la columna de envoltura, diámetros de la manguera de la cabeza de perforación, y la trayectoria del pozo. Mientras se reconoce que la trayectoria del pozo real puede variar de la trayectoria planeada, la variación puede considerarse con una corrección a la trayectoria planeada. Dentro de este grupo de parámetros también están el perfil de temperatura del fluido: en el anillo y la composición de fluido. Como ocurre con los parámetros de trayectoria, estos se conocen generalmente y no cambian sobre el curso de las operaciones de perforación. En particular, con el sistema DAPC, uno de los objetivos es mantener relativamente constante la densidad y composición 150 de fluido, utilizando presión diferencial para proporcionar la presión adicional para controlar la presión del anillo. El segundo grupo de parámetros 252 son variables en la naturaleza y se detectan y se almacenan en tiempo real . La red de datos común 240 proporciona esta información al procesador DAPC 236. Esta información incluye datos de tasa de flujo obtenidos tanto de los medidores de flujo de retorno como del fondo del orificio 152 y 126, respectivamente, la tasa de penetración de la columna de perforación (ROP) o velocidad, la velocidad rotacional de la columna perforadora, la profundidad de la cabeza, y la profundidad del pozo, los últimos son derivados de los datos detectores de equipo. El último parámetro es el dato de presión del fondo del orificio 254 que se proporciona por una serie de detectores del fondo del orificio MWD/LWD 119 y transmitidos nuevamente al anillo por el paquete de telemetría de pulso 122. Uno de los parámetros distintos de entrada son los puntos de partida de la presión del fondo del orificio 256 y la presión del anillo deseado. La funcionalidad del módulo de control 258 intenta calcular la presión en el anillo sobre su longitud del pozo de perforación utilizando varios modelos diseñados para varios parámetros de formación y fluido. La presión en el pozo de perforación es una función no solamente de la presión o peso de la columna de fluido en el pozo, sino que incluye las presiones provocadas por las operaciones de perforación, incluyendo desplazamiento de fluido por la columna de perforación, pérdidas producidas por rozamiento que regresan hacia el anillo, y otros factores. Para calcular la presión dentro del pozo, el módulo de control 258 considera la fuente como un número finito de segmentos, cada uno asignado a un segmento de la longitud del pozo de perforación. En cada uno de los segmentos se calcula la presión dinámica y el peso de fluido y se utiliza para determinar la presión diferencial 262 para el segmento. Se suman los segmentos y se determina la presión diferencial para todo el perfil del pozo. Es conocido que la tasa de flujo del fluido 150 que se bombea hacia el fondo del orificio es proporcional a la velocidad de flujo del fluido 150 y puede utilizarse para, determinar la pérdida de presión dinámica a medida que se bombea hacia el fondo del orificio. Se calcula la densidad del fluido 150 en cada segmento, tomando en cuenta la compresibilidad del fluido, la carga de detritos estimada y la expansión térmica del fluido para el segmente?, especificado, el cual está relacionado con el perfil de temperatura para ese segmento de la fuente. La viscosidad de fluido en el perfil de temperatura para el segmento también es instrumental para la determinación de las pérdidas de presión dinámica para el segmento. La composición del fluido también se considera para determinar la compresibilidad y el coeficiente de expansión térmica. La columna perforadora ROP se relaciona con las presiones de oscilación y del émbolo que se presentan durante las operaciones de perforación a medida que la columna perforadora se mueve dentro o fuera del hoyo de perforación. La rotación de la columna perforadora también se utiliza para determinar las presiones dinámicas, a medida que crea una fuerza de rozamiento entre el fluido en el anillo y la columna perforadora. La profundidad de la cabeza, la profundidad del pozo, y la geometría del pozo/columna todos se utilizan para ayudar a crear segmentos del hoyo de perforación a ser moldeados. Para calcular el peso del fluido, la modalidad preferida considera no solamente la presión hidrostática ejercida por el fluido 150, sino también la compresión de fluido, la expansión térmica de fluido y la carga de detritos del fluido observadas durante las operaciones . Se apreciará que la carga de detritos puede determinarse a medida que el fluido regresa a la superficie y se reacondiciona para otro uso. Todos estos factores están dentro de los cálculos de la "presión estática" . La presión dinámica considera muchos de los mismos factores en la determinación de la presión estática; sin embargo ésta considera otros factores adicionales. Entre ellos está el concepto de flujo laminar versus flujo turbulento. Las características de flujo son una función de la aspereza estimada, la dimensión del hoyo y la velocidad de flujo del fluido. El cálculo también considera la geometría específica para el segmento en cuestión. Esto podría incluir la excentricidad del hoyo de perforación y la geometría de la tubería de perforación específica (desórdenes de caja/pasador) que afectan la velocidad de flujo observada en el anillo del hoyo de perforación. El cálculo de la presión dinámica además incluye la acumulación de detritos, en el fondo del orificio, así como la reología de fluido y el efecto del movimiento de la columna de perforación (penetración y rotación) sobre la presión dinámica del fluido . La presión diferencial 262 para todo el anillo se calcula y compara con la presión de punto de partida 251 en el módulo de control 264. La presión diferencial deseada 266 se determina entonces y se pasa a un controlador lógico programable 238, el cual genera señales de control para la bomba de presión diferencial 128. Calibración y Corrección de la Presión Diferencial La discusión anterior de cómo se calcula generalmente la presión diferencial utiliza diversos parámetros del fondo del orificio, incluyendo la presión del fondo del orificio y estimaciones de la viscosidad de fluido y densidad de fluido. Estos parámetros son determinados en el fondo del orificio y se transmiten hacia la columna de fango utilizando pulsos de presión. Debido al ancho de banda de los datos para la telemetría de pulsos de fango es muy bajo y se utiliza el ancho de banda mediante otras funciones M D/LWD, así como las funciones de control de la columna perforadora, presión del fondo del orificio, la densidad y viscosidad de fluido no pueden incluirse en el modelo DAPC en una base de tiempo real. Por consiguiente, se apreciará que es probable que exista una diferencia entre la presión del fondo del orificio medida, cuando se transmiten hasta la superficie, y la presión del fondo del orificio pronosticada para esta profundidad. Cuando ocurre ésta, el sistema DAPC computa los ajustes a los parámetros e implementándolos en el modelo para elaborar un estimado nuevo mejor de la presión del fondo del orificio. Las correcciones al modelo pueden hacerse variando cualquiera de los parámetros variables. En la modalidad preferida, la densidad de fluido y la viscosidad de fluido se modifican para corregir la presión pronosticada en el fondo del orificio. Además, en la presente modalidad la medida de la presión real en el fondo del orificio es utilizada; únicamente para calibrar la presión en el fondo del orificio calculada. No se utiliza para pronosticar la respuesta de la presión anular en el fondo del orificio. Si el ancho de banda de la telemetría en el fondo del orificio aumenta, puede entonces ser práctico incluir la presión en el fondo del orificio en tiempo real y la información de la temperatura para corregir el modelo. Debido a que existe un retraso entre la medición de la presión en el fondo del orificio y otras entradas de tiempo real, el sistema de control DAPC 236 además opera el índice de las entradas de tal manera que las entradas en tiempo real se correlacionan apropiadamente con las entradas transmitidas en el fondo del orificio retrasadas. Las entradas de detectores del equipo, la presión calculada diferencial y las presiones de la presión diferencial, así como las mediciones en el fondo del orificio, pueden ser "tiempo fijado" o "profundidad fijada" de tal manera que las entradas y los resultados pueden correlacionarse apropiadamente con los datos en el fondo del orificio recibidos anteriormente. Utilizando un análisis de regresión basado en un conjunto de mediciones de presión real actualmente de tiempo fijado, el modelo puede ajustarse a la presión real precisamente pronosticada y la presión diferencial requerida. La Figura 5 describe la operación de un sistema de.-control DAPC que demuestra un modelo DAPC no calibrado. Se notará que la presión en el fondo del orificio mientras la perforación (PMWD) es de 400, varía en el tiempo como resultado del retraso en el tiempo de la señal a ser seleccionada y transmitida a la superficie. Como resultado, existe una compensación significativa entre la presión DAPC pronosticada 404 y el tiempo no fijado PMWD 400. Cuando PMW es tiempo fijado y variado a tiempo 402, la diferencia entre PMWD 402 y la presión DAPC pronosticada 404 es significativamente menor cuando se compara al tiempo no fijado variado PMWD 400. Sin embargo, la presión DAPC pronosticada difiere significativamente. Como se observó anteriormente, esta diferencia se trae al lugar mediante la modificación de las entradas del modelo para la densidad de fluido 150 y la viscosidad. Basado en estas nuevas estimaciones, en la Figura 6, la presión de DAPC pronosticada 404 sigue más cerca al tiempo fijado PM D 402. Por lo tanto, el modelo DAPC utiliza el PWD para calibrar la presión pronosticada y para modificar los modelos de entrada a presiones del fondo del orificio pronosticadas más precisamente a lo largo de todo el perfil del hoyo de perforación. Basado en la presión DAPC pronosticada, el sistema de control DAPC 236 calculará el nivel de presión diferencial requerido 266 y lo transmite al controlador lógico programable 240. El controlador programable 240 genera;, entonces las señales de control necesarias para el obturador 130, las válvulas 121 y 123, y la bomba de presión diferencial 128. Aplicaciones del Sistema DAPC La ventaja al utilizar el sistema de presión diferencial DAPC puede verse fácilmente en la gráfica de la Figura 7. La presión hidrostática de fluido se describe en la línea 302. Como puede observarse, la presión aumenta como una función lineal de la profundidad del hoyo de perforación de acuerdo con la fórmula sencilla:
P = pTDV + C [1] En donde P es la presión, p es la densidad de fluido, TVD es la profundidad total vertical del pozo, y C es la presión diferencial. En el caso de la . presión hidrostática 302, la densidad es la del agua. Además, en un sistema abierto, la presión diferencial C es cero. Sin embargo, para asegurar que la presión anular 303 está en exceso de la presión del poro de la formación 300, el fluido es pesado, incrementando así la presión aplicada cuando aumenta la profundidad. El perfil de presión del poro 300 puede observarse en la Figura 7, en forma lineal, hasta tal tiempo a medida que sale de la envoltura 301, en cuyo caso, está expuesto. a la presión de la formación real, resultando en un aumento repentino en la presión. En operaciones normales, la densidad de fluido debe:. seleccionarse de tal manera que . la presión anular 303 exceda de la presión del poro de la formación debajo de la envoltura 301. En contraste, el uso del DAPC permite que un operador haga esencialmente variaciones discretas en la presión anular. Múltiples líneas de presión DAPC 304, 306, 308 y 310 están representadas en la Figura 7. En respuesta al incremento de presión observada en la presión del poro en 300b, la presión diferencial C puede ser aumentada en la variación discreta de la presión anular de 304 a 306 a 308 a 310 en respuesta para aumentar la presión del poro 300b, en contraste con las técnicas normales de presión anular como se representa en la línea 303. El concepto de DAPC ofrece además la ventaja de ser capaz de disminuir la presión diferencial en respuesta a una disminución en la presión del poro como se observa en 300c. Se apreciará que la diferencia entre la presión anular DAPC mantenida 310 y la presión del poro 300c, conocida como presión en exceso, es significativamente menor que la presión en exceso que se observa utilizando métodos de control de presión anular convencionales 303. Condiciones de un alto sobreequilibrio pueden afectar de modo adverso la permeabilidad de la formación, si se obliga que mayores cantidades de fluido de perforación en el interior de la formación. La Figura 8 es una representación gráfica de una aplicación del sistema DAPC en un ambiente de Perforación En Equilibrio (ABD, por sus siglas en inglés) . La situación en la Figura 8 representa la presión del poro en un intervalo 320a que es claramente lineal hasta aproximadamente 2 km de TVD, y que se mantiene en verificación mediante la presión anular convencional 321a. En 2 km de TVD se presenta un aumento repentino en la presión del poro a 320b. Utilizando técnicas presentes, el resultado podría aumentar la densidad de fluido para prevenir la afluencia o entrada de fluido de la formación (conocidos normalmente como kicks) y descartar la capa de fango del hoyo de perforación. El aumento resultante de la densidad modifica el perfil de presiones aplicado por el fluido desde la línea 321b. Sin embargo, realizándolo así dramáticamente aumenta la presión en exceso, no solamente en la región 320c, sino en la región 320a también. Utilizando la técnica DAPC, la respuesta alternativa al aumento de la presión que se observa en 320b, podría aplicarse la presión diferencial al fluido para desplazar el perfil de la presión a la derecha, de tal modo que el perfil de la presión 322 se correlacione más con la presión del poro, en oposición al perfil de presión 321b. El método DAPC de control de presión también puede utilizarse para controlar un acontecimiento principal que ocurre en el pozo, como la afluencia o entrada de fluido.v Bajo los métodos presentes, en el acontecimiento de una gran afluencia de fluido en la formación, tal como un kick de gas, la única opción es cerrar los BOPs para clausurar de forma efectiva en el pozo, reemplazar la presión a través del obturador y fuera del colector, y dar peso al fluido de perforación para proporcionar una presión anular adicional. Esta técnica requiere tiempo para tener al pozo bajo control. Un método alternativo es algunas veces llamado el método del "Taladrador", el cual utiliza circulación continua sin clausurar el pozo. Un suministro de fluido de gran peso, por ejemplo, 18 libras por galón (ppg) (3.157 kg/1) se encuentra constantemente disponible durante las operación de perforación debajo de cualquier juego de envoltura. Cuando se detecta una entrada de kick de gas o fluido de la formación, el fluido de gran peso se agrega y se hace circular en el fondo del orificio, provocando la entrada de fluido para ponerse en la solución con el fluido circulante. La entrada de fluido comienza saliendo de la solución con extensión de la zapata de revestimiento y se escapa a través del colector obturador. Se apreciará que mientras que el método del Taladrador proporciona para la circulación continua de fluido, puede requerir todavía tiempos de circulación adicionales sin adelantar la perforación, para prevenir la entrada adicional de fluido en la formación y para permitir al fluido .de la formación ir dentro de lat, circulación con el ¦ fluido de perforación de densidad superior actual .. Utilizando la presente técnica DAPC, cuando se detecta una entrada de fluido de la formación, se aumenta la presión diferencial, opuesta a la adición de fluido de gran preso. Se continúa la circulación como el método del Taladrador. Con el aumento en la presión, la entrada de fluido de la formación en la solución en el fluido circulante y se escapa por medio del colector obturador. Debido a que la presión ha sido aumentada, no es necesario más tiempo para circular de manera inmediata un fluido de gran peso. Además, ya que la presión diferencial se aplica directamente al anillo, se obliga rápidamente que el fluido de la formación se dirija dentro de la solución, como oposición para esperar hasta que sea circulado el fluido de gran peso en el anillo. Una aplicación adicional de la técnica DAPC se relaciona con su uso en sistemas de circulación no continuos. Como se mencionó anteriormente, son utilizados los sistemas de circulación continuos para ayudar a estabilizar la formación, evitando la caída repentina de la presión 502 que ocurren cuando las bombas de fango se apagan para realizar/interrumpir conexiones de tuberías nuevas. Esta caída de la presión 502 subsecuentemente seguida por una. diferencia de presión 504 cuando se vuelven a encender las: bombas en las operaciones de perforación. Esto se describe en la Figura 9A. Estas variaciones en la presión anular 500 puede afectar de modo adverso la capa de fango del hoyo de perforación, y puede resultar en una invasión de fluido hacia dentro de la formación. Como se muestra en la Figura 9B, el sistema DAPC de presión diferencial 506 puede aplicarse al anillo con interrupción de las bombas de fango, mejorar la caída repentina en la presión anular de la condición apagada de la bomba para una caída de presión más suave 502. Antes de regresar el encendido de la bomba, la presión diferencial puede reducirse de tal manera que la diferencia de la condición encendida de la bomba 504 se reduce igualmente. De esta forma el sistema de presión diferencial DAPC es capaz de mantener una presión en el fondo del orificio relativamente estable durante las condiciones de perforación. Aunque la invención ha sido descrita con referencia a una modalidad específica, se apreciará que pueden hacerse modificaciones al sistema y método descrito en la presente sin apartarse de la invención . Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.