MX2015004256A - Sistemas y metodos para la deteccion en tiempo real de hundimiento. - Google Patents

Abstract

Se describen sistemas y métodos para la detección y medición en tiempo real de hundimiento dentro de un pozo desviado. Un método incluye medir una primera presión en un primer momento en un punto dentro del pozo, pronosticar una característica del fluido de perforación en el punto usando un modelo informático, para obtener así una característica pronosticada, calcular la característica en función de la primera presión, para obtener así una característica calculada, y determinar si ha ocurrido hundimiento en función de una comparación entre la característica calculada y la característica pronosticada.

Description

SISTEMAS Y MÉTODOS PARA LA DETECCIÓN EN TIEMPO REAL DE HUNDIMIENTO ANTECEDENTES La presente invención se refiere a la detección de hundimiento en un fluido de perforación y, en particular, a la detección y la medición en tiempo real de hundimiento dentro de un pozo desviado.

Durante la perforación de un pozo de gas o petróleo, un fluido de perforación, es decir, lodo, generalmente se bombea hacia la barrena de perforación durante las operaciones de perforación y se hace fluir nuevamente hacia la superficie a través del espacio anular definido entre la sarta de perforación y las paredes del pozo. Un fluido de perforación típico incluye un material densificante, tal como barita, para aumentar la densidad del fluido de perforación y asistir asi en el trasporte de lascas y recortes de roca desde la barrena de perforación hasta la superficie.

La sedimentación o migración de los materiales densificantes suspendidos en el fluido de perforación se denomina comúnmente "hundimiento" o "hundimiento de barita", y es un problema conocido y persistente en las operaciones de perforación. La turbulencia en el fluido en movimiento puede tender a mantener las partículas en suspensión, pero cuando el fluido de perforación queda estático, tal como durante la maniobra de la barrena de perforación o cuando el flujo de circulación del fluido de perforación es relativamente bajo, los materiales densificantes pueden tender a sedimentarse hacia el fondo del pozo.

Cuando ocurre hundimiento en un pozo, es decir, "un evento de hundimiento", puede causar problemas de presión en el pozo que generalmente se manifiestan cuando las bombas de lodo se prenden después de periodos de inactividad o durante operaciones tales como meter la barrena, cuando los fluidos se someten a cizallamiento regularmente y luego se retoma la circulación. Los picos problemáticos de presión en el pozo pueden ocurrir cuando se bombea el fluido de perforación después de un evento de hundimiento. El fluido de perforación más ligero y cercano a la superficie se bombea fuera primero, dejando el pozo lleno del fluido de perforación más pesado y sedimentado y el fluido de perforación recién introducido que está siendo bombeado hacia abajo por la sarta de perforación. Como ahora el pozo está lleno de un fluido más pesado, en promedio, y el fluido más pesado puede tener una mayor resistencia al flujo que el fluido original y/o una mayor presión hidrostática, la presión en el pozo a profundidad puede exceder el gradiente de fractura de la formación circundante, dando como resultado la pérdida de circulación, el daño a la formación y/o la fracturación de la formación.

El hundimiento se ve agravado en pozos desviados o en ángulo, debido a un fenómeno denominado "sedimentación de boycott" o el "efecto boycott". En pocas palabras, el efecto boycott ocurre debido a que las partículas suspendidas tienden a sedimentarse verticalmente hacia abajo, creando una capa de mayor densidad o más pesada a lo largo del lado inferior del pozo en ángulo y una capa de menor densidad o más ligera a lo largo del lado superior. Este tipo de desequilibrio de presión a lo largo de la sección transversal longitudinal del pozo en ángulo tenderá a hacer circular la capa más ligera hacia arriba y la capa más pesada hacia abajo, aumentando significativamente la velocidad a la que las partículas más pesadas se acumulan en la porción inferior del pozo en ángulo. Las acumulaciones del material densificante en la porción inferior del pozo pueden ser difíciles de resuspender y pueden causar fricción en las sartas de perforación rotatorias o impedir el movimiento de herramientas hacia arriba o hacia abajo a través de la región de material densificante acumulado.

Históricamente, la mitigación del hundimiento se ha concentrado en aumentar la reología low-end, tal como mediante la modificación del fluido de perforación para aumentar la viscocidad a tasas de flujo bajas, el uso de materiales densificantes de diámetro pequeño, o ambos. Un método convencional para onitorizar la presencia de hundimiento en un pozo incluye la medición regular de la densidad del lodo de retorno para detectar variaciones que pueden indicar que está ocurriendo hundimiento en algún lugar dentro del pozo. Otro método convencional es monitorizar la presión de la tubería vertical, ya que las fluctuaciones en la presión pueden indicar una resistencia al flujo no uniforme dentro del pozo. Estos métodos son indirectos, en el mejor de los casos, y las variaciones en la densidad y la presión del lodo pueden ser causadas por factores que no guardan relación con el hundimiento.

Los expertos en la téenica reconocerán fácilmente la importancia de determinar de manera precisa la aparición de hundimiento, en particular en pozos en ángulo o desviados, que puede afectar negativamente la producción de hidrocarburos. En algunos casos, la operación de un pozo de un yacimiento particular puede verse degradada de manera permanente debido a la resistencia o el bloqueo por material densificante sedimentado, haciendo que la prevención sea fundamental para la gestión adecuada del yacimiento. Por consiguiente, la identificación de un evento de hundimiento antes de que se vuelva grave puede resultar ventajosa para mitigar las costosas acciones correctivas.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Las siguientes figuras se incluyen para ilustrar determinados aspectos de la presente invención y no han de considerarse modalidades exclusivas. Es posible realizarle considerables modificaciones, alteraciones, combinaciones y equivalentes en forma y función a la materia descrita, como notarán los expertos en la téenica con el beneficio de esta descripción.

La figura 1 ilustra un equipo de perforación de petróleo y gas terrestre que incluye uno o más sensores que pueden utilizarse para detectar hundimiento, de acuerdo con una o más modalidades.

Las figuras 2A-2D representan ejemplos ilustrativos de etapas secuenciales del hundimiento en un pozo en ángulo 116, de acuerdo con una o más modalidades.

La figura 3 es una gráfica cualitativa de las presiones cerca de la barrena de perforación cuando se retoma el bombeo de un fluido de perforación después de un período de inactividad, de acurdo con una o más modalidades.

La figura 4 es un diagrama simplificado de una porción de un pozo inclinado que muestra un ejemplo de disposición de los sensores distribuidos, de acuerdo con una o más modalidades .

La figura 5 es una gráfica cualitativa de las presiones en las diversas ubicaciones de los sensores de la figura 4 durante un evento de hundimiento, de acuerdo con una o más modalidades.

Las figuras 6 y 7 ilustran ejemplos de métodos para evaluar presiones en los sensores distribuidos de la figura 4, de acuerdo con una o más modalidades.

La figura 8 es un diagrama de bloques de una modalidad de un sistema de detección de hundimiento, de acuerdo con una o más modalidades.

La figura 9 es un diagrama de flujo de un ejemplo de método para detectar y responder a la detección de un evento de hundimiento, de acuerdo con una o más modalidades.

DESCRIPCIÓN DETALLADA La presente invención se refiere a la detección de hundimiento en un fluido de perforación y, en particular, a la detección y la medición en tiempo real de hundimiento dentro de un pozo desviado.

En la presente se describen sistemas y métodos para determinar la aparición de material densificante sedimentado y hundimiento en tiempo real que ocurre en un pozo desviado o en ángulo. Una vez que ha ocurrido el hundimiento, puede ser necesario que se suspendan las operaciones normales mientras se implementan procedimientos de mitigación de hundimiento específicos. Si el hundimiento es grave, puede ser difícil de recuperar por completo y la productividad a largo plazo del pozo puede verse reducida. En un caso aun peor, por ejemplo, si el material densificante sedimentado ha formado una masa dura alrededor de la sarta de perforación, puede no ser posible recuperar las operaciones y el pozo puede perderse. Los sistemas y métodos descritos pueden demostrar ser ventajosos para detectar hundimiento en una etapa mucho más temprana, en cuyo momento las operaciones de perforación pueden redirigirse o cambiarse a fin de minimizar los efectos problemáticos. En algunos casos, la detección temprana de un hundimiento puede permitirle a un operario tratar el pozo de manera proactiva, tal como mediante la alteración de la dosificación del sistema de fluido como una medida o acción correctiva. Los sistemas y métodos descritos pueden proporcionar además información en tiempo real sobre la efectividad de tales acciones o tratamientos correctivos.

La figura 1 ilustra un eguipo de perforación de petróleo o gas terrestre 100 que incluye, en este ejemplo, un sensor de hundimiento pozo abajo 220, de acuerdo con una o más modalidades. Cabe señalar que, aunque la figura 1 representa un equipo de perforación de petróleo o gas terrestre 100, los expertos en la téenica apreciarán que los componentes del equipo de perforación 100 y diversas modalidades de los componentes que se describen en la presente son igual de adecuados para su uso en otros tipos de equipos de perforación, tales como equipos mar adentro o equipos utilizados en cualquier otra ubicación geográfica.

Como se ilustra en la figura 1, el equipo de perforación 100 incluye una plataforma de perforación 102 que soporta una torre de perforación 104 que tiene un bloque móvil 106 para subir y bajar una sarta de perforación 108. Un vástago 110 soporta la sarta de perforación 108 mientras se baja a través de una mesa rotativa 112. El vástago 110 puede ser, por ejemplo, una tubería de cuatro o seis lados configurada para transferir movimiento rotativo a una placa giratoria 130 y la sarta de perforación 108. Una barrena de perforación 114 es impulsada ya sea por un motor pozo abajo (que no se muestra en la figura 1) y/o mediante la rotación de la sarta de perforación 108 desde la plataforma de perforación 102 y puede incluir uno o más lastrabarrenas 127 y 128. A medida que la barrena 114 rota, crea un pozo 116 que pasa a través de diversas formaciones subterráneas 118. Una bomba 120 hace circular un fluido de perforación (es decir, lodo) 126 a través de una tubería de alimentación 122 hacia el vástago 110, que conduce el fluido de perforación 126 pozo abajo a través de un conducto interior en la sarta de perforación 108 y a través de uno o más orificios en la barrena de perforación 114. Luego, el fluido de perforación 126 se hace circular de nuevo a la superficie a través del espacio anular definido entre la sarta de perforación 108 y el pozo 116, donde finalmente se deposita en un foso de retención 124. Generalmente, el fluido cargado de recortes es procesado a través de equipos de control de sólidos, tales como vibradoras y centrifugadoras (que no se muestran en la figura 1) para eliminar los recortes y desechos antes de ser devuelto al foso de retención 124. El fluido de perforación 126 transporta los recortes y desechos derivados del pozo 116, ayuda a mantener la integridad del pozo 116 y le proporciona enfriamiento y lubricación a la barrena de perforación 114.

El fluido de perforación 126 puede incluir al menos un material densificante suspendido en este o asociado de otra manera con este. Como es sabido en la téenica, los materiales densificantes son materiales particulados densos que se agregan a los fluidos de perforación 126 para aumentar la densidad del fluido de perforación 126, asistiendo de esta manera al trasporte de recortes desde la barrena de perforación 114 hasta la superficie, asi como a manejar la presión hidrostática en el pozo 116. En una modalidad, el material densificante puede ser barita (BaSC^), un mineral denso de sulfato de origen natural y que generalmente se encuentra en medios sedimentarios. En otras modalidades, el material densificante puede incluir, de modo no taxativo, hematita, ilmenita, tetraóxido de manganeso, galena y carbonato de calcio.

Como se ilustra en la figura 1, el pozo 116 puede caracterizarse en general como un pozo desviado o en ángulo que incluye diversas secciones o porciones que se extienden en direcciones angulares diferentes. Específicamente, el pozo 116 puede incluir una sección vertical 116A que se extiende generalmente desde el equipo de perforación 100, una sección en ángulo 116B que se extiende desde la sección vertical 116A y una sección horizontal 116C que se extiende generalmente desde la sección en ángulo 116C. Los expertos en la téenica reconocerán fácilmente que, aunque la sección en ángulo 116B se muestra como una sección generalmente recta del pozo 116 con secciones curvas cortas en cada extremo, toda la sección en ángulo 116B puede ser curva o exhibir de otra manera una o más porciones arqueadas, sin alejarse del alcance de la descripción.

La sarta de perforación 108 puede incluir un sensor de presión 130 dispuesto sobre esta y ubicado generalmente cerca de la barrena de perforación 114. En algunas modalidades, el sensor de presión 130 puede ser un sensor de presión durante la perforación (PWD, por sus siglas en inglés). El sistema descrito también puede incluir uno o más sensores de hundimiento 220 dispuestos a lo largo de la sarta de perforación 108. La ubicación de los sensores de hundimiento 220 se discute en más detalle con respecto a la figura 4.

Haciendo referencia ahora a las figuras 2A-2D, con referencia continua a la figura 1, se representan ejemplos ilustrativos de etapas secuenciales del hundimiento en el pozo 116, de acuerdo con una o más modalidades. En particular, las figuras 2A-2D representan generalmente la transición de la sección en ángulo 116B del pozo 116 a la sección horizontal 116C. La figura 2A representa las operaciones normales de perforación, donde la sarta de perforación 108 está avanzando dentro del pozo 116 y el lodo de perforación 126 se está devolviendo a la superficie a través del espacio anular definido entre la sarta de perforación 108 y las paredes del pozo 116, como indican las flechas 127. La figura 2B es una representación cualitativa del punto de transición dentro del pozo 116 durante un periodo sin operación, tal como cuando el fluido de perforación 126 deja de circular. Como se ilustra, ha pasado un momento TI desde que se detuvo el flujo de fluido de perforación 126, y se ha omitido la sarta de perforación 108 de la figura 2B con fines de claridad.

Una vez que el fluido de perforación 126 deja de fluir hacia arriba por el pozo 116, el material densificante allí suspendido puede comenzar a sedimentarse dentro del fluido de perforación 126, como indican generalmente las flechas 200. Después de que ha pasado el momento TI, el material densificante cerca de las porciones superiores del pozo 116 puede haber descendido o de otra forma haberse sedimentado en las porciones inferiores del pozo 116, empezando a provocar de esta manera la acumulación de un fluido más ligero 126L cerca del lado superior del pozo 116 y un fluido más pesado 126H cerca del lado inferior. Puede verse que las capas de los dos fluidos 126L y 126H en la porción en ángulo 116B generalmente siguen el ángulo de la sección del pozo 116B, dado que la sedimentación es vertical en lugar de estar alineada con la sección del pozo 116B.

A medida que el fluido de perforación 126 comienza a separarse en los dos fluidos 126L y 126H, se genera un desequilibrio de presión dentro del pozo 116 debido a las diferentes densidades de los dos fluidos 126L, 126H. Como resultado, la figura 2C muestra, de manera cualitativa, cómo se formará un flujo circulante localmente dentro de la sección en ángulo 116B y la sección horizontal 116C.

Nuevamente, se ha omitido la sarta de perforación 108 de la figura 2C con fines de claridad. El fluido más ligero 126L tenderá a fluir hacia arriba dentro de la sección en ángulo 116B y a sacar de este modo fluido más ligero 126L adicional de la sección horizontal 116C. Al mismo tiempo, el fluido más pesado 126H tiende a fluir hacia abajo dentro de la sección en ángulo 116B y a fluir hacia la sección horizontal 116C. En un momento T2 (es decir, cierto tiempo después del momento TI) de la configuración que se muestra en la figura 2B, el fluido de perforación 126 generalmente estará distribuido como se muestra en la figura 2C con corrientes de circulación dentro de los fluidos 126L y 126H como indican las flechas 205 y 210, respectivamente. Puede verse que la cantidad de fluido más ligero 126L que queda en la sección horizontal 116C es menor que la cantidad presente en el momento T2, que se muestra en la figura 2B.

La figura 2D muestra, de manera cualitativa, una distribución general de los fluidos más ligero y más pesado 126L y 126H en un momento T3, después de que ha pasado tiempo adicional desde el momento T2 (figura 2C). Como se ilustra, el fluido más pesado 126H se ha acumulado generalmente y ha llenado de otra manera la sección horizontal 116C y la porción inferior de la sección en ángulo 116B, y el fluido más ligero 126L se ha acumulado generalmente o ha llenado de otra manera la sección en ángulo superior 116B. Al menos un problema que puede ocurrir cuando el fluido de perforación más pesado 126H se sedimenta como se muestra en la figura 2D es que la bomba 120 (figura 1) puede necesitar una presión más alta para iniciar el flujo y causar de esta manera que la formación se exponga a una presión más alta y potencialmente desestabilizante. El fluido de perforación más ligero 126L más cercano a la superficie se bombea hacia afuera primero, dejando el pozo 116 lleno del fluido de perforación más pesado sedimentado 126H y el fluido de perforación homogéneo 126 que está siendo bombeado hacia abajo por la sarta de perforación 108. Como resultado, la presión hidrostática en el fondo del pozo 116 puede dispararse hasta una presión que exceda el gradiente de fractura de la formación circundante 118 (figura 1), resultando asi en la pérdida de circulación, el daño a la formación 118 y/o la fracturación de la formación 118.

Al menos un problema potencial adicional es que el material densificante sedimentado puede causar fricción en la sarta de perforación rotatoria 108. Como el material densificante acumulado en la porción inferior del pozo 116 puede ser difícil de resuspender, esta fricción puede ser un problema persistente en la operación del equipo de perforación 100.

La figura 3 es una gráfica cualitativa 300 de presión en función de tiempo ep un punto cercano a la barrena de perforación 114 (figura 1) cuando se retoma el bombeo de un fluido de perforación 126 después de un periodo de inactividad, de acuerdo con una o más modalidades. En este ejemplo, la presión P130 es la presión dinámica medida en el sensor PWD 130 (figura 1) para un periodo que comienza al retomar el bombeo después de un periodo sin bombeo. Todas las curvas son cualitativas y con fines meramente ilustrativos y, por lo tanto, las relaciones de tiempo y magnitudes relativas no deben considerarse predictivas de las presiones o relaciones reales entre presiones.

Las curvas 320 y 330 representan el comportamiento del pozo con un fluido de perforación 126 que tiene una composición de referencia. La curva 320 es la curva de presión que se esperaría si no ocurriera ningún hundimiento, por ejemplo, si la bomba 120 estuviera apagada solo durante un período corto. La presión aumentará gradualmente y se acercará asintomáticamente a una meseta estable sin excederse. La curva 320 puede considerarse una curva de presión de referencia para la comparación con otras curvas de presión con otras composiciones de lodo y/o después de ocurrido el hundimiento.

La curva 330 es representativa de un pico de presión que puede experimentarse cuando ha ocurrido un hundimiento grave en el fluido de perforación de referencia 126. La presión puede aumentar más lentamente que la curva de referencia 320 y luego subir rápidamente a medida que el fluido de perforación más ligero 126L (figura 2D) es desplazado del pozo 116 por el fluido de perforación más pesado 126H que sube, y la curva de presión 330 aumenta a un valor pico que es mayor que el gradiente de fractura, marcado como fractura P en el eje de presión vertical, de la formación subterránea que rodea el extremo inferior del pozo 116. A medida que el fluido más pesado 126H es llevado hacia afuera del pozo 116, la curva de presión 330 caerá hasta igualar la curva de referencia 320. Sin embargo, el daño ya está hecho y es probable que los operarios del equipo de perforación se enfrenten a una cantidad de trabajo considerable para recuperar el control del pozo, que puede ser costoso en términos de tiempo y dinero.

Las curvas 340, 350, 360 y 370 representan cualitativamente el comportamiento esperado del mismo pozo y periodo de inactividad que las curvas 320 y 330 con la adición de los modificadores al fluido de perforación 126. Los ejemplos de modificadores incluyen, de modo no taxativo, materiales tixotrópicos, arcilla, bentonita u otros "geles", polímeros, desfloculantes y emulsionantes. Las curvas 350 y 370 representan las presiones que se observan después de que la circulación del fluido de perforación 126 ha estado detenida durante la misma cantidad de tiempo que para la curva 330.

Las curvas 340 y 350 describen el comportamiento de la presión en función del tiempo para el fluido de perforación 126 de las curvas 320, 330 al que se ha agregado una "dosis unitaria" de un modificador particular, que puede ser una mezcla de uno o más materiales. La adición de una sola dosis unitaria del modificador, que en la presente se denomina "dosis +1", convierte el fluido de perforación de referencia 126 en un fluido de perforación 126A. La cantidad real de una dosis unitaria es arbitraria y su único fin es la comparación con las curvas 360, 370 que reflejan la adición de dos dosis unitarias del mismo modificador, que en la presente se denomina "dosis +2", que convierte de esta manera el fluido de perforación de referencia 126 en un fluido de perforación 126B. La curva 340 refleja el efecto de una dosis +1 del modificador para aumentar la resistencia al bombeo del fluido de perforación modificado 126A y aumentar asi la presión meseta de la curva 340 en comparación con la curva 320. El beneficio de agregar el modificador se observa en la curva 350, donde se ha reducido la presión pico, en comparación con la curva 330, porque la cantidad de hundimiento que ocurrió en el fluido de perforación 126A durante el mismo periodo de inactividad fue menor que el hundimiento que ocurrió con el fluido de perforación sin modificar 126 de la curva 330.

Las curvas 360, 370 muestran cualitativamente el efecto aumentado de duplicar la cantidad de modificador químico agregado al fluido de perforación 126. Debería resultar evidente para los expertos en la téenica que los cambios relativos son meramente ilustrativos y que los efectos reales pueden no ser lineales con la cantidad de modificador químico agregado y dependerán en gran medida del tipo de composición del fluido de perforación base, así como de la selección de químicos que componen el modificador químico. Puede observarse que la adición de dos dosis unitarias del modificador químico aumenta la meseta de presión de la curva 360 en ausencia de hundimiento, dado que el fluido de perforación 126B tendrá aun más resistencia al bombeo que el fluido de perforación con dosis +1126A de la curva 340. La curva 370 ilustra que cuando ocurre hundimiento en el fluido de perforación con dosis +2 126B, sin embargo, la presión pico se reduce adicionalmente en comparación con la curva 350 de la dosis +1.

Resultará evidente que la dosificación adecuada de modificador para agregar al fluido de perforación 126 es un equilibrio entre la reducción del hundimiento y la aceptación de un aumento en la resistencia al bombeo en curso. Agregar de manera innecesaria un modificador con los efectos que se muestran en la figura 3 puede causar problemas con el equipo de bombeo debido a la resistencia al bombeo agregada de los fluidos de perforación modificados 126A, 126B, o reducir la cantidad de recortes suspendidos que se sedimentan de los fluidos de perforación 126A, 126B en el foso de retención 124.

La detección en tiempo real de hundimiento puede permitirles a los operarios evitar agregar modificadores de forma innecesaria al fluido de perforación 126, lo que les permitirla tomar acciones correctivas solo cuando ocurra hundimiento. Estas acciones correctivas pueden incluir, de modo no taxativo, la dosificación de producto para cambiar las características de sedimentación del fluido, la circulación de fluido para mezclar y desplazar el fluido que se está sedimentando/hundiendo, cambiar la velocidad de rotación de la sarta de perforación 108, cambiar la velocidad de maniobra y maniobrar con bombeo. Con referencia ahora a la figura 4, se ilustra un diagrama simplificado de una porción de un pozo desviado o en ángulo 116 que muestra un ejemplo de disposición de los sensores de hundimiento distribuidos 220, de acuerdo con una o más modalidades. En particular, la figura 4 muestra una sección curva 116B entre una sección generalmente vertical 116A y una sección generalmente horizontal 116C del pozo 116. En este ejemplo, se han colocado cuatro sensores de hundimiento 220A, 220B, 220C y 220D en la sarta de perforación 108 en diversos puntos separados que están distribuidos a través de la sección curva 116B. Un sensor PWD 130 también está visible cerca de la barrena de perforación 114.

El espacio anular definido entre la sarta de perforación 108 y las paredes del pozo 116 está lleno de fluido de perforación 126. El sombreado del fluido 126 pretende indicar la densidad relativa del fluido de perforación 126 local, donde el fluido de perforación 126 tiene una densidad de referencia en las regiones que rodean el sensor PWD 130 y el sensor de hundimiento 220A. Como se ilustra, el fluido de perforación 126 se ha separado parcialmente dentro de la sección en ángulo 116B, donde el fluido que rodea el sensor de hundimiento 220B puede exhibir la densidad más baja, el fluido de perforación 126 que rodea el sensor de hundimiento 220C puede exhibir una densidad intermedia y el fluido de perforación 126 que rodea el sensor de hundimiento 220D puede exhibir la densidad más alta. Las presiones en los diversos sensores 130, 220A-D se discuten en más detalle con respecto a la figura 5. La cantidad de sensores de hundimiento distribuidos 220 puede variar en las diversas modalidades. En determinadas modalidades, puede ser necesario un solo sensor de hundimiento 220, siempre que el sensor de hundimiento 220 esté ubicado dentro de la región del fluido de perforación 126 hundido, ya sea dentro del fluido de perforación más pesado 126H o el fluido de perforación más ligero 126L en la sección en ángulo 116B.

Los sensores de hundimiento 220 adecuados pueden incluir cualquier sensor de presión conocido por los expertos en la téenica o cualquier sensor que permita la computación de la densidad o la medición directa de la densidad en un fluido. Por ejemplo, los sensores de hundimiento 220 pueden incluir, de modo no taxativo, sensores que utilizan métodos infrarrojos de medición de densidad, métodos directos de medición de densidad y sensores que utilizan métodos vibratorios de medición de densidad.

En determinadas modalidades, el sensor de hundimiento 220 puede ser un sensor configurado para medir o detectar una propiedad o característica física del fluido de perforación 126 dispuesto dentro del pozo 116, por ejemplo, viscosidad, conductividad, fuerza del campo magnético, transparencia óptica, absorción de radiación electromagnética, etc. Esta propiedad puede tener una correlación conocida con la densidad para la composición particular del fluido de perforación 126 y, por lo tanto, la densidad del fluido de perforación 126 puede determinarse en función de la medición de la propiedad o característica física. Si bien la descripción se presenta en términos de sensores que miden directamente la presión, cualquier sensor que mida o detecte una o más propiedades o características físicas de un fluido puede sustituirse por los sensores de hundimiento 220 sin alejarse del alcance de esta descripción.

En otras modalidades, el sensor de hundimiento 220 puede ser un dispositivo informático óptico que utilice un elemento computacional integrado (ICE, por sus siglas en inglés), también conocido como un elemento óptico multivariante (MOE, por sus siglas en inglés). Dichos dispositivos informáticos ópticos pueden configurarse para recibir una entrada de radiación electromagnética del fluido de perforación 126 y producir una salida de radiación electromagnética de un elemento ICE allí dispuesto. La radiación electromagnética que interactúa ópticamente con el elemento ICE se cambia para que sea legible por un detector, de modo que una salida del detector pueda correlacionarse con al menos una característica del fluido de perforación 126 que se está midiendo o monitorizando. La salida de radiación electromagnética del elemento ICE puede ser radiación electromagnética reflejada, radiación electromagnética transmitida y/o radiación electromagnética dispersada.

El hecho de que la radiación electromagnética analizada por el detector sea reflejada o transmitida puede estar dictado por los parámetros estructurales del dispositivo informático óptico, asi como otras consideraciones conocidas por los expertos en la téenica. Además, la emisión y/o dispersión del fluido de perforación 126, por ejemplo, mediante fluorescencia, luminiscencia, dispersión de Raman y/o dispersión de Raleigh, también puede ser monitorizada por estos dispositivos informáticos ópticos. En algunas modalidades, los componentes estructurales adecuados para los ejemplos de dispositivos informáticos ópticos se describen en las patentes estadounidenses conjuntas n.° 6,198,531; 6,529,276; 7,123,844; 7,834,999; 7,911,605; 7,920,258; 8,049,881; y 8,208,147, y en las solicitudes de patentes estadounidenses con los números de serie 12/094,465 y 13/456,467.

En algunas modalidades, el sensor de hundimiento 220 puede ser un dispositivo informático óptico que incluya un elemento ICE configurado para detectar o medir de otra manera la firma espectral de un material densificante particular, tal como barita, y determinar de esta forma la concentración del material densificante dentro del fluido de perforación 126. En otras modalidades, el sensor de hundimiento 220 puede ser un dispositivo informático óptico que incluya un elemento ICE configurado para detectar o medir de otra manera la firma espectral de un petróleo base en un fluido de perforación 126 a base de petróleo. Un cambio en la concentración del material densificante causará un cambio correspondiente en la concentración del petróleo base, y puede ser más deseable medir la concentración del petróleo base que del material densificante. Por ejemplo, puede haber múltiples materiales suspendidos en el fluido de perforación y la medición de la concentración del petróleo base puede reemplazar las múltiples mediciones individuales de las diversas concentraciones de los múltiples materiales suspendidos. En otras modalidades más, el sensor de hundimiento 220 puede ser un dispositivo informático óptico que incluya un ICE configurado para detectar o medir de otra manera la firma espectral del agua, puesto que medir la concentración de agua en un fluido de perforación 126 a base de agua puede ser deseable por las mismas razones que se expusieron anteriormente con respecto a un fluido de perforación 126 a base de petróleo.

Una firma espectral es un patrón de intensidad en función de frecuencia de luz que se recibe a partir de la sustancia que está siendo examinada, donde un material tendrá un patrón particular que en la presente se denomina "firma espectral" de ese material, dado que la detección de ese patrón es indicativa de la presencia de ese material. En un resumen breve y simplificado, puede desarrollarse una firma espectral del fluido de perforación 126 mediante la separación de la luz que proviene del fluido de perforación 126, por ejemplo, la luz que proviene de una fuente y es reflejada por el fluido de perforación 126 puede medirse a una pluralidad de frecuencias diferentes. Cada componente del fluido de perforación 126 contribuirá a las intensidades relativas a la pluralidad de frecuencias de acuerdo con la cantidad en porcentaje de dicho componente en el fluido de perforación 126 y, por lo tanto, la cantidad del componente puede derivarse de la firma espectral combinada del fluido de perforación 126. Una vez que se conoce la cantidad de cada componente del fluido de perforación 126, puede calcularse una densidad total del fluido de perforación 126 medido.

Si bien el hundimiento es, en realidad, la formación de un gradiente de densidad dentro del pozo 116 a medida que se sedimenta el material densificante, el hundimiento puede detectarse más fácilmente mediante la medición de las presiones en diversos puntos dentro de la porción del pozo en la que está ocurriendo la sedimentación. La presión puede considerarse un indicador indirecto de la sedimentación, dado que la presión en cualquier punto especifico depende de la densidad de los fluidos por encima de ese punto y la sedimentación del material densificante desde encima del punto hasta debajo del punto causará un cambio en la presión a medida que progresa la sedimentación. Si bien la densidad local del fluido de perforación 126 es la propiedad física directa de interés, la densidad puede medirse directamente o bien calcularse indirectamente, por ejemplo, mediante la medición de la concentración de uno o más componentes del fluido de perforación 126 y el cálculo de la densidad sobre la base de densidades conocidas de los componentes, o la medición de la presión dentro del pozo 116 y el cálculo de la densidad sobre la base de un modelo de hundimiento usando el pozo 116 y el fluido de perforación 126 reales.

Las figuras 5-7 exponen cualitativamente los resultados de mediciones de presión repetidas tomadas en diversos puntos a lo largo de un pozo 116 y la cantidad de hundimiento indicada por las mediciones de presión. Aunque el uso de un modelo de hundimiento no se discute directamente, la cantidad de hundimiento se determina a partir de mediciones de presión usando dicho modelo para, en este ejemplo, el pozo 116 y los sensores 130 y 220A-220D que se muestran en la figura 4. Si bien se puede considerar que el hundimiento, para una interpretación estricta de "hundimiento", comienza inmediatamente después de que se detiene la circulación, generalmente se considera que un "evento de hundimiento" es una cantidad de hundimiento que ha progresado lo suficiente como para presentar potencialmente un problema de algún tipo.

Además, el hundimiento generalmente se evalúa como una condición general y no en puntos individuales dentro del pozo 116. En algunas modalidades, por ejemplo, con el uso de un modelo informático completo que incluye las dimensiones y características del pozo 116 y la composición y las características del fluido de perforación 126, una serie de mediciones de presión tomadas por un solo sensor de presión, por ejemplo, el sensor de hundimiento 220C, dentro de una región en la que está ocurriendo hundimiento, por ejemplo, la porción del pozo en ángulo 116B, puede ser suficiente para determinar la cantidad total de hundimiento que está ocurriendo en el tiempo e identificar o, en algunas modalidades, pronosticar el momento en el cual ha ocurrido u ocurrirá una cantidad problemática de hundimiento, es decir, hundimiento grave.

Con referencia ahora a la figura 5, con referencia continua a la figura 4, se ilustra una gráfica cualitativa de presiones en las diversas ubicaciones de los sensores 130, 220A-D durante un evento de hundimiento, de acuerdo con una o más modalidades. El momento T0 representa el momento de cese de la circulación del fluido de perforación 126 dentro del pozo 116 y las presiones P130, P220A, P220B, P220C y P220D en T0 representan las presiones estáticas iniciales en las ubicaciones de los respectivos sensores 130 y 220A-220D. Las curvas que se muestran en la figura 5 son de carácter ilustrativo y no pretenden representar las presiones reales de un pozo particular, salvo que se indique lo contrario. Si no ocurre un evento de hundimiento, las presiones P130, P220A-D se mantendrían casi constantes mientras que el fluido de perforación está inactivo, excepto por variaciones térmicas en el pozo 116 y las variaciones de presión menores resultantes.

El sensor PWD 130 generalmente no es capaz de detectar hundimiento. Incluso en presencia de hundimiento, la presión P130 en la ubicación del sensor PWD 130 puede mantenerse relativamente constante en el tiempo, puesto que el peso total del fluido de perforación 126 por encima del sensor PWD 130 se mantiene constante aunque los materiales densificantes pueden sedimentarse dentro de la sección 116B del pozo 116. El problema con el sensor PWD 130 es que la presión hidrostática en el fluido de perforación 126 está midiéndose en el lugar incorrecto para detectar un evento de hundimiento de forma precisa. De acuerdo con la presente descripción, la distribución de una pluralidad de sensores, tales como los sensores 220A-D, a lo largo de la sarta de perforación 108 puede proporcionar una detección casi en tiempo real de un evento de hundimiento, a fin de permitir la implementación a tiempo de métodos de mitigación.

La presión hidrostática P220A en la ubicaión del sensor de hundimiento 220A, que está dispuesto dentro de la sección vertical 116A, también puede mantenerse relativamente constante durante el periodo de interés que se muestra en la figura 5. Aunque con el tiempo ocurrirá hundimiento en la sección vertical 116A, es el hundimiento acelerado que ocurre en la sección en ángulo 116B debido al efecto boycott, que se discutió anteriormente, que genera la mayor preocupación. El hundimiento grave, es decir, el hundimiento que es suficiente para generar un pico de presión o problemas de fricción para la sarta de perforación 108, puede desarrollarse en la sección en ángulo 116B mucho antes de que este mismo problema se manifieste en la sección vertical 116A, por lo que el periodo de interés en la figura 5 se acorta lo suficiente para que la cantidad de hundimiento que ocurra en la sección vertical 116A no sea significativa.

Las presiones en las ubicaciones de los tres sensores de hundimiento 220B, 220C y 220D graficadas como las presiones P220B, P220C y P220D, respectivamente, en la figura 5, que están distribuidas a lo largo de la sección en ángulo 116B, pueden disminuir gradualmente a medida que el material densificante se sedimenta debajo de cada uno de los sensores 220B-220C respectivos. Como los mecanismos de sedimentación, incluso en presencia del efecto boycott, generalmente se entienden, puede construirse una simulación o modelo informático que pueda pronosticar la presión en cualquier ubicación dentro del pozo 116 y en cualquier momento para una cantidad dada de hundimiento. Para un pozo particular en el que está circulando un fluido de perforación 126 particular, las presiones hidrostáticas teóricas en el pozo 116 pueden calcularse y compararse con las presiones medidas por cada sensor de hundimiento 220A-D distribuido. Mediante la comparación de las presiones teóricas con las presiones medidas en cada sensor de hundimiento 220A-D, puede calcularse o determinarse de otro modo la tasa de hundimiento, es decir, la tasa de cambio de densidad, para diversas secciones del espacio anular del pozo 116.

Con referencia a las figuras 6 y 7, con referencia continua a la figura 4, se ilustran ejemplos de métodos para evaluar las presiones en los sensores 220B-D distribuidos, de acuerdo con una o más modalidades. La figura 6 representa las presiones teóricas P220B, P220C y P220D, registradas en los tres sensores de hundimiento 220B, 220C y 220D, como lineas punteadas. Las presiones medidas se representan con las lineas sólidas. En la figura 6, la característica de interés es la caída de presión total desde la presión de referencia que se midió en el momento T0 y que se indica en la figura 6 como las líneas punteadas horizontales en P220B, P220C y P220D. La caída de presión total en cada momento TI, T2, etc. está indicada por la flecha vertical, por ejemplo, la flecha etiquetada "DR-D-Tl" es la caída de presión desde la referencia en el sensor de hundimiento 220D en el momento TI. Mediante el cálculo de las caídas de presión DR-D-Tl, DR-C-Tl, etc. en los momentos Ti, T2, etc. durante un evento de hundimiento, se puede determinar la gravedad del evento de hundimiento y, si se justifica, pueden tomarse acciones para remediarlo. En una o más modalidades, puede computarse un cambio de densidad promedio usando el modelo del pozo 116 y el fluido de perforación 126, y comparar el promedio con uno o más umbrales para determinar si ha ocurrido hundimiento o si el hundimiento es lo suficientemente grave como para justificar la acción correctiva. En una o más modalidades, los cambios de densidad locales en los tres sensores de hundimiento 220B, 220C y 220D pueden computarse usando el modelo del pozo 116 y compararse de manera individual con uno o más umbrales para determinar si ha ocurrido hundimiento o si el hundimiento es grave.

La figura 7 es otra modalidad de un método para determinar si ha ocurrido hundimiento y estimar la gravedad del hundimiento utilizando la pendiente de la presión medida. En una o más modalidades, puede determinarse una caída de presión diferencial dP-D para el sensor 220D y caídas de presión diferenciales similares para las presiones medidas en los otros sensores 220C, 220D, a partir de las presiones P220-T1 y P220-Tl+dT medidas en un primer momento TI y un segundo momento Tl+dT. ? partir de la calda de presión diferencial dP-D (P220-Tl+dT - P220-T1) y el tiempo diferencial dT (Tl+dT - Ti), puede determinarse una pendiente medida instantánea de la curva de presión P220D. De forma similar, puede determinarse la pendiente medida de las curvas de presión P220B y P220C. En una o más modalidades, puede computarse una pendiente instantánea teórica de las curvas de presión P220B, P220C y P220D usando el modelo del pozo 116. En una o más modalidades, una o más de las pendientes medidas y las pendientes teóricas puede compararse de manera individual con uno o más umbrales para determinar si ha ocurrido hundimiento o si el evento de hundimiento es grave. En una o más modalidades, los términos dP/dt para cada una de las curvas de presión P220B, P220C y P220D pueden combinarse con el modelo para calcular una única densidad diferencial promedio dDen/dt y compararla con uno o más umbrales para determinar si ha ocurrido hundimiento o si el hundimiento es grave. Resultará evidente para los expertos en la téenica que las pendientes medidas y teóricas pueden compararse entre si o combinarse con el modelo de hundimiento y después compararse con un umbral de otras maneras sin alejarse del alcance de esta descripción.

La figura 8 es un diagrama de bloques de una modalidad de un ejemplo de sistema de detección de hundimiento 500, de acuerdo con una o más modalidades. El sistema 500 puede incluir uno o más sensores 530 utilizados para detectar o medir de otra manera la presión de un fluido de perforación 126 dentro del pozo 116. En una o más modalidades, los sensores 530 pueden ser similares a uno o más de los sensores 220A-D de la figura 4. Los sensores 530 pueden estar conectados de modo comunicativo a un procesador 510 que puede comunicarse con una memoria no volátil 520. El procesador 510 puede configurarse para recibir mediciones de presión de los sensores 530 y procesar las mediciones de acuerdo con las instrucciones recuperadas de la memoria 520.

En algunas modalidades, la memoria 520 puede contener un modelo informático adaptado para pronosticar presiones en diversos puntos en un pozo 116 sobre la base de al menos una de las siguientes: una dimensión del pozo y una característica del fluido de perforación 126 dispuesto dentro del pozo 116. En algunas modalidades, el procesador 510 puede pronosticar una presión en un punto determinado en el pozo 116 basada al menos parcialmente en el modelo y comparar la presión pronosticada con una presión medida. En algunas modalidades, el procesador 510 puede comunicar posteriormente los resultados a un usuario para su consideración.

En algunas modalidades, el procesador 510 puede configurarse para transmitir los resultados (ya sea por cable o de forma inalámbrica) a una interfaz de usuario 540 configurada para visualizar los resultados de la comparación de modo que el operario pueda tomar una decisión informada sobre el estado del pozo 116. En una o más modalidades, el procesador 510 puede proporcionar alertas o alarmas a través de la interfaz de usuario 540 basadas al menos parcialmente en la comparación. Las alertas o alarmas pueden avisar al operario sobre la aparición de un evento de hundimiento. En una o más modalidades, la interfaz de usuario 540 puede contener uno o más de una pantalla de visualización (por ejemplo, una interfaz gráfica de usuario o similar), una impresora, una interfaz de red acoplada comunicativamente a un sistema remoto, un dispositivo de salida de audio tal como un parlante, un dispositivo de salida visual tal como una luz intermitente, un biper, un teléfono celular, una radio u otro dispositivo adaptado para comunicarle información al operario. En una o más modalidades, el sistema 500 puede configurarse adicionalmente para aceptar información del sensor PWD 130.

La figura 9 es un diagrama de flujo 600 de un ejemplo de método 600 para detectar y responder a la aparición de un evento de hundimiento, de acuerdo con una o más modalidades.

Comenzando en el INICIO 601, el método 600 obtiene mediciones de uno o más sensores de hundimiento 220 que pueden estar distribuidos a lo largo de la sarta de perforación 108, como en 610. Puede emplearse entonces un modelo de hundimiento para pronosticar las presiones en las ubicaciones de los sensores de hundimiento 220 y las presiones medidas se comparan con las presiones pronosticadas usando, por ejemplo, uno de los métodos que se muestran en las figuras 6 y 7, como en 620. Después, se determina la cantidad de sedimentación que ha ocurrido, como se ve reflejada en un cambio en la densidad del fluido de perforación 126 y la ubicación a lo largo de la sarta de perforación 108 donde se ha sedimentado el material densificante, como en 630. A continuación, el método 600 procede a determinar si la sedimentación constituye hundimiento, como en 640. En una o más modalidades, puede determinarse si efectivamente ha ocurrido hundimiento mediante una comparación de una densidad o un cambio en la densidad con un umbral o modelo predeterminado. Si la cantidad determinada de sedimentación no constituye hundimiento problemático, entonces el método 600 vuelve a 610 para obtener mediciones de presión adicionales de los sensores.

Si se determina la detección de hundimiento, sin embargo, el método 600 procede entonces a determinar si el hundimiento es grave, como en 650. En una o más modalidades, puede determinarse si el evento de hundimiento es grave mediante una comparación de una densidad o un cambio en la densidad con un umbral. Si se determina que el hundimiento es grave, el método 600 puede proceder mediante un primer algoritmo a proporcionar varias acciones posibles a tomar, como en 660. Las acciones posibles incluyen, de modo no taxativo, una alarma, activar la bomba 120 para hacer circular el fluido de perforación 126, bombear durante la maniobra, por ejemplo, halar la sarta de perforación 108 del pozo 116 para reemplazar una barrena de perforación 114, agregar un modificador en forma de una dosis de lodo al fluido de perforación 126 u otras acciones como las descritas o combinaciones de varias de las acciones anteriores con respecto a la figura 3.

Si se determina que el hundimiento no es grave, el método 600 puede proceder mediante un segundo algoritmo a proporcionar otras varias acciones posibles a tomar, como en 670. Las acciones posibles incluyen, de modo no taxativo, notificar al operario de la aparición de un evento de hundimiento dentro del pozo 116, agregar un modificador en forma de una dosis de lodo al fluido de perforación 126, modificar la operación actual del equipo de perforación 100 u otras acciones como las descritas anteriormente con respecto a la figura 3. Después de que el primer o segundo algoritmo ha completado la acción seleccionada en respuesta al hundimiento detectado, el método 600 puede volver a comenzar un nuevo ciclo de medición y análisis, como en 610. En una o más modalidades, este ciclo continúa hasta que concluyan las operaciones de perforación y el liquido de perforación 126 haya terminado de circular hasta afuera del pozo 116.

Las modalidades descritas en la presente incluyen las modalidades A y B: Modalidad A. Un método de detección de hundimiento en un fluido de perforación dentro de un pozo, cuyo método comprende: medir una primera presión en un primer momento en un punto dentro del pozo; pronosticar una característica del fluido de perforación en el punto usando un modelo informático, para obtener así una característica pronosticada; calcular la característica en función de la primera presión, para obtener así una característica calculada; y determinar si ha ocurrido hundimiento en función de una comparación entre la característica calculada y la característica pronosticada.

La modalidad A puede tener uno o más de los siguientes elementos adicionales en cualquier combinación: Elemento Al: El método donde el punto está por encima de un fondo del pozo.

Elemento A2: El método donde pronosticar una característica del fluido de perforación comprende además usar al menos una de las siguientes: una densidad del fluido de perforación, una medición reológica del fluido de perforación y características de flujo del fluido de perforación.

Elemento A3: El método donde pronosticar una característica del fluido de perforación comprende además usar información sobre al menos uno de los siguientes: un diámetro del pozo, un ángulo de una porción del pozo, una longitud de una porción en ángulo del pozo y un diámetro externo de una sarta de perforación.

Elemento A4: El método donde: pronosticar la característica del fluido de perforación comprende adicionalmente pronosticar una primera presión teórica en el punto, cuya primera presión teórica es indicativa de una ausencia de hundimiento; y determinar si ha ocurrido hundimiento comprende adicionalmente comparar una diferencia entre la primera presión y la primera presión teórica con un umbral, donde, si la diferencia es mayor que el umbral, ha ocurrido hundimiento.

Elemento A5: El método donde la primera presión teórica comprende una presión hidrostática.

Elemento Ab: El método donde el umbral se calcula basándose, al menos en parte, en un intervalo de tiempo desde un cese de flujo del fluido de perforación hasta el primer momento.

Elemento A7: El método que comprende adicionalmente medir una segunda presión en el punto en un segundo momento que es posterior al primer momento y donde: pronosticar la característica del fluido de perforación comprende además pronosticar una pendiente de presión teórica entre el primer y el segundo momento; calcular la característica comprende además calcular una pendiente de presión basada en la primera y la segunda presión y el primer y el segundo momento; y determinar si ha ocurrido hundimiento comprende además comparar una diferencia entre la pendiente de presión teórica y la pendiente de presión con un umbral, donde, si la diferencia es mayor que el umbral, ha ocurrido hundimiento.

Elemento A8: El método donde medir la primera presión comprende adicionalmente medir una pluralidad de presiones en una pluralidad respectiva de puntos distribuidos a lo largo del pozo, y donde pronosticar la característica del fluido de perforación comprende adicionalmente pronosticar una pluralidad respectiva de presiones teóricas en la pluralidad respectiva de puntos, cuyo método comprende además: calcular una diferencia entre la pluralidad de presiones y la pluralidad respectiva de presiones teóricas en cada uno de la pluralidad de puntos.

A modo de ejemplo no taxativo, los ejemplos de combinaciones aplicables a la modalidad A inlcuyen: una combinación de A con los elementos Al y A4; una combinación de A con los elementos A3 y A4; una combinación de A con los elementos Al y A7; etc.

Modalidad B. Sistema para detectar hundimiento en un fluido de perforación dentro de un pozo, que comprende: al menos un sensor posicionado dentro del pozo en un punto, donde el sensor está configurado para medir una característica del fluido de perforación en un primer momento y proporcionar una característica medida; y un procesador acoplado de manera comunicativa al por lo menos un sensor y configurado para recibir la característica medida y pronosticar una característica teórica del fluido de perforación en el punto, donde el procesador está configurado adicionalmente para determinar si ha ocurrido hundimiento en el primer momento en función de una comparación entre la característica medida y la característica teórica.

La modalidad B puede tener uno o más de los siguientes elementos adicionales en cualquier combinación: Elemento Bl: El sistema donde el al menos un sensor está posicionado en un punto por encima de un fondo del pozo.

Elemento B2: El sistema donde el al menos un sensor está acoplado a una sarta de perforación extendida dentro del pozo.

Elemento B3: El sistema donde el al menos un sensor comprende una pluralidad de sensores distribuidos en una pluralidad respectiva de puntos a lo largo del pozo y acoplados de manera comunicativa al procesador, donde cada sensor está configurado para medir la característica del fluido de perforación en el primer momento y proporcionar una característica medida correspondiente al procesador.

Elemento B4: El sistema donde el procesador pronostica una característica teórica correspondiente del fluido de perforación en la pluralidad respectiva de puntos, compara las características medidas correspondientes con las características teóricas correspondientes y determina si ha ocurrido hundimiento sobre la base de esta comparación.

Elemento B5: El sistema donde el procesador pronostica la característica del fluido de perforación usando al menos una de las siguientes: una densidad del fluido de perforación, una medición reológica del fluido de perforación y características de flujo del fluido de perforación.

Elemento B6: El sistema donde el procesador pronostica la característica del fluido de perforación usando al menos uno de los siguientes: un diámetro del pozo, un ángulo de una porción del pozo, una longitud de una porción en ángulo del pozo y un diámetro externo de una sarta de perforación extendida dentro del pozo.

Elemento B7: El sistema donde la característica teórica es una primera presión teórica en el punto en ausencia de hundimiento y la característica medida es una primera presión, y donde una aparición de hundimiento en el primer momento se determina mediante la comparación de una diferencia entre la primera presión y la primera presión teórica con un umbral, donde, si la diferencia es mayor que el umbral, ha ocurrido hundimiento.

Elemento B8: El sistema donde la característica teórica es una primera presión teórica en el punto en ausencia de hundimiento y la característica medida es una primera presión, y donde una aparición de hundimiento en el primer momento se determina mediante la comparación de una diferencia entre la primera presión y la primera presión teórica con un umbral, donde, si la diferencia es mayor que el umbral, ha ocurrido hundimiento, y donde la primera presión teórica comprende una presión hidrostática.

Elemento B9: El sistema donde la característica teórica es una primera presión teórica en el punto en ausencia de hundimiento y la característica medida es una primera presión, y donde una aparición de hundimiento en el primer momento se determina mediante la comparación de una diferencia entre la primera presión y la primera presión teórica con un umbral, donde, si la diferencia es mayor que el umbral, ha ocurrido hundimiento, y donde el umbral se calcula basándose al menos parcialmente en un intervalo de tiempo desde un cese de flujo del fluido de perforación hasta el primer momento.

Elemento B10: El sistema donde la característica teórica es una primera presión teórica en el punto en ausencia de hundimiento y la característica medida es una primera presión, y donde una aparición de hundimiento en el primer momento se determina mediante la comparación de una diferencia entre la primera presión y la primera presión teórica con un umbral, donde, si la diferencia es mayor que el umbral, ha ocurrido hundimiento, y donde: el al menos un sensor mide una segunda presión en un segundo momento que es posterior al primer momento; el procesador está configurado para determinar una pendiente de presión en función de la primera y la segunda presión y el primer y el segundo momento; y el procesador está configurado para comparar la pendiente de presión con un umbral, donde, si la diferencia es mayor que el umbral, ha ocurrido hundimiento.

A modo de ejemplo no taxativo, los ejemplos de combinaciones aplicables a la modalidad B inlcuyen: una combinación de B con los elementos B1 y B7; una combinación de B con los elementos B2 y B8; una combinación de B con los elementos B5 y B6; etc.

Por lo tanto, la presente invención está bien adaptada para lograr las ventajas y los objetivos mencionados, asi como aquellos que son inherentes a esta. Las modalidades particulares descritas anteriormente son meramente ilustrativas, puesto que la presente invención puede modificarse y ponerse en práctica de maneras diferentes pero equivalentes que serán evidentes para los expertos en la téenica con el beneficio de las enseñanzas contenidas en la presente. Asimismo, no se pretende limitar de manera alguna los detalles de construcción o diseño que se muestran en la presente, salvo como se describe en las reivindicaciones que siguen a continuación. Por lo tanto, es evidente que las modalidades ilustrativas particulares descritas anteriormente pueden alterarse, combinarse o modificarse, y que todas dichas variaciones están contempladas dentro del alcance y espíritu de la presente invención. La invención descrita de manera ilustativa en la presente puede ponerse en práctica adecuadamente en ausencia de cualquier elemento que no esté específicamente descrito en la presente y/o cualquier elemento opcional descrito en la presente. Si bien las composiciones y los métodos se describen con los términos "comprende", "contiene" o "incluye" diversos componentes o etapas, las composiciones y métodos también pueden "constar esencialmente de" o "constar de" los diversos componentes y etapas. Todos los números e intervalos descritos anteriormente pueden variar en cierta medida. Siempre que se describe un intervalo numérico con un limite inferior y un limite superior, cualquier número y cualquier intervalo incluido que esté comprendido dentro del intervalo se describe específicamente. En particular, todo intervalo de valores (del tipo "de alrededor de a a alrededor de b", su equivalente "de aproximadamente a a b" o su equivalente "de aproximadamente a-b") descrito en la presente ha de entenderse como que indica cada número e intervalo comprendido dentro del intervalo de valores más amplio. A su vez, los términos en las reivindicaciones tienen su significado común y sencillo, salvo que sea definido explícita y claramente de otra manera por el titular de la patente. Además, los artículos indefinidos "un" o "una", tal como se utilizan en las reivindicaciones, se definen en la presente con el significado de uno o más de uno de los elementos que presentan.

Claims (20)

REIVINDICACIONES La invención reivindicada es:

1. Un método para detectar hundimiento en un fluido de perforación dentro de un pozo, cuyo método comprende: medir una primera presión en un primer momento en un punto dentro del pozo; pronosticar una característica del fluido de perforación en el punto usando un modelo informático, para obtener asi una característica pronosticada; calcular la característica en función de la primera presión, para obtener así una característica calculada; y determinar si ha ocurrido hundimiento sobre la base de una comparación entre la característica calculada y la característica pronosticada.

2. El método de la reivindicación 1, donde el punto está por encima de un fondo del pozo.

3. El método de la reivindicación 1, donde pronosticar una característica del fluido de perforación comprende adicionalmente usar al menos una de las siguientes: una densidad del fluido de perforación, una medición reológica del fluido de perforación y características de flujo del fluido de perforación.

4. El método de la reivindicación 1, donde pronosticar una característica del fluido de perforación comprende adicionalmente usar información sobre al menos uno de los siguientes: un diámetro del pozo, un ángulo de una porción del pozo, una longitud de una porción en ángulo del pozo y un diámetro externo de una sarta de perforación.

5. El método de la reivindicación 1, donde: pronosticar la característica del fluido de perforación comprende adicionalmente pronosticar una primera presión teórica en el punto, donde la primera presión teórica es indicativa de una ausencia de hundimiento; y determinar si ha ocurrido hundimiento comprende adicionalmente comparar una diferencia entre la primera presión y la primera presión teórica con un umbral, donde, si la diferencia es mayor que el umbral, ha ocurrido hundimiento.

6. El método de la reivindicación 5, donde la primera presión teórica comprende una presión hidrostática.

7. El método de la reivindicación 5, donde el umbral se calcula basándose, al menos en parte, en un intervalo de tiempo desde un cese de flujo del fluido de perforación hasta el primer momento.

8. El método de la reivindicación 1, que comprende adicionalmente medir una segunda presión en el punto en un segundo momento que es posterior al primer momento, y donde: pronosticar la característica del fluido de perforación comprende adicionalmente pronosticar una pendiente de presión teórica entre el primer y el segundo momento; calcular la característica comprende adicionalmente calcular una pendiente de presión basada en la primera y la segunda presión y el primer y el segundo momento; y determinar si ha ocurrido hundimiento comprende adicionalmente comparar una diferencia entre la pendiente de presión teórica y la pendiente de presión con un umbral, donde, si la diferencia es mayor que el umbral, ha ocurrido hundimiento.

9. El método de la reivindicación 1, donde medir la primera presión comprende adicionalmente medir una pluralidad de presiones en una pluralidad respectiva de puntos distribuidos a lo largo del pozo, y donde pronosticar la característica del fluido de perforación comprende adicionalmente pronosticar una pluralidad respectiva de presiones teóricas en la pluralidad respectiva de puntos, cuyo método comprende además: calcular una diferencia entre la pluralidad de presiones y la pluralidad respectiva de presiones teóricas en cada uno de la pluralidad de puntos.

10. Un sistema para detectar hundimiento en un fluido de perforación dentro de un pozo, que comprende: al menos un sensor posicionado dentro del pozo en un punto, donde el sensor está configurado para medir una característica del fluido de perforación en un primer momento y proporcionar una característica medida; y un procesador acoplado de manera comunicativa al por lo menos un sensor y configurado para recibir la característica medida y pronosticar una característica teórica del fluido de perforación en el punto, donde el procesador está configurado adicionalmente para determinar si ha ocurrido hundimiento en el primer momento en función de una comparación entre la característica medida y la característica teórica.

11. El sistema de la reivindicación 10, donde el al menos un sensor está posicionado en un punto por encima de un fondo del pozo.

12. El sistema de la reivindicación 10, donde el al menos un sensor está acoplado a una sarta de perforación extendida dentro del pozo.

13. El sistema de la reivindicación 10, donde el al menos un sensor comprende una pluralidad de sensores distribuidos en una pluralidad respectiva de puntos a lo largo del pozo y acoplados de manera comunicativa al procesador, donde cada sensor está configurado para medir la característica del fluido de perforación en el primer momento y proporcionar una característica medida correspondiente al procesador.

14. El sistema de la reivindicación 13, donde el procesador pronostica una característica teórica correspondiente del fluido de perforación en la pluralidad respectiva de puntos, compara las características medidas correspondientes con las características teóricas correspondientes y determina si ha ocurrido hundimiento sobre la base de la comparación.

15. El sistema de la reivindicación 10, donde el procesador pronostica la característica del fluido de perforación usando al menos una de las siguientes: una densidad del fluido de perforación, una medición reológica del fluido de perforación y características de flujo del fluido de perforación.

16. El sistema de la reivindicación 10, donde el procesador pronostica la característica del fluido de perforación usando al menos uno de los siguientes: un diámetro del pozo, un ángulo de una porción del pozo, una longitud de una porción en ángulo del pozo y un diámetro externo de una sarta de perforación extendida dentro del pozo.

17. El sistema de la reivindicación 10, donde la característica teórica es una primera presión teórica en el punto en ausencia de hundimiento y la característica medida es una primera presión, y donde una aparición de hundimiento en el primer momento se determina mediante la comparación de una diferencia entre la primera presión y la primera presión teórica con un umbral, donde, si la diferencia es mayor que el umbral, ha ocurrido hundimiento.

18. El sistema de la reivindicación 17, donde la primera presión teórica comprende una presión hidrostática.

19. El sistema de la reivindicación 17, donde el umbral se calcula basándose, al menos en parte, en un intervalo de tiempo desde un cese de flujo del fluido de perforación hasta el primer momento.

20. El sistema de la reivindicación 17, donde: el al menos un sensor mide una segunda presión en un segundo momento que es posterior al primer momento; el procesador está configurado para determinar una pendiente de presión basada en la primera y la segunda presión y el primer y el segundo momento; y procesador está configurado para comparar pendiente de presión con un umbral, donde, si la diferencia es mayor que el umbral, ha ocurrido hundimiento.