MX2013013366A

MX2013013366A - Unidad movil de optimizacion de presion para operaciones de perforacion.

Info

Publication number: MX2013013366A
Application number: MX2013013366A
Authority: MX
Inventors: James R Lovorn; Malcolm E Whittaker; Derrick W Lewis
Original assignee: Halliburton Energy Serv Inc
Priority date: 2011-05-16
Filing date: 2011-05-16
Publication date: 2014-01-08
Also published as: US20120292109A1; WO2012158155A1; EP2710216A4; US20120292108A1; EP2710216A1

Abstract

Un método de perforación de pozos puede incluir el transporte de una unidad de optimización de presión a un lugar de perforación, la unidad de optimización de presión incluye un múltiple de estrangulamiento, un sistema de control que controla automáticamente el manejo del múltiple de estrangulamiento, y un caudalímetro que mide el flujo de un fluido de perforación a través del múltiple de estrangulamiento, e interconectar después la unidad de optimización de presión al equipo de perforación de pozo. Una unidad de optimización de presión para su uso con un sistema de perforación de pozos puede incluir un múltiple de estrangulamiento, un sistema de control que controla automáticamente el manejo del múltiple de estrangulamiento, y un caudalímetro que mide el flujo de un fluido de perforación a través del múltiple de estrangulamiento. El múltiple de estrangulamiento, el sistema de control y el caudalímetro pueden incorporarse a un mismo transporte que transporta la unidad de optimización de presión a un lugar de perforación.

Description

UNIDAD MÓVIL DE OPTIMIZACIÓN DE PRESIÓN PARA OPERACIONES DE PERFORACIÓN CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente descripción se refiere en términos generales al equipo utilizado y a las operaciones realizadas en conjunto con las operaciones de perforación de pozos y, en una modalidad descrita en la presente, más particularmente proporciona una unidad móvil de optimización de presión para su uso en las operaciones de perforación.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN La perforación de presión optimizada es la técnica de controlar con precisión la presión de la perforación de pozo durante la perforación mediante la utilización de un anillo cerrado y un medio para regular la presión en el anillo. Típicamente, el anillo se cierra durante la perforación a través de la utilización de un dispositivo de control rotatorio (RCD, rotating control device, también conocido como cabeza de control rotatorio o preventor de reventones rotatorio) que sella alrededor de la tubería de perforación a medida que gira. El control preciso de la presión del pozo es importante para evitar daños a la formación, evitar la pérdida de fluidos de perforación, controlar o evitar el flujo de fluidos de formación hacia la perforación de pozo, etc .

Por lo tanto, se observará que las mejoras serían benéficas en la técnica de controlar la presión y el flujo en las operaciones de perforación.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La Figura 1 es una vista representativa de un sistema de perforación de pozos y el método que incorpora los principios de la presente descripción.

La Figura 1A es una vista representativa de otra configuración del sistema de perforación de pozos.

La Figura 2 es un diagrama de bloques representativo de un sistema de control que puede utilizarse en el sistema de perforación de pozos.

La Figura 3 es una vista lateral representativa de una unidad de optimización de presión móvil, que puede incorporar principios de esta descripción, incorporada en un vehículo con ruedas .

La Figura 4 es una vista lateral representativa de la unidad de optimización de presión móvil incorporada en una embarcación flotante.

La Figura 5 es una vista en planta representativa de la unidad de optimización de presión móvil.

La Figura 6 es una vista lateral representativa de la unidad de optimización de presión móvil, integrada con un bastidor de transporte utilizado para transportar la unidad.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Representativa y esquemáticamente ilustrado en la Figura 1 se ilustra un sistema de perforación de pozos 10 y el método asociado que puede incorporar principios de la presente divulgación. En el sistema 10, se realiza una perforación de pozo 12 al rotar una barrena 14 en un extremo de una sarta de perforación 16. El fluido de perforación 18, comúnmente conocido como lodo, se circula descendentemente a través de la sarta de perforación 16, afuera de la barrena 14 y ascendentemente a través de un anillo 20 formado entre la sarta de perforación y la perforación de pozo 12, con objeto de enfriar la barrena de perforación, lubricar la sarta de perforación, extraer cortes y proporcionar una medición de control de la presión de la perforación de pozo. Una válvula de no retorno 21 (típicamente una válvula de aletas o de retención de tipo émbolo) evita el flujo del fluido de perforación 18 hacia arriba a través de la sarta de perforación 16 (por ejemplo, cuando las conexiones se realizan en la sarta de perforación) .

El¦ control de la presión de la perforación de pozo es muy importante en la perforación de presión optimizada (por ejemplo, perforación de presión controlada, perforación desbalanceada y perforación sobrebalanceada) .

Preferentemente, la presión de la perforación de pozo se controla con precisión para evitar la pérdida excesiva de fluido en la formación de tierra que rodea la perforación de pozo 12, la fracturación de la formación no deseada, la afluencia excesiva de fluidos de formación dentro de la perforación de pozo, etc.

En la perforación con presión controlada típica, se desea mantener la presión del fondo de pozo algo mayor que una presión intersticial de la formación que es penetrada por la perforación de pozo 12, sin exceder una presión de fractura de la formación. Esta técnica es especialmente útil en situaciones en las que el margen entre la presión intersticial y la presión de fractura es relativamente pequeña .

En la perforación desbalanceada típica, se desea mantener la presión de fondo de pozo algo menor que la presión intersticial de la formación, obteniendo así una afluencia controlada de fluido proveniente de la formación. En la perforación sobrebalanceada típica, se desea mantener la presión de fondo de pozo algo mayor que la presión intersticial, evitando así (o por lo menos atenuando) la afluencia de fluido proveniente de la formación.

Pueden añadirse nitrógeno u otro gas, u otro fluido de peso más ligero, al fluido de perforación 18 para el control de la presión. Esta técnica es útil, por ejemplo, en operaciones de perforación desbalanceada.

En el sistema 10, se obtiene un control adicional sobre la presión . de la perforación de pozo mediante el cierre del anillo 20 (por ejemplo, aislándolo de la comunicación con la atmósfera y permitiéndole al anillo presurizarse a o cerca de la superficie) utilizando un dispositivo de control rotatorio 22 (RCD) . El RCD 22 se sella sobre la sarta de perforación 16 sobre una boca de pozo 24. La sarta de perforación 16 que se extiende hacia arriba a través del RCD 22 se conectaría, por ejemplo, a una mesa rotatoria (no se muestra), un tubo alimentador 26, una válvula de tapón (no se muestra), una unidad superior y/ü otro equipo de perforación convencional.

En una característica única del sistema 10, la presión de perforación de pozos se optimiza mediante la utilización de una unidad de optimización de presión 11. La unidad de optimización de presión 11 puede transportarse convenientemente a un lugar de pozo e interconectarse con el equipo de perforación, con la mínima interrupción de una operación de perforación, y con el tiempo reducido, el gasto y el esfuerzo necesarios para dicha interconexión.

En el ejemplo representado en la Figura 1, la unidad de optimización de presión 11 incluye un múltiple de estrangulamiento 32, un desviador de flujo 84 y una bomba de contrapresión 86. Cada uno de ellos es controlable automáticamente por un sistema de control 90, de una manera descrita más detallada a continuación.

La unidad de optimización de presión 11 también puede incluir un control de abrazadera de RCD 98, un suministro de lubricante de RCD 100 y un sistema de análisis de fluidos 102. Sin embargo, observe que no es necesario que la unidad de optimización de presión 11 incluya todos estos elementos. Por ejemplo, se considera que la unidad de optimización de presión 11 incluirá preferentemente o bien el desviador de flujo 84 o la bomba de contrapresión 86, pero no ambos. Por supuesto, la unidad de optimización de presión 11 puede incluir elementos adicionales, de conformidad acuerdo con el alcance de esta descripción.

La unidad de optimización de presión 11 puede interconectarse convenientemente a un sistema de perforación utilizando las líneas flexibles 104a-g. Las líneas rígidas también pueden (o alternativamente) utilizarse para este propósito, si se desea. Preferentemente, la unidad de optimización de presión 11 se encuentra equipado con rodillos accionados hidráulicamente 106 (no se muestra en la Figura 1, ver la Figura 5) para almacenar y desplegar las líneas 104a-9· Durante la perforación, el fluido de perforación 18 sale de la boca de pozo 24 a través de una válvula lateral 28 en comunicación con el anillo 20 por debajo del RCD 22. El fluido 18 fluye después a través de las líneas de retorno de lodo 30, 73 hacia el múltiple de estrangulamiento 32, que incluye obturadores redundantes 34 (sólo uno de los cuales podría ser utilizado a la vez) . La contrapresión se aplica al anillo 20 restringiendo variablemente restringir el flujo del fluido 18 a través del (los) obturador (es) operativo (s) 34.

Cuanto mayor sea la restricción al flujo a través del obturador 34, mayor será la contrapresión aplicada al anillo 20. Por lo tanto, la presión de fondo de pozo (por ejemplo, la presión en la parte inferior de la perforación de pozo 12, la presión en una zapata de tubería de revestimiento en el fondo de pozo, la presión en una formación o zona en particular, etc.) puede regularse convenientemente variando la contrapresión aplicada al anillo 20. Puede utilizarse un modelo hidráulico, tal como se describe más detalladamente a continuación, a fin de determinar una presión aplicada al anillo 20 en o cerca de la superficie lo cual ocasionará una presión deseada de fondo de pozo, de manera tal que un operador (o un sistema de control automatizado) puede determinar fácilmente cómo se regula la presión aplicada al anillo en o cerca de la superficie (que puede medirse convenientemente) con objeto de obtener la presión deseada de fondo de pozo.

La presión aplicada al anillo 20 puede medirse en o cerca de la superficie mediante una variedad de sensores de presión 36, 38, 40, cada uno de los cuales se encuentra en comunicación con el anillo. El sensor de presión 36 detecta la presión por debajo del RCD 22, pero por encima de una pila de preventor de reventones (BOP, blowout preventer) 42. El sensor de presión 38 detecta la presión en la boca de pozo por debajo de la pila de BOP 42. El sensor de presión 40 detecta la presión en las líneas de retorno de lodo 30, 73 aguas arriba del múltiple de estrangulamiento 32.

Otro sensor de presión 44 detecta la presión en el tubo alimentador 26. Aún otro sensor de presión 46 detecta la presión aguas abajo del múltiple de estrangulamiento 32, pero aguas arriba de un separador 48, el agitador 50 y el foso de lodo 52. Los sensores adicionales incluyen sensores de temperatura 54, 56, caudalímetro de Coriolis 58, y caudalímetros 62, 64, 66, 88.

No todos estos sensores son necesarios. Por ejemplo, el sistema 10 podría incluir únicamente dos de los tres caudalímetros 62, 64, 66. Sin embargo, la entrada de todos los sensores disponibles es útil para el modelo hidráulico en la determinación de lo que debería ser la presión aplicada al anillo 20 durante la operación de perforación.

Si se desea, pueden utilizarse otros tipos de sensores. Para ejemplo, no es necesario que el caudalímetro 58 sea un caudalímetro de Coriolis, ya que un caudalímetro de turbina, un caudalímetro acústico, u otro tipo de caudalímetro podrían utilizarse en su lugar.

Además, la sarta de perforación 16 puede incluir sus propios sensores 60, por ejemplo, para medir directamente la presión de fondo de pozo. Tales sensores 60 pueden ser del tipo conocido por aquellos expertos en la materia como la presión durante la perforación (PWD, pressure while drilling) , la medición durante la perforación (MWD, measurement while drilling) y/o el registro durante la perforación (LWD, logging while drilling) . Estos sistemas de sensores de sarta de perforación generalmente proporcionan al menos la presión de medición, y también pueden proporcionar la medición de temperatura, la detección de características de la sarta de perforación (tales como vibración, peso sobre la barrena, movimiento de pegue y despegue, etc.), las características de formación (tales como resistividad, densidad, etc.) y/u otras mediciones. Pueden utilizarse diversas formas de telemetría por cable o inalámbrica (acústica, por impulso de presión, electromagnética, etc.) para transmitir las mediciones de sensor de fondo de pozo hacia la superficie.

Podrían incluirse sensores adicionales en el sistema 10, si se desea. Por ejemplo, podría utilizarse otro caudalímetro 67 para medir la velocidad de flujo del fluido 18 que sale de la boca de pozo 24, otro caudalímetro de Coriolis (no se muestra) podría interconectarse directamente aguas arriba o aguas abajo de una bomba de lodo de perforación 68, etc.

Podrían incluirse menos sensores en el sistema 10, si se desea. Por ejemplo, la salida de la bomba de lodo de perforación 68 podría determinarse contando los impulsos de la bomba, en lugar de utilizar el caudalímetro 62 o algún otro caudalímetro ( s ) .

Observe que el separador 48 podría ser un separador de 3 o 4 fases, o un separador de gas de lodo (a veces denominado "separador de gases"). Sin embargo, el separador 48 no necesariamente es utilizado en el sistema 10.

El fluido de perforación 18 se bombea a través del tubo alimentador 26 y en el interior de la sarta de perforación 16 por la bomba de lodo de perforación 68. La bomba 68 recibe el fluido 18 desde la fosa de lodo 52 y fluye a través de un múltiple de tubo alimentador 70 hacia el tubo alimentador 26. Después, el fluido 18 circula descendentemente a través de la sarta de perforación 16, ascendentemente a través del anillo 20, a través de las líneas de retorno de lodo 30, 73, a través del múltiple de estrangulamiento 32, y luego mediante el separador 48 y el agitador 50 hacia el foso de lodo 52 para su acondicionamiento y recirculación.

Observe que, en el sistema 10 como se ha descrito hasta ahora, el obturador 34 no puede utilizarse para controlar la contrapresión aplicada al anillo 20 para el control de la presión de fondo de pozo, a menos que el fluido 18 fluya a través del obturador. En las operaciones convencionales de perforación sobrebalanceada , se presentará una falta de flujo de fluido 18, por ejemplo, cada vez que se realiza una conexión en la sarta de perforación 16 (por ejemplo, para añadir otro tramo de tubería de perforación a la sarta de perforación a medida que la perforación de pozo 12 se perfora más profundamente) , y la falta de circulación hará necesario que la presión de fondo de pozo sea exclusivamente regulada por la densidad del fluido 18.

Sin embargo, en el sistema 10, el flujo del fluido 18 a través del obturador 34 puede mantenerse, a pesar de que el fluido no circula por la sarta de perforación 16 y el anillo 20, mientras se realiza una conexión en la sarta de perforación, y/o mientras la sarta de perforación es engranada o desengranada de la perforación de pozo 12.

Específicamente, puede utilizarse un desviador de flujo 84 para desviar el flujo proveniente de la bomba de lodo de perforación 68 hacia la línea de retorno de lodo 30, o puede utilizarse una bomba de contrapresión 86 para suministrar el flujo a través del múltiple de estrangulamiento 32, y permitir así un control preciso de la presión en de la perforación de pozo 12. Por lo tanto, la presión aún puede aplicarse al anillo 20 mediante la restricción del flujo del fluido 18 a través del obturador 34, incluso mientras el fluido no circula a través de la sarta de perforación 16.

El fluido 18 puede hacerse fluir desde la bomba de lodo de perforación 68 hacia el múltiple de estrangulamiento 32 a través de una línea de derivación 72, 75 cuando el fluido 18 no fluye a través de la sarta de perforación 16. Consecuentemente, el fluido 18 puede omitir el tubo alimentador 26, la sarta de perforación 16 y el anillo 20, y puede fluir directamente desde la bomba 68 hacia la línea de retorno de lodo 30, que se mantiene en comunicación con el anillo 20. La restricción de este flujo por el obturador 34 ocasionará así que la presión se aplique al anillo 20 (por ejemplo, en la típica perforación de presión controlada) .

Alternativamente, el fluido 18 puede hacerse fluir desde la bomba de contrapresión 86 al anillo 20 y, dado que el anillo se conecta al múltiple de estrangulamiento 32 a través de la línea de retorno 73, 30, esta suministrará el flujo a través del obturador 34, de manera tal que la presión de la perforación de pozo pueda controlarse al restringir variablemente restringir el flujo a través del estrangulador.

Como se representa gráficamente en la Figura 1, tanto la línea de derivación 75 como la línea de retorno de lodo 30 se encuentran en comunicación con el anillo 20 a través de una sola línea 73. Sin embargo, la línea de derivación 75 y la línea de retorno de lodo 30 podrían más bien conectarse por separado a la boca de pozo 24, por ejemplo, utilizando una válvula lateral adicional (por ejemplo, debajo del RCD 22), en cuyo caso cada una de las líneas 30, 75 estaría directamente en comunicación con el anillo 20.

Aunque esto pudiese requerir alguna tubería adicional en el lugar de perforación, el efecto sobre la presión del anillo sería similar a la conexión de la línea de derivación 75 y la línea de retorno de lodo 30 a la línea común 73. Por lo tanto, debe observarse que pueden utilizarse diversas diferentes configuraciones de los componentes del sistema 10, sin aislarse de los principios de la presente descripción.

El flujo del fluido 18 a través de la línea de derivación 72, 75 se regula mediante un estrangulador u otro tipo de dispositivo de control de flujo 74. La línea 72 se encuentra aguas arriba del dispositivo de control de flujo de derivación 74, y la línea 75 se encuentra aguas abajo del dispositivo de control de flujo de derivación.

El flujo del fluido 18 a través del tubo alimentador 26 se controla sustancialmente por una válvula u otro tipo de dispositivo de control de flujo 76. Observe que los dispositivos de control de flujo 74, 76 son controlables independientemente, lo que le proporciona beneficios significativos al sistema 10, como se describe más detalladamente a continuación.

Dado que la velocidad de flujo del fluido 18 a través de cada tubo alimentador 26 y la línea de derivación 72 es útil para determinar cómo es afectada la presión del agujero del pozo por estos flujos, los caudalímetros 64, 66 se representan gráficamente en la Figura 1 interconectado en estas líneas. Sin embargo, la velocidad de flujo a través del tubo alimentador 26 podría determinarse incluso si sólo se utilizasen los caudalímetros 62, 64, y podría determinarse la velocidad de flujo a través de la línea de derivación 72, incluso si sólo se utilizasen los caudalímetros 62, 66. Consecuentemente, debe comprenderse que no es necesario que el sistema 10 incluya todos los sensores representados gráficamente en la Figura 1 y descritos en la presente, y el sistema podría en su lugar incluir sensores adicionales, diferentes combinaciones y/o tipos de sensores, etc.

En otra característica benéfica del sistema 10, un dispositivo de control de flujo de derivación 78 y el restrictor de flujo 80 puede utilizarse para llenar el tubo alimentador 26 y la sarta de perforación 16 después de realizar una conexión en la sarta de perforación, y para igualar la presión entre el tubo alimentador y las líneas de retorno de lodo 30, 73 antes de abrir el dispositivo de control de flujo 76. Por lo demás, la apertura repentina del dispositivo de control de flujo 76 antes de la línea de tubo alimentador 26 y la sarta de perforación 16 que se llena y presuriza con el fluido 18 podría ocasionar una presión indeseable momentánea en el anillo 20 (por ejemplo, debido al flujo hacia el múltiple de estrangulamiento 32 que se pierde momentáneamente cuando el tubo alimentador y la sarta de perforación se llenan con fluido, etc.) Al abrir el dispositivo de control de flujo de derivación del tubo alimentador 78 después de realizar una conexión, se deja que el fluido 13 llene al tubo alimentador 26 y la sarta de perforación 16, mientras que un mayoría sustancial del fluido continúa fluyendo a través de la línea de derivación 72, permitiendo así la aplicación controlada y continua de la presión al anillo 20. Después de que la presión en el tubo alimentador 26 se ha igualado con la presión en las líneas de retorno de lodo 30, 73 y la línea de derivación 75, el dispositivo de control de flujo 76 puede abrirse, y posteriormente, el dispositivo de control de flujo 74 puede cerrarse para desviar lentamente una mayor proporción del fluido 18 proveniente de la línea de derivación 72 hacia el tubo alimentador 26.

Antes de realizar una conexión en la sarta de perforación 16, puede aplicarse un proceso similar, excepto en sentido inverso, a fin de desviar gradualmente el flujo del fluido 18 proveniente del tubo alimentador 26 hacia la línea de derivación 72 al prepararse para añadir más tubería de perforación a la sarta de perforación 16. Es decir, el dispositivo de control de flujo 74 puede abrirse gradualmente para desviar lentamente una mayor proporción del fluido 18 proveniente del tubo alimentador 26 hacia la línea de derivación 72, y a continuación, puede cerrarse el dispositivo de control de flujo 76.

Observe que los dispositivos de control de flujo 78 y el restrictor de flujo 80 podría integrarse en un solo elemento (por ejemplo, un dispositivo de control de flujo que tiene una restricción de flujo en el mismo), si se desea. El dispositivo de control de flujo 76 puede ser parte de un múltiple de desviación de flujo 81 interconectado entre la bomba de lodo de perforación 68 y el múltiple de tubo alimentador de perforación 70.

El control de abrazadera de RCD 98 se utiliza para manejar de forma remota una abrazadera (no visible en la Figura 1) del RCD 22. La abrazadera sirve para permitir el acceso a una junta y un conjunto de cojinete del RCD 22. Los ejemplos de control remoto eléctrico e hidráulico de las abrazaderas de RCD se describen en la Solicitud Internacional núm. PCT/US11/28384 , presentada el 14 de marzo de 2011, y en la Solicitud Internacional núm. PCT/US10/57540 , presentada el 20 de noviembre de 2010. Si se utiliza una abrazadera de RCD operada hidráulicamente, la presión hidráulica puede suministrarse al control de la abrazadera de RCD 98 desde un transporte (por ejemplo, vehículos, embarcaciones, etc.) que transporta la unidad de optimización de presión 11 al lugar de perforación.

El sistema de análisis de fluidos 102 se utiliza para determinar las propiedades del fluido 18 que fluye desde el anillo 20 hacia la unidad de optimización de presión 11. El sistema de análisis de fluidos 102 puede incluir, por ejemplo, un analizador de gases que extrae el gas del fluido 18 y determina su composición, un espectrómetro de gas, un densitómetro, una caudalímetro, etc. El analizador de gases puede ser similar a un sistema de extracción de gas EAGLE (TM) y un espectrómetro de masa DQ1000 (TM) comercializado por Halliburton Energy Services, Inc.

El sistema de análisis de fluidos 102 puede incluir un analizador reológico en tiempo real, el cual monitorea continuamente las propiedades reológicas del fluido 18 y le transmite estos datos al modelo hidráulico 92. Un analizador reológico adecuado para su uso en el sistema de análisis de fluidos 102 se describe en la solicitud de patente de E.U.A. núm. 61/377164, presentada el 26 de agosto de 2010.

Haciendo ahora referencia adicional a la Figura 1A, una configuración algo diferente del sistema 10 se ilustra representativamente. En esta configuración, la línea de derivación 75 se conecta a un tercer obturador 82. La línea de derivación 75 también se mantiene conectada a la línea de retorno 30, pero el obturador 82 proporciona una regulación adecuada de la cantidad de fluido 18 descargado del desviador de flujo 84.

Por lo tanto, cuando se aumenta la resistencia al flujo a través del obturador 82, fluye más fluido 18 hacia la línea de retorno de lodo 30. Cuando disminuye la resistencia al flujo a través del obturador 82, fluye más fluido 18 a una parte aguas abajo del múltiple de estrangulamiento 32 (y no a través de los obturadores 34) .

Un sistema de control de presión y flujo 90 que puede utilizarse en conjunto con el sistema 10 y el método asociado de las Figuras 1 y 1A se ilustra representativamente en la Figura 2. Preferentemente, el sistema de control 90 está totalmente automatizado, aunque puede utilizarse algún tipo de intervención humana, por ejemplo, para protegerse contra un manejo inadecuado, iniciar determinadas rutinas, actualizar los parámetros, etc.

El sistema de control 90 incluye un modelo hidráulico 92, una interfaz de adquisición y control de datos 94 y un controlador 96 (tal como un controlador lógico programable o PLC, una computadora programada adecuadamente, etc.). Aunque estos elementos 92, 94, 96 se representan gráficamente por separado en la Figura 2, cualquiera o todos ellos podrían combinarse en un solo elemento, o las funciones de los elementos podrían separarse en elementos adicionales, otros elementos adicionales y/o podrían proporcionarse funciones, etc.

El modelo hidráulico 92 se utiliza en el sistema de control 90 para determinar la presión deseada del anillo en o cerca de la superficie para alcanzar la presión deseada de fondo de pozo. Los datos tales como la geometría del pozo, las propiedades del fluido e información de pozo de compensación (tales como el gradiente geotérmico y el gradiente de la presión intersticial, etc.) son utilizados por el modelo hidráulico 92 durante esta determinación, así como también los datos de sensor en tiempo real adquiridos por la interfaz de adquisición y control de datos 94.

Por lo tanto, existe una transferencia bidireccional continua de datos e información entre el modelo hidráulico 92 y la interfaz de adquisición y control de datos 94. Es importante observar que la interfaz de adquisición y control de datos 94 opere para mantener un flujo de datos prácticamente continuo en tiempo real procedente de los sensores 44, 54, 66, 62, 64, 60, 58, 46, 36, 38, 40, 56, 67, 88 y el sistema de análisis de fluidos 102 al modelo hidráulico 92, de manera tal que el modelo hidráulico tiene la información que necesita para adaptarse a circunstancias variables y para actualizar la presión deseada del anillo. El modelo hidráulico 92 sirve para suministrar la interfaz de adquisición y control de datos 94 prácticamente de manera continua con un valor para la presión deseada del anillo 20.

Un modelo hidráulico adecuado para su uso como modelo hidráulico 92 en el sistema de control 90 es REAL TIME HYDRAULICS (TM) proporcionado por Halliburton Energy Services, Inc. de Houston, Texas, E.U.A. Se proporciona otro modelo hidráulico adecuado bajo la marca IRIS (TM) , y aún otro se encuentra disponible por SINTEF de Trondheim, Noruega. Puede utilizarse cualquier modelo hidráulico adecuado en el · sistema de control 90 de acuerdo con los principios de esta descripción.

Una interfaz de adquisición y control de datos adecuado para su uso como la interfaz de adquisición y control de datos 94 en el sistema de control 90 son SENTRY (TM) e INSITE (TM) proporcionados por Halliburton Energy Services, Inc. Puede utilizarse cualquier interfaz de adquisición y control de datos adecuada en el sistema de control 90 de acuerdo con los principios de esta descripción.

El controlador 96 funciona para mantener una presión deseada de anillo de punto de referencia, controlando parcialmente el manejo del obturador 34 de retorno de lodo. Cuando se transmite una presión deseada y actualizada del anillo desde la interfaz de adquisición y control de datos 94 al controlador 96, el controlador utiliza la presión deseada del anillo como punto de referencia y controla el manejo del obturador 34 de modo tal (por ejemplo, incrementando o disminuyendo la resistencia al flujo a través del obturador según sea necesario) que se mantenga la presión del punto de referencia en el anillo 20. El obturador 34 puede cerrarse más para incrementar la resistencia al flujo, o abrirse más para disminuir la resistencia al flujo.

El mantenimiento de la presión del punto de referencia se lleva a cabo comparando la presión del punto de referencia con una presión medida de anillo (tal como la presión detectada por cualquiera de los sensores 36, 38, 40), y disminuyendo la resistencia al flujo a través del obturador 34 si la presión medida es mayor que la presión del punto de referencia, e incrementando la resistencia al flujo a través del estrangulador si la presión medida es menor que la presión del punto de referencia. Por supuesto, si las presiones del punto de referencia y medida son iguales, entonces no se requiere ningún ajuste del obturador 34. Preferentemente, este proceso es automatizado, por lo que no se requiere intervención humana alguna, aunque puede utilizarse la intervención humana, si se desea.

El controlador 96 también puede utilizarse para controlar el manejo de los dispositivos de control de flujo de tubo alimentador 76, 78 y el dispositivo de control de flujo de derivación 74. Consecuentemente, el controlador 96 puede utilizarse para automatizar los procesos de desviación del flujo del fluido 18 desde el tubo alimentador 26 hacia la línea de derivación 72 antes de realizar una conexión en la sarta de perforación 16, a continuación, desviando el flujo de la línea de derivación hacia el tubo alimentador después de realizar una conexión y, posteriormente, reanudar la circulación normal del fluido 18 para la perforación. Una vez más, puede no requerirse intervención humana alguna en estos procesos automatizados, aunque puede utilizarse intervención humana, si se desea, por ejemplo, para iniciar cada proceso, a su vez, a fin de manejar manualmente un componente del sistema, etc.

El sistema de control 90 también incluye preferentemente un dispositivo de predicción 148 y un validador de datos 150. El dispositivo de predicción 148 comprende preferentemente uno o más modelos de redes neuronales para predecir diversos parámetros de pozo. Estos parámetros podrían incluir salidas de cualquiera de los sensores 36, 38, 40, 44, 46, 54, 56, 58, 60, 62, 64, 66, 67, 88, 102, la salida del punto de referencia de la presión del anillo proveniente del modelo hidráulico 92, las posiciones de los dispositivos de control de flujo 34, 74, 76, 78, la densidad del fluido de perforación 18, etc. El dispositivo de predicción 148 puede predecir cualquier parámetro de pozo, y cualquier combinación de parámetros de pozo.

Preferentemente, el dispositivo de predicción 148 es "entrenado" al introducir los valores reales actuales y pasados para los parámetros al dispositivo de predicción. Los términos o "pesos" en el dispositivo de predicción 148 pueden ajustarse con base en los derivados de salida del dispositivo de predicción con respecto a los términos.

El dispositivo de predicción 148 puede entrenarse al introducir los datos del dispositivo de predicción obtenidos durante la perforación, realizando simultáneamente las conexiones en la sarta de perforación 16, y/o durante otras etapas de una operación general de perforación. El dispositivo de predicción 148 puede entrenarse al introducir los datos del dispositivo de predicción obtenidos durante la perforación de al menos una perforación de pozo anterior.

El entrenamiento puede incluir la introducción al dispositivo predictivo 148 de los datos indicativos de los errores anteriores en las predicciones producidas por el dispositivo de predicción. El dispositivo de predicción 148 puede entrenarse al introducir datos generados por una simulación por computadora del sistema de perforación de pozos 10 (incluyendo la plataforma de perforación, el pozo, el equipo utilizado, etc.).

Una vez entrenado, el dispositivo de predicción 148 puede predecir o calcular el valor que deben tener uno o más parámetros en el presente y/o futuro. Los valores de parámetros predichos pueden suministrarse al validador de datos 150 para su uso en sus procesos de validación de datos.

El dispositivo de predicción 148 no necesariamente incluye uno o más modelos de redes neuronales. Otros tipos de dispositivos de predicción que pueden utilizarse incluyen un dispositivo de inteligencia artificial, un modelo adaptable, una función no lineal que generaliza para sistemas reales, un algoritmo genético, un modelo de sistema lineal, y/o un modelo de sistema no lineal, combinaciones de éstos, etc.

El dispositivo de predicción 148 puede realizar un análisis de regresión, realizar la regresión en una función no lineal y puede utilizar la computación granular. Una salida de un primer modelo de principio puede introducirse al dispositivo de predicción 148 y/o un primer modelo de principio puede ser incluido en el dispositivo de predicción.

El dispositivo de predicción 148 recibe los valores de parámetros reales del validador de datos 150, el cual puede incluir uno o más procesadores digitales programables , memoria, etc. El validador de datos 150 utiliza diversos algoritmos preprogramados para determinar si las mediciones del sensor, las posiciones del dispositivo de control de flujo, etc., recibidas de la interfaz de adquisición y control de datos 94 son válidas.

Por ejemplo, si un valor de parámetro real recibido se encuentra fuera de un intervalo aceptable, no se encuentra disponible (por ejemplo, debido a un sensor fuera de servicio) o difiere en más de un cantidad máxima predeterminada de un valor predicho para ese parámetro (por ejemplo, debido a un mal funcionamiento del sensor) , posteriormente el validador de datos 150 puede señalar al valor de parámetro real como "no válido" . Los valores de parámetros no válidos no deben utilizarse para entrenar al dispositivo de predicción 148, o para determinar el punto de referencia de la presión deseada del anillo por el modelo hidráulico 92. Los valores de parámetros válidos se utilizarían para entrenar al dispositivo de predicción 148, para actualizar el modelo hidráulico 92, para registrarse en la base de datos de la interfaz de adquisición y control de datos 94 y, en el caso del punto de referencia de la presión deseada del anillo, transmitida al controlador 96 para controlar la operación de los dispositivos de control de flujo 34, 74, 76, 78.

El punto de referencia de la presión deseada del anillo puede comunicarse desde el modelo hidráulico 92 a cada uno de entre la interfaz de adquisición y control de datos 94, el dispositivo de predicción 148 y el controlador 96. El punto de referencia de la presión deseada del anillo se comunica desde el modelo hidráulico 92 a la interfaz de adquisición y control de datos ¾4 para registrarse en su base de datos, y para retransmitirse al validador de datos 150 con los demás valores de parámetros reales.

El punto de referencia de la presión deseada del anillo se comunica desde el modelo hidráulico 92 al dispositivo de predicción 148 para su uso en la predicción de futuros puntos de referencia de presión del anillo. Sin embargo, el dispositivo de predicción 148 podría recibir el punto de referencia de la presión deseada del anillo (junto con los demás valores de parámetros reales) proveniente del validador de datos 150 en otros ejemplos.

El punto de referencia de la presión deseada del anillo se comunica desde el modelo hidráulico 92 al controlador 96 para su uso en caso de que la interfaz de adquisición y control de datos 94 o el validador de datos 150 no funcione correctamente, o que la salida de estos otros dispositivos no se encuentra disponible por alguna razón. En tal circunstancia, el controlador 96 podría continuar controlando el manejo de los diversos dispositivos de control de flujo 34, 74, 76, 78 para mantener/alcanzar la presión deseada del anillo 20 cerca de la superficie.

El dispositivo de predicción 148 es entrenado en tiempo real, y es capaz de predecir los valores actuales de una o más mediciones de sensor con base en las salidas de al menos algunos de los demás sensores. Consecuentemente, si una salida del sensor no se encuentra disponible, el dispositivo de predicción 148 puede proporcionarle los valores faltantes de medición del sensor al validador de datos 150, al menos momentáneamente, hasta que la salida del sensor vuelve a estar disponible.

Si, por ejemplo, durante el proceso de conexión de la sarta de perforación descrito con anterioridad, uno de los caudalímetros 62, 64, 66 no funciona correctamente, o su salida no se encuentra disponible o no es válida por alguna causa, entonces el validador de datos 150 puede sustituir la salida predicha del caudalímetro para la salida real (o no existente) del caudalímetro. Se considera que, en la práctica real, únicamente puede utilizarse uno o dos de los caudalímetros 62, 64, 66. Por lo tanto, si el validador de datos 150 deja de recibir la salida válida proveniente de uno de esos caudalímetros, la determinación de las proporciones del fluido 18 que fluye a través del tubo alimentador 26 y la línea de derivación 72 podría no realizarse fácilmente, si no fuera por los valores de parámetro predichos entregados por el dispositivo de predicción 148. Se observará que las mediciones de las proporciones del fluido 18 que fluye a través del tubo alimentador 26 y la línea de derivación 72 son muy útiles, por ejemplo, para calcular la densidad circulante equivalente y/o la presión por fricción por el modelo hidráulico 92 durante el proceso de conexión de sarta de perforación.

Los valores de parámetros validados se comunican desde el validador de datos 150 al modelo hidráulico 92 y al controlador 96. El modelo hidráulico 92 utiliza los valores de parámetros validados, y, posiblemente, otros flujos de datos, para calcular la presión de fondo de pozo presente actualmente en el punto de interés (por ejemplo, en la parte inferior de la perforación de pozo 12, en una zona problemática, en una zapata de tubería de revestimiento, etc.), y la presión deseada en el anillo 20 cerca de la superficie necesaria para alcanzar una presión deseada de fondo de pozo.

El validador de datos 150 se programa para examinar los valores de parámetros individuales recibidos provenientes de interfaz de adquisición y control de datos 94 y determinar si cada uno de ellos se encuentra dentro de un intervalo predeterminado de valores esperados. Si el validador de datos 150 detecta que uno o más valores de parámetros que recibió de la interfaz de adquisición y control de datos 94 no es válido, puede enviarle una señal al dispositivo de predicción 148 para detener el entrenamiento del modelo de red neuronal para el sensor defectuoso, y detener la formación de los demás modelos que se basan en valores de parámetros provenientes del sensor defectuoso a entrenar.

Aunque el dispositivo de predicción 148 puede dejar de entrenar uno o más modelos de redes neuronales cuando falla un sensor, puede seguir generando predicciones para la salida del sensor o sensores defectuoso ( s) o sensores basados en otras entradas de sensor, pero aún en funcionamiento, al dispositivo de predicción. Después de la identificación de un sensor defectuoso, el dispositivo de validador de datos 150 puede sustituir los valores predichos de parámetros del sensor provenientes del dispositivo de predicción 148 al controlador 96 y el modelo hidráulico 92. Además, cuando el validador de datos 150 determina que un sensor está funcionando mal o que no se encuentra disponible su salida, el validador de datos puede generar una alarma y/o generar una advertencia, identificando el sensor de mal funcionamiento, de manera tal que un operador pueda tomar una acción correctiva.

Preferentemente, el dispositivo de predicción 148 también es capaz de entrenar un modelo de red neuronal que representa la salida del modelo hidráulico 92. Un valor predicho para el punto de referencia de la presión deseada del anillo se comunica al validador de datos 150. Si el modelo hidráulico 92 tiene dificultades para generar valores apropiados o no se encuentra disponible, el validador de datos 150 puede sustituir el punto de referencia predicho de la presión deseada del anillo en el controlador 96.

Haciendo referencia adicionalmente ahora a la Figura 3, la unidad de optimización de presión 11 se ilustra representativamente incorporada a un transporte 110. Como se representa gráficamente en la Figura 3, el transporte 110 comprende un vehículo con ruedas 108 sobre el que se transporta la unidad de optimización de presión 11, pero en otros ejemplos, el transporte no necesariamente es un vehículo con ruedas .

El vehículo 108 ilustrado en la Figura 3 es un tráiler con caja, con la unidad de optimización de presión 11 incorporada en la porción de caja del vehículo. En otros ejemplos, el vehículo 108 podría ser un camión corto (es decir, sin caja que remolcar detrás del camión) u otro tipo de vehículo con ruedas.

Preferentemente, la unidad de optimización de presión 11 se incorpora al transporte 110, de manera tal que es parte del transporte, y no es un elemento separado transportables. Sin embargo, en otros ejemplos la unidad de optimización de presión 11 podría transportarse por separado (tal como, en un tráiler de plataforma plana, etc.) .

Haciendo referencia adicionalmente ahora a la Figura 4, se ilustra representativamente otra configuración del transporte 110. En esta configuración, la unidad de optimización de presión 11 se incorpora en una embarcación flotante 112 (tal como una barcaza, un barco, una plataforma flotante para la producción, almacenamiento y descarga (FPSO) , etc . ) .

Una vez más, el unidad de optimización de presión 11 se incorpora preferentemente al transporte 110, de modo que sea parte del transporte, y no sea un elemento transportable por separado desde la embarcación 112. Sin embargo, en otros ejemplos la unidad de optimización de presión 11 podrían transportarse por separado (tal como, en un barco taller, etc . ) .

Haciendo referencia adicionalmente ahora a la Figura 5, se ilustra representativamente una vista en planta de una configuración de la unidad de optimización de presión 11. En esta configuración, la unidad de optimización de presión 11 incluye el múltiple de estrangulamiento 32, el caudalímetro de Coriolis 58, el desviador de flujo 84, el sistema de control 90, el sistema de análisis de fluidos 102 y los rodillos 106, junto con un centro de mando 114 para la interacción humana con el sistema de control, etc. El centro de mando 114 puede incluir estaciones de trabajo 116 para la interacción hombre-máquina y el equipo de comunicación 118 para, por ejemplo, teléfono, internet, radio, comunicación inalámbrica, satelital y/o por internet con lugares remotos.

El sistema de análisis de fluidos 102 en este ejemplo incluye tanto un sistema de análisis de gases 120 como un sistema de medición de reología 122. El sistema de análisis de gases 120 puede ser similar al sistema EAGLE(TM) comercializado por Halliburton Energy Services, Inc., y el sistema de medición de reología 122 puede ser similar al descrito en la Solicitud de E.U.A. núm. 61/377164. Las propiedades reológicas medidas por el sistema 122 pueden incluir la densidad, la relación de aceite/agua, la gravedad específica, la cantidad de cloruro, la estabilidad eléctrica, el esfuerzo cortante, resistencia del gel, la viscosidad y/o el límite de elasticidad.

Los guardatuberías 124 pueden proporcionarse para almacenar líneas rígidas. La energía eléctrica, así como también la presión hidráulicas y neumática, pueden suministrarse a la unidad de optimización de presión 11 mediante las tuberías 126 provenientes del vehículo 108 o de la embarcación 112.

Haciendo referencia adicionalmente ahora a la Figura 6, se ilustra representativamente una manera en la cual la unidad de optimización de presión 11 puede integrarse al transporte 110. Como se representa gráficamente en la Figura 6, el obturador 34 se conecta rígidamente a un bastidor 128 del vehículo 108 o embarcación 112. Aunque únicamente se muestra el obturador 34 en la Figura 6, se observará que cualquiera o todos los elementos de la unidad de optimización de presión 11 puede (n) integrarse al vehículo 108 o embarcación 112 de acuerdo con el alcance de esta descripción .

Al conectar rígidamente el obturador 34 y/u otros elementos de la unidad de optimización de presión 11 al bastidor 128 del vehículo 108 o embarcación 112, la unidad de optimización de presión se incorpora en, y se convierte en una parte del, transporte 110. Sin embargo, en otros ejemplos, la unidad de optimización de presión 11 puede no incorporarse al transporte 110 (tal como, si la unidad de optimización de presión se transportara al lugar de perforación sobre un tráiler de plataforma plana o en un barco taller, etc.).

En la práctica, la unidad de optimización de presión 11 se transporta preferentemente al lugar de perforación como parte del transporte 110. Sin descargar la unidad de optimización de presión 11 del vehículo 108 o embarcación 112, la unidad de optimización de presión se interconecta con los diversos elementos del equipo de perforación utilizando las líneas 104a-g, y es operativa (lista para su uso en una operación de perforación) en un período relativamente corto de tiempo. De esta manera, la incorporación de la unidad de optimización de presión 11 a la operación de perforación es conveniente, eficaz y económica, ahorrando así tiempo, dinero y mano de obra .

Por supuesto, si la unidad de optimización de presión 11 es transportada al lugar de perforación en un tráiler de plataforma plana o un barco taller, la unidad de optimización de presión puede descargarse en el lugar de perforación. En estas situaciones, el proceso de la interconexión de la unidad de optimización de presión 11 al equipo de perforación de la plataforma a través de las líneas 104a-g aún será relativamente conveniente, eficiente y rentable.

Aunque sólo se ilustran el vehículo con ruedas 108 y la embarcación flotante 112 en los dibujos, puede utilizarse cualquier tipo de transporte para transportar la unidad de optimización de presión 11 hacia y desde el lugar de perforación. Los trenes y aviones (por ejemplo, un aerodeslizador) son ejemplos adicionales de transportes adecuados mediante los cuales puede hacerse móvil la unidad de optimización de presión 11.

Ahora puede observarse detalladamente que la descripción anterior proporciona avances significativos en la técnica de construcción de equipos de perforación de pozos. La unidad de optimización de presión 11 descrita con anterioridad puede transportarse convenientemente a un lugar de perforación, y puede interconectarse al equipo de perforación de manera conveniente, eficiente y rentable.

La descripción anterior describe un método de perforación de pozos. El método puede incluir el transporte de una unidad de optimización de presión 11 a un lugar de perforación, la unidad de optimización de presión 11 incluye un múltiple de estrangulamiento 32, un sistema de control 90 que controla automáticamente el manejo del múltiple de estrangulamiento 32, y un caudalimetro 58 que mide el flujo del fluido de perforación 18 a través del múltiple de estrangulamiento 32, e interconectar después la unidad de optimización de presión 11 al equipo de perforación (por ejemplo, la boca de pozo 24, el tubo alimentador 26, el separador 48, el agitador 50, y el foso de lodo 52, etc.) El método también puede incluir la integración de la unidad de optimización de presión 11 a un transporte 110. El transporte 110 puede comprender un vehículo con ruedas 108 o una embarcación flotante 112.

La etapa de integración puede incluir conectar rígidamente la unidad de optimización de presión 11 a un bastidor 128 del transporte 110. La etapa de interconexión puede incluir la interconexión de la unidad de optimización de presión 11 al equipo de perforación, sin previa descarga de la unidad de optimización de presión 11 del transporte 110.

La unidad de optimización de presión 11 puede incluir un desviador de flujo 84 que desvía el flujo del fluido de perforación 18 proveniente de un tubo alimentador 26 hacia el múltiple de estrangulamiento 32, una bomba de contrapresión 86 que presuriza a un anillo de pozo 20, un sistema de análisis de fluidos 102 que comprende un sistema de análisis de gases 120 y/o un sistema de medición de reología 122, un control de abrazadera del dispositivo de control rotatorio 98 y/o un suministro de lubricante del dispositivo de control rotatorio 100.

También se describe con anterioridad una unidad de optimización de presión 11 para su uso con un sistema de perforación de pozos 10. La unidad de optimización de presión 11 puede incluir un múltiple de estrangulamiento 32, un sistema de control 90 que controla automáticamente el manejo del múltiple de estrangulamiento 32, y un caudalímetro 58 que mide el flujo del fluido de perforación 18 a través del múltiple de estrangulamiento 32. El múltiple de estrangulamiento 32, el sistema de control 90 y el caudalímetro 58 puede cada uno incorporarse a un mismo transporte 110 que transporta la unidad de optimización de presión 11 a un lugar de perforación.

La unidad de optimización de presión 11 también puede incluir un rodillo accionado 106 que almacena la línea 104a-g que conecta la unidad de optimización de presión 11 con el equipos de perforación (por ejemplo, la boca de pozo 24, el tubo alimentador 26, el separador 48, el agitador 50, el foso de lodo 52 , etc . ) .

La unidad de optimización de presión 11 puede interconectarse a un equipo de perforación al mismo tiempo que la unidad de optimización de presión 11 se incorpora al transporte 110.

Debe comprenderse que las diversas modalidades de la presente descripción divulgadas en este documento pueden utilizarse en distintas orientaciones, tales como inclinada, invertida, horizontal, vertical, etc., y en diversas configuraciones, sin aislarse de los principios de esta descripción. Las modalidades se describen meramente como ejemplos de aplicaciones útiles de los principios de la descripción, la cual no se limita a los detalles específicos de estas modalidades.

Por supuesto, aquellos expertos en la materia, tras una consideración cuidadosa de la descripción anterior de las modalidades representativas de la descripción, observarán fácilmente que pueden realizarse muchas modificaciones, adiciones, sustituciones, eliminaciones y otros cambios a las modalidades específicas, y tales cambios son contemplados por los principios de esta descripción. Consecuentemente, la descripción detallada anterior debe comprenderse claramente proporcionada sólo a manera de ilustración y ejemplo, la esencia y el alcance de la invención son limitados únicamente por las reivindicaciones anexas y sus equivalentes .

Claims

NOVEDAD DE LA INVENCION Habiéndose descrito la invención como antecede, se considera como una novedad y, por lo tanto, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes: REIVINDICACIONES

1. Un método de perforación de pozos, caracterizado porque comprende : transportar una unidad de optimización de presión a un lugar de perforación, la unidad de optimización de presión incluye un múltiple de estrangulamiento, un sistema de control que controla automáticamente el manejo del múltiple de estrangulamiento, y un caudalímetro que mide el flujo del fluido de perforación a través del múltiple de estrangulamiento; e interconectar después la unidad de optimización de presión al equipo de perforación.

2. El método según la reivindicación 1, caracterizado además porque comprende la integración de la unidad de optimización de presión a un transporte.

3. El método según la reivindicación 2, caracterizado porque el transporte comprende un vehículo con ruedas.

4. El método según la reivindicación 2, caracterizado porque el transporte comprende una embarcación flotante.

5. El método según la reivindicación 2, caracterizado porque la integración comprende además conectar rígidamente la unidad de optimización de presión a un bastidor del transporte .

6. El método según la reivindicación 2, caracterizado porque la interconexión de la unidad de optimización de presión al equipo de perforación se realiza sin previa descarga de la unidad de optimización de presión del transporte .

7. El método según la reivindicación 1, caracterizado porque la unidad de optimización de presión incluye además un desviador de flujo que desvía el flujo del fluido de perforación de un tubo alimentador al múltiple de estrangulamiento .

8. El método según la reivindicación 1, caracterizado porque la unidad de optimización de presión incluye además una bomba de contrapresión que presuriza a un anillo de pozo.

9. El método según la reivindicación 1, caracterizado porque la unidad de optimización de presión incluye además un sistema de análisis de fluidos que comprende un sistema de análisis de gases.

10. El método según la reivindicación 1, caracterizado porque la unidad de optimización de presión incluye además un sistema de análisis de fluidos que comprende un sistema de medición de reología.

11. El método según la reivindicación 1, caracterizado porque la unidad de optimización de presión incluye además un control de abrazadera del dispositivo de control rotatorio.

12. El método según la reivindicación 1, caracterizado porque la unidad de optimización de presión incluye además un suministro de lubricante del dispositivo de control rotatorio .

13. Una unidad de optimización de presión para su uso con un sistema de perforación de pozos, caracterizada la unidad de optimización de presión porque comprende: un múltiple de estrangulamiento; un sistema de control que controla automáticamente el manejo del múltiple de estrangulamiento; y un caudalímetro que mide el flujo del fluido de perforación a través del múltiple de estrangulamiento, en el que el múltiple de estrangulamiento, el sistema de control y el caudalímetro se incorporan cada uno a un mismo transporte que transporta la unidad de optimización de presión a un lugar de perforación.

14. La unidad de optimización de presión según la reivindicación 13, caracterizada además porque comprende un desviador de flujo que desvía el flujo del fluido de perforación de un tubo alimentador al múltiple de estrangulamiento .

15. La unidad de optimización de presión según la reivindicación 13, caracterizada además porque comprende una bomba de contrapresión que presuriza a un anillo de pozo.

16. La unidad de optimización de presión según la reivindicación 13, caracterizada además porque comprende un sistema de análisis de fluidos que comprende un sistema de análisis de gases.

17. La unidad de optimización de presión según la reivindicación 13, caracterizada además porque comprende un sistema de análisis de fluidos el cual comprende un sistema de medición de reología .

18. La unidad de optimización de presión según la reivindicación 13, caracterizada además porque comprende un rodillo energizado que almacena la línea que conecta la unidad de optimización de presión al equipo de perforación.

19. La unidad de optimización de presión según la reivindicación 13, caracterizada porque el transporte comprende un vehículo con ruedas.

20. La unidad de optimización de presión según la reivindicación 13, caracterizada porque el transporte comprende una embarcación flotante.

21. La unidad de optimización de presión según la reivindicación 13, caracterizada porque la unidad de optimización de presión se conecta rígidamente a un bastidor del transporte.

22. La unidad de optimización de presión según la reivindicación 13 , caracterizada porque la unidad de optimización de presión se interconecta al equipo de perforación mientras la unidad de optimización de presión se incorpora al transporte.

23. La unidad de optimización de presión según la reivindicación 13, caracterizado además porque comprende un control de abrazadera del dispositivo de control rotatorio.

24. La unidad de optimización de presión según la reivindicación 13, caracterizada además porque comprende un suministro de lubricante del dispositivo de control rotatorio .