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1) Presión de Fluido
2) Gradiente de Presión
3) Profundidad Vertical y Profundidad Medida
4) Presión Atmosférica y Presión Manométrica
5) Efecto de Tubo en U
6) Características de Formaciones.
7) Presión de Formación y Presión de Fractura
8) Prueba de Integridad8) Prueba de Integridad
8.1) Prueba de Admisión (LOT)
8.2) Prueba de Integridad Limitada
9) Relación entre Presión y Densidad
10) Densidad Equivalente
11) Perdida de Presión por Fricción / Presión de Circulación
12) Presión de Compresión y Presión Pistoneo durante el Movimiento de
Tubería
13) Margen y Maniobra de Seguridad
14) Presión Diferencial
1) Presión: Es la fuerza que se ejerce sobre una unidad de área.
Unidades: Lbf/Pulg2 = Lpca, Psia. (Sistema Internacional) o Bar (Sistema
Métrico)Métrico)
Un Fluido es simplemente algo que no es sólido y puede fluir. Ejemplo: el gas, el petróleo
y el agua.
Además en la industria petrolera se manejan otros tipos de fluidos relacionados con el
proceso de extracción de hidrocarburos, tales como: los fluidos de perforación, los
fluidos de empaque, los fluidos de Completación, salmueras, etc.
Los fluidos ejercen presión, la cual es el resultado de la densidad del fluido y la altura de
la columna de fluido.
La densidad: es la relación que existe entre la masa de una materia con respecto al
volumen que esta ocupa, y se expresa generalmente en : Libras/galón (ppg) o Kilogramo
/ metro cubico (Kg/m3).
La presión de un fluido es la fuerza que el mismo ejerce en cualquier punto dado.
2) El Gradiente de presión: es un parámetro que permite
conocer cuanta presión ejerce un fluido de determinada
densidad por unidad de longitud (pies, metros, pulgadas
etc; en el campo pies). Es decir el gradiente de fluido es
la presión que el fluido ejerce por unidad de longitud.
Matemáticamente así:
(Cont.)
A efectos de la presión de fluido en un pozo, queda:
Es decir el gradiente de fluido es la presión que el fluido ejerce
por efectos de su densidad por unidad de profundidad.
Unidades: Lpca/pies o bar/m.
¿Cómo Obtener el Gradiente de Presión?
Gradiente de Presión de Fluido = Densidad del Fluido por el Factor de Conversión
� En el Sistema Internacional:
donde:
ρ = Lbm/gal
Gradiente: Lpc/pieGradiente: Lpc/pie
� En el Sistema Métrico
donde:
ρ = Kg /m3
Gradiente: bar / m
• Ejemplo 1:
El gradiente de Presión de un Fluido de 10,3 libras / galón (1234 kg / m3)
puede ser calculado multiplicando el peso del fluido por el respectivo factor de
conversión.
� Gradiente de Presión = 0,052 x 10,3 ppg
= 0,5356 lpc/ pie
� Gradiente de Presión = 0,0000981 x 1234 Kg /m3
= 0,1211 bar / m
3) Profundidad Vertical y Profundidad Medida.
Son parámetros que permiten conocer y/o calcular la presión que ejerce el fluido a
determinada profundidad (Presión Hidrostática).
¿Que es la Presión Hidrostática?
Es la Presión originada por la densidad y la altura de una columna de fluido.
Matemáticamente así:
Presión Hidrostática = Gradiente de Presión x Altura de Fluido
En términos de pozos, la presión hidrostática es la presión total creada por el peso de una
columna de fluido, actuando en cualquier punto dado en un pozo.
Ahora bien, ¿Cómo conocer que “altura” alcanza el fluido dentro del pozo?: Es precisamente a
través de la Profundidad Vertical Verdadera del pozo (TVD), la cual no debe confundirse con la
profundidad medida (MD).
Presión Hidrostática = 0,0052 x ρ x TVD
Ejemplo 2:
¿Cuál es la presión hidrostática en el fondo de un pozo el cual tiene un fluido
de una densidad de 9,2 ppg (1102 Kg /m3 ), una MD de 6750 (2057,4 m) y una
TVD de 6130 pies (1868,42 pies)?
donde:
ρ = Lbm /gal
TVD = pies
TVD de 6130 pies (1868,42 pies)?
Ph = 0,052x 9,2x 6130 = 2933 psi (Sistema Internacional)
Ph = 0,0000981x 1102x 1868,42 = 202 bar (Sistema Métrico)
Las ecuaciones precedentes para gradiente de
fluido y presión hidrostática son básicas para
comprender los fundamentos de las presiones
en los pozos. Para prevenir que un pozo fluya,
la presión de fluido en el pozo debe ser por lo
menos igual que la presión de formación.
4) Presión Atmosférica y Presión Manométrica
Cuando un manómetro es colocado en el fondo de una columna de
fluido, este lee la presión hidrostática de dicha columna más la presión
atmosférica ejercida sobre dicha columna.
La presión atmosférica varia con las condiciones del clima y la
elevación sobre el nivel del mar y es considerada normalmente comoelevación sobre el nivel del mar y es considerada normalmente como
14,7 psi (aproximadamente un bar) al nivel del mar.
Si un manómetro tiene la notación psig, indica que esta incluyendo la
columna atmosférica encima del mismo. Si el manómetro lee en psi,
indica que este ha sido calibrado substrayendo la presión atmosférica
encima del mismo.
5 ) Efecto de Tubo en U
Es la tendencia de liquidos a buscar un punto de balance de presión en un pozo
abierto.
Es muy útil visualizar el pozo como un tubo en U (Figura). Una columna del tubo
representa el anular y la otra columna representa el interior de la tubería en el
pozo.
Observemos como el tuboObservemos como el tubo
representa el anular y la otra
columna representa el interior de la
tubería en el pozo. El fondo del
tubo representa el fondo del pozo.
En la mayoría de los casos, hay
fluidos creando presiones
hidrostáticas, en ambos lados, en la
tubería y en el anular.
Si hubiese un fluido de determinada densidad (Ej.: 10 ppg) en el anular
como en el interior de la tubería, las presiones hidrostáticas serian
iguales y el fluido estaría estático en ambos lados del tubo U.
Si el fluido en el anular es de mayor densidad que el fluido en la
tubería, el fluido del anular fluye hacia la tubería disminuyendo su niveltubería, el fluido del anular fluye hacia la tubería disminuyendo su nivel
en el anular y desplazan hacia la superficie parte del fluido menos
denso que esta en la sarta.
Cuando los fluidos denotan
una diferencia en la presión
Hidrostático, este tratara de
alcanzar el punto de
equilibrio, lo que se conoce
como como Efecto en U.
Este efecto explica por que
siempre hay un flujo en lossiempre hay un flujo en los
tubos cuando se hacen las
conexiones.
Por lo general para sacar los
tubos secos y vacios, se
envían píldoras con mayor
densidad y por consiguiente
generen el efecto del tubo
en U.
Para conocer la cantidad de fluido que entra en
el efecto del tubo en U dentro del pozo y la
profundidad a la que la píldora debe caer, se
calculan utilizando las siguientes ecuaciones:
Ejemplo 3:
¿Cuál será la ganancia en tanques y cuanto pies caerá la
píldora si la densidad del fluido es 10 ppg y la capacidad de los
tubos es 0,0178 bbls/pie. El Volumen de la píldora es 30 barriles
y pesa 11 ppg?
Solución: Aplicando las ecuaciones anteriores se tiene:Solución: Aplicando las ecuaciones anteriores se tiene:
Ganancia en tanque = (11-10)ppg x (30 bbls / 10 ppg)
= 3 bbls
Profundidad de caída = ( 3 bbls / 0,0178 bbls / pie)
= 168,5 pies
6 ) Características de Formaciones:
La porosidad y la permeabilidad, junto con las presiones diferenciales,
deben ser consideradas para el control de pozos. Una roca reservorio
parece solida a simple vista. Un examen microscópico revela la
existencia de aberturas diminutas en la roca. Estas aberturas se llaman
poros. A dicha proporción de volumen de poros con respecto al
Volumen Total de la roca, se llama POROSIDAD.
La PERMEABILIDAD es la conexión de los poros de la roca, de
manera que los hidrocarburos se muevan o fluyan a través de ellos ymanera que los hidrocarburos se muevan o fluyan a través de ellos y
expresa la capacidad de la roca de dejar mover fluidos a través de sus
espacios porosos.
7) Presión de Formación y Presión de Fractura� La presión de formación es la presión dentro de los espacios porosos de la roca
reservorio. Esta presión es afectada por el peso de sobrecarga de las capas que están
por encima de la formación de interés, la cual ejerce presión en los granos y en los
poros con fluidos.
De acuerdo a la presión de la formación, se tienen tres tipos de Formaciones:
• Formaciones con Presión Normal :
• ( Ph = PFM )
• 0,433 psi / pie ≤ Gradiente ≤ 0,465 psi / pie.
• Presión de Sobrecarga es soportada por los
granos
• Formaciones con Presión Anormal :
• Formaciones con Presión Subnormal:
granos
• ( Ph < PFM )
• Gradiente > 0,465 psi / pie.
• Presión de Sobrecarga es soportada
parcialmente mas por los fluidos de formación
que por los granos
• Gradientes geotérmicos altos
• ( Ph > PFM )
• Gradiente < 0,433 psi / pie.
• Presión de Sobrecarga muy bajas debido a la
erosión de las capas suprayacentes a la
formación, quedando esta expuesta a la superficie
7) Presión de Formación y Presión de Fractura (Cont).
� La presión de fractura es la cantidad de presión necesaria para deformar
permanentemente (fallar o separar) la estructura rocosa de la formación. Superar la
presión de formación generalmente no es suficiente para causar una fractura.
Presión de fractura
se expresa como
• Gradiente psi / pie.
• Fluido con determinada densidad (ppg)
• la presión total calculada de la formación
(psi)
Los gradientes de fractura normalmente aumentan con la profundidad debido al incremento de
la presión de sobrecarga. Formaciones profundas, altamente compactadas requieren
presiones de fractura muy altas para superar la presión de formación existente y la resistencia
estructural de la roca. Formaciones poco compactadas, tales como las que se encuentran
debajo de agua profundas, pueden tener gradientes de fracturas bajos.
8 ) Pruebas de Integridad (PIT)
Esta pruebas permiten verificar el sello del cemento entre el casing y la
formación y la densidad del fluido que puede soportar la zona de prueba
debajo del casing.
Para determinar la resistencia y la integridad de la formación (PIT), se realizan
dos tipos de pruebas:dos tipos de pruebas:
• Pruebas de Admisión o perdida (LOT)
• Pruebas de Integridad de la Formación (PIT limitada)
8.1) Prueba de Admisión (LOT):
Una prueba de admisión es utilizada para estimar la presión o peso de lodo máximo
(densidad del fluido) que el punto de la prueba puede aguantar antes de romper o fracturar
la formación. La prueba se realiza a través de las siguientes técnicas:
TECNICA DE ADMISION NO 1
Se bombean fluidos al pozo para
incrementar la presión. Luego de cada
incremento de presión (100 psi) la
bomba se detiene y la presión se
mantiene durante 5 minutos. Si la
presión se mantiene, se prueba el
incremento siguiente. Si la presión no
se mantiene, se presuriza nuevamente
el pozo. La prueba termina cuando la
presión no se mantiene después de
varios intentos o no es posible
aumentarla.
TECNICA DE ADMISION NO 2
Se cierra el estrangulador para
aumentar la presión en incrementos de
100 psi. Para cada intervalo se verifica
el volumen en los tanques hasta estar
seguro que la formación no admite
fluido. La prueba se considera
completada cuando se alcanza una
presión en la que la formación
comienza a admitir fluido en forma
continua. Se debe de tratar de no
forzar grandes cantidades de fluidos
hacia la formación.
Prueba de Integridad Limitada (PIT limitada):
Este tipo de prueba se realiza cuando no es aceptado producir una fractura de
la formación. También se usa en pozos en áreas de desarrollo, donde se
conozca la información de la resistencia de la formación para evitar acercarse
a la presión de fractura.
En la pruebas de integridad limitada de formación, el pozo es presurizado a unEn la pruebas de integridad limitada de formación, el pozo es presurizado a un
valor de presión o densidad equivalente predeterminadas. Si la formación
aguanta las presiones aplicadas se considera buena la prueba. A este tipo de
Prueba también se le conoce como pruebas de jarro.
Ventajas y Desventajas de las pruebas
de integración limitadas y de la prueba
de admisión
Ambas pruebas tienen sus ventajas y
desventajas. En las PIT, la formación no se
rompe, sin embargo, la presión a la que larompe, sin embargo, la presión a la que la
formación comienza admitir fluidos no es
conocida.
En las LOT, la presión a la que la formación
comienza a admitir fluido es determinada,
pero hay la posibilidad de fracturar la
formación.
9) Relación entre Presión y Densidad
La presión total aplicada causa daño de formación. Las presiones
aplicadas aumentan la presión total contra la formación. De datos de la
prueba, se estima por medio de cálculos la Densidad Estimada del
Fluido de Integridad. Es decir por encima de esta densidad el fluido
de perforación podría generar daño a la formación, por lo que se le
conoce también como Densidad Máxima Permisible de Fluido deconoce también como Densidad Máxima Permisible de Fluido de
Perforación o Densidad de Fractura. Matemáticamente se determina
por medio de la siguiente ecuación:
donde:
ρfluido = Lbm/gal
Presión prueba: Lpc
TVD = pies
9) Relación entre Presión y Densidad (Cont.)
A menudo la densidad del fluido de la prueba es usada a lo largo de todo
el pozo; sin embargo a veces cambia, por lo que la presión de superficie
debe re-calcularse acorde a la nueva densidad para evitar generar y/o
causar daño a la formación. Para ello, se usa la siguiente ecuación:
donde:
ρ = Lbm/gal
Nota: Cuando se efectúan los cálculos los decimales en las respuestas, no
deben ser redondeados por arriba, ya que la seguridad contra la factura de
la formación se basa en los valores menores.
ρfluido = Lbm/gal
ρestimada = Lbm/gal
Presión prueba: Lpc
TVD = pies
Ejemplo 4
Un pozo tiene una profundidad total (TD) de 11226 pies y el zapato del casing
esta asentado a 5821 pies (TVD). La presión total de la prueba de admisión
fue de 1250 psi, con un fluido de prueba de 9,6 ppg. La densidad del fluido
actual es 10,1 ppg. Calcular la Presión de integridad estimada para la nueva
densidad.
Solución:Solución:
1-) Determinamos la densidad estimada del fluido de integridad
Ejemplo 4 (cont)
La densidad del Fluido actual es mayor que la densidad del fluido de prueba,
por lo que es necesario re - calcular la presión de integridad actual.
Debido a los incrementos de densidad del lodo a medida que avanza la
perforación, por lo tanto la presión hidrostática también ira variando,
para se acostumbra a calcular este cambio y/o incremento en la
presión hidrostática, a través de la siguiente ecuación:
∆Presión Hidrostática = 0,052 x TVD x Incremento del peso del
Fluido
Esto significa, que la presión de integridad que puede aplicarse se
reduce por el incremento de presión hidrostática a medida que
aumenta la densidad del lodo.
Ejemplo 5
La presión estimada de integridad para un fluido de 10,1ppg es de 1250 psi, se requiere calcular las presiones deintegridad a medida que la densidad del lodo varia en un10% desde 10,1 ppg hasta 11,1 ppg. La profundidad delzapato del casing es 5821 pies.
∆Presión Hidrostática = 0,052 x TVD x Incremento del peso delFluidoFluido
∆Presión Hidrostática = 0,052 x 5821 x 0,1 = 30 psi.
Presión Estimada de Integridad en superficie = 1250 psi -30 psi= 1220 psi
Y así sucesivamente. (Los resultados se muestran en le siguientecuadro).
10) Densidad Equivalente
De los análisis precedentes puede ser deducido que cualquier
presión aplicada aumenta la presión total en un punto
determinado. Si la presión aplicada es conocida, entonces su
densidad equivalente en dicho punto puede ser calculada.
La densidad equivalente del lodo (EMW) se conoce
también como la sumatoria de todas las presiones a
una profundidad o zona dada, y puede ser expresada
como una densidad de fluido.
Ejemplo 6
¿Cual, es la EMW para una zona con una MD de 3120 pies y una TVD de
3000 pies, cuando el pozo es cerrado con 375 psi registradas en el manómetro
del casing?
Aplicando la ecu. Anterior nos queda:
Alternativamente, si una zona debe ser presurizada a
una densidad equivalente, entonces puede realizarse
cálculos para determinar la presión de la prueba.
Ejemplo 7
¿Cuánta presión de prueba puede ser aplicada para¿Cuánta presión de prueba puede ser aplicada para
probar una formación con una MD de 5890 pies y una
TVD de 5745 pies, a una densidad equivalente de 13,4
ppg. La densidad actual es 9,1 ppg?.
11) Perdida de Presión por Fricción / Presión de
Circulación
La cantidad de fuerza que se utiliza para superar la
fricción es denominada como perdida por fricción. La
fricción es la resistencia al movimiento, y esto es
desventajoso y por lo tanto debe ser combatida; paradesventajoso y por lo tanto debe ser combatida; para
ello debe tenerse presente la densidad del lodo, tipo y
rugosidad y propiedades térmicas y eléctricas de las
superficies de contactos, además de la dirección y
velocidad de los objetos.
La perdida de presión en un sistema de un pozo, se
presentan mientras se bombea fluido por las líneas de
superficie, hacia abajo por la tubería y hacia arriba por el
espacio anular.
La mayor fricción que debe superarse para mover el
fluido por el pozo a una tasa de producción “Q”, equivale
a la presión total de la bomba.
¿ Donde ocurren las perdidas por fricción?
• En el interior de la tubería de producción.
• En las boquillas del trepano.
• En los estranguladores de flujo del sistema.
Dependiendo la condición del flujo, las perdidas
por fricción, se dan por:
� Pozo Estático: No hay
fluido en movimiento, el pozo
esta estático. La presión deesta estático. La presión de
fondo (BHP) es igual a la
presión hidrostática del fluido
(HP) en el anular del pozo.
� Circulación Normal:
Durante la circulación, la
presión de fondo del pozo es
igual a la presión hidrostática
del fluido (HP) mas las
perdidas de presión por
fricción en el anular (APL)
� Circulación con Cabeza
Rotativa: cuando se circula
con una cabeza rotativa, la
presión de fondo del pozo es
igual a la presión hidrostática
del fluido (HP) mas lasdel fluido (HP) mas las
perdidas de presión por
fricción en el anular (APL),
mas la contrapresión de la
cabeza rotativa
� Circulación de una
Surgencia al Exterior del
Pozo: en este caso, la
presión de fondo del pozo es
igual a la presión hidrostática
del fluido (HP) mas lasdel fluido (HP) mas las
perdidas de presión por
fricción en el anular (APL),
mas la presión en el
estrangulador (casing).
12) Presión de Compresión y Presión Pistoneo durante el Movimiento deTubería
La presión Total que actúa en el pozo es afectada por los movimientos
para bajar y sacar la tubería.
• En la sacada de la tubería, se genera una presión de pistoneo (SWAB
PRESSURE), la cual reduce la presión en el fondo del pozo. El pistoneo
ocurre porque el fluido en el pozo no baja tan rápido como la columna es
subida. Esto crea una fuerza de succión y reduce la presión en el fondo.subida. Esto crea una fuerza de succión y reduce la presión en el fondo.
• En la bajada de la tubería, por el contrario se crea una fuerza de
compresión, porque el fluido no tiene tiempo de desplazarse hacia arriba.
Como el fluido es mínimamente compresible, la presión en el fondo del
pozo puede aumentar significativamente y generar una fractura.
13) Margen y Maniobra de Seguridad
El margen de maniobra es un incremento estimado en la densidad del
fluido antes de una maniobra (ej: sacada de tubería) para compensar la
perdida de presión por fricción que cesa al parar las bombas. Se estima
en base al diámetro del pozo, de las condiciones, de la velocidad de
movimiento de la tubería y de las propiedades tanto del fluido como de la
formación.formación.
Si no se controla la densidad del fluido de perforación, se puede producir
un efecto de pistoneo desfavorable, ya que provocaría una surgencia
inoportuna de los fluidos de formación, en el caso de que le margen de
seguridad de la densidad del lodo sea bajo; si por el contrario el margen el
alto el efecto seria una perdida de circulación.
14) Presión Diferencial
Es la diferencia entre la presión de formación (Pf) y la presión
hidrostática (Ph) en el fondo del pozo. Se Clasifica como:
� Sobre Balanceada: Ph > Pf
� Sub Balanceada: Ph < Pf� Sub Balanceada: Ph < Pf
� Balanceada: Ph = Pf .
Cabe destacar, que la mayoría de los pozos son perforados o
reparados, en condiciones de balance o sobre balance.