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TABLA DE CONTENIDO

1 PRINCIPIOS DE LA PRESIN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1-1 2 PRINCIPIOS BSICOS DE LAS SURGENCIAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-1 3 LA DETECCIN DE SURGENCIAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-1 4 TEORA DE LAS SURGENCIAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-1 5 PROCEDIMIENTOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5-1 6 FUNDAMENTOS DEL CONTROL DE POZOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-1 7 MTODOS PARA CONTROLAR POZOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-1 8 COMPLICACIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8-1 9 FLUIDOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-1 10 EQUIPAMIENTO DE SUPERFICIE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10-1 11 CONTROL DE POZOS SUBMARINOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11-1 12 TEMAS ESPECIALES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12-1 13 OPERACIONES DE REACONDICIONAMIENTO DE POZO . . . . . . . . . . . 13-1 14 EQUIPOS DEL SUBSUELO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14-1 15 TUBERA FLEXIBLE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15-1 16 INSERCION DE TUBERA CONTRA PRESIN (SNUBBING) . . . . . . . . . . 16-1 17 OPERACIONES CON LNEA DE CABLE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17-1 18 REGULACIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18-1 19 EJERCICIOS DE SIMULACIN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19-1 GLOSARIO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . G-1 VOCABULARIO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .V-1 NDICE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . I-1 ILUSTRACIONES / CRDITOS Y FOTOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . I-7

La escuela del control de WCS-Well Control School le da las gracias a todas las compaas a y los individuos que contribuyeron a este texto. El material contenido aqu, es el consenso general de los involucrados en el desarrollo del curso, se basa en las mejores fuentes del conocimiento disponibles por los autores. WCS no autoriza o garantizar cualesquiera procedimiento o informacin presente en este texto. Por la misma naturaleza de la industria del petrolera, los procedimientos, el equipo, los estndares y las prcticas varan extensamente. No es el intento de WCS endosar polticas y procedimientos, sino a comunicarse a los lectores algo de las prcticas generalmente aceptadas.

2003WCS - WELL CONTROL

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INTRODUCCIN

ste manual fue compilado para el uso como texto primero para los cursos de la prevencin

de reventones, conducidas alrededor del mundo por la escuela del control de la WCS-Well

Control School

Su alcance es amplio, y las recomendaciones o las sugerencias de buenas prcticas se disearon para

satisfacer o exceder los requerimientos del entrenamiento por el Servicio de Minera de los EE.UU. (MMS) y

Asociacin Internacional de Contratistas de Perforacin (IADC), tan bien como tratar la base de conocimiento

necesarios para demostrar competencia de muchas de las habilidades requeridas por el Foro Internacional de

Control de Pozos(IWCF), WCS espera que el personal del campo encuentre dentro del libro una referencia til

y prctica, cubriendo una amplia gama bien aceptada de las practicas en el control del pozo.

Se ha hecho un esfuerzo de utilizar los estndares o terminologa universal. No obstante, el uso comn

vara entre diversos segmentos de la industria. La persona de perforacin con tubera se convierte en la

persona de trabajos con tubing. Los trminos siguen siendo constantes a travs de los distintos captulos y las

definiciones se ven en evidentes dentro del contexto de los tpicos mencionados.

Los captulos de este libro son arreglados en el orden de la presentacin de nuestro curso de Certificaron

de Control de Pozos de MMS y IADC, no obstante cada seccin del manual es individual. Los candidatos

que se inscriben en cursos con excepcin de perforacin, por ejemplo de Completacin / Servicio a pozo,

pueden encontrar ellos mismos las secciones del texto que aparecen estar fuera de secuencia. Esto es inevitable

debido a la naturaleza comprensiva del manual

Los valores y la unidad numricas que aparece son en el sistema ingls. Las unidades mtricas se

incluyen en parntesis despus del valor ingls. Tablas usadas para las conversiones mtricas se encontraran

en el captulo dieciocho.

Las frmulas matemticas en captulo dieciocho se presentan en forma linealmente, es decir, en la orden

en la cual se introducen los valores y a las operaciones en una calculadora de mano. En algunos casos

esta forma de presentacin puede diferenciar de formatos matemticos escritos y aceptados. Nuestra meta

es para que el participante llegue la respuesta correcta en un manera simple y ms directa sin importar

un forma educativo.

Un glosario, porciones de las regulaciones que se aplican en el Control de Pozos y del entrenamiento y

tpicos especiales tambin se incluyen. Estos captulos se pensaron para proporcionar referencia tcnica y la

informacin til para los trabajadores de la industria a travs cada disciplina

Aunque el manual no se pens ser un trabajo de la ciencia, WCS involucro a muchos ingenieros y

cientficos la industria para el consejo y la ayuda tcnica. Es imposible reconocer en forma individual a las

compaas y al personal que contribuyeron en forma material a esta compilacin. Es nuestra esperanza sincera

que los agradecimientos vendrn por el conocimiento que en una cierta manera hace el ayudar a evitar esas

grandes tragedias del campo petrolfero, los reventones.

E

CAPTULO

1

E ntender la presin y las relaciones de la presin es importante se queremos comprender el control del pozo. Por definicin, la presin es la fuerza que se ejerce sobre una unidad de rea, tal como libras sobre pulgadas cuadradas (psi). Las presiones con las que nosotros tratamos a diario en la industria petrolera incluyen las de los fluidos, formacin, friccin y mecnicas. Cuando se exceden ciertos lmites de presin, pueden resultar consecuencias desastrosas, incluso descontroles y / o la prdida de vidas.

PRESIN DE UN FLUIDO

Que es un fluido? Un fluido es simplemente algo que no es slido y puede fluir. El agua y el petrleo son obviamente fluidos. El gas tambin es un fluido. Bajo temperatura extrema y/o presin

Recuerde, debe pensar

sobre el fondo

del pozo. Los

conceptos propuestos

en esta seccin cubren los

fundamentos para un

buen control de pozos.

PRINCIPIOS DELA PRESIN

1-1

CAPTULO 11-2

FACTOR DE CONVERSIN DE DENSIDAD

El factor de conversin usado para convertir la densidad en gradiente en el sistema ingls es 0.052. En el sistema mtrico, es 0.0000981. Recuerde que la definicin de gradiente de presin es el aumento de presin por unidad de profundidad debido a su densidad. Para nuestro texto, nosotros usaremos libras por galn (ppg) para medir la densidad y pies (pie) para las medidas de profundidad en el sistema ingls y kilogramos por metro cbico (el kg/m) para medir densidad y metros (m) para las medidas de profundidad en el sistema mtrico.

La manera como 0.052 se deriva es usando un pie cbico (un pie de ancho por un pie de largo por un pie de alto). Se necesita aproximadamente 7.48 galones para llenar ese cubo con fluido. Si el fluido pesa una libra por galn, y se tienen 7.48 galones, entonces el peso total del cubo es 7.48 libras, o 7.48 libras por pie cbico. El peso de cada una de las pulgadas cuadradas, por un pie de altura, puede encontrarse dividiendo el peso total del cubo por 144:

7.48 144 = 0.051944

El factor de conversin 0.052 que normalmente se usa para los clculos en el campo petrolero.

casi todo se torna fluido. Bajo ciertas condiciones la sal o las rocas se tornan fluidos. Para nuestros propsitos, los fluidos que consideraremos son aquellos normalmente asociados con la industria del petrleo, tales como el petrleo, el gas, el agua, los fluidos de perforacin, los fluidos de empaque, las salmueras, los fluidos de terminacin, etc.

Los fluidos ejercen presin. Esta presin es el resultado de la densidad del fluido y la altura de la columna de fluido. La densidad es normalmente medida en libras por galn (ppg) o kilogramos por metro cbico (kg/m). Un fluido pesado ejerce ms presin porque su densidad es mayor.

La fuerza o presin que un fluido ejerce en cualquier punto dado es normalmente medida en libras por pulgada cuadrada (psi) o en el sistema mtrico, bar. Para averiguar cuanta presin ejerce un fluido de una densidad dada por cada unidad de longitud, usamos el gradiente de presin.

El gradiente de presin normalmente se expresa como la fuerza que el fluido ejerce por pie (metro) de profundidad; es medido en libras por pulgada cuadrada por pie (psi/ft) o bar por metro (bar/m). Para obtener el gradiente de presin debemos convertir la densidad del fluido en libras por galn, en libras por pulgada cuadrada por pie (kilogramos por metro cbico, kg/m a bar/m).

Presin

Fluido

Presin(Fuerza)

Presin (Fuerza) Que es la presin?

Presin: 1:La fuerza por unidad

de rea que es ejercida sobre una

superficie2: La fuerza que un fluido ejerce

cuando de alguna manera es

confinado en un recipiente.

PRINCIPIOS DE LA PRESIN1-3

GRADIENTE DE PRESIN

Para encontrar el gradiente de presin de un fluido, multiplique la densidad del fluido por 0.052; o en el sistema mtrico, por 0.0000981. Gradiente de Presin = Densidad del fluido x Factor de ConversinPor tanto el gradiente de presin de un fluido de 10.3 ppg (1234 kg/m) puede ser calculada multiplicando el peso del fluido por el factor de conversin.

Gradiente de Presinpsi/ pie = Densidad del Fluidoppg x Factor de Conversin = 10.3 ppg 0.052 = 0.5356 psi/pie

Gradiente de Presinbar/m = Densidad del fluido kg/m x Factor de conversin = 1234 kg/m x 0.0000981 = 0.1211 bar/m

EJEMPLO 1Cul es el gradiente de presin de un fluido con una densidad de 12.3 ppg (1474 kg/m)?

Gradiente de Presinpsi/ pie = Densidad del Fluidoppg x Factor de Conversin = 12.3 X 0.052 = 0.6396psi/pie

Gradiente de Presinbar/m = Densidad del fluidokg/m x Factor de conversin = 1474kg/m x 0.0000981 = 0.1446bar/m

PROBLEMA 1ACul es el gradiente de presin de un fluido que pesa 9.5 ppg (1138 kg/m)?

Gradiente de Presinpsi/pie = Densidad del fluidoppg X Factor de conversin

Gradiente de Presinbar/m =Densidad del fluidokg/m X Factor de conversin

PROBLEMA 1BCul es el gradiente de presin de un fluido que pesa 8.33 ppg (998 kg/m)?

Si un fluido que pesa una libra por galn, el peso de una

pulgada cuadrada y un pie de largo es 0.052 libras

1'

1'

1'

Para calcular la presin en el fondo de un pozo utilice la profundidad vertical

CAPTULO 11-4

Una vez que sabemos determinar la presin ejercida por pie, se podr calcular la presin hidrosttica a una determinada profundidad. Todo lo que tenemos que hacer es multiplicar el gradiente de presin por el numero de pies a dicha profundidad vertical. Entonces necesitamos distinguir la profundidad medida (MD) de la profundidad vertical verdadera (TVD).

En la ilustracin de abajo se puede ver que la profundidad directamente para abajo (como la gravedad atrae) para ambos pozos es 10000 pies (3048 m). El pozo A tiene una profundidad medida de 10.000 pies (3048 m), y una profundidad vertical verdadera de 10000 pies (3048 m). Como la gravedad atrae directamente para abajo, a lo largo del camino vertical (directamente para abajo), para calcular la presin en el fondo del pozo usaremos la profundidad 10000 pies (3048 m).

El pozo B tiene una profundidad medida de 11.650 pies (3550.92 m), y su profundidad vertical es 10000 pies (3048 m). La gravedad se mantiene atrayendo en forma vertical, no a lo largo del camino del pozo. Se tiene una profundidad vertical de 10000 pies (3048 m) desde la superficie directamente hasta el fondo del pozo. Por tanto, para calcular la presin en el fondo del pozo B, es necesario utilizar la profundidad vertical verdadera de 10000 pies (3048 m).

La ilustracin de la pagina siguiente ofrece otra forma de ver la diferencia entre la profundidad vertical verdadera y la profundidad medida. En dicha ilustracin, tenemos una figura de bloques cuadrados, 15 por 10. Cuente cuantos bloques cubre el pozo. Esto representa la profundidad medida del pozo. Ahora cuente los bloques desde el fondo directamente hasta la superficie. El numero de esos bloques representa la profundidad vertical verdadera.

La presin hidrosttica es la presin total creada por el peso de una columna de fluido, actuando en cualquier punto dado en un pozo. Hidro significa agua, o fluido, que ejerce presin como agua, y esttica significa sin movimiento. As presin hidrosttica es la presin originada por la densidad y la altura de una columna estacionaria (sin movimiento) de fluido.

Ya conocemos cmo calcular un gradiente de presin del peso de un fluido. La presin hidrosttica puede ser calculada de un gradiente de presin a un punto determinado:

Presin hidrosttica = Gradiente de Presin x ProfundidadPVVO, puede ser calculada por:

Presin hidrosttica = Densidad del fluido x Factor de conversin x ProfundidadPVV

MD and TVD

10,000'

10.0 PPG M

UD

Well A Well B

10.0 PPG MUD 11, 650' MD

Profundidad vertical verdadid vs profundidad media.

Presin Hidrosttica:

Fuerza ejercida por un cuerpo o

fluido parado; aumenta con el

peso y la longitud de la columna de

fluido.

PRESIN HIDROSTTICA PROFUNDIDAD VERTICAL VERSUS MEDIDA


EJEMPLO 2

Cul es la presin hidrosttica en el fondo de un pozo el cual tiene un fluido con una densidad de 9.2 ppg (1102 kg/m), una MD de 6.750 (2057.4 m) y una TVD de 6.130 (1868.42 m)?

Presin Hidrostticapsi = Densidad del Fluidoppg x Factor de Conversin x Profundidadpies, TVD = 9.2 ppg x 0.052 x 6130 pies = 2933 psi

Presin Hidrostticabar = Densidad del fluidokg/m x Factor de Conversin x Profundidadm, TVD = 1102 bar x 0.0000981 x 1868.42 m = 201.99 bar

PROBLEMA 2AEncontrar la presin hidrosttica en el fondo del pozo es la presin hidrosttica en el fondo de un pozo el cual tiene un fluido con una densidad de 9.7 ppg (1162 kg/m), una MD de 5570 (1697.74 m) y una TVD de 5420 (1651.02 m).

Presin Hidrostticapsi = Densidad del Fluidoppg 0.052 Profundidadpies TVD

Presin Hidrostticabar = Densidad del fluidokg/m 0.0000981 Profundidadm, TVD

PROBLEMA 2B

Encontrar la presin hidrosttica a 4300 (1310.64 m) TVD, de un pozo con un fluido con una densidad de 16.7 ppg (2001 kg/m). El pozo tiene una MD de 14980 (4565.9 m) y una TVD 13700 (4175.76 m).

Las ecuaciones precedentes para gradiente de fluido y presin hidrosttica son bsicas para comprender los fundamentos de las presiones en los pozos. Para prevenir que un pozo fluya, la presin del fluido en el pozo debe ser por lo menos igual que la presin de formacin.

Aunque un manmetro sea colocado en el fondo de una columna de fluido leer la columna hidrosttica de dicha columna, tambin leer la presin atmosfrica ejercida sobre dicha columna. Esta presin vara con las condiciones del clima y la elevacin sobre el nivel del mar y es considerada normalmente 14,7 psi (aproximadamente un bar) al nivel del mar. Si un manmetro tiene la notacin psig, indica que esta incluyendo la columna atmosfrica encima del mismo. Si el manmetro lee en psi, indica que este ha sido calibrado substrayendo la columna atmosfrica encima del mismo.

MD

TVD

Prefondidad vertical verdadid vs

profundidad media.

La presin atmosfrica al nivel del mar es mas o menos 15 psi; su equivalente en el sistema mtrico es aproximadamente un bar.

PRESIN ATMOSFRICA / MANOMTRICA

Esto es a menudo evidente cuando se est perforando rpido debido a la densidad efectiva en el anular incrementada por los recortes.

Otro ejemplo del tubo en U es cuando se bombea un colchn o pldora. La pldora con mayor densidad es con el propsito de permitir que los tubos sean sacados vacos o secos, debido a la cada del nivel del fluido por debajo de la longitud media del tiro que esta siendo extrado. La profundidad a la que la pldora debe caer y la cantidad de fluido que entra en el efecto del tubo en U dentro del pozo puede calcularse utilizando las siguientes ecuaciones:

Ganancia en Tanques = (Densidad de la pldora - Densidad en anular) x

Volumen de la pldora densidad en anular Distancia de la cada = Ganancia en tanques

capacidad de tubera.

EJEMPLO 3Cul ser la ganancia en tanques, y cunto

caer la pldora si la densidad del fluido es 10 ppg (1198 kg/m), la capacidad de los tubos es de 0.0178 bbls/pie (0.00929 m/m)? El volumen de la pldora es de 30 bbls (4.77 m) y pesa 11 ppg (1318 kg/m).(1318 kg/m).

Es muy til visualizar el pozo como un tubo en U (ver arriba). Una columna del tubo representa el anular y la otra columna representa el interior de la tubera en el pozo. El fondo del tubo representa el fondo del pozo.

En la mayora de los casos, hay fluidos creando presiones hidrostticas, en ambos lados, en la tubera y el anular. La presin atmosfrica puede ser omitida, puesto que tiene el mismo efecto en las dos columnas. Si hubiera un fluido de 10 ppg (1198 kg/m) tanto en el anular como al interior de la tubera, las presiones hidrostticas seran iguales y el fluido estara esttico en ambos lados del tubo U.

Sin embargo, qu pasara si el fluido en el anular fuera de mayor densidad que el fluido en la columna de tubera?. El fluido mas pesado del anular ejerciendo mayor presin hacia abajo fluir hacia la tubera, desplazando algo del fluido liviano fuera de la sarta, originando un flujo en superficie. El nivel del fluido caer en el anular, igualando la presiones.

Cuando hay una diferencia en las presiones hidrostticas, el fluido tratar de alcanzar un punto de equilibrio. Esto es llamado de efecto de tubo en U, y nos explica por qu siempre hay flujo en los tubos cuando se hacen las conexiones.

Anular

Analoga del tubo en U

Anular

Columna

Columna

Fluido de Mayor densidad

Efecto tubo en U

Efecto del Tubo en U

Efecto tubo en U: la tendencia de

los lquidos de buscar un punto

de balance de presin en un pozo abierto.

1-6

TUBO EN U

CAPTULO 1

Ganancia en Tanques bbls = (Densidad de pldorappg - Densidad en anularppg) x Volumen de pldorabbls Densidad en anularppg = (11ppg - 10ppg) x 30 bbls 10ppg = 3 bblsDistancia de la cadapies = Ganancia en tanquesbbls capacidad de tuberabbls/pie = 3 bbls 0.0178bbls/pie = 168.5 pies

Ganancia en Tanquesm = (Densidad de pldorakg/m - Densidad en anularkg/m) x Volumen de pldoram Densidad en anularkg/m = (1318kg/m - 1198kg/m) x 4,77 m 1198kg/m = 0.478mDistancia de la cadam = Ganancia en tanquesm capacidad de tuberam/m = 0.478m 0.00929m/m = 51.45m

PROBLEMA 3

Cul ser la ganancia en tanques, y cunto caer la pldora si la densidad del fluido es 11.6 ppg (1390 kg/m), la capacidad de la tubera es 0.00579 bbls/pie (0.00302 m/m)?. El volumen de la pldora es 15 bbls (2.39 m) y su densidad es 22.4 ppg (1486 kg/m).

Ganancia en Tanquesbbls = (Densidad de pldorappg Densidad en anularppg) Volumen de pldorabbls Densidad en anularppgDistancia de la cadapies = Ganancia en tanquesbbls Capacidad De Tuberabbls/pie

Ganancia en Tanquesm = (Densidad de pldorakg/m - Densidad en anularkg/m) x Volumen de pldoram Densidad en anularkg/m

Distancia de la cadam = Ganancia en tanquesm capacidad de tuberam/m

Dos caractersticas importantes de las rocas reservorio son la porosidad, aberturas microscpicas en la roca (a la izquierda) y la permeabilidad, la conexin de esas aberturas, que permiten a los fluidos moverse (a la derecha)

La porosidad es la medida de las aberturas o huecos dentro de la roca expresada como porcentaje.

1-7PRINCIPIOS DE LA PRESIN

CAPTULO 11-8

La porosidad y la permeabilidad, junto con las presiones diferenciales, deben ser consideradas si queremos entender el control de pozos. Una roca reservorio parece slida a simple vista. Un examen microscpico revela la existencia de aberturas diminutas en la roca. Estas aberturas se llaman poros. La porosidad de la roca se expresa en porcentaje. Esta es la relacin de los espacios (poros) y el volumen slido. Otra caracterstica de la roca reservorio es que debe ser permeable. Esto es, que los poros de la roca deben estar conectados de tal manera que los hidrocarburos se muevan entre ellos. De otra manera los hidrocarburos quedaran presos en la roca sin poder fluir a travs de ella.

La presin de formacin, es la presin dentro de los espacios porosos de la roca reservorio. Esta presin puede ser afectada por el peso de la sobrecarga (capas de rocas) por encima de la formacin, la cual ejerce presin en los granos y los poros con fluidos de la roca reservorio. Los granos son el elemento slido o roca, y los poros son los espacios entre estos granos. Si los fluidos tienen libertad para moverse y pueden escapar, los granos pierden parte de su soporte y se aproximan entre si. Este proceso se denomina compactacin.

Las formaciones con presin normal, ejercen una presin igual a la columna del fluido nativo de dicha formacin hasta la superficie. El gradiente de presin de los fluidos nativos generalmente flucta de 0,433 psi/pie (0.0979 bar/m) a 0.465 psi/pie (0.1052 bar/m), y vara de acuerdo con la regin geolgica. Las formaciones presurizadas dentro de este rango, son llamadas normales, dependiendo del rea. Para simplicidad, en este texto designaremos un gradiente de 0.465 psi/pie (0.1052 bar/m) como normal. En las formaciones con presin normal la mayor parte de la sobrecarga es soportada por los granos que conforman la roca. Cuando la sobrecarga aumenta con la profundidad, los fluidos porales se mueven libremente reducindose el espacio poral debido a la compactacin.

Las formaciones con presin anormal ejercen una presin mayor que la presin hidrosttica (o gradiente de presin) que la de los fluidos contenidos en la formacin.

Cuando se desarrollan presiones anormales, durante la fase de la compactacin, el movimiento de los fluidos de los poros es restringido o paralizado. La presin en los poros aumenta, generalmente excediendo 0.465 psi/pie (0.1052 bar/m). El resultado causado por un incremento de sobrecarga, hace que sta sea soportada parcialmente por los fluidos porales ms que por los granos de la roca. Para controlar estas formaciones puede necesitarse trabajar con altas densidades de fluidos, y a veces, mayores que 20 ppg (2397 kg/m).

Puede haber otras causas para la existencia de presiones anormales, tales como la presencia de fallas, domos de sal, levantamientos, y diferencias de elevacin de las formaciones subterrneas. En muchas regiones cientos de pies de capas de rocas preexistentes (sobrecarga) fueron desapareciendo por efecto de la erosin. Al final, a profundidades superficiales por esta prdida de sobrecarga debido a la erosin, estas formaciones pueden originar que la presin se convierta en anormal, encima de 0.465 psi/pie (0.01052 bar/m), o 8.94 ppg (1072 kg/m)

Cuando una formacin normalmente presurizada es levantada hacia la superficie previniendo que no pierda su presin poral durante el proceso, cambiar de presin normal (a mayor profundidad) a presin anormal a profundidad superficial). Cuando esto sucede, y se tiene que perforar en estas formaciones, puede ser necesario usar densidades de fluido de 20 ppg (2397 kg/m) para controlarlas. Este proceso es la causa de muchas de las presiones anormales en el mundo.

En reas donde hay presencia de fallas, se pueden predecir capas o domos de sal, o son conocidos gradientes geotrmicos altos, las operaciones de perforacin pueden encontrar presiones anormales. Las formaciones con presiones anormales pueden a menudo ser detectadas usando antecedentes de otros pozos, la geologa superficial, los perfiles del pozo y por medio de investigaciones geofsicas..

Las formaciones con presiones subnormales tienen gradientes menores que los del agua dulce, o menores que 0.433 psi/pie (0.0979 bar/m).

Formaciones con presiones subnormales pueden ser desarrolladas cuando la sobrecarga ha sido erosionada, dejando la formacin expuesta a la superficie.

Presin de fractura es la cantidad de presin necesaria para deformar en

forma permanente la estructura de

una roca de una formacin.

CARACTERISTICAS DE LAS FORMACIONES

PRESION DE FORMACIN


La reduccin de los fluidos porales originales a travs de la evaporacin, accin de la capilaridad y dilucin producen gradientes hidrostticos inferiores a los 0.433 psi/pie (0.0979 bar/m). Las presiones subnormales pueden ser tambin inducidas a travs de la depletacin de los fluidos de la formacin.

La presin de fractura es la cantidad de presin necesaria para deformar permanentemente (fallar o separar) la estructura rocosa de la formacin. Superar la presin de formacin generalmente no es suficiente para causar una fractura. Si el fluido poral no est libre de movimiento entonces una fractura o deformacin permanente pueden ocurrir.

La presin de fractura puede ser expresada como un gradiente (psi/pie), un fluido con densidad equivalente (ppg) o por la presin total calculada de la formacin (psi). Los gradientes de fractura normalmente aumentan con la profundidad debido al incremento de la presin por sobrecarga. Formaciones profundas, altamente compactadas requieren presiones de fractura muy altas para superar la presin de formacin existente y la resistencia estructural de la roca. Formaciones poco compactadas, tales como las que se encuentran debajo de aguas profundas, pueden tener gradientes de fractura bajos.

Las presiones de fractura a una profundidad dada, pueden tener gran variacin en funcin de la geologa regional.

MATION INTEGRITY TESTSUna evaluacin exacta de los trabajos

de cementacin del casing as como de la formacin es de extrema importancia durante la perforacin de un pozo as como para los trabajos subsecuentes. La informacin resultante de las Pruebas de Integridad de la Formacin (PIT por las iniciales en ingles), es usada durante la vida productiva del pozo y de los pozos vecinos.

Profundidades de casing, opciones de control de pozo, y densidades lmites de los fluidos de perforacin, pueden basarse en esta informacin. Para determinar la resistencia y

la integridad de una formacin, deben realizarse Pruebas de Admisin (prdida) (LOT en ingles) o Pruebas de Integridad de la Formacin (PIT). Cualquiera que sea la denominacin, estas pruebas son primero: un mtodo para verificar el sello del cemento entre el casing y la formacin, y segundo: para determinar la presin y/o la densidad del fluido que puede soportar la zona de prueba debajo del casing.

Cualquiera que sea la prueba efectuada, debe observarse algunas consideraciones generales. El fluido en el pozo debe ser circulado hasta quedar limpio para asegurar que es de una densidad conocida y homognea. Si se utiliza lodo para la prueba, debe ser acondicionado en forma adecuada y su resistencia a la gelificacion minimizada. La bomba a utilizar puede ser de alta presin y bajo volumen o bomba de cementacin. Las bombas del equipo pueden ser utilizadas cuando tengan fuerza motriz elctrica y puedan ser fcilmente accionadas a bajas velocidades. Si las bombas del equipo tienen que ser usadas y no puedan ser accionadas a bajas velocidades, entonces debe ser modificada la tcnica de admisin. La alternativa sera confeccionar un grafico de presin versus tiempo o volumen para todas las pruebas de admisin como se muestra en las figuras de la pgina siguiente.

Prueba deIntegridad

Casing

Cemento

Prueba del Cemento

Formacin

La informacin resultante de una prueba de integridad de formacin es utilizada a lo largo de la vida de un pozo.

PRESIN DE FRACTURA

PRUEBAS DE INTEGRIDAD

Una prueba de admisin es utilizada para estimar la presin o peso de lodo mximo (densidad del fluido) que el punto de la prueba puede aguantar antes de romper o fracturar la formacin.

TCNICA DE ADMISIN N 1Se aplica presin al pozo en incrementos de

100m psi (6.9 bar) o se bombea fluido al pozo en incrementos de volumen aproximados de medio barril (0.079m). Despus de cada incremento de presin, la bomba se detiene y la presin se mantiene durante aproximadamente 5 minutos. Si se logra mantener la presin, se prueba el incremento siguiente. Si la presin no se mantiene, se presuriza nuevamente el pozo. La prueba se termina cuando la presin no se mantiene despus de varios intentos, o no es posible aumentarla.

TCNICA DE ADMISIN N 2El estrangulador del manifold se abre y se

comienza a operar la bomba en vaco. Se cierra el estrangulador para aumentar la presin en incrementos de 100 psi (6.9 bar). Para cada intervalo se verifica el volumen en los tanques hasta estar seguro que la formacin no admite fluido. La prueba se considera completada cuando se alcanza una presin en la que la formacin comienza a admitir fluido en forma continua. Para cada incremento de presin se pierde algo de fluido. Si esta tcnica es aplicada, se debe utilizar un tanque pequeo para no forzar grandes cantidades

de fluido hacia la formacin. Las prdidas de presin por friccin que estn presentes durante esta operacin aumentan inadvertidamente la presin aplicada a la formacin probada, las cuales darn resultados ligeramente diferentes (presiones de fractura menores) que las obtenidas en la tcnica N 1.

Una prueba de integridad de formacin limitada (PIT limitada), tambin llamada prueba de jarro, se realiza cuando no es aceptado producir una fractura de la formacin. Puede ser usada tambin en los pozos perforados en reas de desarrollo. En dichos casos, los operadores tienen buena informacin referente a la resistencia de la formacin y no esperan acercarse a las presiones de fractura. En las pruebas de integridad limitada de formacin, el pozo es presurizado a un valor de presin o densidad equivalente predeterminadas. Si la formacin aguanta las presiones aplicadas se considera buena la prueba.

Las dos pruebas, PIT y LOT, tienen sus ventajas y desventajas. En las pruebas PIT limitadas, la formacin no se rompe; sin embargo, la presin a la que la formacin comienza a admitir no es conocida. En las LOT, la presin a la que la formacin comienza a admitir fluido es determinada, pero hay la posibilidad de fracturar la formacin.

Incrementos de VolumenGeneralmente unos 20 Gal (75 Lt) Volumen Acumulado Bombeado Incrementos de Presin

PRES

IN

PRES

IN

EN S

UPER

FICI

E

PRES

IN

TIEMPO EMBOLADAS DE BOMBA TIEMPO

Incrementos de Presin por peso

Pare Aqu

Pare Aqu

Pressure ~vs~ Time or Volume for Leak-off Tests

Slack in System

Tiempo de

Cierre

Lmite de recta

Detener Bomba

Presin de cierre instantnea

Final de prueba

A

BD

C

E

Presin vs. Tiempo o volumen para la prueba de formacin.

Prueba de jarro: prueba de integridad

limitada de la formacin, efectuada

comnmente cuando el riesgo

de daar la formacin es alto.

1-10

PRUEBA DE ADMISIN (LOT)

PRUEBA DE INTEGRIDAD LIMITADA

CAPTULO 1

Densidad estimada del fluido de Integridadppg = (Presin de la pruebapsi 0.052 Profundidad de la pruebapies TVD) + Densidad del fluido de pruebappg

Densidad estimada del fluido de Integridadkg/m = (Presin de la pruebabar 0.000098 Profundidad de la pruebam TVD)+ Densidad del fluido de pruebakg/m

La densidad del fluido de la prueba a manudo es usada a lo largo de todo el pozo. Si esta densidad cambia, entonces la presin de superficie que podra daar la formacin debe ser re-calculada. Para encontrar la nueva presin de integridad estimada con

diferente densidad de fluido:

Presin de Integridad estimadapsi = (Densidad Est. del fluido de Integridadppg Densidad del fluido de pruebappg) Profundidad de la pruebapies, TVD 0.052

Presin de Integridad estimadabar = (Densidad Est. del fluido de Integridadkg/m Densidad del fluido de pruebakg/m) Profundidad de la pruebam, TVD 0.0000981

EJEMPLO 4Resolver las siguientes ecuaciones para la densidad estimada del fluido de integridad (peso mximo del fluido sin causar dao de formacin), y la presin estimada de integridad que podra causar dao, utilizando densidad de fluido diferente usando los datos siguientes. Nota: Cuando se efecten los siguientes ejercicios, los decimales en las respuestas no deben ser redondeados para arriba. La seguridad contra la fractura de la formacin se basa en los valores menores.

El pozo tiene una profundidad total (TD) de 11226 pies (3421.68 m) y el zapato del casing est asentado a 5821 pies (1774.24 m) TVD. La presin de la prueba de admisin fue de 1250 psi (86.19 bar), con un fluido de prueba de 9.6 ppg (1150 kg/m). La densidad del fluido actual es 10.1 ppg (1210 kg/m).

Primero encontrar la densidad estimada del fluido de integridad:

Densidad estimada del fluido de Integridadppg = (Presin de la pruebapsi 0.052 Profundidad de la pruebapies,TVD) + Densidad del fluido de pruebappg = (1250 0.052 5821) + 9,6 = 4.1 + 9.6 = 13.7 ppg

Densidad estimada del fluido de Integridadkg/m = (Presin de la pruebabar 0.0000981 Profundidad de la pruebam, TVD) + Densidad del fluido de pruebakg/m = (86.19 0.0000981 1774.24) + 1150 = 495 + 1150 = 1645 kg/m

La presin total aplicada causa admisin o dao de formacin. Esto es generalmente una combinacin de presin hidrosttica de un fluido ms una presin adicional, tal como la presin de la bomba durante la prueba de admisin. Las presiones aplicadas aumentan la presin total contra la formacin. De datos de la

prueba, se estima por medio de clculos la densidad estimada del fluido de integridad.

Esta es la presin total, representada como una densidad de fluido, encima de la cual admisin o dao de formacin podran ocurrir. Esta tambin puede ser llamada de densidad mxima permisible, o densidad de fractura. Los clculos para determinar la densidad de integridad estimada del fluido son como sigue:

Cuando se estiman valores de Integridad de formacin los decimales en resultados no se deben redondear.

1-11

RELACIN ENTRE PRESIN/DENSIDAD

PRINCIPIOS DE LA PRESIN

CAPTULO 11-12

En los clculos de integridad de formacin, no se debe redondear el resultado para el decimal superior. Por lo que en el calculo anterior se us 4,1 en lugar de 4,13 ppg (495 kg/m en lugar de 495,19 kg/m).

En el ejemplo, la densidad actual es mayor que la densidad de la prueba, por lo que es necesario calcular la presin de integridad actual.

Presin de Integridad estimadaepsi = (Dens. Est. del fluido de Integridadppg Densidad del fluido de pruebappg) Profund. de la pruebapies, TVD x 0.052

= (13.7 - 10.1) x 5821 x 0.052

= 1089 psi.

Presin de Integridad estimadabar = (Densidad Est. del fluido de Integridadkg/m Densidad del fluido de pruebakg/m) Profundidad de la pruebam, TVD x 0.0000981

= (1645 - 1210) x 1774.24 x 0.0000981

= 75.71 bar

PROBLEMA 4Cul ser la densidad estimada del fluido de integridad y la presin estimada de integridad que podra daar la formacin para un pozo con una MD de 12000 pies (3657,6 m), TVD de 10980 pies (3346,7 m)? El zapato del casing esta a 8673 pies (2643.23 m) TVD. La presin de la prueba de admisin fue de 1575 psi (108.59 bar) con un fluido de prueba con densidad de 11,1 ppg (1330 kg/m), la densidad del fluido actual es 11.6 ppg (1390 kg/m). Primero resolvamos la densidad estimada del fluido de integridad:

Densidad estimada del fluido de Integridadppg= (Presin de la pruebapsi 0.052 Profundidad de la pruebapies TVD) + Densidad del fluido de pruebappg

Densidad estimada del fluido de Integridadkg/m= (Presin de la pruebabar 0.0000981 Profundidad de la pruebam, TVD) + Densidad del fluido de pruebakg/m

Luego, resolvamos la presin estimada de integridad actual:

Presin de Integridad estimadapsi= (Dens. Est. del fluido de Integridadppg Densidad del fluido de pruebappg) Profund. de la pruebapies TVD 0.052

Presin de Integridad estimadabar= (Densidad Est. del fluido de Integridadkg/m Densidad del fluido de pruebakg/m) Profundidad de la pruebam, TVD 0.0000981

Generalmente se acostumbra colocar un grfico en el equipo, mostrando los incrementos de densidad del lodo y la presin de integridad estimada para cada uno de ellos. Para hacer esto, calcule la ganancia en presin hidrosttica para incrementos de 0.1 ppg (11.9 kg/m).

Presin hidrosttica = Incremento de peso de fluido x factor de conversin x profundidadTVD

La presin de integridad estimada que puede aplicarse se reduce por el incremento de presin hidrosttica ganado a cada incremento de la densidad del lodo. Una tabla comenzando con la densidad actual del lodo hasta la densidad estimada del fluido de integridad puede ser fcilmente preparada.

Si se cambia la densidad del

fluido, la presin de superficie que podran daar la

formacin deben ser recalculada.


EJEMPLO 5Prepare una tabla de presiones de integridad estimadas en la superficie para densidades de lodo desde 10.1 hasta 11.1 ppg (1222 a 1330 kg/m). La profundidad del zapato del casing es 5821 pies (1774.24 m) TVD y la presin estimada de integridad para el lodo de 10.1 (1220 kg/m) es 1250 psi (86.19 bar). Primero encuentre el incremento en presin hidrosttica para cada 0.1 ppg (11.98 kg/m):

Presin hidrostticapsi = Incremento de peso de fluido x factor de conversin x profundidadTVD = 0.1 x 0.052 x 5.281 = 30 psi

Presin hidrostticabar = Incremento de peso de fluido x factor de conversin x profundidadTVD = 11.98 x 0.0000981 x 1774.24 = 2.09 bar

Basado en la ganancia en presin hidrosttica, substraer este valor de la presin estimada de integridad para cada incremento correspondiente a la densidad de fluido.

PROBLEMA 5Prepare una tabla de presiones estimadas de integridad en la superficie para densidades de lodo desde 11,7 hasta 12.6 ppg (1402 a 1510 kg/m). La profundidad del zapato del casing es 8672 pies (2643.23 m) TVD y la presin estimada de integridad para el lodo de 11.6 (1390 kg/m) es 1352 psi (93.22 bar):

Presin hidrostticapsi = Incremento de peso de fluidoppg 0.052

profundidadTVD

Presin hidrostticabar = Incremento de peso de fluidokg/m 0.0000981

profundidadm, TVDLuego, llene la tabla de la derecha.

Trminos alternativos tales como lodo con densidad de fracturas, tambin MASP (Presin Mxima Permisible en Superficie) o MAASP (Presin Mxima Anular Permisible en Superficie) son tambin utilizados para estimar la densidad del fluido de integridad y la presin estimada de integridad. Si tales trminos juntos son utilizados como factores limitantes sin una adecuada comprensin de los lmites de presiones versus el mantenimiento del control del pozo, pueden resultar serias complicaciones en el control del pozo. Si esta informacin es utilizada durante una operacin de control de pozos debe considerarse adems la localizacin del influjo, su distribucin as como su densidad.

Presin de Integridad estimada en Superficie Densidad Presin estim. Densidad Presin estim. del Fluido de integridad del Fluido de integridad (ppg) (psi) (kg/m) (bar)

Presin de Integridad estimada en Superficie Densidad Presin estim. Densidad Presin estim. del Fluido de integridad del Fluido de integridad (ppg) (psi) (kg/m3) (bar)

10.1 1250 1210 86.19 10.2 1220 1222 84.1

10.3 1190 1234 82.01

10.4 1160 1246 79.92

10.5 1130 1258 77.83

10.6 1100 1270 75.74

10.7 1070 1282 73.65

10.8 1040 1294 71.56

10.9 1010 1306 69.47

11.0 980 1318 67.38

11.1 950 1330 65.29

De los anlisis precedentes puede ser deducido que cualquier presin aplicada aumenta la presin total en cualquier punto determinado. Si la presin aplicada es conocida, entonces puede ser calculada su densidad equivalente en dicho punto.

Alternativamente, si una zona debe ser presur-izada a una densidad equivalente, entonces pueden realizarse clculos para determinar la presin de la prueba.

La densidad equivalente del lodo (EMW) es tambin la sumatoria de todas las presiones (hidrosttica, contrapresin del estrangulador, presiones aplicadas, presin del influjo, prdida de presin por circulacin, etc.) a una profundidad o zona dadas, y puede ser expresada como una densidad de fluido. Si las presiones son conocidas o pueden ser estimadas, la EMW puede calcularse como sigue:

Resistencia a la friccin: La

oposicin al flujo creada por un fluido cuando

fluye a travs de un conducto u

otro contenedor.

1-14

DENSIDAD EQUIVALENTE

CAPTULO 1

EMW = (Presin Factor de Conversin Profundidad de IntersTVD) + Densidad actual

EJEMPLO 6Cul es la EMW para una zona con una MD de 3.120 pies (950,97 m) y una TVD de 3.000 pies (914,4 m) cuando el pozo es cerrado con 375 psi (25,86 bar) registradas en el manmetro del casing? La densidad del fluido actual es 8,8 ppg (1055 kg/m).

EMWppg = (Presinpsi 0.052 Profundidad de Interspies TVD) + Densidad actualppg = (375 0.052 3000) + 8.8

= 2.4 + 8.8

= 11.2 ppg

EMWkg/m = (Presinbar 0.0000981 Profundidad de Intersm, TVD) + Present Fluid Densitykg/m = (25.86 0.0000981 914.4) + 1055 = 288 + 1055 = 1343 kg/m3

PROBLEMA 6

Cul es la EMW para una zona con una MD de 7320 pies (2231.14 m) y una TVD de 6985 pies (2129.03 m) se las presiones registradas en el casing compuestas por las presiones estimadas en el estrangulador y la perdida de carga en el anular suman 730 psi (50.33 bar). La densidad del fluido actual es 13.8 ppg (1654 kg/m).

EMWppg = (Presinpsi 0.052 Profundidad de Interspies TVD) + Densidad actualppg

EMWkg/m = (Presinbar 0.0000981 Profundidad de Intersm, TVD) + Densidad actualkg/m

Para determinar cunta presin puede ser aplicada es necesario probar a una densidad equivalente

(EMW) a una profundidad dada:

Presin de Pruebapsi = (EMWppg Densidad Actualppg) 0.052 Profundidad. de Interspies TVD

Presin de Pruebabar = (EMWkg/m Dens. Actualkg/m) 0.0000981 Profundidad de Intersm, TVD

EJEMPLO 7

Cunta presin de prueba puede ser aplicada para probar una formacin con una profundidad

medida MD de 5890 pies (1795.27 m) y una profundidad vertical TVD de 5745 pies (1751.08

m) a una densidad equivalente de 13.4 ppg (1606 kg/m)? La densidad actual es 9.1 ppg (1090

kg/m).


= (13.4 - 9.1) x 0.052 x 5.745

= 4.3 x 0.052 x 5.745

= 1285 psi


= (1606 - 1090) x 0.0000981 x 1751,08 = 516 x 0.0000981 x 1751.08 = 88.64 bar

PROBLEMA 7

Cunta presin de prueba puede ser aplicada para probar una formacin con una profundidad

medida MD de 5890 pies (1795.27 m) y una profundidad vertical TVD de 5745 pies (1751.08

m) a una densidad equivalente de 13,4 ppg (1606 kg/m)? La densidad actual es 9,1 ppg (1090

kg/m).



La mayor parte de la prdida de presin ocurre en la columna de tubera y a travs de restricciones tales como las boquillas del trpano

1-15PRINCIPIOS DE LA PRESIN

CAPTULO 11-16

La friccin es la resistencia al movimiento. Es necesario aplicar una fuerza, o presin, para superar la friccin para mover cualquier cosa. La friccin debe ser superada para levantar una tubera, mover un fluido, aun para caminar. La cantidad de friccin que est presente para ser superada depende de muchos factores, tales como la densidad o peso, tipo y rugosidad de las dos superficies en contacto, rea de las superficies, propiedades trmicas y elctricas de las superficies, y la direccin y velocidad de los objetos.

La cantidad de fuerza que se utiliza para superar la friccin es denominada como perdida por friccin y puede medirse de varias maneras. Algunas de ellas son el torque, el arrastre (amperios, pies-libras, [Kg.-m], Caballos Potencia HP [CV], etc.) y y la fuerza para mover el fluido (psi o bar). Se pueden perder miles de psi (bar) de presin en el sistema de los pozos mientras se bombea fluido por

las lneas de superficie, hacia abajo por la columna de tubera y hacia

arriba por el espacio anular. La presin en la bomba es en realidad, la cantidad de friccin que se debe superar para mover el fluido por el pozo a un determinado caudal. La mayor parte de la prdida de presin ocurre en la columna de tubera y en las restricciones tales como las boquillas del trpano(1). Las prdidas de presin tambin ocurren en otras partes del sistema de circulacin, tales como cuando se ajusta el estrangulador para mantener contrapresin en el casing durante las operaciones de control de pozo. Cuando el fluido retorna finalmente a los tanques, se encuentra a presin atmosfrica, o casi cero.

Cuando se est circulando el pozo, la presin en el fondo del pozo se aumenta en funcin de la friccin que se necesita superar en el anular. Cuando las bombas estn paradas, la presin en el pozo se reduce porque no hay fuerza de friccin a ser superada.

Casing

Trpano

900

Flowline

Tanque

30002950

Tubo Vertical

Tubera de

Bomba0

Presin de Circulacin

Presin de Fondo de Pozo:

1:La presin ejercida por una

columna de fluido en el pozo.

2: Presin de la formacin a la

profundidad de inters.

PRDIDA DE PRESIN POR FRICC-IN/PRESIN DE CIRCULACIN


Dado que la friccin agrega presin al pozo, el peso efectivo o densidad equivalente de circulacin (ECD) aumenta en el fondo. Su valor total es el equivalente a la presin de fondo de pozo con la bomba en funcionamiento. Si la presin de una formacin permeable est casi en balance por efecto de la ECD, el pozo puede fluir cuando la bomba se detenga. Datos obtenidos de registros mientras se perfora (LWD) pueden ser utilizados para obtener lecturas aproximadas de la presin en el anular, con

la que se puede determinar la ECD.

Las paredes del pozo estn sujetas a presin. La presin hidrosttica de la columna de fluido constituye la mayor parte de la presin, pero la presin que se requiere para mover el fluido tambin acta sobre las paredes. En dimetros grandes esta presin es muy pequea, raramente excede los 200 psi (13.79 bar). En pozos de pequeo dimetro puede alcanzar hasta 400 psi (27.85 bar) a veces ms. La contrapresin, o presin ejercida en el estrangulador, tambin aumenta la presin de fondo, la que puede ser estimada sumndole todas las presiones conocidas que actan sobre o en el fondo. La presin de fondo puede ser estimada durante las siguientes actividades.

POZO ESTTICONo hay fluido en movimiento, el pozo esta

esttico. La presin de fondo (BHP) es igual a la presin hidrosttica del fluido (HP) en el anular del pozo mas la presin que hubiera en el casing en superficie.

CIRCULACIN NORMALDurante la circulacin, la presin de fondo del

pozo es igual a la presin hidrosttica del fluido ms las prdidas de presin por friccin en el anular (APL)

CIRCULACIN CON CABEZA ROTATIVACuando se circula con una cabeza rotativa la

presin en el fondo es igual a la presin hidrosttica del fluido ms las prdidas de presin por friccin en el anular, ms la contrapresin de la Cabeza Rotativa.

CIRCULACIN DE UNA SURGENCIA AL EXTERIOR DEL POZO

La presin del fondo del pozo es igual a la presin hidrosttica del fluido ms las prdidas de presin por friccin en el anular, ms la presin en el estrangulador (casing). (para operaciones submarinas, sume las prdidas de presin en la

lnea del estrangulador).

Bomba

BHP = HP

Well StaticPozo Esttico

Normal Circulation

Bomba

BHP = HP + APL

Circulacin Normal Circulation with Rotating Head

BHP = HP + APL + Perdida de Presin de Cabeza Rotaria

Bomba

RotationHead

Circulacin con Cabeza RotativaKick Circulation

BHP = HP + APL + Presin en el estrangulador

Bomba

BOPStack

Circulacin De Una Surgencia Al Exterior Del Pozo

La presin hidrosttica es controlada a travs de un cuidadoso monitoreo y control de la densidad del fluido.

DENSIDAD EQUIVALENTE

La presin total que acta en el pozo es afectada por los movimientos para bajar y para sacar la columna del pozo. En la sacada se genera una presin de pistoneo (swab pressure), la cual reduce la presin en el fondo del pozo. El pistoneo ocurre porque el fluido en el pozo no baja tan rpido como la columna es subida. Esto crea una fuerza de succin y reduce la presin debajo de la columna. Esta fuerza puede ser comparada con el efecto del embolo de una jeringa, la que aspira fluido de la formacin hacia el pozo.

Cuando se baja la columna muy rpido, se crea una fuerza de compresin, porque el fluido no tiene tiempo de desplazarse hacia arriba. Como el fluido es mnimamente compresible, la presin en el pozo puede aumentar y producir una admisin o una fractura. Los dos fenmenos estn afectados por la velocidad de movimiento de la columna, el espacio entre la columna y la pared del pozo y por las propiedades del fluido.

Si bien es casi imposible eliminar esas presiones, pueden ser minimizadas reduciendo la velocidad de la maniobra. Se pueden hacer clculos para estimar la velocidad mxima de la maniobra as como las presiones de compresin (surge) y de pistoneo (swab), sin embargo esos clculos estn fuera del alcance de este manual.

A menos que haya un exceso de densidad de fluido para compensar el efecto de pistoneo, los fluidos de la formacin puede entrar al pozo y provocar una surgencia. El margen de maniobra es un incremento estimado en la densidad del fluido antes de una maniobra para compensar la prdida de presin por friccin que cesa al parar las bombas (ECD).

El margen de maniobra tambin compensa las presiones de pistoneo cuando la tubera es sacada del pozo.

El uso de ajustes en la densidad para un margen de seguridad o de maniobra requiere hacerlo en forma juiciosa. Si el margen es muy alto, se puede causar prdida de circulacin. Un margen muy bajo podra permitir que el pozo entre en surgencia. El margen depende del dimetro del pozo, de las condiciones, la velocidad de movimiento de la tubera, las propiedades del fluido y de la

formacin.

La diferencia entre la presin de formacin (PF) y la presin hidrosttica en el fondo del pozo (PH) es la presin diferencial. Esta se clasifica como

Sobre balanceada, Sub balanceada y Balanceada.

SOBRE BALANCEADASobre balanceada significa que la presin

hidrosttica ejercida en el fondo del pozo es mayor que la presin de formacin:

PH > PF

SUB BALANCEADA Sub balanceada significa que la presin

hidrosttica ejercida en el fondo del pozo es menor que la presin de formacin:

PH < PF

Swab

Propiedades del Fluido

Movimiento de los tubos

Arena

Presin de Pistoneo

Presin de Fondo de Pozo: 1:La

presin ejercida por una columna

de fluido en el pozo.

2: Presin de la formacin a la

profundidad de inters.

1-18

MOVIENDO LA TUBERA, PRESIN DE COMPRESIN / PISTONEO (SURGE/SWAB) CIRCULACIN

MARGEN DE MANIOBRA Y DE SEGURIDAD

PRESIN DIFERENCIAL

CAPTULO 1

BALANCEADA Balanceada significa que la presin hidrosttica

ejercida sobre el fondo del pozo es igual a la presin de formacin:

PH = PFLa mayora de los pozos son perforados o

reparados, en condiciones de balance o sobre balance. Si se est circulando o perforando, la friccin y los recortes contribuyen a una presin

efectiva en el fondo del pozo.

Hay dos fuerzas principales que trabajan en forma opuesta en un pozo. Estas son la presin de la columna hidrosttica de fluido y la presin de formacin. Si una de las presiones supera a la otra entonces puede ocurrir una surgencia o una prdida de circulacin.

Debido a que la presin hidrosttica es funcin de la densidad del fluido de trabajo en el pozo, su valor debe ser muy controlado. Realizando clculos pequeos y con cuidado, y manipulando las ecuaciones para la presin hidrosttica, es posible probar trabajos de cementacin, estimar la presin de integridad de la formacin, proyectar las densidades mximas del fluido de perforacin y controlar la surgencia de los pozos.

Las surgencias y los reventones son prevenidos por personas que son capaces de trabajar en forma rpida y decidida bajo situaciones de estrs. Uno de los aspectos ms importantes del entrenamiento necesario para la prevencin de reventones es entender los conceptos de presin y la habilidad para realizar clculos exactos. t

Sobre balancePH > PF

Sub balancePH < PF

BalancePH = PF

Presin diferencial es la diferencia entre la presin de formacin y la presin hidrosttica

Las surgencias son prevenidas por personas que son capaces trabajar en forma rpida y decidida bajo situaciones de estrs.

1-19

RESUMEN

PRINCIPIOS DE LA PRESIN

CAPTULO

2

La comprensin de

los indicadores de presin,

seales de advertencia, y el

por qu suceden las surgencias

puede disminuir las

posibilidades de

una surgencia.

PRINCIPIOS BSICOS DE LAS SURGENCIAS

U na surgencia es una entrada no deseada de los fluidos de una formacin hacia el pozo. Como resultados de una surgencia durante los intentos de recuperar el control del pozo, se pueden incluir el tiempo operativo perdido, operaciones de riesgo con gas y petrleo a alta presin, y la posible prdida de equipos (desde el pegamiento de la tubera hasta la prdida del equipo completo.) Si la surgencia es reconocida y controlada a tiempo, puede ser fcilmente manipulada y expulsada del pozo en forma segura.

Como una surgencia podra suceder en cualquier momento, debemos estar en condiciones de reconocerla, identificarla y reaccionar ante todos los indicadores. Estos indicadores nos permiten saber tanto si las condiciones para una surgencia existen o si el pozo pudiese estar ya en surgencia. Tiene sentido que se utilicen todos los medios posibles para prevenir una surgencia.

2-1

CAPTULO 22-2

La mejor forma de evitar una surgencia es tener en el pozo un fluido que sea suficientemente pesado para controlar las presiones de formacin pero lo suficientemente liviano para evitar prdidas de circulacin. En muchas partes del mundo, a cualquier profundidad las presiones y temperaturas se pueden predecir con una confianza razonable. Sin embargo, las cuadrillas deben mantenerse alertas a cambios inesperados de presin independientemente de cuan segura pueda ser la operacin.

La presin en formaciones con presin normal, es aproximadamente igual a la ejercida por una columna de fluido de formacin que se extiende desde la formacin hasta la superficie, o entre 0.433 y 0.465 psi/pie (0.098 y 0.105 bar/m). En este manual, usaremos el termino presin anormal para indicar un gradiente mayor que 0.465 psi/pie (0.105 bar/m).

En muchas partes del mundo, las presiones anormales no son frecuentes. Por ejemplo, presiones altamente anormales son comunes a lo largo de la costa del Golfo de Estados Unidos y presiones anormalmente bajas son encontradas en algunas reas del Oeste de Texas, en las Montaas Rocosas y muchos lugares de los estados del noreste Americano.

Las presiones de formacin son directamente afectadas por las condiciones geolgicas. Los pozos

perforados dentro de trampas subterrneas o estructuras que contienen petrleo y gas podran contener presiones

anormalmente altas. Como el Perforador, el Jefe de Equipo y el representante de la operadora no son gelogos de exploracin, es necesario que se mantengan alertas. Deben estar conscientes que las presiones anormales se pueden encontrar a cualquier profundidad y en cualquier momento. Una dotacin entrenada y experimentada est siempre preparada para lo inesperado.

Las presiones de los pozos se pueden predecir de tres fuentes de informacin. Antes de la perforacin, se pueden usar datos histricos, ssmicos y geolgicos. Durante la perforacin del pozo, cambios en los parmetros de perforacin podran indicar cambios de las formaciones y de sus presiones. Datos de registros obtenidos con las herramientas de mediciones mientras se perfora son tambin invalorables para estos fines.

Datos histricos de pozos adyacentes o vecinos en el rea es uno de los mtodos para la determinacin de problemas potenciales. Los registros de lodos y los informes de perforacin proporcionan un excelente panorama indicativo general de las condiciones de perforacin. Estos registros, junto con la aplicacin de la informacin geolgica y ssmica, proporcionan informacin significativa sobre los problemas potenciales.

Perfilaje

Perforacin

Geologa Tres formas de predecir presin en la

formacin.

Los registros de perforacin de los

pozos vecinos puede ser de

ayuda para predecir las

presiones de las formaciones.

COMO SE PREDICEN LASPRESIONES DE FORMACION

DATOS HISTORICOS

PRINCIPIOS BSICOS DE LAS SURGENCIAS2-3

La ciencia de la sismologa involucra la creacin de ondas de sonido que penetran en las capas de las rocas subterrneas. Las ondas de sonido rebotan de regreso a la superficie desde estas rocas, donde son registradas por instrumentos que miden la naturaleza y la intensidad de estos reflejos. La interpretacin adecuada y cuidadosa de estas mediciones, permite a los gelogos de exploracin deducir la forma y extensin de las formaciones de subsuelo, especialmente utilizando tcnicas de perfiles tridimensionales reforzados por computadoras. Con esta informacin, los programas de perforacin pueden ser desarrollados con mayor exactitud y seguridad para la prediccin de zonas potencialmente presurizadas.

El planeamiento geolgico previo del pozo observa la geologa general del rea. Ciertas condiciones geolgicas causan presiones anormales y peligros durante la perforacin, las cuales requieren tomarse en cuenta cuando se planifica el pozo. Algunas de las condiciones ms comunes asociadas con los cambios de las presiones de subsuelo son las fallas, anticlinales, domos de sal, arcillas masivas, zonas recargadas o agotadas.

FALLASCuando la broca atraviesa una falla, podra

haber un cambio significativo de los gradientes de presin, lo que puede resultar en una surgencia o una prdida de circulacin. Las fallas son atravesadas deliberadamente con la finalidad de buscar acumulaciones de petrleo y de gas. Los pozos horizontales y los dirigidos generalmente atraviesan fallas, donde las probabilidades de perforar en zonas de surgencia o de prdida de circulacin son altas.

ANTICLINALESLos anticlinales son estructuras geolgicas en

forma de domos hacia arriba. Capas de rocas que fueron impulsadas de niveles profundos forman generalmente esos domos anticlinales. Las altas presiones contenidas previamente en esas posiciones inferiores son preservadas. Por ese motivo, las estructuras anticlinales son generalmente el objetivo.

Cuando se perfora el la parte alta de la estructura de un anticlinal, se pueden anticipar presiones altas. En adicin a esto, cuando se perforan pozos de profundizacin de la estructura o inclusive los pozos de produccin, o de desviacin, debe tenerse en cuenta que el pozo inicial podra haberse perforado en un flanco de la estructura (lado), y al perforar los pozos de ampliacin o de produccin podran encontrar presiones altas inesperadas.

Una formacin Fallada Una estructura anticlinal

Tapa

Subnormal

Normal

Normal

Anormal

Anormal

Alta Presin

Formacin Elevada Gas

Petrleo

Tapa

Agua

Los anticlinales son estructuras geolgicas que han sido empujadas hacia arriba en direccin de la superficie.

INTERPRETACIONES SISMICAS

DATOS GEOLOGICOS

2-4CAPTULO 2

DOMOS SALINOSEn muchas reas del mundo, se presentan

camadas gruesas de sal casi puras. Generalmente, la sal es forzada hacia arriba dentro de las formaciones superiores formando as los domos salinos. Bajo la presin ejercida por la sobrecarga, la sal exhibe propiedades de flujo plstico, no permitiendo que los fluidos porales migren a travs de estos domos. Como consecuencia de esto, las formaciones debajo de los domos salinos comnmente tienen presiones ms altas que lo normal. Las formaciones o capas son agujereadas, selladas y levantadas por la sal, originando la migracin del petrleo y del gas. Estas zonas podran tener presiones mayores que las de las formaciones adyacentes.

LUTITAS MASIVASGrandes espesores de lutitas impermeables

restringen el movimiento ascendente de los fluidos porales. Cuanto ms capas de sobrecarga se acumulan, las presiones de formacin se vuelven anormales, sin permitir el proceso normal de compactacin. Las secciones de lutitas formadas bajo estas condiciones pueden son mviles o plsticas, porque exhiben presiones anormales al ser perforadas, y producirn relleno en el pozo

cuando la broca es sacada. Generalmente son necesarias altas densidades de fluido para controlar estas lutitas y hasta podran requerir programas especiales de casing.

Las lutitas sobre-presionadas son de menor densidad y son perforadas con mayor velocidad debido a que son ms blandas y a la falta de compactacin normal. Una tapa o sello de roca endurecida generalmente indica el tope de las lutitas presurizadas. Una vez que la tapa es perforada, la lutita se torna progresivamente ms blanda a medida que la presin aumenta, resultando en altas velocidades de penetracin.

Las rocas permeables (areniscas) que estn debajo de estas lutitas, por lo general estn tambin sobre-presurizadas debido a la falta de rutas de escape para los fluidos de los poros a medida que la sobrecarga aumenta.

ZONAS SOBRE-PRESIONADASArenas superficiales y formaciones que exhiben

presiones altas son llamadas zonas sobre-presionadas. Las zonas sobre-presionadas pueden tener origen natural como resultado de la migracin ascendente de los fluidos porales de zonas ms profundas, o pueden ser originadas por el hombre. Trabajos de cementacin de mala calidad o inadecuados, casings o tubos daados y proyectos de recuperacin secundaria por inyeccin de fluidos pueden generar zonas sobre-presionadas.

Las tcnicas geofsicas modernas pueden localizar las zonas presurizadas superficiales. Estas zonas son comnmente llamadas de puntos brillantes. Cuando son encontradas a poca profundidad presiones normales provenientes de formaciones ms profundas, son generalmente difciles de controlar.

Arena y Arcilla Intercalaciones

Arcillas Masivas

Arenas

Presin Estructural

Presin Normal

Zona Impermeable

Lutitas masivas como zona de transicin

Sal Presin Anormal

Presin Normal

Tapa

Presin Anormal

Domos de sal son comunes en las estructuras del golfo

Las presiones altas estn generalm-ente asociadas

con domos salinos.

2-5PRINCIPIOS BSICOS DE LAS SURGENCIAS

ZONAS AGOTADASZonas que han sido agotadas tienen generalm-

ente presiones que son menores que las normales (subnormales). Cuando se encuentra una de estas zonas, pueden producirse severas prdidas de circulacin. Si el nivel del fluido cae en el pozo, la columna hidrosttica se reducir. Esto podra permitir el flujo de otra zona o aun la misma zona depletada.

Estas condiciones pueden ocurrir donde se ha perforado otro pozo. O por lo general en reas donde no hay informacin de los pozos vecinos perforados en la misma rea. Es peligroso tener informacin pobre o no disponer de los historiales completos de los pozos vecinos perforados.

Las siguientes son las seales ms comunes de cambios de presin de formacin. Estas seales deben ser reconocidas por las dotaciones e informadas a los supervisores. La comunicacin es de vital importancia porque muchas de estas seales pueden tener otras explicaciones.

w Variaciones en la velocidad e penetracin.

w Cambios en la forma, tamao y cantidad de recortes.

w Aumento del torque de rotacin.

w Aumento en el arrastre.

w Desmoronamiento de arcillas.

w Aumento en el contenido de gas.

w Variaciones en el exponente d normal.

w Aumento de la temperatura en la lnea de salida.

w Disminucin de la densidad de las arcillas.

w Aumento en el contenido de cloro.

No todos estos indicadores se presentan todos al mismo tiempo. La dotacin debe saber reconocerlos como posibles seales de que se est perforando en zonas de mayor presin.

El aumento en la velocidad de penetracin es uno de los mtodos ms ampliamente aceptados para determinar los cambios en la presin poral. Normalmente la velocidad de penetracin decrece con la profundidad. Este decrecimiento, provocado por el aumento de la dureza y densidad de la roca, tambin es controlado por la diferencia entre la presin hidrosttica y la presin poral.

Un cambio en la velocidad de perforacin puede ser un indicador de presin de formacin en aumento. La velocidad de perforacin aumenta cuando se penetra en una zona de presin anormal porque las formaciones contienen mas fluido y son ms blandas.

Fractura A Zonas Mas

Arribas Pozo Viejo

Abandonado

Nuevo Pozo En Yacimiento Viejo

Presin Normal

Zonas de alta presin generadas por el hombre Las formaciones con presiones anormales pueden ser identificadas con los perfiles elctricos.

Las dotaciones deben observar y reportar de inmediato cualquier indicador de cambio de presin.

INDICADORES DE PRESIN - PERFORANDO

VARIACIONES EN LA PENETRACION

CAPTULO 22-6

El aumento de la presin de formacin tambin reduce el Sobrebalance en el fondo del pozo. Esto significa que los recortes se desprendern bajo la broca con mayor facilidad.

Si se observa que la velocidad de penetracin no vara, o aumenta gradualmente cuando debera disminuir, puede tambin indicarnos un incremento de la presin de la formacin. Un cambio abrupto en la velocidad de penetracin, ya sea aumento o disminucin, indica que se est perforando una formacin nueva que podra ser ms permeable y que podra provocar una surgencia. Cuando las presiones de formacin cambian de normal a anormal a medida que el pozo se profundiza, el rea en la que se produce el cambio es llamada zona de transicin. Cuando se perfora en una zona de transicin la densidad del lodo debe mantenerse lo ms prxima posible a la presin de formacin. De esta manera un cambio en la presin poral puede ser reflejado en la velocidad de penetracin. Cualquier exceso de densidad aumentara la presin diferencial y consecuentemente reduce la velocidad de penetracin. Esto trae como consecuencia que se enmascare un aumento de la velocidad de penetracin que normalmente es atribuido como resultado de los incrementos de presin de formacin. Sin embargo existen otros factores, adems de la presin poral, que afectan a la velocidad de penetracin, incluyendo a los cambios de formacin, velocidad de rotacinpropiedades del fluido, peso sobre la broca, tipo de broca, condiciones de la broca y propiedades del fluido.

Como se mencion anteriormente, cualquier cambio de formacin presenta un problema serio de interpretacin. En general un cambio brusco continuo en la velocidad de penetracin puede indicar un cambio de formacin.

Los recortes son fragmentos de la formacin cortados, raspados o desprendidos de la formacin por la accin de la broca. El tamao, forma y cantidad de los recortes dependen en gran medida del tipo de formacin, tipo de broca, peso sobre la broca, desgaste de la broca y del diferencial de presin (formacin versus presin hidrosttica del fluido).

El tamao de los recortes generalmente disminuye con el desgaste de la broca durante la perforacin si el peso sobre la broca, tipo de formacin y el diferencial de presin, permanecen constantes. Sin embargo si la presin diferencial aumenta (con el aumento de la presin de formacin), an una broca gastada cortar con mas eficacia, con lo que el tamao, la forma y la cantidad de los recortes aumentar.

Al lado izquierdo: recortes de lutita de una zona con presin normal. A la derecha: recortes de lutita de una zona de transicin.

Zona De Transicin: Termino

utilizado para describir un

cambio de presin de formacin,

ejemplo: de normal a anormal.

VARIACIONES EN LA FORMA, TAMAO, TIPOY CANTIDAD DE RECORTES


Durante las operaciones normales de perforacin el torque rotativo aumenta gradualmente con la profundidad, como resultado del efecto del contacto entre las paredes del pozo y la columna de perforacin.

El aumento de la presin de formacin provoca que entren mayores cantidades de recortes al pozo a medida que los dientes de la broca penetran ms y producen cortes mayores en la formacin. El aumento de lutitas en el pozo tiende a adherirse, impedir la rotacin de la broca, o acumularse alrededor de los portamechas. El aumento del torque en varios cientos de pies es un buen indicador de aumento de la presin.

Cuando se perfora en condiciones de balance o de casi balance, se produce un incremento en el arrastre cuando se hacen las conexiones en zonas de presin anormal. Este aumento puede ser debido a la cantidad adicional de recortes que se acumulan en el pozo o encima de los portamechas. El torque y el arrastre pueden aumentar tambin debido a que la formacin es blanda, lo cual origina que el pozo se cierre alrededor de los portamechas y la broca.

A medida que la presin de formacin supera la presin de la columna de lodo, la columna de lodo resulta menos efectiva para sostener las paredes del pozo, y eventualmente las lutitas comienzan a desmoronarse o desprenderse de las paredes del pozo. El desmoronamiento de las lutitas no es una situacin crtica, sino que dependen del grado de desbalance y otros factores tales como el buzamiento de la formacin, su compactacin, la consolidacin de los granos de arena, la resistencia interna, etc.

Las lutitas desmoronables afectan la perforacin al ocasionar problemas de arrastre por estrechamiento del pozo, llenado en el fondo y eventualmente pueden causar que la tubera de perforacin, u otras herramientas se aprisionen. Los desmoronamientos no son siempre el resultado de presiones anormales. A menudo se atribuye el desmoronamiento a otras causas, por tanto, es posible pasar por alto el efecto de las presiones anormales. Cuando la causa del desprendimiento / desmoronamiento de las lutitas es la presin, su forma ser larga, de bordes afilados, astillados y curvos.

0.5 a 1.5 pulg.

Escala

Frente Lateral

Perfil Tipo Bloke Rectangular

Probable Astillado

Frente Lateral

Pelfil DelicadoPunt

edgudo

Superficie Cncava PlanoPlano

Un Desmoronamiento Tpico De Una Arcilla Producida Por Alivio De Tensiones

(b)Un Desmoronamiento Tpico De Una Arcilla Producida Por Con Condiciones Sub-Balanceadas

(a)

Grietas Tipicas

Cuando la presin es la causa para el desmoronamientode las arcillas, su forma, ser larga, afilada, astillada y curva.

AUMENTO DEL TORQUE Y/O ARRASTRE

LUTITAS DESMORONABLES / LLENADO DEL POZO

2-8CAPTULO 2

Antes de cualquier tipo de maniobra el pozo es generalmente circulado hasta quedar limpio, o sea que los recortes son totalmente desplazados fuera del pozo para prevenir complicaciones. Si se penetra dentro de una formacin con presin anormal, no es raro que se encuentren cantidades significativas de relleno cuando se maniobra de retorno al fondo. Esto puede ser debido a que la columna hidrosttica no es suficiente para prevenir que las paredes se derrumben o desmoronen en el pozo. Debe resaltarse que la falta de presin no es la nica causa, pero podra ser uno de los indicadores de falta de presin.

GAS CONTENT INCREASEEl aumento en el contenido del gas en el fluido

de perforacin es un buen indicador de zonas de presin anormal. Sin embargo, los cortes de gas no son siempre el resultado de una condicin de desbalance, por lo que es importante una adecuada comprensin de las tendencias del gas.

GAS DE PERFORACIONCuando se perfora una formacin porosa

no permeable que contiene gas, los recortes que contienen gas son circulados pozo arriba. La presin hidrosttica sobre estos recortes se reduce a medida

que son circulados. El gas en el recorte se expande y se libera en el sistema de lodo, reduciendo la densidad. Bajo estas circunstancias, no se puede detener la gasificacin del lodo aumentando la densidad del lodo. Esta situacin puede verificarse deteniendo la perforacin y circulando el fondo hacia arriba. La cantidad de gas debe reducirse significativamente o aun parar.

GAS DE CONEXION O DE MANIOBRACuando se perfora con una densidad mnima

del lodo, el efecto de pistoneo producido por el movimiento ascendente de la columna durante una conexin o maniobra puede pistonear gases y fluidos dentro del pozo. Este gas es conocido como gas de maniobra o de conexin, cuando este gas aumenta, es posible que los gases de formacin pueden tambin estar aumentando, o que el diferencial de presin (presin hidrosttica del lodo contra presin de formacin) est cambiando.

GAS DE FONDOEl mejor ejemplo del gas de fondo esta en el

oeste de Texas, donde las capas rojas de arenisca de baja permeabilidad del Prmico, son perforadas con agua. La presin de formacin en estas capas es equivalente a un lodo de aproximadamente 16 ppg (1917 kg/m). Las capas de arenisca roja tienen gas,

10500

10550

10600

10650

GAS UNITS

CONEXIN

FUER

A DE E

SCAL

A

El gas de la canaleta de retorno

debe ser controlado

cuidadosamente

Un aumento en el contenido de gas en el fluido de perforacin podra indicar

presin anormal.

AUMENTO EN EL CONTENIDO DE GAS


pero su permeabilidad es muy baja. El resultado es que el lodo siempre esta cortado por gas, produciendo gas de maniobra particularmente molesto.

Cuando se utiliza la presencia de gas en el fluido como un indicador de presiones anormales, una unidad de deteccin de gas es necesaria. Una tendencia del gas de fondo o de conexin puede ser notada a medida que la operacin avanza. Ambos tipos de gas deben ser controlados cuidadosamente y considerados como una advertencia de aumento de la presin poral.

El mtodo del exponente d normal para la deteccin y prediccin de presiones anormales mientras se perfora es usado a veces. El clculo del exponente d normal es simple y no requiere de equipo especial. La informacin requerida que debe estar disponible en el rea de trabajo es: velocidad de penetracin, rpm de la mesa rotaria, peso sobre la broca y dimetro del pozo.

Herramientas modernas de registros mientras se perfora usan la telemetra de los impulsos de lodo para recolectar datos de la formacin

Un grafico exacto del exponente d puede ayudar a predecir la densidad del lodo necesaria para una perforacin segura.

VARIACIONES DEL EXPONENTE D NORMAL

CAPTULO 22-10

El exponente d es calculado (usando un computador, una regla de clculo o un nomograma), y luego es graficado en un papel semilogartmico. Un cambio en la pendiente de la lnea es un indicador de las zonas presurizadas. Mejoras en las tcnicas del graficado han refinado el mtodo a tal grado que las densidades necesarias del lodo en muchas reas pueden predecirse rutinariamente con una exactitud del 0.2 a 0.5 ppg (24 a 60 kg/m).

Usada en forma apropiada, esta informacin puede reducir las surgencias en los pozos y con la misma importancia, reducir el uso de densidades innecesarias de lodo que disminuyen la velocidad de penetracin e incrementa el costo de la perforacin.

Las herramientas de mediciones (MWD) y registros (LWD) durante la perforacin son una sofisticada combinacin de instrumentos electr-nicos. Informacin de perforacin direccional y de evaluacin de las formaciones puede ser recabada en tiempo real dependiendo de la configuracin y el tipo de herramienta de MWD. Los parmetros medidos tales como la resistividad de la formacin, torque, temperatura, presin de fondo de pozo y respuestas acsticas, pueden ser utilizadas para identificar cambios en las condiciones de perforacin y detectar surgencias. La respuesta de los parmetros vara de acuerdo con el sistema de fluido utilizado (base agua o base petrleo), por lo que se hace necesario interpretar las seales.

La electricidad es generada para operar la herramienta mediante una turbina o un propulsor en el arreglo del conjunto. Caudales especficos de bomba son necesarios para generar la potencia

apropiada para la herramienta. Dependiendo del tipo de herramienta, una vez que la informacin es recabada se la puede transmitir por cable, por pulsos de fluido (ondas de presin), ondas electromagnticas o acsticas. Estos pulsos son recibidos por sensores sofisticados en la superficie y luego transmitidos a computadores que los decodifican o traducen en informacin utilizable.

Las lutitas que estn normalmente presurizadas han sufrido una compactacin normal y su densidad aumenta uniformemente con la profundidad. Este incremento uniforme permite predecir la densidad de las arcillas. Cualquier reduccin de la tendencia puede ser interpretada como una zona de mayor presin poral, puesto que las lutitas de alta presin son de menor densidad que las de presiones normales. Esto es el resultado de los fluidos porales atrapados en secciones de lutitas durante el proceso de compactacin.

Los problemas que reducen la utilidad en el campo de la densidad de las lutitas recaen en los mtodos de la medicin de su densidad.

Actualmente se utilizan tres mtodos. Estos son:

Tcnicas de LWD proveen

informacin de condiciones del pozo en tiempo

real.

Las herramientas para MWD y LWD

colectan datos que pueden ser

usados para predecir las

presiones de formacin.

MEDICIONES Y REGISTROS DURANTE LA PERFORACIN MWD Y LWD

DISMINUCIN DE DENSIDAD DE LAS LUTITA


w Columna de lquido de densidad variable.

w Densidad por balanza de lodo.

w Tcnicas de perfilaje MWD (Medicin durante la perforacin)

No es fcil determinar la profundidad de los recortes de lutitas, y la seleccin y preparacin de los recortes para las mediciones depende en gran medida de la persona que las realiza.

El sello en el tope de la zona de transicin limita el movimiento del agua. Por tanto temperaturas arriba de lo normal se registran tanto en la zona de transicin como en la zona de alta presin que est debajo. Si la tendencia normal de la temperatura de la lnea de salida es graficada, un cambio de 2 a 6 F o ms por cada 100 pies encima de esta tendencia podra ser un indicador de la zona de transicin.

Adems de indicar un cambio en la presin poral, los cambios en la temperatura de la lnea de salida pueden atribuirse a:

w Un cambio en el caudal de circulacin.

w Un cambio en el contenido de slidos del lodo.

w Un Cambio en la composicin qumica del lodo

w Un cambio en los procedimientos de perforacin

Las curvas de temperatura (mostradas abajo), si bien no son un indicador definitivo, son un indicador adicional que ayudan en la decisin de parar la perforacin o de aumentar el peso del lodo.

En las perforaciones marinas, a medida que la profundidad del agua aumenta, la eficiencia del registro de temperatura disminuye. Puede tornarse intil debido al efecto de enfriamiento del agua, a menos que la temperatura del conjunto submarino sea controlada. En aguas profundas, la temperatura del lodo en la superficie podra mantenerse constante durante toda la operacin.

Cambios en el contenido del in cloruro o de la sal en los fluidos de perforacin son indicadores vlidos de presin. Si no hay suficiente presin, filtracin o flujo de la formacin pueden ingresar

al pozo y mezclarse con el fluido de perforacin. Esto cambiar el contenido de cloruros del lodo.

Dependiendo del contenido de cloruro en el fluido, un aumento o disminucin podran ser determinados basados en si el contenido de sal del fluido de formacin es mayor o menor. Sin embargo, los cambios pueden ser difciles de establecer a menos que haya un control minucioso de las pruebas del lodo. La mayora de los mtodos disponibles para hacer las pruebas de contenido de in cloruro son inadecuadas para mostrar cambios sutiles. En los lodos de agua dulce-bentonita, los aumentos de contenido del in cloruro causarn un aumento de la viscosidad de embudo y de las propiedades del flujo.

9

10

11

12

110100 120 130

Temperatura De La Lnea De Flujo (F)

Pro

fun

did

ad (

1,00

0 ft

)

TransitionZone

Un incremento en la temperatura puede ser indicador de que la presin de formacin est aumentando

Cambios en la temperatura de la lnea de salida pueden ser usados con otros indicadores para ayudar a identificar zonas de transicin.

AUMENTO EN LA TEMPERATURA DE LA LNEA DE SALIDA

AUMENTO EN EL CONTENIDO DE CLORURO

2-12CAPTULO 2

Los perfiles elctricos normales o de induccin, miden la resistividad elctrica de la formacin. Dado que generalmente las formaciones de lutitas con presin anormal tienen ms agua, son menos resistivas que las formaciones de lutitas secas con presin normal. Los cambios de resistividad pueden ser medidos y la presin de formacin medida.

Los perfiles acsticos o snicos miden la velocidad del sonido o el tiempo del intervalo de trnsito de la formacin. Las formaciones de lutitas con altas presiones que tienen mas agua, tienen menor velocidad de sonido, en consecuencia un tiempo de trnsito mayor. Se pueden hacer clculos para determinar la presin de formacin y su porosidad a partir de estas mediciones.

Los perfiles de densidad, miden la densidad de la formacin basndose en mediciones radioactivas. Las formaciones de lutitas de alta presin tienen menor densidad por lo que es posible tambin hacer clculos para la determinacin de la presin de formacin.

Siempre que la presin poral sea mayor que la presin ejercida por la columna de fluido en el pozo; los fluidos de la formacin podrn fluir hacia el pozo. Esto puede ocurrir por una o una combinacin de varias causas:

Las causas ms comunes de las surgencias son:

w Densidad insuficiente del fluido.

w Prcticas deficientes durante las maniobras

w Llenado deficiente del pozo.

w Pistoneo / Compresin.

w Prdida de circulacin.

w Presiones anormales.

w Obstrucciones en el pozo.

w Operaciones de cementacin.

w Situaciones especiales que incluyen:

Velocidad de perforacin excesiva en las arenas de gas.

Prdida de filtrado excesiva del fluido de perforacin.

Perforar dentro de un pozo adyacente.

Formaciones cargadas

Obstrucciones en el pozo.

Probando el conjunto de BOP.

Gas atrapado debajo del conjunto de BOP.

Prdida del conductor submarino.

Proyectos de recuperacin secundaria.

Flujos de agua.

Pruebas de Formacin (DST)

Perforacin en desbalance - Falla en mantener una contrapresin adecuada.

Pata de plataforma.

Una causa comn de las surgencias es la densidad insuficiente del fluido, o un fluido que no tiene la densidad suficiente para controlar la formacin. El fluido en el pozo debe ejercer una presin hidrosttica para equilibrar, como mnimo, la presin de formacin. Si la presin hidrosttica del fluido es menor que la presin de la formacin el pozo puede fluir.

Probablemente que la causa ms comn de densidad insuficiente del fluido es perforar inesperadamente dentro de formaciones con presiones anormalmente altas. Esta situacin puede resultar cuando se encuentran condiciones geolgicas impredecibles, tales como perforar cruzando una falla que cambia abruptamente la formacin que se est perforando. La densidad insuficiente del fluido puede tambin ser resultado de la interpretacin errnea de los parmetros de perforacin (ROP, contenido de gas, densidad de las lutitas, etc.) utilizados como gua para densificar el lodo. (Esto generalmente significa que la zona de transicin no ha sido reconocida y la primera formacin permeable ha originado la surgencia.)

Mal manipuleo del fluido en la superficie responde por muchas de las causas de la densidad insuficiente del fluido. El abrir una vlvula equivocada en el mltiple de succin de la bomba que permita la entrada de un fluido de menor densidad al sistema; abriendo de golpe la vlvula de agua de tal manera que se agrega ms agua que la deseada; lavar las zaranda con un chorro muy grande de agua; inclusive operaciones de limpieza pueden todas afectar la densidad del fluido.

Una vez que la formacin ha sido

perforada la presin poral

puede ser determinada por

perfilaje elctrico.

PERFILAJES INDICADORES DE PRESIN

DENSIDAD INSUFICIENTE DEL FLUIDO

CAUSAS DE LAS SURGENCIAS


El ingreso de agua de la lluvia en el sistema de circulacin, puede tener un gran efecto en la densidad y alterar severamente las propiedades del fluido. Tambin es peligroso diluir el fluido para reducir su densidad puesto que se est agregando intencionalmente agua al sistema mientras est circulando. Si se agrega mucha agua, o la densidad del fluido baja mucho, el pozo podra comenzar a fluir. Sin embargo, si el personal est mezclando y agregando volumen a los tanques, una ganancia proveniente del pozo podr ser difcil de detectar.

Es buena prctica agregar volmenes conocidos o medidos cuando se realizan me

Engineering

Wcs español-well-control