01 Manual Well Control _ WCI

o x e n A

2 Ejercicios de Simulación

o x e n A

2 Ejercicios de Simulación

1 . p a C

4 Conceptos Básicos de Presión

Presión Presión por definición es la fuerza por unidad de área que ejerce un fluido (psi). En la industria petrolera se manejan diferentes tipos de presión, así como: Presión de formación (PFm), Presión hidrostática (PH), Presión de fricción (PDFr) y Presión de fractura (PDF).

El entendimiento de las presiones y sus interrelaciones es un factor importante para resolver problemas control de pozos. Todas las personas involucradas en la perforación de pozos petroleros, desde el operador hasta los ayudantes de perforación, deben estar informados sobre las presiones. Cuando se exceden ciertos límites de presión, las consecuencias pueden ser desastrosas: reventones, muertes, etc.

¿Que es la presión?

Presión (Fuerza)

Presión (Fuerza)

Fluido

Presión de fluido Presión

Fluido es toda sustancia que tiene la capacidad de fluir. Los líquidos, como el agua y el petróleo, así como el gas se asocian inmediatamente con la condición de “fluido”. Para nuestros propósitos, los fluidos que consideraremos serán los relacionados normalmente con la industria petrolera, a menos que se indique otra cosa. Estos fluidos son el petróleo, el gas, y líquidos tales como agua, fluidos de terminación, agua salada, lodos, fluidos de empaque, etc.

• Presión

1'

Si un fluido que pesa una libra por galón, el peso de una pulgada cuadrada y un pie de de largo es 0.052 libras

Los fluidos ejercen presión. Esta presión es el resultado de la densidad, o peso del fluido y 1' la altura vertical de la columna del fluido. La 1' densidad de un fluido, en la industria petrolera se mide en libras por galón (lpg; pounds • Figura 2. Derivación 0,052 per gallon; ppg), (gramo por litro, g/l). Un ,

.

fluido pesado ejercerá mayor presión debido a su alta densidad. La fuerza se mide en libras por pulgada cuadrada (lbs/plg2) (pounds per square inch, psi) (bar). Para calcular cuánta presión ejerce un fluido de una determinada densidad, se utiliza el gradiente de presión. Este, en general, se expresa como la fuerza que ejerce el fluido por pie de altura, y se mide en psi/pie (libras por pulgada cuadrada por pie) (bar/10

Conceptos Básicos de Presión 5

m). Para expresar el gradiente de presión en psi/pie, se debe convertir la densidad del fluido de libras por galón (lpg; ppg) a psi/pie (para bar/10m, g/l a bar/10m).

Factor de conversión 0,052 (0,0000981) 0,052 (0,0000981) es un factor de conversión que convierte la densidad de un fluido en un gradiente de presión. El gradiente de presión es el aumento de presión por unidad de profundidad (psi/pie; psi/ft). La densidad del fluido de perforación (lodo) se mide en libras por galón (lpg; ppg) y la profundidad en pies (pie; ft)

das, por lo que también, habrá 144 pulgadas por un 1 pie de longitud, en 1 pie cúbico. El peso de 1 pulgada cuadrada de 1 pie de longitud se puede calcular dividiendo el peso total del cubo (7,48 (7,48 lbs) entre 144.

7,48 ÷ 144 = 0,051944 (0,052) De esta manera se obtiene el Factor de conversión 0,052.

Gradiente de presión

Si el fluido pesa más de 1 ppg (120 g/l), lo único que hay que hacer para determinar el gradiente de presión es multiplicar la denLa cifra 0,052 se obtiene usando un cubo 1 sidad del fluido (lodo) por 0,052 psi/pie pie por lado ( 1pie cuadrado en la base, por (0,0000981). Por lo tanto, si la densidad del 1 pie de alto). Para llenar el cubo serán nece- fluido es de 10,3 ppg., pesará 10,3 veces más sarios 7,48 galones. Si la densidad del fluido que el factor de conversión para un fluido de es de 1 lpg (ppg), el peso total del cubo será 1 ppg. El fluido de 10,3 ppg nos dará un grade 7,48 libras, o mas exacto 7,48 libras por pie diente de presión 10,3 veces mayor que 0,052, por lo tanto, 10,3 veces 0,052 es igual a 0,535 cúbico (lbs/ft3). En 1 pie cuadrado hay 144 pulgadas cuadra- psi/pie, o:

GRADIENTE DE PRESION , psi/pie GRADIENTE DE PRESION, psi/pie GRADIENTE DE PRESION, psi/pie Gradiente de Presión bar/m

= DENSIDAD DE LODO, lpg x FACTOR DE CONVERSION = 10,3 10,3 lpg X 0,052 = 0,535 0,535 psi/pie = Densidad del lodo g/l X Factor de conversión = 1234,2 1234,2 g/l X 0,0000981 = 0,1211 0,1211 bar/m bar/ m

Ejemplo Calcular el gradiente de presión de un fluido con una densidad (MW; DDL) de 11,3 ppg (1356 g/l)

1 . p a C

1 . p a C


GRADIENTE DE PRESION, psi/pie GRADIENTE GRADIENT E DE PRESION , psi/pie psi/pi e GRADIENTE DE PRESION , psi/pie

= DENSIDAD DE LODO, lpg X FACTOR DE CONVERSION = 11,3 X 0,052 = psi/pie

GRADIENTE DE PRESION , bar/m GRADIENTE DE PRESION , bar/m GRADIENTE GRADIENT E DE PRESION, bar/m

= DENSIDAD DE LODO, g/l X Factor de Conversión = 1356 1356 X 0,0000981 = 0,13 0,1330 30 bar/m

• Problema 1 Calcular el gradiente de presión de un lodo con densidad de 9,5 ppg (1140 g/l)

GRADIENTE DE PRESION, psi/pie GRADIENTE DE PRESION, bar/m

= DENSIDAD DE LODO, lpg X Factor de Conversión = DENSIDAD DE LODO, g/l X Factor de Conversión

• Problema 2 Calcular el gradiente de presión del agua dulce.

Profundidades PVV (TVD) y PM (MD)

Todos los pozos tienen una profundidad vertical (PVV; TVD) y una profundidad medida (PM; MD) En la figura 3, puede observarse que la profundidad en línea Conociendo la presión que se ejerce ejerce por recta hacia abajo (en la forma que atrae pie, se pueden hacer los cálculos para la gravedad) es la profundidad vertical obtener la presión hidrostática (PH) a 10.000, la línea negra representa la prouna determinada profundidad. Esto se fundidad medida 10.100. Para calcular la consigue multiplicando el gradiente de presión en el fondo del pozo se utilizará presión (psi/pie) por el número de pies, la profundidad de 10.000 pies (3048 m), correspondientes a la profundidad ver- debido a que la gravedad actúa directatical. Para los fines de control de pozos mente hacia abajo a lo largo del pozo. es muy importante diferenciar la profundidad vertical (PVV; TVD) de la pro- La profundidad vertical (PVV; TVD) se usafundidad medida (PM; MD) rá para los cálculos de: Presión, gradien-


tes y densidades. Mientras que la profundidad medid a (PM; MD) se usará para los cálculos de: Volumen, capacidad y desplazamiento.

Presión Hidrostática La presión hidrostática (PH) es la presión total del fluido en un punto dado del pozo. “Hidro” significa fluido que ejerce presión como el agua, y “estática” significa que no está en movimiento. Por lo tanto, la presión hidrostática es la presión ejercida por una columna de fluido estacionaria (que no esta en movimiento). Recordemos que gradiente de presión se puede obtener multiplicando el fac tor de conversión (0,052) por la densidad del fluido (lodo) en libras por galón (lpg ). Para calcular la presión hidrostática (PH) • Profundidad PVV y PM del fluido en un punto dado:

Presión Hidrostática psi

= gradiente de presión psi/pie X Profundidad PIES, PVV (TVD )

Presión Hidrostática bar

= Gradiente de presión bar/10m X Profundidad m PVV (TVD) / 10


= PVV (TVD) ft X Factor de conversión X Densidad del lodo ppg


= PVV m X Densidad del Fluido g/l X Factor de Conversión ,0000981

Ejemplo ¿Cuál será la presión hidrostática (PH) en un pozo, con densidad de lodo de 9,2 lpg (1104 g/l), la Profundidad Medida (PM, MD) de 6750 pies (2057 m), y la Profundidad Vertical verdadera (PVV, TVD) de 6130 pies (1868 m) ? Las fórmulas para calcular la presión hidrostática, con sus respectivos factores de conversión, son

1 . p a C

1 . p a C


PRESION HIDROSTATICA, PSI = Profundidad pies, PVV (TVD) X Factor de conversión X Densidad de lodo LPG PRESION HIDROSTATICA, PSI = 6130 X 0,052 X 9,2 PRESION HIDROSTATICA, PSI = 2932 psi

Presión Hidrostática bar = Presión Hidrostática bar = Presión Hidrostática bar =

Profundidad m PVV (TVD) X Densidad de lodo g/l X Factor de Conversión 1868 X 1104 X 0,0000981 201,9 bar Estas ecuaciones sencillas constituyen la base para la comprensión de los principios fundamentales de la presión en un pozo. Para evitar que un pozo fluya, la presión en el mismo debe ser por lo menos igual a la presión de la formación.

Presiones Manométricas y Atmosférica Un manómetro ubicado en el fondo de una columna de fluido, registra la presión hidrostática de esa columna e incluye, además, la lectura de la presión atmosférica que se ejerce sobre esa columna. Esa presión, normalmente considerada de 14,7 psi (1 bar) (15 psi [1,03 bar]), varía de acuerdo a las condiciones climáticas y la elevación. Si el manómetro tiene una escala en psig, in-

cluye la columna atmosférica sobre la misma. Pero si el manómetro registra en psig (bar, abs), entonces esta calibrada para descontar la presión atmosférica sobre la columna TUBO EN “U” Por lo general en el pozo, se tiene fluido tanto dentro de la tubería de perforación (TP; DP), como en el espacio anular. La presión atmosférica puede omitirse, ya que es la misma para ambas columnas. En realidad, existe una analogía de tubo en “U”, tal como se muestra en la Figura 4, con el espacio anular en un lateral derecho y la columna de la tubería (TP; DP), en el otro. En caso que hubiera 10 ppg (1198 g/l) de fluido en la columna de la tubería (TP; DP) y 10,2 ppg (1222 g/l) de fluido en el anular, la presión diferencial se puede calcular a través de una resta.

Presión Hidrostática en Tubería = 10.000 PVV;pies X 0,052 X 10lpg Presión Hidrostática en Tubería = 5200 psi Presión Hidrostática en anular = 10.000 PVV; pies X 0,052 X 10 lpg Presión Hidrostática en anular = 5304 psi Presión Hidrostática en Tubería = 1198 X 3048 X 0,000981 Presión Hidrostática en Tubería= 358,4 bar Presión Hidrostática en Anular = 1222 X 3048 X 0,000981 Presión Hidrostática en Anular = 365,4 bar


• Problema 1 Calcular la presión hidrostática (PH) de un pozo

con densidad de lodo es de 9,7 lpg (1162 g/l), la PM (MD) es de 5570 pies (1698 m) y la PVV (TVD) es de 5420 pies (1652 m).


= Profundidad PIES, PVV (TVD) X Factor de conversión X Densidad de lodo LPG ppg


= Profundidad m PVV (TVD) X Densidad de lodo g/l X Factor de Conversión

• Problema 2 Calcular la presión hidrostática (PH) de un pozo a los 4300 pies (1310 m). La

densidad del lodo es de 16,7 lpg (2001 g/l), la PM (MD) es de 14.980 pies (4566 m) y la PVV (TVD) es de 13.700 pies (4176 m).

Presión Hidrostática psi = Profundidad pies, PVV (TVD) X Factor de Conversión X Densidad de lodo LPG Presión Hidrostática psi = Profundidad pies, PVV (TVD) X Factor de Conversión X Densidad de lodo LPG

La presión diferencial tratará de desplazar el fluido desde el anular hacia la columna de la tubería = 5304 psi - 5200 psi = 104 psi [365 bar - 358 bar = 7 bar]. El fluido del pozo intentará circular hacia la tubería, originando que el fluido salga a la superficie, mientras que el nivel del fluido en el anular decrece. De este modo, las dos presiones quedarán equilibradas. La “caída” del nivel de fluido en el anular se calcula a través de la fórmula de presión hidrostática, utilizando 104 psi (7 bar). Por lo t anto, Pies = 104 psi / 0,052 /10,2 ppg lo que • Analogía de Tubo en “U” equivale a una caída de 196 pies [m= 7 bar / 0,0000981/ 1222 = 59,8 m]. Cuando hay diferencias en las presiones fenómeno se denomina efecto de tubo hidrostáticas, el fluido va a intentar al- en “U” y ayuda a entender por qué suele canzar un punto de “equilibrio”. Este haber flujo desde la tubería al realizar

1 . p a C

1 . p a C


las conexiones.

Presión de formación

Porosidad y permeabilidad

La presión de formación es la ejercida por el contenido de líquido o gas en los espacios porales de la formación. Esa presión puede ser afectada por el peso de la sobrecarga (Fuerza lito-estática) por encima de la formación, que ejerce presión tanto sobre los fluidos porales como sobre los granos (matriz). Los granos son el elemento sólido o “material rocoso” y los poros son los espacios entre los granos. Si los fluidos porales tienen libertad de movimiento y pueden librarse, los granos pierden parte de su soporte, y se conjuncionan entre ellos. Este proceso se denomina compactación. • Presiones de formación Las clasificaciones de la presión de formación se relacionan con la presión de los poros de la roca de la formación y la densidad del fluido nativo contenido en Presión de Fractura los espacios porales. La presión de fractura es la cantidad de El gradiente de sobrecarga es el cambio presión que se necesita para deformar de presión por pie de profundidad causa- de modo permanente (fallar o agrietar) do por la combinación de peso de la roca la estructura rocosa de la formación. (matriz), además del fluido o gas contenido Superar la presión de la formación o la en la misma. perdida de un bajo caudal a la formación, no es suficiente para causar una fractura, si el fluido poral tiene libertad de movimiento. En cambio, si el fluido poral no puede desplazarse o acomodarse, si puede ocurrir una fractura o deformación permanente de la formación.

La porosidad y la permeabilidad de las rocas, junto a las presiones de formación, son muy importantes para el entendimiento de control de pozos. La porosidad es una medida de los intersticios en una roca, en las que el petróleo, el gas o el agua pueden alojarse. Aunque a primera vista las rocas tienen una apariencia masiva, con ayuda de un microscopio se puede observar la existencia de pequeños espacios llamados poros. Por lo tanto, se dice que una roca con poros tiene porosidad. Otra característica de los reservorios es que deben ser permeables, es decir, que los poros de la roca deben estar interconectados, de manera tal que los hidrocarburos o líquidos puedan fluir de un poro a otro. Si los líquidos o hidrocarburos no puedan fluir o circular de un poro a otro, quedarán atrapados en su lugar y no podrán circular hacia el pozo.

• Porosidad y permeabilidad de las rocas

La presión de fractura se puede expresar como un gradiente de presión (psi/ft) [bar/10m], como densidad equivalente de presión (ppg) [g/l] o por la presión de superficie calculada (psi) [bar]. Los gradientes de fractura, por lo general, aumentan con la profundidad, principalmente debido al aumento de la presión por sobrecarga. Las formaciones profundas y altamente compactadas pueden requerir presiones de fractura


1 . p a C

muy elevadas para superar la presión existente de formación y la resistencia estructural de la roca. Formaciones poco compactadas, tales como las que se encuentran justo debajo de aguas profundas, pueden fracturar a gradientes bajos. La presión de fractura, a una profundidad determinada, pueden variar en forma considerable como resultado de la geología del área.

Pruebas de Integridad de Formación La resistencia e integridad de una formación se puede determinar a través de una Prueba de Admisión (Pérdida, fuga) (LOT) o de una Prueba de Presión de Integridad (PIT). Cualquiera sea la denominación, se trata de un método que se utiliza para estimar la presión y/o la densidad equivalente del fluido que puede soportar la zona por debajo del revestidor (casing). Para llevar a cabo cualquiera de estas pruebas, se deben tener en cuenta ciertas consideraciones. El fluido a circular en el pozo debe estar limpio para asegurar que posee una densidad adecuada conocida y homogénea. La bomba a utilizar debe ser de alta presión y de bajo volumen, comúnmente conocida como bomba de pruebas o de cementación. Las bombas del equipo se pueden utilizar siempre que el equipo tenga accionamiento eléctrico de las bombas de lodo y éstas puedan funcionar a regímenes de bombeo muy bajas. En caso que fuera necesario utilizar una bomba de equipo y no se la pudiera accionar a poca velocidad, entonces se debe modificar la técnica de admisión. Una buena manera consistiría en elaborar un gráfico de presión versus tiempo o volumen para todas las prueba s de admisión, tal como se muestra en las

• LOT figuras que aparecen a continuación:

Prueba de Admisión (Leak Off Test, Pérdida) Existen diferentes maneras de realizar una prueba de admisión (LOT).

se logra mantener la presión después de varios intentos o resulta imposible aumentarla.

Técnica de Admisión 2

Se abre el estrangulador del múltiple (manifold) y se comienza a operar la bomba regulando en vacío sin presión. El estrangulador se cierra para aumentar la presión en incremenTécnica de Admisión 1 tos de 100 psi (6,9 bar). En cada intervalo de Se aplica presión al pozo en incrementos de presión, se controla el volumen del fluido en 100 psi (6,9 bar) o se bombea fluido hacia el los tanques hasta estar seguro de que la forpozo en volúmenes aproximados a medio ba- mación no admite fluido. La prueba se consirril (0,08 m3). Después de cada incremento dera completa cuando se alcanza una presión de presión, la bomba se detiene y la presión se en la que la formación comienza a admitir fluimantiene por lo menos durante 5 minutos. Si do en forma continua. En cada incremento de se logra mantener esa presión, se hace la prue- presión, se pierde algo de fluido. ba del siguiente incremento. Si la presión no Si se aplica esta técnica, se debe utilizar un se mantiene, se presuriza nuevamente el pozo. tanque pequeño como para no forzar grandes La prueba se considera completada cuando no cantidades de fluido dentro de la formación.

1 . p a C


La pérdida de presión por fricción, que se tiene este caso existe el riesgo de fracturar la formaal aplicar esta técnica, agrega una cantidad de ción. Ambas pruebas tienen sus aplicaciones. presión “invisible” sobre la formación, lo que dará resultados ligeramente diferentes (pre- Densidad de Integridad siones más bajas de fractura) en relación a los que se obtengan de la aplicación de la técnica Estimada y Presión de 1. Integridad

Prueba de presión de integridad

Se trata de la fuerza total aplicada contra la formación que ocasiona la admisión o el daño. Por lo general, se trata de la combinación de la presión hidrostática de un fluido (lodo) y de Una prueba de presión de integridad (PIT) una fuerza adicional, tal como la presión de se realiza cuando es inaceptable generar una bombeo en una prueba de admisión. La fuerfractura o un daño a la formación. Al realizar za aplicada aumenta la presión total contra la esta prueba, el pozo se presuriza hasta un ni- formación. vel de presión predeterminado o hasta una determinada densidad de lodo. Si esa presión se De acuerdo con la información obtenida de la mantiene, la prueba se considera conclusiva. prueba, se realizan cálculos para obtener una Ambas pruebas (PIT, LOT) tienen puntos a favor estimación de la densidad de fluido de integri y en contra. En el caso de PIT, la formación no dad. Esta es la fuerza total representada como es fracturada, pero no se determina la presión densidad del fluido, por sobre la cual puede máxima antes de que la formación comience a ocurrir la admisión o el daño a la formación. aceptar fluido. En el caso de (LOT), se deter- Para obtener la densidad estimada de integrimina la presión que se requiere para que la dad, se deben realizar los siguientes cálculos: formación comience a aceptar fluido, pero en

Densidad de integridad estimada. ppg = (Pres. de prueba psi ÷ 0,052 ÷Prof. de prueba PIES, PVV) + Dens. de lodo de prueba ppg

Densidad de integridad estimada.g/l = (Pres. de prueba bar÷0,0000981÷Prof. de prueba m, PVV) + Dens. del lodo del prueba g/l La presión aplicada o presión de prueba en superficie, en control de pozos se conoce, también, como Máxima presión admisible en superficie (MASP).

sidad. Si hay una variación en la densidad, se puede hacer una estimación de la presión de superficie que podría ocasionar daños a la formación, siempre que la densidad de la columna de fluido en la formación en cuesRara vez se utiliza la densidad de fluido de tión sea homogénea. Para calcular la presión “prueba” en todo el pozo. Es posible que se de integridad estimada (MASP) de superficie requieran aumentos o reducciones de la den- con una densidad de fluido diferente:


1 . p a C

Presión de Integridad Estimada, psi = (Densidad de Integridad Estimada, ppg - Densidad Actual de Lodo,ppg) X 0,052 X Profundidad de Prueba , pies PVV Pres. de Int Est.psi = (Dens. de Fluido de int. est.g/l - Dens Actual del lodog/l) X Prof. del prueba m, PVV X 0,0000981

Ejemplo Resolver las siguientes ecuaciones para calcular la Densidad de Integridad Estimada y la Presión de Integridad Estimada, que podría causar daños con una densidad de fluido diferente, utilizando la siguiente información:

Profundidad total (PT; TD) Zapato del revestidor (Casing) Presión de prueba (admisión) Densidad de prueba (adm.) Densidad actual del lodo

= 11.226 pies = 3421m = 5.821 pies PVV = 1774 m PVV = 1.250 psi = 86 bar = 9,6 pp = 1150 g/l = 10,1 ppg = 1210 g/l

Primero, calcular la densidad de integr idad estimada, por encima de la cual se puede dañar la formación.

Densidad de Integridad Estimada, ppg PVV ) + Dens. de lodo de pruebappg Densidad de Integridad Estimada, ppg Densidad de Integridad Estimada, ppg Densidad de Integridad Estimada, ppg

=

(Pres. de pruebapsi ÷ 0,052 ÷Prof. de prueba pies,

= = =

(1250 ÷ 0,052 ÷ 5821) + 9,6 4,1 + 9,6 13,7 ppg

Densidad de Integridad Estimada, g/l m, PVV ) + Dens. de lodo de pruebag/l Densidad de Integridad Estimada, g/l Densidad de Integridad Estimada, g/l Densidad de Integridad Estimada, g/l

=

(Pres. de prueba bar÷0,0000981÷Prof. de prueba

= = =

(86÷0,0000981÷1774) + 1150 494 + 1150 1644 g/l

En este ejemplo, la densidad actual del lodo es mayor que la densidad del lodo de prueba, por lo que se deben realizar los cálculos de la presión de integridad estimada con el peso de lodo actual.

1 . p a C


Presión de Integridad Estimada, psi = (Dens. de Int. Est. ppg - Dens Act. de lodo ppg ) X 0.052 X Prof . de prueba ft, PVV Presión de Integridad Estimada, psi = (13,7 - 10,1) X 0,052 X 5821 Presión de Integridad Estimada, psi = 1089 psi

Presión de Integridad Estimada, bar = (Dens. de Int. Est. g/l - Dens Actual de lodog/l ) X PROF. DE PRUEBA, m, PVV X 0,0000981 Presión de Integridad Estimada, bar = (1644 g/l - 1210g/l) X 1774 X 0,0000981 Presión de Integridad Estimada, bar = 75 bar • Problema ¿Cuál será la densidad de integridad estimada y la presión de integridad estimada que puede causar daños a la formación en un pozo con las siguientes características?

Profundidad total (PT;TD) PVV (TVD) ZAPATO. Revestidor (Csg) Presión de prueba (adm.) Densidad de lodo prueba (adm.) DENSIDAD DE LODO ACTUAL

= = = = =

12.000 PIES PM; 10.980 PIES PVV 8672 PIES (PVV) 1,575 psi 11,1 LPG 11,6 LPG

= = = = =

3658 m PM, 3346 m PVV 2643 m 108,6 bar 1330 g/l 1390 g/l

Calcular la densidad de integridad estimada:

Densidad de integridad estimada LPG = (Pres.de Prueba. psi÷0,052÷Profundidad de Prueba, pies)+ Densidad de Lodo de Prueba, ppg + Dens. de lodo de prueba LPG

Densidad de integridad estimada g/l lodo de prueba g/l

=

(Pres.de Prueba,bar÷0,0000981÷Prof. de Prueba, m PVV) + Dens. de

Luego calcule la presión de integridad estimada actual (MASP):

Presión de Integridad Estimada, psi = (Dens. de Int. Est. lpg - Dens Actual de lodo lpg ) X 0,052 X Prof.de Prueba, pies PVV


Pres. Int. Est.bar = (Dens. de Int. Est.g/l - Dens Actual de lodog/l ) X Prof. de prueba m, PVV X 0,0000981

Densidad de Lodo Equivalente La zona que está por debajo del zapato del revestidor (casing) no siempre es el punto más débil. A menudo, y por esa razón, se debe hacer un ensayo en otra zona con una densidad de lodo equivalente predeterminada. Si se va hacer una prueba de la for-

mación, o si se le va a aplicar una presión predeterminada o una densidad de lodo equivalente (DLEq, o EMW), se debe utilizar la siguiente fórmula para determinar la presión a aplicar. Para determinar el valor de la presión de prueba que se requiere para probar la formación con una densidad de lodo equivalente predeterminada (EMW):

Presión de Prueba psi = (Densidad de Lodo Equivalente, ppg - Densidad del lodo Actual LPG ) X 0,052 X Profundidad de Prueba, pies

Presión de Prueba bar = (Densidad de Lodo Equivalente, g/l - Densidad de lodo Actual g/l ) X Profundidad de Prueba, m X 0,0000981

Ejemplo ¿Que presión de prueba se deberá usar para probar una formación con una densidad de lodo equivalente de 13,4 ppg (1606 g/l)

Profundidad Medida (PM, MD) Profundidad Vertical Verdadera (PVV, TVD) DENSIDAD DE LODO ACTUAL

= 5890 pies (1795 m) = 5745 pies (1751 m) = 9,1 ppg (1092 g/l)

PRESION DE PRUEBA , psi = (Densidad de Lodo Equivalente, lpg - Densidad de Lodo Actual, lpg) x 0,052 x Profundidad de Prueba, pies PRESION DE PRUEBA, psi = (13,4 - 9,1) X 0,052 X 5745 PRESION DE PRUEBA, psi = 4,3 X 0,052 X 5745 PRESION DE PRUEBA, psi = 1285 psi PRESION DEPRUEBA , bar = (Densidadde Lodo Equivalente, g/l - Densidad deLodo Actual g/l) x Profundidad dePrueba , m x 0,0000981 PRESION DE PRUEBA, bar = (1606 - 1092) X 1751 X 0,0000981 PRESION DE PRUEBA, bar = 98,6 bar

1 . p a C

1 . p a C


• Problema ¿Cuánta Presión se deberá usar para probar una formación con una densidad de lodo equivalente de 14,3 lpg (1716 g/l)?

PROFUNDIDAD MEDIDA (PM, MD) = 7590 pies (2313 m) PROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA (PVV, TVD) = 7450 pies (2270 m) DENSIDAD DE LODO ACTUAL = 8,9 lpg (1068 g/l)

Presión de prueba psi = (DENSIDAD DE LODO EQUIVALENTE, lpg - DENSIDAD DE LODO ACTUAL , lpg) x 0,052 x PROFUNDIDAD DE PRUEBA , pies

La densidad de lodo equivalente es también etc.) a una profundidad o en una zona dada, la suma de todas las presiones (hidrostáti- y se expresa como una densidad de lodo. Si ca, de estrangulador o contrapresión, pre- se conocen estas presiones, o si se las puesión aplicada, presión de compresión (sur- de estimar, la Densidad de Lodo Equivalente gencia), pérdidas de presión de circulación, puede calcularse de la siguiente manera: DENSIDAD DE LODO EQUIVALENTE, lpg =(Presión psi ÷0,052 ÷ Profundidad de Interés pies, TVD ) + Densidad de Fluido Actual lpg DENSIDAD DE LODO EQUIVALENTE , g/l = (Presión bar ÷Profundidad de Interés m, PVV ÷0,0000981) + Densidad de Fluido Actual g/l

Ejemplo ¿Cuál es la Densidad de Lodo Equivalente en una zona dada cuando se cierra un pozo con los siguientes datos?

PROFUNDIDAD MEDIDA DE LA ZONA (PM, MD) PROFUNDIDAD VERTICAL DE LA ZONA (PVV, TVD) DENSIDAD DE LODO ACTUAL PRESION DE CIERRE EN REVESTIMIENTO (SICP)

= 3120 pies, = 3005 pies, = 8,8 lpg; = 375 psi,

= 950 m ; =915 m =1054 g/l =25,8 bar

DENSIDAD DE LODO EQUIVALENTE , lpg= (375 ÷ 0.052÷3005) + 8,8 DENSIDAD DE LODO EQUIVALENTE , lpg=11,2 lpg

DENSIDAD DE LODO EQUIVALENTE, g/l = (Presión bar÷Profundidad de Interés m, T VD ÷0,0000981) + Densidad de Fluido Actual g/l DENSIDAD DE LODO EQUIVALENTE, g/l = (25,8 ÷915 ÷0,0000981) + 1054 DENSIDAD DE LODO EQUIVALENTE, g/l = 1342 g/l


1 . p a C

• Problema ¿Cuál es la Densidad de Lodo Equivalente en la zona dada si las presiones de estrangulador y de fricción estimadas son de 730 psi (50,33 bar) en total?

PROFUNDIDAD MEDIDA DE LA ZONA (PM, MD) = 7320 pies, 2231 m; PROFUNDIDAD VERTICAL DE LA ZONA (PVV, TVD) = 6985 pies, 2129 m DENSIDAD DEL FLUIDO ACTUAL = 13,8 lpg, 1654 g/l DENSIDAD DE LODO EQUIVALENTE , lpg = (Presión psi ÷ 0,052 ÷ Profundidad de Interés pies, TVD ) + Densidad de Fluido Actual lpg : :

DENSIDAD DE LODO EQUIVALENTE , g/l = (PRESION, bar÷PROFUNDIDAD DE INTERES, m TVD÷0,0000981 ) + DENSIDAD DE FLUIDO ACTUAL g/l)Actual g/l . :

.

Pérdidas de presión y presión de circulación

Tubo Vertical 2950

Fricción es, sencillamente, la resistencia al movimiento. Para superar la fricción y mover cualquier objeto es necesario aplicar fuerza o presión. Se debe superar la fricción para poder levantar tubería, para mover fluido, y hasta para caminar. La cantidad de fricción presente, y la cantidad de fricción que se debe superar dependen de muchos factores, tales como: densidad o peso, tipo y rugosidad de las dos superficies en contacto, área de superficie, propiedades térmicas y eléctricas de las superficies, y la dirección y velocidad de los objetos. La cantidad de fuerza que se utiliza para superar la fricción se denomina pérdida por fricción, y se la puede medir de muchas formas. Algunas de ellas son: resistencia a la rotación (torque) y el arrastre (drag) (amperios, pies-libras (kg x m), HP (CV), etc.), y la fuerza necesaria para mover fluido (psi [bar]). Se pueden perder miles de psi (centenares de bar) de presión (Figura 8) en el sistema de circulación de los pozos

Tubería de

3000

Bomba

0 Flowline

Tanque Casing

Presión de Circulación

Trépano 900

• Pérdidas de Presión por Fricción mientras se bombea fluido por las líneas de superficie, hacia abajo por la columna, y hacia arriba por el espacio anular. La presión de bombeo es, en realidad, la cantidad de fricción a superar para mover fluido por el pozo a un determinado caudal. La mayor parte de la

1 . p a C


pérdida de presión ocurre en la columna de tubería y a través de obstáculos tales como las boquillas (chorros, nozzles) del trépano (broca, mecha, bit). También hay pérdida de presión en otras partes del sistema de circulación, por ejemplo, cuando se utiliza el estrangulador para ejercer contrapresión en el anular durante operaciones de control de pozos. Cuando el fluido vuelve por fin a los tanques, lo hace a presión atmosférica,

o casi cero. Cuando se está circulando el pozo, se aumenta la presión de fondo de acuerdo a la fricción que se está superando en el espacio anular. Cuando las bombas están paradas, se reduce la presión del pozo, porque no se está superando ninguna fuerza de fricción. Dado que la fricción agrega presión al pozo, aumenta en forma esencial la densidad

efectiva. Esto se conoce como Densidad Equivalente de Circulación (DEC, ECD), y el valor total es el equivalente a la presión de fondo de pozo con la bomba en funcionamiento. Si la presión de una formación permeable está casi equilibrada con la DEC, el pozo puede comenzar a fluir cuando se pare la bomba. A continuación, en la tabla 1 hay algunos ejemplos de las DEC con diferentes diámetros de pozo.

Bingham Pérdida de Presión Anular lbs/gal YP ∆P = ------------------------ lbs/gal 11.7 (DH – DE TP) Punto de fluencia lb/ 100 pies2 • Nomenclatura ∆P = Pérdida de Presión lbs/gal YP = Punto de Fluencia de lodo (Yield Point) DH = Diámetro de Pozo o de CSG, pulgadas DETP = Diámetro externo de tubería, pulgadas

Pozo PULG.

BS PULG.

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

12 1/4 9 7/8 8 3/4 7 7/8 6 3/4 6 1/4 6

5 5 4 1/2 4 1/2 4 1/2 3 1/2 2 7/8

0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1

0.1 0.1 0.1 0.1 0.2 0.1 0.1

0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 0.2 0.2

0.1 0.1 0.2 0.2 0.3 0.2 0.2

0.1 0.2 0.2 0.3 0.4 0.3 0.3

0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.4 0.3

0.2 0.2 0.3 0.4 0.5 0.4 0.4

0.2 0.2 0.3 0.4 0.6 0.5 0.4

0.2 0.3 0.4 0.5 0.7 0.5 0.5

0.2 0.4 0.4 0.5 0.7 0.6 0.5

0.3 0.4 0.4 0.6 0.8 0.7 0.6

0.3 0.4 0.5 0.6 0.9 0.7 0.7

0.3 0.5 0.5 0.7 1.0 0.8 0.7

0.3 0.5 0.6 0.7 1.1 0.8 0.8

0.4 0.5 0.6 0.8 1.1 0.9 0.8

• Tabla 1 Fórmula de Bingham para Pérdida de Presión Anular


Presión de Compresión (SURGE) y de Pistoneo(SWAB)

suabeo, puede entrar fluido de formación al pozo y originar un influjo (surgencia, amago, “kick”, aporte). Este excedente de densidad se conoce como “margen de maniobra” (trip margin) o de seguridad. La presión total que actúa en un pozo se ve El margen de maniobra (trip margin) es un afectada cada vez que se saca o se baja tu- incremento de la densidad estimada, en la bería al pozo (maniobra, viaje, trip). Al sacar densidad del lodo, previo a la maniobra, la herramienta se crea una “presión de pisto- para compensar perdidas de circulación( neo” (suabeo), la cual reduce la presión en el DEC). Este margen de seguridad compensa pozo. Este efecto ocurre porque el fluido del también, las presiones de suabeo, cuando pozo no puede bajar con la misma velocidad la tubería es retirada del pozo. con que las las tuberias están subiendo. Esto crea una “fuerza de succión” y reduce la pre- La utilización de un margen de maniobra sión por debajo de la columna. Se suele com- de lodo se debe realizar en forma cuidadoparar a este efecto con el del émbolo de una sa, ya que si es muy grande puede generar jeringa, en la acción de “succionar” fluido de una pérdida de circulación y, si es muy pequeño, no servirá para evitar un influjo. El la formación al interior del pozo. margen depende del diámetro del pozo, de Cuando se baja la tubería muy rápido, el flui- las condiciones, la velocidad de la sacada do no tiene tiempo de “despejar el camino” e de tubería y de las propiedades del lodo. intenta comprimirse. Las presiones del fondo pueden llegar a alcanzar a veces el punto de Presión de fondo de pozo pérdida o fractura de la formación. Las paredes del pozo están sujetas a preLa presión de pistoneo (suabeo) y la de com- sión. La presión hidrostática de la columna presión son afectadas por las siguientes va- de fluido constituye la mayor parte de la riables: presión, pero la que se requiere para hacer 1. Velocidad de movimiento de la tubería subir fluido por el espacio anular también 2. Espacio anular entre el pozo y tubería incide en las paredes del pozo. Por lo ge3. Propiedades de lodo neral, esta presión no es mucha, y rara vez 4. Complicaciones que restringen el espacio excede los 200 psi (13,8 bar). La contraanular entre el pozo y la tubería. presión, o presiones ejercidas desde el estrangulador, aumentan la presión de fondo Si bien a menudo es imposible evitar estas de pozo. Por lo tanto, la presión de fondo presiones, se las puede minimizar simple- de pozo se puede estimar sumando todas mente disminuyendo la velocidad de mo- las presiones conocidas que inciden dentro vimiento de la tuberia (sacando o bajando o sobre el lado anular (del casing). Acortuberia) de a la actividad en el pozo, la presión de fondo de pozo se determina de la siguiente manera: Márgenes de

maniobra y seguridad

A menos que haya un excedente de densidad de fluido que compense el efecto de

Pozo estático Si no hay fluido en movimiento, el pozo

1 . p a C

está estático. La presión de fondo de pozo es igual a la presión hidrostática en el lado anular.

PRESION DE FONDO = PRESION HIDROSTATICA

Circulación Normal Durante la circulación, la presión de fondo de pozo es igual a la presión hidrostática en el lado anular, más la pérdida de presión por fricción en el espacio anular.

PRESION DE FONDO = PRESION HIDROSTATICA + PERDIDAS ANULARES POR FRICCION

Circulación BOP Rotativa Cuando se circula con un cabezal rotatorio (BOP rotativa), la presión de fondo de pozo es igual a la presión hidrostática en el lado anular, más la pérdida de presión por fricción en el espacio anular, más la contrapresión del cabezal rotatorio (BOP rotativa) PRESION DE FONDO DE POZO = PRESION HIDROSTATICA + PERDIDAS ANULARES POR FRICCION + CONTRAPRESION BOP ROTATIVO

Circulación de una surgencia al exterior del pozo La presión de fondo de pozo es igual a la presión hidrostática en el lado anular, más la pérdida de presión de fricción en el espacio anular, más la contra presión del estrangulador (casing). (Para operaciones submarinas, sumar la pérdida de presión de línea del estrangulador).

1 . p a C


PRESION DE FONDO = PRESION HIDROSTATICA + PERDIDAS ANULARES POR FRICCION + CONTRAPESION DEL ESTRANGULADOR

Presión diferencial La diferencia entre la presión de formación y la presión hidrostática de fondo de pozo es la presión diferencial. Esta se clasifica en sobre balanceada, subbalanceada y balanceada

Sobre Balanceada Esto significa que la presión hidrostática que se ejerce en el fondo de pozo, es mayor que la presión de la formación. PRESION HIDROSTATICA > PRESION DE FORMACION

Sub-balanceada (bajo balance) Esto significa que la presión hidrostática que se ejerce en el fondo de pozo es menor que la presión de la formación. PRESION HIDROSTATICA < PRESION DE FORMACION

Balanceada Esto significa que la presión hidrostática que se ejerce en el fondo de pozo es igual a la presión de la formación. PRESION HIDROSTATICA = PRESION FORMACION

Resumen En el pozo se conocen dos presiones principales de oposición; una es la presión hidrostática (PH) de la columna de lodo, y la otra es la presión de la formación. Si se permite que una supere a la otra, puede ocurrir un influjo (surgencia, amago, fluencia) o sucitar pérdida de circulación. La presión hidrostática es una función de la densidad de lodo, por lo tanto debe ser monitoreada constantemente. Realizando cálculos óptimos y manejando de manera adecuada la ecuación de la presión hidrostática, va ser posible hacer pruebas de cementación, estimar la presión de integridad, programar densidades máximas de lodo y controlar incidentes de descontrol. Influjos y descontroles serán prevenidos por personal habilitado para trabajar rá pida y decididamente bajo condiciones de stress. Es muy importante el entendimiento de los conceptos de presión y la habilidad de realizar cálculos precisos para solventar y prevenir descontroles.

2 . p a C

22 Surgencias

Surgencias Una surgencia (influjo, amago, aporte, fluencia, kick) se puede definir como una condición existente cuando la presión de formación excede la presión hidrostática ejercida por el fluido de perforación (lodo), permitiendo el ingreso del fluido de formación al pozo. Un influjo mal manejado puede derivar en un descontrol total del pozo (reventón, Blowout). Es razonable entonces que se utilicen todos los métodos posibles para detectar y prevenir los influjos.

Predicción de Presiones de Formación La mejor forma de evitar un influjo es que el peso del fluido (lodo) sea suficientemente alto, para contrarrestar las presiones de formación, y suficientemente liviano para evitar que se pierda circulación o que se disminuya la velocidad de perforación.

• Tres formas de predecir presiones de formación

Existen diferentes formas de predecir la existencia de las presiones de formación y que son útiles para evitar influjos. Las siguientes tres fuentes de información sirven para predecir las presiones de formación: 1. Información geológica, sísmica e histórica 2. Indicadores obtenidos durante la perforación 3. Perfiles del pozo obtenidos mediante registros.

nes anormales de formación que contraen complicaciones en la perforación, y deben tomarse en cuenta cuando se planifica la Información Geológica perforación. A continuación, se mencionan algunas de las condiciones geológicas más La planificación geológica, previo a la per- comunes. foración del pozo, permite el análisis de la 1. Fallas geología local y regional del área. Ciertas condiciones geológicas originan presio- 2. Domos salinos.

3. Macizos de Arcilla. 4. Estructuras anticlinales. 5. Zonas recargadas

Interpretaciones Sísmicas Los estudios sísmicos se basan en la detección de ondas sonoras que penetran al sub-

Surgencias 23

suelo atravesando las capas de las diferentes rocas. Estas ondas sonoras se reflejan en las formaciones y vuelven a la superficie, donde son registradas por instrumentos sensibles que miden su intensidad y naturaleza de reflexión. Los Geólogos de exploración interpretan cuidadosamente las mediciones y pueden deducir la forma y extensión de las formaciones en el subsuelo. Con esta información se pueden desarrollar programas de perforación mucho más seguros.

Información Histórica Una de las formas más simples y obvias de detectar posibles problemas potenciales es estudiar la información histórica de perforación de pozos del área. Los registros de lodo y los informes de perforación proporcionan un buen panorama general de las condiciones de perforación. Estos registros, junto con la aplicación de información geológica y sísmica, proporcionan información significativa acerca de los posibles problemas.

Indicadores de presión durante la perforación Las señales más comunes que indican una zona de presión anormal son las siguientes. Estas señales deben ser reconocidas por el personal y transmitida a su supervisor. La comunicación es de vital importancia, pues muchas de estas señales pueden tener otro significado. 1. Variaciones en la velocidad de penetración (ROP). 2. Variaciones en la forma, tamaño y cantidad de los recortes 3. Aumento de la resistencia a la rotación (torque). 4. Aumento en el arrastre (drag).

5. Derrumbe 6. Detección de gas. 7. Variaciones en el exponente ‘dc’ normal. 8. Tendencia de la densidad de las arcillas 9. Tendencia de la temperatura de la línea de salida. 10. Cambios en el contenido de cloruro. No todos estos indicadores se presentan al mismo tiempo. El personal de turno debe saber reconocerlos y considerarlos como posibles señales de que se está perforando en zonas de presión anormal.

Velocidad de penetración

2 . p a C

break reverso), indican que se está perforando una nueva formación que podría ser más permeable, y que podría originar un influjo (surgencia, arremetida). Cuando se perfora una zona de transición, debe mantenerse el peso del lodo lo más próximo posible a la presión de la formación, de manera que cualquier cambio en la presión poral se vea reflejado en la velocidad de perforación. Un peso excesivo del lodo aumentará la presión diferencial y reducirá la velocidad de perforación, enmascarando el aumento de velocidad que normalmente se atribuye a los aumentos de presión. Sin embargo, existen otros factores, además de la presión de formación (PFm) (poral), que afectan la velocidad de penetración:

1. Cambios en la formación El aumento de la velocidad de penetración es 2. Factores hidráulicos uno de los métodos más ampliamente acepta- 3. Peso sobre la mecha (broca, trepano) dos para determinar cambios en la presión de 4. Tipo de mecha (broca, trepano) formación (poral). La velocidad de penetración 5. Estado de la mecha (broca, trepano) se hace más lenta a medida que se profundiza el pozo. Esta disminución esta relacionada con 6. Velocidad de rotación la compactación y el aumento de la dureza de 7. Propiedades del fluido las rocas y es controlada también por la dife- 8. Peso del lodo rencia de la presión entre la hidrostática y la 9. El perforador de formación. El aumento de la velocidad de perforación indica un aumento en la presión de formación. Como ya se ha explicado, los cambios en la formación presentan un serio problema La velocidad aumenta cuando se penetra una de interpretación. En general, un aumento zona de presión anormal porque las formaciorepentino y significativo de la velocidad de nes contienen más fluido y son más blandas. El perforación puede indicar un cambio en la incremento de las presiones de formación re- formación. Dado que es imposible saber de ducirá, también, el sobre balance en el fondo. inmediato que es lo que ocurre en el fondo Por lo tanto la perforación se realizará con ma- del pozo, se hacen verificaciones o chequeos yor facilidad. Si se advierte que la velocidad de de flujo cada vez que se produce un cambio penetración no varía o aumenta gradualmente, abrupto en la velocidad de penetración, cuando debería estar disminuyendo, se puede para determinar si hay un influjo (arremetiinferir que las presiones de la formación están da, kick, aporte, fluencia, amago). aumentando. Un cambio abrupto en la velocidad de penetración, sin que se haya realizado ningún cambio en los parámetros de trabajo, ya sea un aumento (drilling break) o una disminución (drilling

Forma y tamaño de los recortes Los recortes son fragmentos de roca des-

2 . p a C

24 Surgencias

el tamaño de los recortes aumentará, y su forma cambiará.

• Recortes normales y presurizados

prendidos de la formación por la acción del trépano. El tamaño y forma de los recortes depende en gran medida del tipo de formación, del tipo de trépano (broca, mecha, bit), peso sobre el trépano, desgaste del trépano y de la diferencial de presión (presión de formación contra presión hidrostática). El tamaño de los recortes disminuye a medida que la mecha (broca, trepano) se desgasta durante la perforación, siempre que el peso sobre la mecha (broca, trepano), el tipo de formación y la diferencial de presión se mantengan constantes. Sin embargo, si la diferencial de presión cambia (si aumenta la presión de formación), hasta un una mecha (broca, trepano) desgastado cortará con mayor eficacia, por lo que

derrumbes de arcillas no necesariamente son una situación crítica, sino que dependen de muchos factores, tales como el grado de desbalance, los buzamientos en 1. Pequeño, la formación, la consolidación, la cemen2. Grande, tación de los granos de arena, el estrés 3. (1 pulgada = 25.4 mm) interno, etc. Los derrumbes de material arcilloso (pelítico) afectan a la perforación originando Torque y arrastre problemas de arrastre por la reducción del espacio anular en el pozo. En alguDurante una perforación normal, la re- nas situaciones estos derrumbes pueden sistencia a la rotación (torque) aumenta ocasionar aprisionamiento de la tubería y gradualmente a medida que aumenta la alguna otra herramienta. Los derrumbes profundidad, debido al efecto del contac- de lutitas (arcillas), no siempre están reto entre las paredes del pozo y el sondeo. lacionadas con zonas de presión anormal. El aumento en la presión de formación ge- En algunos casos se atribuye a la inestanera el ingreso de mayores cantidades de bilidad de las paredes del hueco e hidrarecortes pelíticas (arcillita, arcilla, limo- tación de las mismas. lita, lutita) al pozo. Estos tienden a adherirse, a impedir la .rotación del trépano o a acumularse alrededor de los portamechas. Aumento en el El aumento del torque en una extensión contenido de gas de varias decenas de metros es un buen indicador de aumento de la presión. El aumento del contenido de gas en el fluido de perforación constituye una buena Cuando se perfora en condiciones balan- señal para detectar zonas de presión anorceadas o casi balanceadas, se presenta un mal. Sin embargo, los recortes con gas no aumento en el arrastre al hacer conexio- siempre son consecuencia de una condición nes en zonas de presión anormal. Este no balanceada, por lo que es importante aumento es originado por los recortes ar- una adecuada comprensión de los mismos. cillosos adicionales que ingresan al pozo y se acumulan alrededor de o sobre los portamechas. También puede aumentar 10500 el arrastre porque la formación es blanda, lo cual puede hacer que el pozo se cierre alrededor del portamechas y del trépano CONEXIÓN (mecha, broca, bit). 10550

Derrumbe

A medida que la presión de la formación supera a la presión de la columna de lodo, esta pierde eficacia para sostener las paredes del pozo y, eventualmente, las arcillas comienzan a desprenderse o a derrumbarse de las paredes del pozo. Los

10600

10650

Figura 3. Detección de gas

L A C A S E E D A R E U F

Surgencias 25

Gas de fondo Cuando se perfora una formación que contiene gas, se circulan pozo arriba recortes que contienen gas. La presión hidrostática de estas partículas se reduce a medida que circulan hacia arriba. El gas de los recortes se expande, y se libera en el sistema de lodo, disminuyendo el peso. En esta situación, la circulación con lodo densificado, no podrá detener el corte de lodo por gas. Esto se puede verificar reduciendo o deteniendo la perforación y circulando los residuos hacia arriba. En ambos casos, la cantidad de gas debería reducirse significativamente.

Gas de conexión o de maniobra Cuando se perfora con un peso mínimo de lodo, el efecto de suabeo (pistoneo) producido por el movimiento ascendente de la tubería, durante una conexión o un viaje de tuberia, puede succionar gases y fluidos al interior del pozo. Por lo general, esto se refiere al gas de conexión o gas de maniobra. Cuando aumentan estos gases, es posible que los gases de formación también estén aumentando, o que la diferencial de presión (presión hidrostática contra la presión de formación) esté cambiando.

Gas en formación presurizada El mejor ejemplo de gas de fondo se encuentra en el oeste de Texas, donde las capas de arenisca roja de baja permeabilidad de la edad permiana son perforadas con agua. La presión de formación en estas capas es equivalente a un lodo de alrededor de 16 ppg (1917 g/l). Las capas de arenisca roja contienen gas, pero su permeabilidad es muy baja. El resultado

2 . p a C

es que el lodo es cortado por gas per- tar el empleo innecesario de lodos muy manentemente, originando gas de viaje pesados que disminuyen la velocidad de (maniobra) particularmente perjudicial. perforación y aumentan el costo de la perforación. Si la presencia de gas, en el fluido de perforación es usada como parámetro in- Registros MWD y LWD dicador de presiones anormales, es muy importante contar con un equipo de de- La herramienta de MWD (Mediciones Dutección de gas. A medida que avanza la rante La Perforación) es una combinaperforación, es posible detectar la exis- ción sofisticada de instrumentos electencia de gas de fondo o de conexión. trónicos. De acuerdo a la configuración Ambos deben ser controlados cuidado- y tipo de herramienta de MWD, es posible samente, y deben ser considera dos como obtener y registrar información de evauna posible advertencia de aumento en luación en tiempo real. Ésta puede ser la presión de formación. información direccional, de perforación o de formación. Los parámetros que pueden medirse, tales como resistividad de Variantes en el la formación, torque, temperatura, preexponente “dc” normal sión de fondo de pozo y respuestas acúsEl método del exponente “dc” se ha ticas, pueden utilizarse para identificar convertido en una herramienta muy útil cambios en las condiciones de perforapara detectar y predecir presiones anor- ción y detectar afluencias. Las respuesmales. La preparación del exponente “d” es simple y no requiere equipo especial. 9 El cálculo del exponente “d” se realiza a intervalos determinados, tomando en cuenta la velocidad de penetración (ROP) en pies/hr, las revoluciones por ) 10 f minuto de la mesa rotaria (RPM), el peso t 0 sobre la mecha (broca,trepano) (WOB) y 0 0 , el diámetro del pozo. Se grafica la ten- 1 ( dencia normal en un papel “semi- d a d i log”. La declinación a la izquierda de la d 11 n u tendencia normal del exponete “dc” in- f Transition o r dica la presencia de una zona anormal. P Zone Los adelantos técnicos de graficación han evolucionado el método a un punto 12 tal que en muchas áreas se puede predecir el peso de lodo requerido con una 110 130 100 120 precisión de 0,2 a 0,6 lpg (24 a 60 g/l). Temperatura De La Línea De Flujo (°F) Si se la emplea en forma apropiada, esta información puede reducir considerablemente los problemas que generan las • Registro de temperatura de línea de surgencias (influjos, arremetidas) y, lo salida que es igual de importante, puede evi-

2 . p a C

26 Surgencias

tas de los parámetros varían de acuerdo al sistema de fluido utilizado (a base de agua o de petróleo), por lo que son necesarias algunas modificaciones en la interpretación de señales, pero aun así se las puede utilizar en forma eficaz.

de zonas anormales, esta limit ado por las técnicas de medición de su densidad. En la actualidad se utilizan tres métodos:

1. Columna de líquido de densidad variable. Se genera electricidad para operar la 2. Densidad de masa con la balanza de herramienta mediante una turbina o lodo. propulsor en el montaje del conjunto. 3. Técnicas de perfilaje MWD (MedicioEsto requiere de un caudal de circulac ión nes Durante la Perforación). específico para generar la potencia necesaria para el funcionamiento de la herramienta. No es sencillo determinar la profundidad de los recortes de arcillas (luititas), y la De acuerdo al tipo de herramienta, la in- selección y preparación de los mismos formación recogida se puede transmitir para las mediciones depende en gran por cable, por pulsos de fluido (ondas de medida de quien las realiza. presión), por ondas electromagnéticas u ondas acústicas. Sofisticados sensores reciben estos pulsos en la superficie y los Temperatura de salida transmiten a las computadoras, las que los decodifican o los traducen para con- El sello existente en la parte superior de la zona de transición limita el movimienvertirlos en información utilizable to de agua y, como resultado, se registran temperaturas por encima de lo norDensidad de la arcilla mal tanto en la zona de transición como (LUTITA) en la formación con alta presión que está debajo. Si se hace una representación En condiciones normales de presión, gráfica de la tendencia normal de la temlas arcillas (lutitas) sufren una conso- peratura de la línea de salida, un cambio lidación normal, y su densidad aumenta de 2 a 6 °F cada 100 pies (1 a 1,5 °C cada uniformemente a medida que aumenta 30 metros) por encima de la tendencia la profundidad. Este incremento uni- puede indicar una zona de transición (alforme permite predecir la densidad de tas presiones, altas temperaturas). las arcillas (Densidad de lutita). Cualquier reducción en la tendencia puede Además de indicar un cambio en la preser interpretada como una zona de alta sión formación (poral), los cambios en presión poral, dado que las arcillas de la temperatura de la línea de salida tamalta presión son menos densas que las bién pueden atribuirse a: de presiones normales. Esto sucede por- 1. Un cambio en el caudal de circulación. que quedan atrapados fluidos porales en 2. Un cambio en el contenido de sólidos del secciones de arcillas durante el proceso lodo. de consolidación. 3. Un cambio en la composición química El uso de este método, para la predicción del lodo

4. Un cambio en los procedimientos de perforación. Si bien no es un indicador definitivo, la curva de temperatura (Figura 4) es una ayuda adicional en el caso de tener que tomar la decisión de detener la perforación o de aumentar el peso actual del lodo. En las perforaciones submarinas, a medida que la profundidad del agua aumenta, la eficacia del registro de temperatura disminuye, o desaparece, debido al efecto de enfriamiento del agua. En aguas profundas, la temperatura del lodo de perforación de retorno puede ser constante durante toda la operación.

Contenido de cloruro Los aumentos en el contenido del ion de cloruro o de sal en los fluidos de perforación son indicadores válidos de presión. Pero estas variaciones son difíciles de establecer a menos que se realicen controles minuciosos de las muestras de lodo. La mayoría de los métodos disponibles para verificar el ion de cloruro no sirven para reflejar variaciones sutiles. Una alternativa a la medición del contenido de ion de cloruro en el filtr ado es el monitoreo continuo de la viscosidad del lodo.

Instrumentos de perfilaje para medir presión Los perfiles eléctricos o de inducción normales miden la resistividad eléctrica de la formación. Las formaciones de arcillas de alta presión contienen más agua y su resistividad es menor que la de las formaciones secas de presión normal. Para calcular la presión de la formación, se pueden medir las variaciones en la resistividad.

Surgencias 27

cia, amago, fluencia, aporte, kick) es la El perfil acústico o sónico mide la veloci- densidad insuficiente del fluido de perdad del sonido o el tiempo del intervalo foración (lodo), o un fluido que no tiene de transito de la formación. Las forma- el peso suficiente para controlar la forciones de arcillas de alta presión, que mación. El fluido del pozo debe ejercer contienen más agua, tienen una veloci- suficiente presión hidrostática para al dad de sonido menor y, por lo tanto, un menos igualar la presión de la formación. tiempo de tránsito más largo. Se pueden Si la hidrostática del lodo es menor a la hacer cálculos para determinar la pre- presión de la formación, se producirá un sión de la formación a partir de estas influjo (ingreso de fluido de for mación al mediciones. pozo). El perfil de densidad registra la densidad de la formación en base a mediciones radioactivas. Las formaciones de arcillas de alta presión tienen menor densidad, por lo que se pueden hacer cálculos para determinar su presión.

Causas de las surgencias Siempre que la presión de la formación exceda la presión que ejerce la columna de lodo del pozo, puede ocurrir que el fluido de formación ingrese al pozo. Es to puede tener su origen en uno, o en una combinación, de los siguientes factores: Las causas más habituales de influjos son: - Densidad insuficiente del lodo - Llenado deficiente del pozo - Pistoneo / Compresión - Pérdida de circulación - Obstrucciones en el pozo - Aumento en la presión de la formación - Problemas con el equipamiento / fallas en el equipamiento

Densidad insuficiente de lodo Una causa habitual de influjo (surgen-

Puede haber muchas causas para una densidad de fluido incorrecta. Si cae agua de lluvia en el sistema de circulación, puede afectar la densidad del lodo, además de alterar severamente sus propiedades. También es peligroso “cortar” el peso del fluido, porque se está agregando agua intencionalmente al sistema durante la circulación. Si se agrega demasiada agua, o si la presión hidrostática disminuye considerablemente, el pozo puede comenzar a fluir. Sin embargo, como el personal de turno está mezclando y agregando volumen a a los tanques del sistema, puede ser muy difícil detectar a tiempo un incremento de volumen por surgencia en el pozo. Es una buena práctica agregar cantidades conocidas o medidas cuando se hace la mezcla. Si para reducir la densidad del fluido es posible utilizar agua de un tanque cuya capacidad se conoce, la cantidad de agua extraída del tanque deberá ser igual al incremento en las piletas de inyección. Si el incremento resulta mayor, es posible que el pozo esté surgiendo. CADA VEZ QUE SE MEZCLE, SE AGREGUE O SE TRANSFIERA LODO A LAS PILETAS SE DEBE NOTIFICAR AL RESPONSABLE DEL POZO

2 . p a C

Otras causas que provocan una densidad de fluido incorrecta son: el reemplazo del lodo actual por trabajos de fracturación o tratamientos ácidos, desplazamientos de tapones de volumen importante, y también el reemplazo por f luidos de punzado, de terminación y fluidos de empaque.

Llenado deficiente del pozo Siempre que disminuye el nivel de lodo en el pozo, también cae la presión hidrostática ejercida por el lodo. Cuando la presión hidrostática cae por debajo de la presión de formación, el pozo fluye. Durante la sacada de tubería, se retira tubería del pozo. Suponiendo que se pudiera fundir esos tubos, el producto líquido obtenido ocuparía un volumen determinado de barriles (m3) de acero. Cuando se saca este volumen del pozo, estaríamos sacando fluido (en esta suposición, de acero líquido) del pozo. Por lo tanto, a medida que disminuye el nivel de fluido en el pozo, también disminuye la presión hidrostática ejercida. Resulta obvio que, si se desea mantener una presión constante sobre la formación, se debe llenar el pozo con una cantidad de fluido igual al volumen (de acero) que se ha sacado. Para calcular el volumen necesario para llenar el pozo durante la sacada de tubería:

2 . p a C

28 Surgencias

Barriles para llenar = Desplazamiento de la tubería bbls/ft X Longitud de la tubería sacada ft m3 para llenar = Desplazamiento de la tubería l/m X Longitud de la tubería sacada m

Ejemplo ¿Cuántos barriles (litros) se necesitan para llenar el pozo si se sacaron 12 juntas secas de tubería de 4 1/2” [114 mm] (Longitud tubería = 31 pies [9,4 m], desplazamiento de 0,005002 bbls/ft [2,6 l/m]), de un casing de 9 5/8” [244 mm] que tiene un diámetro interno de 8,755 ” [222,4 mm]?

Barriles para llenar = Desplazamiento de la tubería bbls/ft X Longitud de la tubería sacada ft Barriles para llenar = 0,005002 X (12 X 31) Barriles para llenar = 0,005002 x 372 Barriles para llenar = 1,86 bbls.

m3 para llenar = Desplazamiento de la tubería l/m X Longitud de la tubería sacada m m3 para llenar = 2,6 l/m X (12 X 9,44 m) m3 para llenar = 2,6 X 113,28 m3 para llenar = 295 l = 0,295 m3 • Problema

Para poder medir el fluido con precisión, ¿Cuántos barriles (m3) se necesitarán se debe utilizar un tanque de maniobra para llenar el pozo si se sacaron 15 ba- o un sistema contador de emboladas. El rras secas de tubería de 5” [127 mm] (30 método preferible es llenar el pozo con pies [9,1m] cada una, desplazamiento un tanque de maniobra, ya que estos de 0,007593 bbls/pie [3,9601 l/m], ca- tanques son de poco volumen y pueden pacidad de 0,017464 [9,1084 l/m] de un medirse con facilidad. Para calcular el núcasing de 9 5/8” [244 mm] que tiene un mero de emboladas necesarias para llenar diámetro interno de 8,375” [212,7 mm]? el pozo:

Emboladas para llenado = barriles para llenado ÷ desplazamiento de la bomba bbl/emb Emboladas para llenado = m3 para llenado x 1000 ÷ desplazamiento de la bomba l/embolada

Surgencias 29

Ejemplo ¿Cuántas emboladas se necesitarán para llenar el pozo con 4,6 bbls [0,730 m3], si se utiliza una bomba duplex con un desplazamiento de 0,1703 bbl/emb [27 l/emb]?

Emboladas para llenado Emboladas para llenado Emboladas para llenado

= barriles para llenado ÷ desplazamiento de la bomba = 4,6 bbls /0,1703 bbl/emb = 27 emboladas

Emboladas para llenado = m3 para llenado ÷ desplazamiento de la bomba l/embolada Emboladas para llenado = 0,730 m3 = 730 l Emboladas para llenado = |27 emboladas|

Problema ¿Cuántas emboladas se necesitarán para llenar el pozo con una bomba triplex con un desplazamiento de 0,105 bbls/emb [16,69 l/emb], si se sacan 15 barras de tuberia de 5” [127 mm] (30 pies [9,5m] c/u, desplazamiento de 0,007094 bbl/pie [3,6999 l/m], capacidad de 0,01776 bbls/m [9,2628 l/m]) de un casing de 9 5/8 “ [244 mm] que tiene un diámetro interno de 8,375 [213 mm]? Debe tenerse en cuenta que el cálculo con las emboladas nunca resulta exacto, debido al tiempo que tarda el lodo en salir por la línea de salida y activar el sensor de flujo.

Durante este tiempo, el contador de emboladas sigue contando. Esto agrega de 5 a 10 emboladas (o más) necesarias para llenar el pozo. La buena práctica, y también algunos entes reguladores, requieren que se llene el pozo cada 5 parejas (tiros, paradas, lingadas, stands) de tubería, o antes de que la presión hidrostática sea menor a 75 psi (5,1 Kg/cm 2 ), lo que suceda primero. Para calcular la cantidad de tubería seca que se puede sacar antes de que la presión hidrostática descienda más de75 psi (5,1 Kg/cm 2):

Long. máx.pie = [(Descenso de presión psi ÷ 0,052 ÷ Densidad de lodo ppg ) X (Cap. del casing bbl/pie - Desp. de Tub. bbl/pie)] ÷ Desp. de Tub.bbl/ft Long. máx.m = (Descenso de presión Kg/cm2 ÷ 0,0001 ÷ Densidad del lodo g/l) X (Cap. del casing l/m - Desp. de Tub. l/m) ÷ Desp. de Tub.l/m

2 . p a C

2 . p a C

30 Surgencias

Para calcular la cantidad de tubería llena que se puede sacar antes de una reducción de 75 psi (5,1 Kg/cm2) en la presión hidrostática:

Long. máx.pie =

Long. máx. m

=

[(Descenso de presión psi ÷ 0 ,052 ÷ Densidad de lodo ppg) X (Cap. del casing bbl/ft – (Desp. de Tub.bbl/ft + Cap. Tub.bbl/ft))] ÷ (Desp. de Tub.bbl/ft + Cap. Tub.bbl/ft)

[(Descenso de Presión Kg/cm2 ÷ 0,0001 ÷ Densidad del lodo g/l) X (Cap. del casing l/m – (Desp. de Tub.l/m + Capac. Tub.l/m)) ] ÷ (Desp. de Tub.l/m + Capac. Tub.l/m)

Ejemplo ¿Cuántos pies (m) de tubería seca de 2 1/8” (73 mm), con un desplazamiento de 0,00224 bbl/pie (1,17 l/m) y una capacidad de 0,00578 bbl/pie (3,01 l/m), una capacidad de casing de 0,036 bbl /pie (18,75 l/m) y una densidad de fluido de 14,3 ppg (1716 gr/l), se podrán sacar para l legar a una reducción de 75 psi (5,1 Kg/cm2) en la presión de fondo de pozo?

Long. máx. pie = [(Descenso de presión psi ÷ 0,052 ÷ Densidad del lodo ppg) X (Cap. del casing bbl/pie - Desp. de Tub. bbl/pie)] ÷ Desp. de Tub.bbl/pie Long. máx. Pie = (75 ÷ 0,052 ÷14,3) X (0,036 - 0,00224) ÷ 0,00224 Long. máx. pie = 1520 pies

Long. máx. m

=

Long. máx. m Long. máx. m

= =

[(Descenso de presión Kg/cm2 ÷ 0,0001 ÷ Densidad del lodo g/l) X (Cap. del casing l/m - Desp. Tub. l/m)] ÷ Desp. Tub.l/m [(5,1 ÷ 0,0001 ÷ 1716) X (18,75 - 1,17)] ÷ 1,17 463 m Se debe tener en cuenta que en este ejemplo, aunque se podrían sacar 461 m de tubería antes de que la presión hidrostática descienda 75 psi (5,1 Kg/cm2) es posible que los reglamentos impongan un límite a la cantidad de parejas (paradas, stands, lingadas) que se pueden sacar sin llenar el pozo.

• Problema ¿Cuántos pies (m) de tubería seca se podrán sacar con una capacidad de casing de 0,056 bbl/pie (29,176 l/m), un desplazamiento de la tubería de 0,00709 bbl/pie (3,6938 l/m), una capacidad de tubería de 0,01776

Surgencias 31

bbl/pie (9,2505 l/m), siendo la densidad de fluido de 13,8 ppg (1656 g/l), para alcanzar un descenso de 75 psi (5,1 Kg/cm2) en la presión de fondo de pozo?

en barriles; [m3] o en emboladas de bomba) debe acumularse al final de la sacada de tubería, como un control global. Si este control no se aproxima a las emboladas o barriles calculados, es probable que exista un problema en el pozo. A menudo, la • Problema formación toma o devuelve fluido al pozo ¿Cuántos pies (m) de tubería llena se podrán durante las maniobras, lo cual no significa sacar si la capacidad del casing es de 0,056 ni pérdida de circulación ni influjo. Llevar bbl/pie (29,176 l/m), el desplazamiento de registros del viaje en el equipo debe contubería es de 0,00709 bbl/pie (3,6938 l/m), vertirse en una práctica habitual. Si hay la capacidad de tubería es de 0,01776 bbl/ influjo de la formación o pérdida de fluido, pie (9,2505 l/m), y la densidad de fluido de la comparación con estos registros previos 13,8 ppg (1656 g/l), y se quiere alcanzar es el único método disponible para predecir una reducción de 75 psi (5,1 Kg/cm2) en la con precisión los volúmenes de llenado del pozo. Cuando se llevan los registros de viaje presión de fondo de pozo? de tuberia en la forma correcta, se convierPara sacar tubería seca en un viaje, se bom- ten en invalorables aportes para la prevenbea inicialmente una pequeña cantidad de ción de influjos (fluencia, aporte, amago, lodo pesado. Esto puede afectar el llenado kick), además de mostrar cuánto fluido se en los primeros 5 a 10 tiros (parada, stand, pierde en la formación. pareja, eslinga) de tubería sacados. Esto se debe a que el lodo pesado empuja el fluido Cuando se ha retirado el revestidor del más liviano de la columna. Cuando se saca pozo, se lo debe monitorear y mantener tubería llena en una maniobra, habitual- lleno. Si el pozo está admitiendo y se permente se utiliza un economizador de lodo , mite que el nivel de fluido caiga, también para devolver el fluido que está en la tubería caerá la presión hidrostática. En algunos a los tanques de lodo. Si no se utiliza este casos (tales como en zonas de presión por dispositivo para lodo, será difícil estimar el debajo de lo normal) puede resultar necederrame en el piso de trabajo del equipo, lo sario mantener un nivel de fluido estático que disminuirá la cantidad de fluido que se a un nivel bajo la superficie para tener debe medir y devolver al sistema de lodo. Si una situación balanceada. En estos casos, no se puede recuperar todo el fluido de una si no se cuenta con fluido lo suficientetubería llena, éste debe ser desviado del mente liviano para mantener una colu mna volumen activo o medido de los tanques de completa de fluido, se debe monitorear el lodo, y se deben realizar cálculos para tu- pozo continuamente, y se debe mantener el bajo nivel en el pozo, bombeando fluibería seca. do en pequeñas cantidades desde tanques Se debe recordar que el desplazamiento de debidamente cubicados. los portamechas es de 5 a 10 veces mayor que el de la tubería de perforación. Si no se Es necesario poner mucho énfasis en la calcula el llenado suficiente por cada porta- importancia de mantener el pozo lleno mechas (Drill Collar, botella) sacado, el ni- permanentemente. En los pozos que se vel de fluido puede caer lo suficiente como caracter izan por tener gas a poca propara que el pozo comience a fluir. fundidad, un leve descenso en la presión El monitoreo (control) del llenado (ya sea hidrostática y/o una presión de pistoneo,

2 . p a C

pueden ser suficientes para que el pozo comience a fluir. A profundidades someras, el gas puede llegar al piso del taladro (equipo) de perforación antes de que se pueda cerrar el preventor. En estas circunstancias es de suma importancia emplear técnicas apropiadas de llenado.

Suabeo /Compresión Cada vez que se mueven las tuberias a través de fluido, aparecen fuerzas de suabeo y de compresión. La dirección en que se mueve la tuberia dictará cuál de las fuerzas, si la de suabeo o la de compresión, es la predominante. Si se están bajando las barras, el fluido que esta más adelante, debe “despejar el camino”, moviéndose hacia arriba alrededor de la tuberia. Si la bajada es demasiado rápida y no todo el fluido llega a despejar el camino, la tuberia comprime como un pistón y presuriza el pozo que está más adelante. Esto se denomina presión de compresión. Si esta presión aumenta demasiado, puede haber pérdida de circulación, fractura de la formación o rotura del revestidor (casing). La consecuencia puede ser la pérdida de lodo en el pozo, con el consiguiente descenso de la presión hidrostática. Si ésta cae por debajo de la presión de formación, el pozo puede comenzar a fluir. Cuando se está sacando tubería suabeo (succión). El lodo en esta operación no puede bajar por el espacio, entre la tuberia y el revestidor (casing), con la misma velocidad con que la tuberia está subiendo. Cuando esto ocurre, se produce una presión de “vacío”, o presión negativa, debajo de las barras. Este descenso de la presión permite que el pozo avance hasta que el fluido llena el espacio bajo las barras; esto se llama presión de suabeo (presión de succión). Así, el efecto de suabeo hace que ingrese fluido no deseado al pozo y, por lo tanto, se relaciona con la definición de surgencia (fluencia,

2 . p a C

32 Surgencias

arremetida, influjo, kick). Además, si suabea (succiona) suficiente fluido, puede haber un descenso de la presión hidrost ática total que provoque que el pozo fluya.

Un lodo viscoso y espeso fluirá con mayor lentitud, por lo que no bajará o subirá con facilidad. Los lodos más livianos, que fluyen con mayor libertad, no incidirán en las presiones de pistoneo/compresión tanto como los lodos densos.

LAS SIGUIENTES VARIABLES AFECTAN, TANTO AL SUABEO, COMO A LA COMPRESIÓN 4 Las restricciones entre la tubería y la pa1. Velocidad de movimiento de la herramienta 2. Espacio anular 3. Propiedades del lodo 4. Complicaciones relacionada con la restricción del espacio entre barras y pozo.

1 La velocidad del movimiento de la tube-

ria afecta en forma directa las presiones de suabeo (succión) y de compresión. Cuanto más rápido es el movimiento de la tuberia (sarta), mayor será la presión. El lodo debe “despejar el camino”, o bajar, para llenar el espacio que antes ocupaba la barra. Esta variable es la que resulta más fácil de controlar. Las posibilidades de suabear (succionar) una surgencia ( y/o de fracturar la formación) aumentan con la velocidad de viaje de la tuberia. 2 El espacio entre el revestidor (casing) y la tubería es de suma importancia, porque a medida que se reduce, las posibilidades de suabear (succionar) y generar un influjo o surgencia aumentan. Cuando el área entre la tubería y el revestidor (casing) es muy pequeña, el fluido que debe despejar el camino tiene un canal muy reducido para desplazarse. Mientras más reducido sea este espacio, más lentamente debe moverse la tubería, para evitar presiones de suabeo/compresión excesivas.

3 Las propiedades del lodo tienen una relación directa con las presiones de suabeo/compresión. Las propiedades de flujo del lodo son de importancia crucial.

red del pozo, o el revestidor (casing), tales como formaciones hidratadas, colapso del revestidor (casing), o una mecha (broca, trepano) embolado, suelen ser problemas que no se advierten hasta que es demasiado tarde. Se debe tener en cuenta que el espacio entre la tubería y el revestidor (casing) puede ser menor de lo que se cree, lo que puede aumentar las posibilidades de suabear una surgencia.

formación, el pozo puede comenzar a fluir. En general, las causas de la pérdida de lodo pueden ser: 1.Fluidos de perforación versus fluidos de terminación 2.Presión de circulación 3.Presión de compresión

1. La mayoría de los pozos se perforan

sobre-balanceados, o muy cerca del punto de balance, con fluido de perforación. Este es, en general, muy viscoso, para poder sostener y limpiar los recortes del pozo. Esta propiedad hace que el fluido frene el ingreso a la formación. Las partículas (en general, de gel) que permiten que el lodo arrastre recortes, son habitualmente Aunque hasta ahora se ha utilizado la tu- más grandes que los espacios porales y beria de perforación (sondeo) como ejem- bloquean el ingreso a la formación de la plo, cualquier cosa que se mueva a través mayor parte de la fase fluida del lodo. Así, del fluido en el pozo puede provocar pre- se pueden utilizar mayores pesos de lodo siones de suabeo/compresión. Cable de con pérdidas de fluido mínimas. acero (wireline), tubería, herramientas, packers, caños, portamechas (drill co- Muchos taladros (equipos) de perforación llars), cualquiera de estos elementos, si llevan el pozo hasta la etapa de terminano se lo mueve con la suficiente velocidad, ción. En las fases de terminación del pozo, puede hacer mucho daño. Estas fuerzas es- se utilizan fluidos de bajo contenido sólido, tán presentes y pueden causar problemas para disminuir el riesgo de dañar o bloquear sin importar en qué parte del pozo se esté la formación. Los fluidos sin contenido sóli(arriba, en el fondo, en el medio). Los pro- do son en general menos viscosos, y adecedimientos correctos indican que se debe más se filtran para extraer las partículas que ser juicioso en lo que respecta a la veloci- pueden bloquear los espacios porales de la dad de las maniobras y del cable de acero. formación. Si se utiliza un fluido claro que Se debe recordar que, por lo general, los ejerce una presión hidrostática mayor a la trabajos que toman más tiempo son los que de la formación, no hay nada que pueda frese quieren realizar con demasiada rapidez. nar la pérdida de fluido, lo que puede ocasionar una pérdida de circulación severa.

Pérdida de circulación Si el nivel de fluido en el pozo baja, disminuirá, también, la presión que estaba ejerciendo. Si la presión hidrostática del fluido pierde nivel por debajo de la presión de la

2. Muchas veces, el nivel de fluido en la

boca del pozo parece estable, pero durante la circulación se advierte una disminución en los tanques. Esto se debe a la presión adicional que se ejerce sobre la formación durante la circulación. Si la presión de

01 Manual Well Control _ WCI

Recommend Documents