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Control de Presin
Con trol de Presin 18.1 N de Revisin : A-1 / Fecha de Revisin :
14-02-01
18
A pesar de los esfuerzos para entender ycontrolar las presiones
de la formacin ,los reventon es siguen ocurriendo. Unreventn es un
flujo incontrolado defluidos de la formacin que ocurrecuando n o se
logra con trolar laspresiones subsuperficiales. Losreventones
pueden ocurrir en lasuperficie o den tro de u n a
formacinsubterrnea.
Casi todos los pozos perforadospueden sufrir un reventn.
Laexperiencia ha demostrado que losreven ton es son con secuencias
deerrores hum anos y/o fallas m ecnicas.
Sin embargo, un programa de controlde presin cuidadosam ente
planeado ycontinuamente supervisado reducirconsiderablemen te la p
osibilidad d e
que se produzca algn reven tn .El factor clave para el con trol
de
presin es la preparacin y vigilanciapor p arte de las person as
que sonresponsables de controlar las presionesde la formacin . El
respeto a laspresiones de la formacin y laconfianza derivada del
entrenamientoy de la prctica en lo qu e se refiere alcontrol de las
presiones son loselementos que minimizan la frecuenciay severidad
de las erupciones.
Es importante identificar las altaspresiones de la formacin an
tes deperforar, para detectar los cambios de
presin durante la perforacin ycontrolarlos de manera segura
durantelas operaciones de perforacin ycompletacin .
Introduccin
El con trol de presin puede serdividido en tres categoras:1.
Control primario. El uso aprop iado
de la p resin h idrosttica parasobrebalancear la formacin e
impedir que los fluidos de laformacin indeseados entren en
elpozo. Las ventajas del con trol a esten ivel son eviden tes.
2. Control secundario. El uso deequipos para con trolar el pozo
encaso de que se pierda el controlprim ario. Los fluidos de
laformacin qu e han entrado en elespacio anu lar pueden
causarrpidamente un reventn si no soncontrolados de manera
apropiada.
3. Control terciario. El uso deequipos y d e la presin
hidrostticapara restablecer el con trol un a vezque se ha p
roducido un revent n .Esto puede incluir la perforacin deun pozo de
alivio. Aunque elcon trol terciario sea generalmen terealizado por
expertos, muchasacciones pueden ser tom adasduran te la
planificacin y
perforacin de un pozo de aliviopara simp lificar el procedimien
tofinal para matar y restablecer elcontrol del pozo.
FALLA DE LOS CONTROLES PRIMARIO YSECUNDARIO
Falla del control primario. Cualquiersuceso o serie de sucesos
que cree unapresin diferencial negativa entre lapresin h idrosttica
del fluido deperforacin y la presin de laformacin puede causar un
amago.Un am ago es un influjo del fluido de laformacin dentro del
pozo. Las causasm s com un es de un amago son lassiguientes:1. No m
anten er el pozo lleno d e lodo
du ran te los viajes.2. Peso insuficient e del lodo.3. Prdida d
e circulacin causando la
reduccin de la presin h idrosttica4. Piston eo al salir del
pozo.5. Dise o inadecuado d e la tubera de
revestimiento y prediccinincorrecta de la presin poral.
Tres Niveles de Control de Presin
Un reventn
es un flujoincontrolado
de fluidos de la
formacin que
ocurre cuando
no se logra
controlar las
presiones
subsuperficiales.
Un am ago es
un influjo del
fluido de la
formacin
dentro del
pozo.
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Control de Presin18
Control de Presin 18.2 N de Revisin : A-1 / Fech a d e Revisin:
14-02-01
Un estudio de 55 erupcion es duran teun periodo de 10 a os en um
era lassiguient es causas principales de laserupciones:
Aun que los pozos geopresurizadostengan el mayor potencial de
erupcin ,los informes indican que m s de lam itad de los reventon
es ocurren enpozos presurizados normalmente. La
causa m s com n de los reven ton es esel no mantener el pozo
lleno durantelos viajes. El procedimient o estndarpara todos los
pozos debera consistir enm on itorear las carreras de las bom bas
alllenar el pozo durante un viaje o usarun tanque de viaje para m
edir el lodorequerido para reemplazar el volumende tubera retirada
del pozo.
Falla del co ntrol secundario. Se haestimado que el 95% de los
pozos en loscuales se pierde el con trol secun dariollegan a esa
cond icin como resultado
de un mantenimiento deficiente yprogram as de prueba
inadecuados,resultando en fugas que causan laerosin del equipo de
con trol depresin, o del entrenamientoinadecuado del personal,
resultando enel uso incorrecto o n ingn uso delequipo de control de
p resin .
En el estudio de 55 pozos men cion adoanteriormente, la
evidencia demostrque despus del amago de los pozos,62% de estos
pozos no fueroncontrolados por las siguientes razones:
Estos registros indican qu e el 62% de
los casos de prdida de controlsecundario fue causado por fallas
deequipos y refleja una falta deentend imien to de parte de
laspersonas responsables de laproteccin, instalacin ,m anten imien
to y operacin de losequipos de control de reventon es.
El resto de este cap tulo tratar delos diferentes compo n ent es
delcontrol de pozo. Esto incluir lasdiferen tes presion es, tcnicas
deprediccin de presin , m todos de
deteccin de amagos, m todos decont rol de pozo, y algun os
problem asen particular, ascomo tcnicasespeciales usadas para con
trolar elpozo.
PorcentajeCausa del Total
No se m an tien e el pozo llen o 42
Peso in suficien te del lodo 15
Prdida d e circulacin 22
Piston eo 16
Otras 5
PorcentajeCausa del Total
Equipo de control de reventonesinsuficiente 29
Equipo de control de reventonesmal dise ado 5
Instalacin in correcta 11
Con exiones superficialesin apropiadas 6
Programa inadecuado derevestimiento y cemen tacindel pozo 11
La causams comn
de los
reventones es
el no
mantener el
pozo lleno
durant e los
viajes.
...prdida de
controlsecundario
fue causad o
por fallas de
equipos...
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Control de Presin
Control de Presin 18.3 N de Revisin : A-1 / Fech a d e Revisin:
14-02-01
18
La perforacin y el cont rol de lospozos de petrleo y gas
estnafectados por m uch as presionesdiferentes. Es im portan te en
tend erestas presiones y la man era en q ue sonusadas para detectar
y controlar laspresiones de la formacin . Acontinuacin se
proporciona un adescripcin de las diferentes presiones.
La presin se define como fuerza porrea unitaria:
fuerza (lb)Presin (psi) =
rea (pu lg.2)
Ejemplo 1Cu n ta presin sera indicada en elm an metro de la
Figura 1?
Respuesta:
20 lbPresin en el man m etro = = 2 psi
10 pulg.2
Ejemplo 2En la Figura 2, cun ta fuerza debe
ser aplicada sobre el pequ e o cilindropara balancear la presin
creada por elpeso del autom vil sobre el grancilindro?
Para balancear las presion es:
P1 = P2 o
F1 F2=A1 A2
F2Por lo tan to, F1 = x A1A2
Fuerza sobre el pequ e o cilindro:
4,000 lbF1 (lb) = x 2 pulg.2 = 80 lb100 pulg.2
PRESIN HIDROSTTICALa presin hidrosttica (PHID) es lapresin
causada por la densidad o elPeso del Lodo (MW) y la
ProfundidadVertical Verdadera (TVD) de unacolumn a de fluido. El
tamao del pozoy la forma de la columna de fluido notienen n ingn
efecto sobre la presinhidrosttica, ya que, a una presindetermin
ada, la presin es igual en todaslas direcciones.
PHID se calcula de la siguiente manera:
PHID (psi) =
0,052 x MW (lb/gal) x TVD (pies)
Donde:0,052 = El factor de conversin de las
unidades igual a:
12 pulg./pieo 0,052 gal/(pulg.2 x pie)
231 pulg.3/gal
Presion es Subsuperficiales
Omitirel pesodel
fluido
10 pulg.220 lb
?
Figura 1: Ejemplo 1 presin.
Figura 2: Ejemplo 2 presin.
4,000 lbrea =100 pulg.2rea = 2 pulg.2
F (lb) = ?
Fluidohidrulico
La presin
hidrosttica
es la presincausada
por...el MW y
la TVD de
una column a
de fluido.
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Control de Presin18
Control de Presin 18.4 N de Revisin : A-1 / Fech a d e Revisin:
14-02-01
Ejemplo 3Cul es la presin hidrosttica de
un a colum n a de fluido para lassiguientes con dicion es?
MW =12,8 lb/galMD (Profun didad Medida) =14.300 piesTVD =13.200
pies
La presin hidrosttica siempre secalcula u sand o la TVD.
PHID = 0,052 x 12,8 x 13.200= 8.786 psi a la TVD
Si la Profundidad Medida (MD) fuerausada para calcular la
presinhidrosttica, esto resultara en un errorgrave.
PHID = 0,052 x 12,8 x 14.300
= 9.518 psi (usan do la MD)
El uso incorrecto de la MD paracalcular la presin h idrosttica
resultaen un error de 732 p si (9.518 8.786= 732).
GRADIENTE DE PRESIN
El gradiente de p resin h idrosttica es elaum ento de presin p
or unidad deprofundidad vertical.
PGHID (psi/ft) = 0,052 x MW (lb/gal)
Ejemplo 4
Cu l es el gradient e de p resin deun lodo de 12,0 lb/gal?PGHID
(psi) = 0,052 x 12.0
= 0,624 psi/pie
Los gradien tes de presin tpicos sonlos siguientes:
PRESIN DE LA FORMACIN
La presin de la formacin (Pform) es lapresin del fluido ejercida
dentro delos espacios porales de cualquier
formacin d e petrleo, agua o gas, ysuele llamarse presin
poral.
PRESIN NORMALLa presin n orm al es la presinhidrosttica ejercida
po r un a column ade fluido igual a la densidad del fluidonativo
que exista en el ambientegeolgico cuan do los slidos
sedepositaron.
Como se perforan m s pozos ensedimentos caracterizados por agua
deformacin marina conaproximadamente 100.000 mg/l de sal,
se usar un gradient e de 0,465 psi/piecomo gradient e norm al a
los efectos deesta discusin. Las desviaciones de laspresiones
hidrostticas normales sonconsideradas com o p resionesanormales
surpresiones (altas) ysubpresiones (bajas).
Ejemplo 5Perforan do en el Sur d e Luisian a, en
una lutita presurizada normalmente, aun a profund idad de 7.000
pies, culsera la presin esperada de laformacin (P
form
)? Qu peso de lodoen lb/gal sera necesario parabalan cear esta p
resin de laformacin ?
Pform = 7.000 x 0,465 = 3.255 psi
3.255MW = = 8,9 lb/gal
0,052 x 7.000
Tipo de Cuen ca Fluid o d e la Fo rm acin ( lb /gal ) Gradiente
de Presin (psi/pie)
Agua salada 8,94 0,465 (Costa del Golfo E.U.A.)
Agua dulce o salobre 8,33 0,433 (Medio Con tin en te E.U.A.)
El gradiente
de presin
hidrosttica
es el
aumento de
presin por
unidad de
profundidad
vertical.
La presin de
la formacin
es la presin
del fluido
ejercida
dentro de los
espacios
porales...
Fluido Gradiente de Presin
Agua dulce 0,433 psi/pie
Agua salada 0,444 psi/pie
Agua de form acin marina(100.000 m g/l sal) 0,465 psi/p ie
Agua salada saturad a
(10 lb/gal) 0,520 psi/p ieLodo de 16 lb/gal 0,832 psi/p ie
Lodo de 19,2 lb/gal 1,0 psi/pie
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Control de Presin
Control de Presin 18.5 N de Revisin : A-1 / Fech a d e Revisin:
14-02-01
18
El trmino zonas de transicindescribe un cambio rpido en la
presinporal. Las zonas de transicin sonimportantes para mantener el
controlde la presin en am bientes deperforacin geopresurizados. Los
trestipos de zonas de transicin (tambinilustrados en la Figura 3)
son:1. El intervalo desde el tope de las
geopresiones h asta el tope de laprimera arena perm eable en
laseccin geopresurizada.
2. Cualquier aumen to rpido de lapresin en una seccin
impermeable(generalmente lutita).
3. El intervalo comprendido entre eltope de las geopresiones y
laprofundidad a la cual se encuentra lapresin poral mxima.
Se suele seleccionar la zona detransicin inicial como punto
paracolocar la tubera de revestimientointermedia o protectora. Esto
esm otivado por dos factores. Prim ero, lapresin poral en la prim
era arenaperm eable (Arena A) en la seccingeopresurizada, es
generalm ente m salta que el gradiente de fractura en la
ltim a zapata de cement acin de latubera de revestimiento . La
perforacindentro de esta arena resultarprobablemente en la
fracturacin deuna formacin suprayacen te, causandola prdida de
circulacin antes de que sepueda controlar el pozo. Segundo,
elgradien te de fractura aum enta con laprofundidad y la presin
poral. Lacolocacin de la tubera derevestimiento a la mayor
profundidadposible resulta en el gradiente defractura m s alto
posible. Esto reduce el
riesgo de fracturacin de la zapata decementacin de la tubera
derevestimiento y de prdida decirculacin duran te la perforacin
delsiguiente intervalo.
El m s crtico de los tres tipos dezonas de transicin es el
intervalo quecomienza en el tope de la zonapresurizada. Esto se
debe a formacionessuprayacentes dbiles, un largointervalo de pozo
abierto, problemas depegadura por presin diferencial, etc.En las
siguientes discusiones
relacionadas con la deteccin depresiones anormales durante
laperforacin , se enfatizar la zon a detransicin inicial, poniendo
menosnfasis en las otras dos. Cabe notar quetodos los m todos estn
relacionadosdirecta o indirectamente con la presindiferencial.
INDICADORES DE PRESIN
Histricamente, la presencia depresiones anormales ha causadom
uchos problem as de perforacin . Losproblemas varan segn la
ubicacingeogrfica, el peso y t ipo de lodo, eltipo de equipo de
perforacin y el tipode pozo (recto o desviado). Sinembargo, hay n
um erosos indicadores
de respuesta a la perforacin queadvierten de algn cambio en la
presinde la formacin. Es posible que todoslos indicadores no estn
presentes en elmismo m omen to, ya que stos puedenser ocultados o
elim inados por: (1)malas prcticas de perforacin, (2)
pesoinadecuado del lodo, (3) seleccinincorrecta de la barrena para
laformacin perforada y (4) malahidrulica. Sin embargo, uno
ygeneralmen te m s de los indicadores
Indicacion es del Aum ento de las Presiones de la Formacin
Pro
fun
dida
d(1
.000p
ies)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Presin poral de laformacin
Arena A
Arena B
Arena C
Arena D
TZ2
TZ3
TZ1
Figura 3: Tres zonas de transicin diferentes.
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
Peso de lod o equ ivalent e (lb/gal)
El trmino
zonas detransicin
describe un
cambio
rpido en la
presin
poral.
El ms
crtico de los
tres tipos de
zonas de
transicin es
el intervalo
que
comienza en
el tope de la
zona
presurizada.
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Control de Presin18
Control de Presin 18.6 N de Revisin : A-1 / Fech a d e Revisin:
14-02-01
estar presente. Usando los equipos dem on itoreo y los
procedimientos deperforacin adecuados, y contando conun person al
entrenado, los indicadorespueden ser interpretados para an ticipare
identificar el aumento de la presin yel peso insuficien te del lodo
.
La com pactacin anormal, elprincipio en el que la mayora de
losind icadores de presin estn basados, esel cambio de porosidad de
la lutita conla profun didad, tal com o se men cion en el captulo
sobre Prediccin de laPresin. En una secuencia de rocascompactadas n
ormalm ente(presurizadas normalmente), laporosidad de la lutita
disminuye con laprofundidad, a m edida que la densidad
de la lutita aumenta. Si se forma unsello, la porosidad de la
lutita no puedecontinuar la tendencia de disminucinde la porosidad
con la profundidad. Esdecir que la porosidad de la lutita enun a
zona de tran sicin perman ece igualo slo aumen ta ligeramen te con
laprofundidad.
Los indicadores de presin estndivididos en dos grupos:I.
Tcnicos.II. Geolgicos
MEDICI
N DE LA PRESI
N DE FONDOEl advenimiento de las mediciones entiempo real de los
parm etros deperforacin y geolgicos en el fondo delpozo h a m
ejorado considerablem ente lacapacidad de identificar el aumento
depresin. Estas herramientas incluyen lasherramientas de Medicin al
Perforar(MWD), Registro al Perforar (LWD) yPresin al Perforar
(PWD).Naturalmente, las herramientas de LWDy PWD pu eden ser usadas
para verificarlas zon as de tran sicinsobrepresurizadas. Estas h
erramien taspueden m edir los indicadores deaumento de presin que
correspondentanto a la categora de indicadorestcnicos como a la
categora deind icadores geolgicos.
INDICADORES TCNICOSInd icador tcnico 1: Cambios de laVelocidad
de Penetracin (ROP)
La ROP aumenta durante la perforacinde la zona de transicin .
Durante laperforacin de secciones de lutita
presurizada normalmente, la ROPdisminuye con la profundidad, si
losparmetros de perforacin como el pesosobre la barrena, la
velocidad rotacion al(RPM), los tipos de barrena, lahidrulica y el
peso del lodoperm anecen m s o men os con stan tes.Esto se debe al
aumento de la densidad,o com pactacin, de la lutita. Estatendencia
ser interrumpida alencontrar una zona de presinan orm al. La ROP
sufrir un a marcadareduccin al penetrar el sello de
presin. Despus de penetrar el sello enlas form aciones de presin
anormal, la
ROP aumen tar. Esto se debe a lamayor porosidad de la zona de
presinanorm al. Las rocas de m ayor porosidadtienden a ser
perforadas m srpidamente. Adem s, la disminucinde la presin
diferencial aumen ta laROP y las caractersticas de fractura delas
rocas cerca de la barrena.
La presin diferencial es un factorimportante para la ROP. La
presindiferencial es la diferencia entre lapresin hidrosttica de la
column a defluido de perforacin y la presin de la
formacin . La ROP aum enta a m edidaque la presin diferencial
dism inuye. Elaum ento sigue un a curva h iperblica ysuele tener un
punto crtico aaproxim adam ente 500 psi desobrepresin contra la
formacin, comolo ind ica la Figura 4. Un a reduccin dela presin
diferencial ocurre al entrar enla zona sobrepresurizada de
mayorporosidad. El aumento de la porosidady la reduccin de la
presin diferencialcausan un aum ent o de la ROP.
Ve
loc
ida
ddepen
etrac
in
500
psi
Figura 4: Perforacin de lutita tpica.
Presin diferencial
...la
porosidad de
la lutita enuna zona de
transicin
permanece
igual o slo
aumenta
ligeramente
con la
profundidad.
La ROP
aum enta a
medida que
la presin
diferencialdisminuye.
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Control de Presin
Control de Presin 18.7 N de Revisin : A-1 / Fech a d e Revisin:
14-02-01
18
La presin diferencial afecta la ROPm s que la porosidad. La
curva de ROPideal debera parecerse a la Figura 5Acuando el peso de
la barrena, lavelocidad rotacional, la hidrulica y laspropiedades
del lodo se m antienenconstantes. Por razon es econmicas, noes
posible mantener estos parmetrosconstantes sobre largos in
tervalos; por
lo tanto, las curvas reales de perforacinse parecern a la Figura
5B. Si fueraposible registrar el peso de la barrena enel mismo
grfico que la ROP, resultaramucho m s fcil interpretar la curva
deROP, com o lo indica la Figura 5C. Laprdida de filo de la barrena
tambinpuede ocultar la zona de transicin ,como se m uestra m s
adelante en laFigura 6. Puede que n o se observe elaum ento de la
ROP debido alrendimiento reducido de la barrenacausado por la
prdida de filo de labarrena.
Ind icador tcnico 2 : Disminucin dela tendencia del exponente
dcsLos clculos para el exponente d y elexponente d
cs
pueden ser realizadospara n orm alizar los datos de ROP
ypredecir la m agnitud del aum ento de lapresin de la formacin
.
Muchos m todos han sidodesarrollados para resolver el problem
ade normalizacin de la ROP. Todos soneficaces en cierta m edida,
pero cadaun o tiene sus lm ites. Todos losm todos se vuelven
imprecisos cuandose usan malas prcticas de perforacin .La m ayora
de los m todos suponen eluso de ecuaciones matem ticascomplicadas;
sin embargo, un m todousa una ecuacin de perforacinsimplificada que
es m s fcil de usar enel pozo.
Este m todo se llama exponente d yla ecuacin correspondiente es
lasiguiente:
R
(60 N)d =
12Wlog( D106)
Donde:
d = Exponen te en la ecuacin deperforacin generalizada
D = Dimetro de la barrena (pulg.)N = Velocidad rotacional (RPM)R
= Velocidad de penetracin
(pies/hora)W = Carga de la barrena (lb)
Esto no constituye una solucinrigurosa de la ecuacin original y
no sepuede defender matem ticamen te. Sinembargo, los resultados
son tan precisoscomo cualquiera de las otras ecuaciones
Pro
fun
dida
d(piex
1.0
00)
7
8
9
10
11
12
A B C
ROP Ideal ROP Real Peso de labarrena
90 70 30 90 50 30 100 20
Figura 5: ROP ideal, ROP real y peso de la barrena.
Pro
fun
dida
d(piex
1.0
00)
8.0
8.5
9.0
9.5
10.0
ROP de barren a ROP de la barren a
afilada (pph ) desafilada (pph )100 50 0 Litologa 100 50 0
Figura 6: Comparacin entre la ROP de una barrena
afilada y la ROP de una barrena desafilada en el topede la zona
de transicin (OBSERVACIN: Zona detransicin ocultada por la barrena
desafilada).
Zona deTransicin
Lutita
Lutita
Arena
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
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Control de Presin18
Control de Presin 18.8 N de Revisin : A-1 / Fech a d e Revisin:
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Pro
fun
dida
d(piex
1.0
00)
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Exponente
0,5 1,0 1,5 2,0 0,5 1,0 1,5 2,0
dcs d
9 9
10
10
11
11
12
1213
1314
15
9,6
9,7
9,8
9,8
9,8
10,4
10,6
10,8
11,0
11,0
11,0
11,6
12.0
12,0
12,6
14,5
16,0
16,5
16,6
16,9
Figura 7: Grfico de exponentes d y dcssegn la profundidad,
indicando los cambios de presin de la formacin enla barrena.
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Control de Presin
Control de Presin 18.9 N de Revisin : A-1 / Fech a d e Revisin:
14-02-01
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m s comp licadas, si se incluye un acorreccin para la densidad
del lodo. Elexponente d calculado a partir de lafrmu la
proporcionada debe sercorregido de la siguiente manera paratener en
cuenta la densidad del lodo:
dcs =
gradiente de presin normal (lb/gal) x dECD (lb/gal)
Donde:ECD = Densidad Equ ivalen te de
Circulacin (lb/gal)
OBSERVACIN: El gradiente de presinnormal debera ser seleccionado
de acuerdocon la zona donde se perfora el pozo.Normalmente, este
gradiente es 9,0 lb/galen las zonas costaneras y 8,33 lb/gal en
laszonas de rocas duras.
Usando los grficos de d y dcsilustrados en la Figura 7, se
puedepredecir la presin de la formacin enla barrena con una
precisin de 0,5lb/gal.
Otro m otivo po r el cual algunosm todos no dan resultados es
que elpeso de la barrena no excede laresistencia crtica de la roca
y por lotanto no causa su rotura. Esto ocurrefrecuen temen te con
barrenas dediaman te y en pozos desviados donde
se usan barrenas de peso muy bajo paracontrola la desviacin del
pozo. Lasbarrenas Compactas de Diaman tePolicristalino (PDC)
requieren nuevastcnicas para an alizar los datos deperforacin para
predecir lasformaciones con precisin . Las barrenasde PDC perforan
cortando, y n ofracturando, la formacin. En este caso,el factor
principal relacionado con laROP es el torque, y no el peso sobre
labarrena. Varios m todos han sidodesarrollados para establecer
una
correlacin entre el rendim ien to de labarrena de PDC y la
prediccin de lapresin poral. Estas correlacionesdependen de las
formaciones y de lostipos de barrena.
Ind icador tcnico 3: Cambios deltorque rotatorioEl torque
rotatorio pu ede aum entarrpidamen te en la zona de tran sicin .El
torque aum enta gradualmen te con laprofundidad, porque la friccin
decontacto entre la columna de
perforacin y el pozo aumenta con laprofundidad.
Los cambios bruscos de to rquetambin pueden indicar una rotura
portorsin de la colum na de perforacin ,un rodillo bloqueado en una
barrena,un socavamiento en la columna deperforacin o un cambio en
la presinporal de la formacin .
El personal experimentado puedegeneralmen te iden tificar el
problema. Eltorque aumenta en la zona detransicin p orque un m ayor
volum ende recortes de lutita en tra en el pozo. Lalutita tiene
tendencia a cerrar el pozo,causando un mayor contacto con lacolum
na de perforacin e imp idiendola rotacin de la barrena. Es
difcildistinguir el aum ento del torque en lospozos desviados,
debido al contacto dela columna de perforacin con la carade la
formacin. Cuando estos casosocurren, otros indicadores pueden serm
s fciles de interpretar.Ind icador tcnico 4: Cam bios en
elarrastre
El arrastre pu ede aum entar al realizarconexiones en la zona de
transicin .Despus de bajar el kelly, la prcticarecom endada
consiste en levantar de 5a 10 pies (para permitir el movimiento
de la tubera de perforacin si sta sepega), apagar las bom bas y
sacar el kellydel pozo.
Como se explic anteriormente, un acantidad adicional de recortes
puedeentrar en el pozo cuando se penetra enla zona de transicin.
Adem s, el pozopuede tener tendencia a cerrarsealrededor de los
portamechas y de labarrena. Algunas lutitas de la zona detransicin
tienden a fluir bajo la presindiferencial. En algunos casos ha
sidonecesario repasar saliendo y circular
para salir del pozo. De nuevo, es posibleque este indicador est
ocultado cuandose perforan pozos desviados.
Ind icador tcnico 5: Am agosUn amago propiamente dichoconstituye
la m s clara indicacin deun aumento de la presin .
Cualquier aumento del volumen deltanque, si no ha sido tomado
encuenta, indica un influjo del fluido dela formacin (am ago).
Cuand o estoocurre, la can tidad d e fluido que regresa
El t orque
rotatoriopuede
aumentar
rpidamente
en la zona d e
transicin.
Un am ago
propiamente
dicho
constituye la
ms clara
indicacin de
un aumento
de la presin.
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8/3/2019 curso wellcap
10/62
Control de Presin18
Control de Presin 18.10 N de Revisin : A-1 / Fech a d e Revisin:
14-02-01
Si el pozo
acepta menos
lodo que el
volum en de
desplazamiento
calculado para
el nmero de
grupos de tubos
retirados,fluido est
entrando en el
pozo.
aum enta, y el detector de flujo registraeste aum ento. El
detector de flujo y elTotalizador de Volum en del Tanque(PVT) son
los dos primeros indicadoresde un amago y deberan sermon itoreados
continuam ente durantela perforacin . Ser necesario procedercon m
ucho cuidado al acercarse a unazona de transicin. Si se detecta
algnaumen to del volum en del tanque oalgn flujo, la perforacin
debe serinterrump ida y el pozo con trolado paradetectar cualquier
flujo. Si el pozo siguefluyen do, ser necesario cerrarlo.
Antes se usaba la tcnica de recibirun amago como m todo para
localizarla zona de transicin. Despus de recibirun am ago, se
calculaba la presin de laformacin , se aum entaba el peso dellodo,
se cont rolaba el pozo y secolocaba la tubera de
revestimientoprotectora. Esta tcnica tienelim itacion es, pero se
sigue usandoinadvertidamente cuando otrosindicadores estn
ocultados. No serecomienda usarla.
El petrleo, gas o agua salada puedepenetrar en el fluido de
perforacin sinque esta intrusin sea iden tificadacomo un amago. Una
formacin quetiene un a permeabilidad baja puede
alimentar fluidos de formacinlen tam ente den tro del pozo, sin
que losdetectores superficiales detecten el flujo.El mon itoreo del
fluido d e perforacinpara detectar el lodo cortado p or gas,
elpetrleo de la formacin en el lodo yun aumen to de la concentracin
decloruros alertar al personal deperforacin sobre la posibilidad de
unacondicin de desbalance en el fon do.
La deteccin y la minimizacin delvolumen de un amago reducen
laposibilidad de problem as al con trolar el
pozo. Esto aplica a cualquiera de losfluidos de la formacin .
Una arrem etidade gas importante causa presiones m saltas de la
tubera de revestimientodurante el control de la presin defondo.
Esto puede fracturar laformacin en la zapata de cement acinde la
tubera de revestimiento o excederlos lm ites de presin de los
equipossuperficiales. Una arrem etida de aguasalada puede contam
inar gravementelos fluidos base agua y base aceite,resultando en
altos costos de
tratam iento para restituir el fluido a suestado original. La
contaminacintambin afectar la prdida de filtradosy la calidad del
revoque. Esto puedecausar la pegadura p or presindiferencial de la
columna deperforacin. Una arremetida importantede petrleo en un
fluido base aguapuede causar problemas ambientales,ascomo la
contaminacin del fluido.Cualquiera que sea el tipo de invasinde
fluido sufrida, cuanto antes sedetecte un amago y se cierre el
pozo,m s fcil ser restablecer el cont rolprimario del pozo y
permitir larealizacin de las actividades normalesdel equipo de
perforacin .Ind icador tcnico 6:
Relleno del pozo durante los viajesCuan do se saca la colum na
deperforacin del pozo, se reduce lacantidad de tubera en el pozo y
el nivelde lodo disminuye. El volum en puedeser calculado a partir
del tam a o y pesode la tubera y de la longitud de tuberasacada, de
man era que se puedabombear una cantidad apropiada delodo dentro
del pozo para llenarlo.
Si no se reemplaza el volumen de lacolum na de p erforacin y la
colum nade lodo disminuye, la presinhidrosttica se reduce y puede
producirun am ago. Si la presin hidrostticabaja hasta un nivel
inferior a la presinde la formacin, los fluidos de laformacin
fluirn dent ro del pozo. Param ant ener el pozo lleno de lodo
serequiere m s que el simple bombeo delodo den tro del pozo. El
volum en delodo bom beado dent ro del pozo deberaser m edido y
comparado con eldesplazamiento calculado de la tuberaretirada del
pozo. La m edicin delvolumen de lodo para este relleno suele
ser tomada a partir de un tanque deviaje graduado o del
monitoreo de lascarreras de las bom bas del equipo deperforacin. Si
se usa el m todo debom ba de lodo, contar el nm ero decarreras para
lograr el volum en de lodo.Una prctica de perforacinrecomendable
consiste en dejar de sacarla tubera cada 5 a 10 grupos de tubosde
perforacin (m s frecuente quecuando se retira la tubera
deperforacin extrapesada y los
Antes se usaba
la tcnica de
recibir un
amagocomo
m todo para
localizar la
zona d e
transicin.
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Control de Presin
Control de Presin 18.11 N de Revisin : A-1 / Fech a d e Revisin:
14-02-01
18
portamechas) y llenar el pozo con lodo.Esto tiene por objeto lim
itar lareduccin de la presin hidrosttica yconocer la can tidad
(volum en) de lodorequerida para llenar el pozo.
Si el pozo acepta menos lodo que elvolum en de desplazamiento
calculadopara el n m ero de grupos de tubosretirados, fluido est
entrando en elpozo. Esto se ala un amago inm inen te.Estas
desviaciones deberan serinvestigadas inmediatamente, y sipersisten
las con diciones, el person aldebe tomar medidas remediadoras.
Bajoestas circunstancias, la mejor accin, sies posible, sera volver
inm ediatam enteal fon do del pozo y circular desde elfondo hacia
arriba. Las posibilidades de
matar el pozo con xito son m ayorescuando la barrena est el fon
do delpozo. Si la situacin parece estar fuerade con trol, se debe
cerrar el pozo yponer en prctica el procedimientoapropiado de con
trol de pozo.
INDICADORES GEOLGICOS
Indicador geolgico 1: Tamao yforma de los recortes
Un aumento rpido del tama o y uncambio de la forma (angular) de
losrecortes pueden indicar un aumento de
presin de la formacin. Los recortes delas lutitas presurizadas
normalmentepor lo general son planos, con bo rdesredondeados. Los
recortes de una zonade tran sicin son m s grandes y tienenbordes
angulares afilados. No se debeconfundir estos recortes con
recortesan m s grandes, en forma de bloques,que son rectangulares.
Estos recortes enform a de bloques no provienen delfondo del pozo.
Son formados por lam ecn ica inapropiada de la column a
deperforacin y del conjunto de fondo, o
por la fracturacin existen te.Indicador geolgico 2:
Lutitadesprendible y relleno anormal delpozo
La lutita desprendible y el rellenoanorm al del pozo son
indicaciones delaum ento de la presin de la formacin .Al penetrar
en la zona de transicin, lapresin poral dentro de la lutitaaum
enta. Las lutitas tienen un apermeabilidad relativamente baja,
peroen una zona de transicin, la porosidad
de la lutita aumenta. Esto se manifiestamediante una reduccin de
la densidadde la lutita, y es confirmado por elregistro snico, en
el cual el tiempo depropagacin en las lutitas presurizadasllenas de
agua aum ent a. Si estasobrepresin en la lutita no escompensada
mediante el aumento de lapresin hidrosttica del lodo, la lutita
sederrumbar o se desprender dentro delespacio anular. Esto puede
causar elensanchamiento del pozo a travs de laszonas de transicin y
relleno en elfondo duran te las conexion es y losviajes.
Indicador geolgico 3: Densidadaparente
Durante la com pactacin n ormal dela lutita, el agua es exprim
ida de lalutita a medida que la presin desobrecarga aum ent a. La
porosidad de lalutita dism inuye y la densidad aum entacon la
profun didad.
Si la compactacin n ormal esinterrump ida por la formacin de
unsello, el agua de la formacin n o puedeser exprimida de la
lutita. Cuando estoocurre, el fluido soporta una parte de
lasobrecarga y tend r un a presinsuperior a la normal. Como los
fluidospermanecen en la lutita, las lutitas
tendrn un a porosidad superior a lanormal y un a densidad in
ferior a lanormal.
Si las densidades de la lutita soncomprobadas y
representadasgrficament e a in tervalos regularesdurante la
perforacin , se puedeestablecer una tendencia decompactacin normal
para laformacin predominante que se estperforando . Cuando se
penetra un sellola densidad de la formacin aumentarpidamen te,
seguido por un a
disminucin de la densidad a medidaque se perfora el sello de
presinsobrecom pactado y la zona detransicin .
La den sidad verdadera de los recorteses alterada por la
exposicin al lodo. Elgrado de alteracin depende del tipo delodo y
del tiempo de exposicin. Losrecortes que estn en contacto conlodos
base agua presentan cierto gradode hinch amiento y son m enos
densos.La disminucin resultante de la
Un aum ento
rpido del
tamao y un
cam bio de la
forma
(angular) de
los recortes
pueden
indicar un
aumento de
presin de la
formacin.
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8/3/2019 curso wellcap
12/62
Control de Presin18
Control de Presin 18.12 N de Revisin : A-1 / Fech a d e Revisin:
14-02-01
den sidad se debe a la absorcin de agua.Esto puede ser confun
dido con unaum ento de la presin de la formacin .Cualesquier
recortes expuestos al fluidode p erforacin por mucho tiempo n
odeberan ser usados para medir ladensidad aparente. Este cambio de
laden sidad de los recortes slo sueleocurrir con el lodo base agua.
Cuandose usan lodos base aceite, la alteracinde la den sidad de los
recortes es m uyleve. Los recortes absorben m uy pocoaceite; por lo
tan to, la den sidad seguirsiendo m s o menos la m ism a. Cuandoel
lodo base agua es desplazado con unlodo base aceite, el grfico de
tendenciade comp actacin normal sufrir uncambio debido a esta
alteracin. Lapend ien te ser la misma, pero latendencia cambiar
hacia la derechapara reflejar la absorcin de agua atravs del in
tervalo de lodo base agua.Indicador geolgico 4: Gas
El gas ind ica un desbalance de p resinde la formacin. Cuando se
hacomenzado la perforacin, la mayorade las compa as de registro de
pozosm iden y registran los gasesentram pados en el fluido q ue
estcirculando. Es prctico clasificar este gasen un a de tres
categoras diferentes.stas son: (1) gas total perforadollamado gas
de fondo, (2) gas debido alefecto de pistoneo al realizar
lasconexiones, llamado gas de conexin, y(3) gas debido al pistoneo
y a lascondiciones casi balanceadas al realizarun viaje, llamado
gas de viaje.1. Gas de fondo. Se trata del gas total
entrampado en el lodo. El gas defondo que proviene de los
recortesdurante la perforacin del pozo noconstituye una ind icacin
delaum ento d e la presin y no debera
ser compensado mediante unaumento del peso del lodo. El gas
defondo de los recortes siempre deberaser circulado desde el fon do
haciaarriba. Si la cantidad de gas de fondosigue aumen tando, esto
indica unamayor porosidad de la formacin y/oun a mayor saturacin
dehidrocarburos en el espacio poraldisponible. Si se
consideradebidamente la litologa y la ROP, unaum ento del gas de
fon do ind icara la
perforacin den tro de un a zona detransicin .
2. Gas de conex in. El gas de conexines la cantidad de gas por
encima delgas de fondo. Esto represen ta elaumento de las
indicaciones de gascausado po r la accin de pistoneo delm ovimiento
de la colum na deperforacin durante la conexin delas tuberas. El
levant am iento de lacolum na de p erforacin hace que lapresin
eficaz de fon do sea inferior ala presin hidrosttica de la colum
nade lodo. Esta reduccin de la presinhidrosttica puede causar la
int rusinde los fluidos de la formacin dentrodel pozo. Una can
tidad peque a peroconstante d e gas de conexin indicaque la presin
de la formacin esligeramente m s baja que la presinhidrosttica,
mientras que unaumen to continuo de la cantidad degas en cada
conexin indica unaum ento d e la presin de laformacin. Esto
constituye unaexcelente herramienta para detectarpresiones
anormales, cuando se usaconjuntamente con el gas de fondo.
3. Gas de viaje. Esto representa elaum ento d e gas que ocurre
cuan do sesaca la columna de perforacin del
pozo. El gas de viaje se registraduran te la circulacin de los
retornosdespus de realizar un viaje. El plazodurante el cual se
registra el gas deviaje permite hacerse una idea de lacantidad y de
la migracin de losgases dentro del espacio anular. Esteparm etro se
usa de la m ism a m aneraque el gas de conexin, pero no estan til
debido al largo in tervaloentre los viajes. En muchos casos,
serealizar un viaje corto (10 a 20grupos de tubos) para determinar
los
cambios de la presin poral y loscambios de las condiciones de
fondo.
Dos tipos bsicos de registradores degas son usados para m edir e
identificarel gas:A. Registrador de gases combustibles
totales (registrador de alambrecaliente). Este
instrumentoresistente es muy usado por lascompa as de registro de
pozos y estbasado en el principio de puen te deWheatstone. El
registrador determina
El gas indica
un desbalance
de presin dela formacin.
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Control de Presin
Control de Presin 18.13 N de Revisin : A-1 / Fech a d e Revisin:
14-02-01
18
las unidades totales de gascombustible. Este dispositivo no
estcalibrado, y por lo tanto no existeninguna definicin de una
unidadde gas. Sin embargo, este dispositivolleva dcadas en uso y
sigueproporcionand o un a medida relativade los gases combustibles
totalesdescargados en la superficie por ellodo que est
circulando.
B. Cromatgrafo. Este instrumentocomplejo tiene el potencial
deident ificar el tipo y el volumenrelativo de gases que estn
presentes.Como se trata de un instrumentocalibrado, el crom atgrafo
es m sconfiable y constituye una mejorherram ien ta de evaluacin q
ue elregistrador d e alambre caliente.Varias versiones de este
instrum ent oestn disponibles, y algunascompa as de registro de
lodo estnusando dispositivos ms recientes ym s sensibles.
Indicador geolgico 5: Lodo cortadopor gas
El lodo cortado por gas mu estra lareduccin del peso del lodo
causada porel arrastre del gas. El lodo cortado porgas es
controlado en la lnea de flujo,donde el fluido contiene la m
ximacant idad de gas. El uso de equ ipos deeliminacin de gas,
ascomo el tiem pode retencin superficial, elim inar lamayora o todo
el gas del lodo. Estoconstituye un a sim ple medida quepuede ser
tomada por las cuadrillas delequipo de perforacin cuando n o
seutiliza ninguna compa a de registro delodo en el pozo. La medida
puede sertom ada para ind icar los efectos del gasde la perforacin,
las conexiones y losviajes. Si el peso d el lodo siguedisminuyendo
debido al gas, esto indica
un aumento del contenido de gas en lasformaciones y la
posibilidad deaumento de las presiones porales.(OBSERVACIN: La
seccin sobreProblemas Especiales de este captulocontiene una
explicacin ms detallada dellodo cortado por gas).
Indicador geolgico 6: Ion cloruroLos slidos disueltos en el agua
de laformacin estn frecuentem entecorrelacionados con la
concentracintotal de cloruros com nmente
conocida como la salinidad. Sabemosque la salinidad del agua
encontrada enla lutita aum enta con la profun didad enun a cuenca
sediment aria compactadanorm alm ente, pero disminu ye en un azona
de transicin. En las formacionescompactadas normalmente, sabemosque
la salinidad del agua encontrada enla arenisca sigue la mism a ten
den cia,pero a concentraciones mucho m saltas que las que son
encontradas en lalutita. En una zona de transicin, lasalinidad del
agua en la arena seaproxima a la salinidad del agua en laslutitas.
El camb io de salinidad delfiltrado de lodo no es usado
paradetectar las presiones anormales porquelo afectan numerosas
variables y podradar un a indicacin errnea de una zonade tran sicin
.
La m ayora de las compa as deregistro indican que la medicin de
laresistividad del lodo para reflejar loscambios de salin idad del
agua de laformacin no h a producido resultados.El aceite, los
slidos y los productosqum icos presentes en el lodo afectande m
anera diferente la resistividad dellodo. Las compa as de
registroreportan que las mediciones de loscambios de resistividad
en la lnea de
succin y en la lnea de flujo n o soneficaces para detectar las
zonas desobrepresin .Indicador geolgico 7: Capacidad deIntercambio
Catinico (CEC)
Durante la com pactacin, el agua dela lutita es exprimida,
haciendo que ladensidad de la lutita aum ente con lasobrecarga. Las
lutitas se componenprincipalm ente de m inerales arcillosos.Cuando
son compactados, losminerales arcillosos sufren cambiosmineralgicos
causados por las
variaciones de temperatura y presin .Debido a la diagnesis de
lam on tm orilonita en ilita, se anticipa un areduccin continua del
conten ido demontmorilonita con la profundidad.Debido a las
temperaturas m s altas enun a zona de tran sicin, el contenido
demon tmorilonita dism inuye a unavelocidad m ucho m s rpida. Por
lotan to, el m ineral arcillosopredom inan te en estas zon as
desobrepresin debera ser la ilita.
El lodo
cortado por
gas m uestrala reduccin
del peso del
lodo causada
por el
arrastre del
gas.
El aum ento
de la
temperaturade la lnea de
flujo es un
excelente
indicador de
una zona de
transicin.
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14/62
Control de Presin18
Control de Presin 18.14 N de Revisin : A-1 / Fech a d e Revisin:
14-02-01
La CEC de la lutita recuperada de lazaranda puede ser medida
directamentem ediante la valoracin estn dar de azulde metileno. Un
grfico de los resultadosde la prueba de CEC de la lutita enfuncin
de la profun didad debera ind icaruna disminucin en fun cin de
laprofun didad en un a zona p resurizadan ormalmen te, pero ind
icar un a
reduccin drstica en un a zon a detransicin. Sin embargo, este m
todo sloes cualitativo y tiene algun osincon venientes graves.
Indicador geolgico 8: Temperatura dela lnea de flujo
El aumento de la temp eratura de la lneade flujo es un excelente
ind icador de unazona de transicin . Como otras variablesafectan la
tem peratura de la ln ea de flujo,es necesario u sar un grfico de
extremo aextremo. Algunas de las variables queafectan la tem
peratura de la ln ea de flujoson: (1) peso de lodo, (2) con ten ido
de
slidos, (3) propiedades de flujo, (4)velocidades de circulacin y
(5) geometradel pozo. El grfico de extremo a extremose con struye
iden tificando los cambios detemperatura de la ln ea de flujo
causadospor u n cambio en las variables, en vez deun cam bio en la
presin de la formacin .La causa y la m agnitud de los cam biosson
anotadas en el grfico y estos valoresse suman o restan de los
valores realespara producir un grfico continuo. Deesta m anera se
puede establecer un atenden cia n orm al y las desviacion es de
la
tenden cia n ormal sern fciles dereconocer. Un grfico de extremo
aextremo producir un a curva como la quese pued e ver en la Figura
8. La diferenciaent re los pun tos altos y bajos es de 5 a 6.Los
pun tos altos resultan de laperforacin de rocas porosas
quecontienen fluidos, y los puntos bajosresultan de la perforacin
de rocas m sdensas.
A un os 150 a 300 pies en cim a del sello,se observar un a
reduccin marcada de latemperatura de la lnea de flujo (Pun to Aen
la Figura 8). En general, esta reduccines de 18 a 20. Despus de
perforar elsello, la temperatura aumentar m uyrpidamente quizs
hasta 30 - 35,desde el momento en que se perfora elsello h asta mo
m ento en que se encuen traun a zon a porosa.
La zona de transicin porosa ubicadadebajo del sello de presin
contiene m sfluido que la form acin presurizadan ormalmen te que
est ubicada encima destos. El fluido acta como un
aislador,limitando el paso del calor. Las rocasubicadas debajo de
una zona detransicin tendrn una temperatura m salta debido a la
energa transmitida alfluido a m edida que la presin aumenta.
Se han realizado n um erosasinvestigacion es en el camp o de
latemperatura d iferencial ent re la lnea deflujo y el tan que de
succin . Estasinvestigacion es son gen eralm ent econsideradas poco
tiles debido a lasvariables que afectan la temp eratura deltanq ue
de succin. Estas variables, lascuales son muy difciles de m on
itorear,incluyen:1. La cant idad de agua a adida al lodo.2. El
equipo de cont rol de slidos
(deslimadores, desarenadores,desgasificadores y cen
trfugas).
3. La temperatura ambiente.4. El volumen de lodo en los
tanques.
5. La cantidad de agitacin .Los cambios de la temp eratura de
la
lnea de flujo no pueden ser usados paraestimar directam ent e
las presiones de laformacin, debido a las variables de latem
peratura de la ln ea de flujo y alhecho de que cada rea geogrfica
tien ediferentes gradientes de temperatura. Sinemb argo, los cam
bios de la tem peraturade la ln ea de flujo constituyen un
aindicacin cualitativa de qu e algncambio d e presin puede
estarocurriendo.
Pro
fun
dida
d(piex
1.0
00)
Peso
de
llodo
(lb/ga
l)
7
8
9
10
11
12
9,8
9,810,0
10,3
11,7
11,711,714,614,6
14,616,8
Indicio
Indicio
Indicio
Indicio cortepor gas
Indicio-amago
Indicio-amago
Tope dela zona detransicin
A
130 140 150 160 170 180Temperatura de la lnea de flujo (F)
Figura 8: Temperatura de la lnea de flujo como indicacin dela
zona de transicin y de las geopresiones.
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Control de Presin
Control de Presin 18.15 N de Revisin : A-1 / Fech a d e Revisin:
14-02-01
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Varios m todos, tanto directos com oindirectos, existen para con
firmar las
presion es de la formacin u na vez queel pozo h a sido
perforado. Algun as delas tcnicas m s comunes se describen
acontinuacin .
Pruebas de la formacin . Se realizaun a prueba de productividad
po tencialde la formacin para obtenerinformacin precisa sobre
lascapacidades productivas pot enciales deun yacimiento. Los
objetivosprincipales de la prueba son determinarlos tipos de
fluidos, la capacidad deproduccin potencial y las presiones
subsuperficiales.El nombre de la prueba deproductividad
potencial de laformacin (en ingls, drill-stem test)se deriva del
hecho que se usa lacolum na de perforacin comoconducto para llevar
los fluidos de laformacin hasta la superficie. La zon ade inters es
aislada m ediant e unempaque simple si est ubicada alfondo del
pozo, o em paques en tndemsi est ubicada m s arriba del fondo.
La presin subsuperficial ser
registrada du ran te la ejecuci
n de estaprueba.Pruebas de presin esttica del pozo
cerrado. Las pruebas de presin estticadel pozo cerrado son
realizadas en lospozos com pletados, duran te toda lavida
productiva de estos pozos. Comola produccin causa el agotamiento d
ela presin , los productores prefierenrealizar dichas pruebas al p
rincipio de lavida del yacim iento . Se usan tcnicasmatem ticas
para convertir losresultados de las pruebas de presinesttica del
pozo cerrado en valoresaproximados de presin de laformacin .
Bombas de presin de fondo. Sepuede usar un a variedad
deinstrumen tos para m edir directamen tela presin de la formacin
bajo lascondiciones de fondo. Estas bombasson generalm ente in
troducidas en elpozo mediante cables.
Evaluacin del registro con cable.Los registros realizados en el
pozopueden ser evaluados de la misma
manera que los registros de pozosvecinos, para evaluar la presin
de laformacin y marcar las zonasgeopresurizadas. A su vez, este
tipo deinformacin es til para la planificacinde pozos subsiguien
tes. La in formacinde perforacin y los datos del registrocon cable
deberan ser analizados juntospara mejorar la precisin de las
tcnicasde p rediccin de presin que fueronusadas duran te la plan
ificacin de pozo.
PRESIN DE FRACTURALa presin de fractura es la presinrequerida
para romper fsicamente una
formacin, permitiendo la entrada defluidos de perforacin en la
formacin .Esta presin depende de la presin delfluido (presin poral)
y de la resistenciamatricial de la roca. Varios factoresafectan la
presin de fractura de laformacin :1. Edad geolgica.2. Profun didad
y sobrecarga.3. Presin poral.1. Edad geolgica
A m edida qu e las rocas envejecen,muchos cambios ocurren.
Algunos de
estos cambios son :1. Grado de com pactacin a m edidaque la
profundidad aumenta.
2. Grado de cem entacin debido a lacompactacin y a la
precipitacinqumica en los espacios porales.
3. Incidencia de factores tectnicoscomo el plegamiento, el
fallamientoy la intrusin de flujos de sal omagma.
Por regla general, un reatectnicamente relajada como el Golfode
Mxico estara caracterizada por la
fracturacin vertical. Esto se debe alhecho de que el esfuerzo m
s grande esaproximadamente vertical e igual a lasobrecarga.
2. Profun didad y sobrecarga
A medida que las capas de roca quedanenterradas a mayores
profundidades, elaum ento de la presin de sobrecarga(PO) causa la
compactacin . Esteproceso reduce la distan cia en tre losgranos de
la roca y hace que lacementacin sea m s eficaz. Esta
Anlisis de Presin/ Zon a de Transicin Despus de laPerforacin
Se realiza
una prueba
de
productividad
potencial de
la formacin
para obtener
informacin
precisa sobre
las
capacidades...
Las pruebas
de presin
esttica del
pozo cerradoson realizadas
en los pozos
completados...
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Control de Presin18
Control de Presin 18.16 N de Revisin : A-1 / Fech a d e Revisin:
14-02-01
Normalmente,
la presin defractura de los
pozos
costa fuera es
inferior a la de
los pozos
perforados en
tierra.
combinacin de factores aum enta laresistencia de la matriz de la
roca.
3. Presin poral
Una vez que un sello se ha formado, el
proceso de compactacin disminuye yel fluido de la formacin
soporta partede la sobrecarga. Este proceso causa elaum ento de la
presin del fluido (opresin poral). A su vez, esto causa elaum ento
de la presin de fractura de laformacin .
CUANTIFICACIN DE LOS GRADIENTES DEFRACTURA
Si es necesario superar la presinintergranular (PI) m s la
presin p oral(PP) para que una fractura ocurra,entonces la presin
de fractura (P
FRAC)
debera ser igual a la presin desobrecarga:
PFRAC = PO o PP + PI,(ya que PO = PP + PI)
Com o las presiones de fractura songeneralmente inferiores a
este valor, estaecuacin suele escribirse PFRAC = PP +(PO PP), de m
anera que unm ultiplicador de profundidad (X) puedaser m
ultiplicado p or la porcinintergranular (o resistencia de la m
atrizde la roca) de la ecuacin dentro de los
parntesis.PFRAC = PP + (PO PP) X
Dond e X es inferior a un o, para teneren cuenta las presiones
de fractura queson inferiores a la presin desobrecarga.
La determinacin exacta de estem ultiplicador X (o cualqu ier
correccinequivalente) h a sido realizada connumerosos m todos matem
ticos.Hubbard & Willis (1957) usaron un aecuacin del tipo d e
gradien te:
PFRAC = (POG 2PPG)D
Donde:D = Profun didad (pies)POG = Gradiente de sobrecarga igual
a
1,0 (psi/pie)PPG = Gradiente de presin p oral
(psi/pie)
Matthews & Kelly (1967)desarrollaron un enfoque algo
diferente.
Llegaron a la conclusin de que cadavez que un a form acin se
fracturahorizontalmen te, la presin requeridaes igual al esfuerzo
de sobrecarga. Sinembargo, la m ayora de lasfracturaciones ocurren
en la direccinvertical, es decir que la presinrequerida es
considerablemente inferioral esfuerzo de sobrecarga. Su
ecuacinusaba un m ultiplicador de coeficientede esfuerzo de m atriz
(Ki) basado enuna relacin variable del esfuerzohorizontal al
esfuerzo vertical. Laecuacin de gradiente de Matth ews &Kelly
es la siguiente:
PFRAC= PPG + (POG PPG) KiD
Donde:Ki = Coeficiente de esfuerzo de la matriz
Eaton (1969) desarroll otro enfoquebasado en el supuesto de que
elgradiente de presin de fractura est enfuncin del gradiente de
esfuerzo desobrecarga, el gradiente de presin poraly la relacin del
esfuerzo horizontal alesfuerzo vertical. Eaton llam estocoeficiente
de Poisson (v), expresndolode la siguiente manera:
PFRAC v
= PPG + (POG PPG)D 1 vDonde:v = Coeficiente de Poisson de la
roca
El programa de computadora FRAC deM-I usa un m todo desarrollado
porZam ora que in tegra la sobrecarga enbase a un a curva de
densidad aparentesegn el modelo de ley expon encial,con cdigos de
sobrecarga (A) para cadaedad geolgica, y usa un coeficient e
deesfuerzo de matriz (K) basado en loscdigos regionales de esfuerzo
de matriz
(M).PFRAC
= PPG + (POG PPG) KD
Donde:K = M [1,0 C5 exp(C6DS)]C5 = 0,55 y C6 = - 0,000134
VerPetroleum Engineer International,septiembre de 1989, pginas
38 a 47, parauna descripcin ms detallada de estatcnica.
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Control de Presin
Control de Presin 18.17 N de Revisin : A-1 / Fech a d e Revisin:
14-02-01
18
PRESIONES DE FRACTURA PARA LASOPERACIONES COSTAFUERA
Normalmen te, la presin de fractura delos pozos costafuera es
inferior a la delos pozos perforados en tierra. Estoocurre com o
resultado de un a presinde sobrecarga m s baja debido a
laprofundidad de agua y al intervalo deaire.
En aguas poco profun das, la presinde fractura slo vara
ligeramente de lapresin de fractura anticipada en tierra.En aguas m
s profundas, la reduccinde la presin de sobrecarga esimportante. La
reduccin de la presinde sobrecarga producir un a reduccinde la
presin de fractura. Si no haydatos disponibles para una regin
deaguas profundas, se puede usar unaregla general para hacer un
clculoaproximado del gradiente de fractura.La regla es, que para
cada 1.000 pies deagua, el gradiente de fractura disminuyeen 0,8
lb/gal en relacin con elgradiente de fractura de un pozo similaren
tierra.
MEDICIN DE LA PRESIN DE FRACTURAMuchos problemas surgen cuando
seinten ta hacer un clculo aproximado delas presiones de fractura.
Esto se debe aque los valores exactos de loscomponentes que
contribuyen a laresistencia de la formacin no sonconocidos. Estos
factores son locales.Los datos de una regin no se puedenaplicar
fcilm ente a ot ras region es.
El clculo aproximado de la presinde fractura es usado para
ayudar adise ar un programa de perforacinpara un pozo en lo que se
refiere a lasprofundidades de la tubera derevestimiento y los tama
os del pozo.Una vez que se ha iniciado laperforacin de un pozo, la
presin defractura de la formacin debera serdeterminada m edian te
pruebas fsicas.
Se ut ilizan dos pru ebas para m edir laresistencia de la
formacin o la presinde fractura. stas son: (1) la Prueba deFuga
(LOT o Leak-Off Test) y (2) laPrueba de Int egridad de la Form
acin(FIT). Estas pruebas son realizadasdespus de colocar la tubera
derevestimiento y de perforar la zapata decementacin de la tubera
derevestimiento. Aunque losprocedimientos varen de un operador
aotro, la prctica com nmente utilizada
consiste en perforar hasta la primeraarena o 10 pies de formacin
n uevaan tes de realizar cualqu iera de estaspruebas. En algun os
casos, la pruebapuede ser repetida despus de perforarun intervalo
ad icion al. Esto suelehacerse cuando se usan pesos de lodoque
exceden los pesos previstos en elplan del pozo o el programa de
lodo.
Las pruebas de fuga (leak-off test) ylas pruebas de in tegridad
de laformacin son similares. La diferenciaes que la prueba de fuga
fractura laformacin y mide la resistencia efectivade la formacin ,
mientras que la pruebade integridad de la formacin mide laformacin
hasta una presinpredeterminada, pero no causa ningunafractura. La
formacin que se estperforando determina generalment e laprueba que
debe ser realizada. Laprueba de integridad de la formacin seusa m s
frecuen temen te enformaciones de rocas duras que laprueba de
fuga.
PROCEDIMIENTOS DE LA PRUEBA DEFUGA (LEAK-OFF TEST)1. Perforar la
zapata de cemen tacin de
la tubera de revestimiento y unintervalo suficien te de form
acinnueva.
2. Hacer circular el fluido de perforacinpara asegurar un peso
de lodouniforme.
3. Apagar las bom bas del equipo d eperforacin y cerrar el
pozo.
4. Bombear lodo dentro del pozocerrado a una velocidad muy baja.
Se
El c lculo
aproximado
de la presin
de fractura es
usado para
ayuda r a
disear un
program a de
perforaci
npara un
pozo...
Presi
n(psi
x1
.000)
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
A = Presin de fugaB = Presin m xima de pruebaC = Esfuerzo m nimo
de la formacinD = Presin de cierre de la fractura
Tiempode cierre
(min)
AB
C D
Figura 9: Ejemplo de grfico de la prueba de fuga(leak-off test)
(segn Postler).
0 1 2 3 4 5
Volumen (bbl)
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Control de Presin18
Control de Presin 18.18 N de Revisin : A-1 / Fech a d e Revisin:
14-02-01
usa una velocidad tpica de bombeode 0,25 a 0,5 barriles por
minuto(bbl/m in). Norm alment e se usa unaunidad de cementacin de
maneraque se pueda obtener una in dicacinprecisa del volum en y de
la presin .
5. Registrar la presin y el volum enbombeado. Estos datos
deberan serpresentados en forma grfica paradeterminar el punt o en
el que elfluido est siendo bombeado dentrode la formacin (fuga).
Una pruebade fuga norm al indicar un aumentolineal de la presin en
relacin con elvolumen de lodo bombeado. Una vezque se alcanza la
presin de fractura,la presin dejar de aumen tar con elvolumen
bombeado, ya que lafractura se est propagando. Enrealidad, la
presin puede disminuir am edida que se bom bea fluido dentrode la
formacin . La Figura 9 ilustraun grfico obtenido de u na pruebade
fuga.
6. Una vez que se ha observado la fuga,interrumpir el bombeo y
observar elpozo. La presin debera perman ecerrelativamen te
constante o dism inuirligeramente una vez que seinterrumpe el
bombeo.
7. Registrar la presin en el mom entoen que el fluido comienza
a
infiltrarse en la formaci
n . Convertiresta presin a un peso de lodo (MW)equivalente
usando la siguienteecuacin :
Equ iv. MW (lb/gal) =
presin de fuga (leak-off) (psi)0,052 x TVD de la zapata
(pies)
El peso de lodo de fractura se calculasum and o el peso de lodo
equ ivalente alpeso de lodo de la prueba.
PROCEDIMIENTOS DE LA PRUEBA DEINTEGRIDAD DE LA FORMACIN
Usar el mismo procedimiento citadoan teriormen te h asta llegar
al Paso 5. Elpeso de lodo m ximo predeterminadopara el in tervalo
est indicado en elplan del pozo. Normalmen te se a ade0,5 a 1,0
lb/gal a este valor como factorde seguridad. Se calcula la
diferenciaentre este peso de lodo y el peso delodo en el pozo.
Luego se convierte ladiferencia a una presin en la zapata
decementacin de la tubera derevestimiento. Entonces se puede
usaresta presin como presin m xima de
prueba para realizar la prueba deintegridad de la formacin .Ejem
plo de FIT:MW = 13,5 lb/gal
TVD tubera derevestim ien to = 7.500 piesPeso de lodo
m ximo an ticipado = 16,0 lb/galMargen de seguridad
deseado = 0,5 lb/gal
Determinar la presin de FIT requerida.1. Peso de lodo m ximo
admisible =
MW m ximo an ticipado + m argende seguridad
= 16,0 + 0,5 = 16,5 lb/gal2. Presin de prueba (psi) = MW
(lb/gal) MW de prueba (lb/gal) x0,052 x TVD de la zapata (pies)
=
(16,5-13,5) x 0,052 x 7.500= 1.170 psi.
La prueba de productividad potencialde la formacin permite
determinarfsicamen te sus lm ites de presin(presin de fractura). Si
ocurre algnam ago y se cierra el pozo, la sum a de lapresin esttica
del pozo cerrado y lapresin hidrosttica del lodo podraexceder la
presin de fractura de laformacin . Por lo tanto, es importan
teconocer la presin esttica de cierre delpozo que puede soportar la
formacinan tes de sufrir un am ago. La PresinMxima Admisible (de
cierre) de laTubera de Revestim ient o (MACP)cambia cuando la
densidad del lodocambia. La ecuacin para determ inar laMACP es la
siguiente:
MACP (psi) = (MW fractura (lb/gal) MW (lb/gal)) x TVD de
lazapata (pies) x 0,052
Este clculo debera ser realizado cadavez que se cambia el peso
del lodo. Estbasado en el gradiente de fractura en lazapata de cem
entacin de la tubera de
revestimiento, ya que se supone que lazapata es el pun to m s
dbil del pozo.La MACP puede ser representada
grficamen te de man era que no seanecesario calcular la presin
cada vezque se cambia el peso del lodo. Se trazael grfico sobre
coordenadasrectangulares, con la MACP en el ejevertical y el peso
del lodo en el ejehorizon tal. La Figura 10 constituye u nejemp lo
de un grfico de MACP. Paratrazar el grfico, m arcar un pun to en
lapresin de fuga y el peso de lodo usado
... es
importante
conocer la
presin
esttica de
cierre del
pozo que
puede
soportar laformacin
ant es de
sufrir un
amago.
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8/3/2019 curso wellcap
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Control de Presin
Control de Presin 18.19 N de Revisin : A-1 / Fech a d e Revisin:
14-02-01
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para realizar la prueba de fuga. Luego,m arcar un pun to en el
gradien te defractura y a 0 psi. Conectar los dospuntos con un a
lnea recta. Para usar elgrfico, determinar el peso del lodo en
elpozo y leer la MACP en el punto deinterseccin entre la lnea y el
peso dellodo. Se puede incorporar un margen deseguridad en este
grfico, trazando otralnea paralela a la lnea de presinm xima
esttica del pozo cerrado q ue yafue trazada. Esta lnea debera
reflejar elm argen de seguridad deseado, en lb/gal.En el ejemplo
proporcionado en laFigura 10, se usa 0,5 lb/gal como
margen de seguridad. El uso de ungrfico tiene la ventaja de
eliminar lanecesidad de calcular la presinhidrosttica del lodo cada
vez que secambia el peso del lodo.
La MACP debera ser monitoreadacuando se cierra un pozo debido a
un
amago y cuando se est circulando elamago fuera del pozo. No se
debepermitir que la presin de la tubera derevestimiento exceda la
MACP hastaque la burbuja de gas llegue a la zapata
de cementacin de la tubera d erevestimiento, mientras se hace
circularel amago h acia afuera del pozo. Una vezque la intrusin
llega a la zapata decementacin de la tubera derevestimiento, la
presin h idrosttica enla zapata p uede ser reducida en lacantidad q
ue correspon de a la reduccinde la presin hidrosttica causada por
laintrusin en la zapata de cementacinde la tubera de revestimiento.
Por lotan to, la presin de la tubera derevestimiento puede aumentar
en lacantidad de reduccin de presin
hidrosttica. El peso del influjo debe serdetermin ado p ara
calcular estareduccin de la presin h idrostticaencima de la
zapata.
La Figura 10 indica que, a medida queel peso del lodo se acerca
al peso de lafractura, la presin m xima adm isible decierre de la
tubera de revestim ien todism inuye. Por lo tan to, los programasde
tubera de revestimient o debenprever una presin m xima adm
isiblesegura de cierre de la tubera d erevestim ien to q ue exceda
el peso delodo anticipado. Muchos problemas
pueden ser evitados o minimizadosm ediante el uso de un programa
deprueba de los asientos de la zapata, laevaluacin de los
resultados y la tom ade decisiones apropiadas basadas enestos
resultados.
MACP(psix1.0
00)
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0
Presin admisible de la tuber ade revestimiento vs. peso dellodo
(de la prueba de fuga)
Presin d e la tubera derevestim iento sin el factorde
seguridad
Presin d e la tuberade revestimiento conel factor de
seguridad
Figura 10: Ejemplo de grfico de la presin mximaadmisible de la
tubera de revestimiento.
9,0 9 ,6 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 15,0
Peso del lodo (lb/gal)
Prdida de Presin
A los efectos de este manual, sedefinir la prdida de presin com
o lapresin agotada para hacer que unfluido fluya a travs de un a
tubera uotro dispositivo, tal como un m otor
de fon do. La prdida de presin esten funcin de las propiedades
de flujoy del caudal.
PRDIDA DE PRESIN DE CIRCULACIN(CPL)La CPL es la presin requerida
parabombear un fluido con propiedadesdeterm inadas a un
caudaldeterminado a travs del sistema decirculacin. Esta presin es
la sum a delas prdidas de p resin en la column a
de perforacin , la barrena y el espacioan ular. Es im portan te
recordar quecuand o la velocidad de bom beo, laprofun didad del
pozo o laspropiedades del lodo cambian , la
prdida de presin de circulacintambin cambia.
PRDIDA DE PRESIN EN LA LNEA DEESTRANGULAR (CLPL)La CLPL es la
presin de friccinrequerida para desplazar el fluido deperforacin
desde el con jun to de BOPhasta el estrangulador ajustable. Paralos
pozos con Preventores deReven ton es (BOPs) superficiales,
estaprdida de presin es m n ima. Sinembargo, en los pozos de
aguas
La CPL...es
la suma de
las prdidas
de presin en
la columna
de
perforacin,
la barrena y
el espacioanular.
La CLPL es
la presin de
friccin
requerida
para
desplazar el
fluido de
perforacin
desde el
conjunto de
BOP hasta el
estrangulador
ajustable.
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Control de Presin18
Control de Presin 18.20 N de Revisin : A-1 / Fech a d e Revisin:
14-02-01
profundas con conjuntos de BOPsubmarinos, esta presin esimpo
rtant e y debe ser considerada.
La presin de friccin de la lnea deestrangular debera ser
determin ada y
registrada en cada turn o o cada vezque se produce algn
cambioimportante en la profun didad delpozo o las prop iedades del
lodo. Lapresin de friccin de la lnea deestrangular se determin a
duran te lacirculacin a un a velocidad debombeo lenta, comparando
la presinde circulacin a travs del riser con lapresin de circulacin
a travs de lalnea de estrangular con el BOPcerrado y el
estrangulador to talmen teabierto. La presin de friccin de laln ea
de estran gular es igual a ladiferen cia en tre estas presiones.
Lacontrapresin en la formacin durantela circulacin a travs
delestrangulador es igual a la ind icacindel man metro de la tubera
derevestim ien to m s la presin defriccin de la ln ea de estran
gular. Lasescuelas de control de pozossubmarino s describen
detalladam ent elas presiones de friccin de la lnea
deestrangular.
PRDIDA DE PRESIN ANULAR (APL)
La prdida de p resin a travs delespacio an ular, ent re la
barrena y eln iple de campana, con stituye la prdidade presin
anular. La APL depende delcaudal, las propiedades del lodo ydim
etro h idrulico. La APL estind icada en psi (libras por pu
lgadacuadrada) y constituye una presinimpuesta sobre el pozo cuando
secircula en condicion es norm ales. LaAPL se calcula usando las
ecuacionesproporcionadas en el cap tulo de estemanual sobre Reologa
e Hidrulica o
en el boletn de API sobre la reologa yla hidrulica, API RP
13D.
DENSIDAD EQUIVALENTE DECIRCULACIN
La ECD es la presin ejercida sobre laformacin por la presin
hidrostticadel fluido de perforacin m s lasprdidas de presin de
circulacinan ular, indicada po r el peso de lodoque p roducira un a
presinhidrosttica igual a la suma de estaspresiones.
ECD (psi) =
APL (psi)MW (lb/gal) +
0,052 x TVD (pies)
Ejemplo:
MW: 10,0 lb /galTD: 10.000 pies
APL: 15 psi/1 .000 pies
Cu l es la ECD a 10.000 pies?APL Total=
15x 10.000 = 150 psi
1.000
ECD (lb/gal) =
15010,0 +
0,052 x 10.000
= 10,3 lb/gal
PRESIONES DE SURGENCIA/PISTONEOCuan do se in troduce la tubera
dentrode un pozo lleno de lodo, el lodo esdesplazado hacia arriba
en el espacioanular, desde la barrena. La presinhidrosttica es aum
entada por lasfuerzas de friccin del lodo que fluyehacia arriba. La
suma de estas fuerzas defriccin de flujo y la presinhidrosttica se
llamapresin de surgencia.Las presiones de surgencia causadas porel
movimiento de la tubera puedenfracturar las formaciones y
causarprdidas de retornos.
Cuando se saca la tubera de un p ozolleno d e lodo, la colum na
de lodo en elespacio an ular cae para desplazar latubera retirada
del pozo. La presinhidrosttica es reducida por las fuerzasde
friccin del lodo que fluye haciaabajo para desplazar la tubera.
Lapresin hidrosttica menos la reduccinde presin causada al sacar la
tuberadel pozo se llama presin de pistoneo.La reduccin de la presin
hidrostticacausada por el piston eo puede
pistonear los fluidos de la formacindent ro del pozo y causar un
amago delpozo.
Duran te los viajes, la tu bera eslevan tada de las cu as y
acelerada h astaun a velocidad m xima, y luegodisminuye la
velocidad hasta detenersemientras que se reposicionan la cu as.Las
presion es de piston eo y surgenciason calculadas para la
velocidadm xima que es difcil de determinar. Lamayora de los
clculos de pistoneo y
La reduccin
de la presin
hidrosttica
causad a por
el pistoneo
puede...
causar un
amago del
pozo.
Las presiones
de surgencia
causadas
por elmovimiento
de la t ubera
pueden
fracturar las
formaciones
y causar
prdidas de
retornos.
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Control de Presin
Control de Presin 18.21 N de Revisin : A-1 / Fech a d e Revisin:
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surgencia suponen que la velocidadm xima de m ovimiento de la
tubera es50% m s grande qu e la velocidadm edia de la tubera. En
base a estossupuestos, si se tarda un minuto enm eter o sacar un
grupo de tubos de 90pies, la velocidad m edia de la tubera esde 1,5
pies/seg. (90/60) y la velocidadm xima de la tubera sera comom n
imo 2,25 pies/seg. (1,5 x 90/ 60).
Despus de determ inar la velocidaddel lodo a partir del
movimiento de latubera, las presion es de piston eo ysurgencia pu
eden ser determinadasusando los clculos estndar dehidrulica de
API.
MARGEN DE VIAJE
El margen de viaje es la cantidad en quese aum enta la densidad
del lodo p aracompensar la prdida de la presin defon do causada por
el piston eo cuandose saca del pozo la tubera deperforacin . El
margen de viajecambiar segn las condiciones, perodebera ser
mantenido al nivel m s bajoposible. Los pesos de lodo
excesivosaumentan las presiones de surgencia yreducen la velocidad
de penetracindurante la perforacin .
A continuacin se proporciona una
sim ple ecuacin para realizar un clculoaproximado del margen de
viaje:
Margen de viaje (lb/gal) =
PC
11,7(Dh Dp)
Donde:PC = Punto cedente (lb/100 pies2)Dh = Dim etro del pozo
(pulg.)Dp = Dimetro de la tubera (pu lg.)
Ejemp lo 6PC = 17 lb/100 pies2
Dh = 8,5 pu lg.Dp = 4,5 pu lg.
Cu l es el margen de viajenecesario?
Margen de viaje (lb/gal) =
17= 0,36 lb/gal
11,7(8,5 4,5)
PRESIN DE CIERRE DE LA TUBERA DEPERFORACIN (SIDPP)La presin de
cierre de la tubera deperforacin es la presin registrada en la
tubera de perforacin (man metro deltubo vertical) cuando el pozo
estcerrado con un amago. La SIDPP es lacantidad de presin requerida
parabalancear la p resin de la formacindebido a la presin
hidrostticainsuficiente en la tubera deperforacin .
Siempre se supone que el amagoocurre en el espacio anular,
debido a ladireccin de movimiento del lododurant e la circulacin.
Esto deja unacolumna de fluido de perforacin nocontaminado den tro
de la tubera deperforacin. A partir de este supuesto, sepuede
calcular directamente la presinde la formacin (Pform):
Pform
(psi) = PHID
(psi) + SIDPP (psi)
Ejem plo 7TVD = 12.000 piesMW = 14,0 lb/galSIDPP = 500 psi
Cul es la presin de la formacin?Presin de la formacin (psi)
=
(0,052 x 14,0 x 12.000) + 500 =9.236 psi
Cuando se usa un motor de fondo,pueda que no sea posible leer la
SIDPPindicada por el man metro del tubovertical. La presin de la
formacinpuede ser com un icada de tres man erasa la colum na de
lodo dentro de lacolum na de perforacin cuando se usaun m otor de
fondo: (1) a travs de lasvlvulas de descarga; (2) a travs delrotor,
si est perforado; y (3) a travs delmotor.
Muchas compa as no usan vlvulasde descarga. No obstante, aun
cuandoson u sadas, se con sidera qu e estasvlvulas no se abrirn el
50% de lasveces despus de haber sido sometidas ala temperatura y a
la presin durante laperforacin .
Los rotores con o rificio perm iten unflujo directo del lodo
desde la columnade p erforacin hacia la barrena.Barrenas de ch orro
o blancos (tapn)son usados en los rotores. Un blancoimpide la comun
icacin de laspresion es de la formacin a la colum nade p erforacin
a travs del rotor.
Si la presin de la formacin excede lapresin hidrosttica en m
enos de 150psi, no podr ser comunicada a la
La presin de
cierre de la
tubera d e
perforacin
es la presin
registra da en
la tubera d e
perforacin...
cuando el
pozo est
cerrado con
un amago.
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Control de Presin18
Control de Presin 18.22 N de Revisin : A-1 / Fech a d e Revisin:
14-02-01
colum na de perforacin a travs delmotor de fondo. La presin
requeridapara la comunicacin a travs delm otor de fondo puede ser
ms alta que150 psi para algunas condiciones ydise os de motor de
fondo. El procesode compen sacin de la presin m s alldel rotor
puede tardar bastante.
Cada vez que el pozo recibe unamago o que se sospecha algn am
ago,la perforacin no debera comenzar denuevo hasta que se haya
determinadoque el peso del lodo es adecuado paracontrolar el
pozo.
PRESIN DE CIERRE DE LA TUBERA DEREVESTIMIENTO (SICP)La presin de
cierre de la tubera de
revestimiento es la presin registrada enla tubera de
revestimiento cuando secierra el pozo con un amago den tro delm
ismo. La SICP es similar a la SIDPP enque se trata de la cantidad
de presinrequerida para balancear la presin dela formacin debido a
la presinhidrosttica insuficiente dentro delespacio anular. Como se
mencionanteriormen te, se supon e que elvolum en de am ago est en
el espacioanular. Esto resultar en fluidos dedensidades y volm enes
diferentes
desconocidos en el espacio anular.Com o la den sidad del fluido
d e am agoes generalmente m s baja que laden sidad del fluido de
perforacin, laSICP ser mayor que la SIDPP, debido ala presin
hidrosttica m s baja en elespacio anular.
La SIDPP y la SICP pueden ser igualesbajo condicion es donde el
fluido q ueentra tiene la mism a densidad que elfluido de
perforacin, o si el volumende amago es nulo o insignificante.
Ejemplo 8
TD = 10.000 piesMW = 10,0 lb/galSIDPP = 400 psiInformacin
sobreel am ago = 5,0 lb/gal (1.000
pies en el espacioanular)
Cu l es la SICP?1. Presin de la form acin =
0,052 x 10,0 x 10 .000 + 400= 5.600 psi
2a. PHID (lodo en el espacio anular) =0,052 x 10,0 x 9.000
= 4.680 psi
2b. PHID (intrusin en el espacio
an ular) = 0,052 x 5,0 x 1.000= 260 psi
2c. PHID (total en el espacio anular) =4.680 + 260= 4.940
psi
Por lo tan to:
SICP = Pform PHID (espacio anular)= 5.600 4.940= 660 psi
PESO DEL LODO PARA MATAR EL POZOEl peso del lodo para matar el
pozo(lodo pesado) es el peso de lodorequerido para balancear la
presin dela formacin .
MW para matar (lb/gal) =
SIDPP (psi)MW (lb/gal) +
0,052 x profun didad (pies)
Ejemplo 9SIDPP = 400 p siMW = 12,0 lb/galTVD = 13.200 pies
Cu l es el peso de lodo n ecesariopara balancear la presin de
laformacin ?
MW para matar (lb/gal) =
40012,0 +
0,052 x 13.200
= 12,6 lb/gal
FRMULA DE DENSIFICACIN
Esta frmu la in dica el n mero delibras n ecesarias para d en
sificar unbarril de lodo:
1.471 (MW2 MW 1)Barita (lb/bbl) =
35,0 MW 2Donde:
MW 2 = Peso de lodo deseado (lb/gal)MW 1 = Peso de lodo in icial
(lb/gal)
FRMULA DE AUMENTO DEL VOLUMEN
Esta frmula puede ser usada paradeterminar el aum ento d el
volum encuando se a ade barita:
Aum ent o del volum en (bbl) =
barita a adida (lb)1.471
El peso del
lodo para
matar el
pozo es el
peso de lodo
requerido
para
balancear lapresin de la
formacin.
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Control de Presin
Control de Presin 18.23 N de Revisin : A-1 / Fech a d e Revisin:
14-02-01
18
Ejemplo 10Peso de lodo inicial = 14,0 lb/galPeso de lodo deseado
= 15,2 lb/galVolum en de lodo = 350 bbl
Cu ntas libras de barita deben sera adidas para densificar este
sistemade lodo?
Cu l sera el aumento resultante delvolumen?
Barita (lb) =
1.471 (15,2 14,0)350 bbl
35,0 15,2= 31.203 lb
Aum ent o del volum en (bbl) =
31.203 lb
1.471 lb/bbl
= 21,2 bbl
DENSIDAD DEL INFLUJOCualquier gas o fluido que en tra en elpozo
tiene un a den sidad, pero el pozopuede ser controlado sin que
secono zca la den sidad de dicho gas ofluido. Los procedimientos
para hacercircular el fluido fuera del po zo son losmismos para
todos los fluidos de laformacin . Siem pre se supo n e que elfluido
de la formacin es gas, ya queesto con stituye el peor de los
casospara el control del pozo. Alaproximarse a la superficie, el
gas seexpand e, produciendo altas presionesen la tubera de revestim
ient o. El gasrequiere m s ajustes del estran guladorpara controlar
las presiones de fondoque el aceite o el agua salada. Si sedetermin
a la den sidad del fluido, stepu ede ser aislado en la superficie
paraimpedir la contaminacin del sistemade fluido de perforacin con
aguasalada o aceite. En todos los casos, elobjetivo p rincipal es
restablecer elcont rol del pozo.
Se debe partir de varios sup uestospara calcular la den sidad
del influjo. Elprimero es que el amago sigue siendouna mezcla
homognea en el espacioan ular. El segun do es que el am agoest en
el fon do. Tam bin se requiereun volumen preciso del am ago
paraasegurar la precisin del clculo.Despus de calcular la altu ra
de lacolum n a a partir de los volmenesanu lares alrededor de los
portam echasy la tubera de p erforacin , la
densidad del fluido de la formacinpuede ser calculada con la
siguienteecuacin :
SICP SIDPPFW = MW
0,052 x LDonde:FW = Den sidad del fluid o de
amago (lb/gal)MW = Peso del lodo (lb /gal)SICP = Presin de
cierre de la
tubera de revestimiento (psi)SIDPP = Presin de cierre de la
tubera
de perforacin (psi)L = Lon gitud del am ago en el
espacio anular (pies)
Ejemplo 11Volum en de am ago = 10 bblSIDPP = 400 psiSICP = 500
psiTama o del pozo = 8,5 in .Tubera deperforacin (DP) = 4,5 in.MW =
12,0 lb/gal
Determinar la longitud del am ago.
Volumen anular =
8.52 4.52= 0,05 bbl/pie
1.029
Lon gitud =
10 bbl = 200 pies0,05 bbl/pie
FW =
500 40012 = 2,38 lb/gal
0,052 x 200
RELACIN ENTRE LA PRESIN Y ELVOLUMEN
Los gases son com prim ibles. El volum ende un gas confinado
vara en relacininversamente proporcional a la presin.Si se dobla la
presin, el volumen sereduce a la mitad. El volum en de un gas
confinado es proporcion al a latemperatura absoluta
(temperaturaabsoluta en grados Rankine = F + 460).Cuando se cierra
un pozo con gas en elfondo , el volumen de gas es con troladopor la
presin h idrosttica del lodo, lapresin de la tubera de
revestimiento yla tem peratu ra. Si el gas circula h asta
lasuperficie sin que pueda expandirse, lapresin de confinamiento
ser la mismaque cuan do el gas estaba al fon do, perono h abr
ninguna presin h idrosttica
El volumende un gas
confinado
vara en
relacin
inversamente
proporcional
a la presin.
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Control de Presin18
Control de Presin 18.24 N de Revisin : A-1 / Fech a d e Revisin:
14-02-01
para confinar el gas, y la presin estarsobre la tubera de
revestimiento. La leyde compresibilidad requiere ciertainformacin
sobre el gas en particularque est presurizado para realizar
unclculo exacto de los volm enes de gas.La ecuacin ha sido sim
plificada paraeliminar los datos desconocidos. Laecuacin
simplificada para lacom presibilidad del gas es la siguien te:
P1V1 P2V2=
T1 T2
Donde:P1 = Presin inicialP2 = Presin finalV1 = Volum en
inicialV2 = Volumen f inalT1 = Temperatura inicial (R)T2 =
Temperatura final (R)
Ejemplo 12P1 = 10.000 psiV1 = 20 bblT1 = 750RP2 = 500 psiT2 =
540R
Cu l sera el volum en de gas V2calculado?
P1T2V1V2 =
P2T110.000 x 540 x 20
V2 = = 288 bbl500 x 750
Es difcil predecir las presion essuperficiales y los volm enes
fin alescuando se hace circular un a arrem etidade gas fuera del
pozo, porque laspropiedades fsicas del gas y del fluidode influjo
no son conocidas. El influjopuede ser una mezcla de gas, aceite
yagua salada, lo cual modificar losresultados del clculo.
El comp ortam iento del gas esimportan te cuan do se cierra el
pozodebido a una arremetida de gas. Debidoa su baja densidad, el
gas tiende amigrar, o moverse hacia arriba, dentrodel pozo. Si el
volumen de gas sigueigual, la presin tambin seguir siendoigual en
base a la ecuacin decom presibilidad de los gases, pero la
presin de la tubera de revestimient oaumentar a m edida que la
presinhidrosttica dism inuye, debido almovimiento ascendente del
gas. Si sepermite que el gas se expanda, lapresin en la arremetida
de gasdisminuir(OBSERVACIN: Unaexplicacin ms completa de la
migracindel gas est incluida ms adelante en estecaptulo). En un
pozo cerrado, laexpansin del gas puede ser con troladam ediante el
control de la contrapresincon un estrangulador durante la
circulacin .
El
comportamiento
del gas es
importante
cuando se cierra
el pozo debido a
una a rremetidade gas.
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Control de Presin
Control de Presin 18.25 N de Revisin : A-1 / Fech a d e Revisin:
14-02-01
18
Se puede relacionar el concepto decontrol de presin con un tubo
en U
balanceado. Las relaciones bsicaspueden ser fcilmente observadas
en lossiguientes ejemplos, los cualesdemuestran varias condiciones
decomportamiento del tubo en Urelacionadas con las condiciones
delpozo.
Las fuentes de presin bajo las cualesun pozo puede ser
controlado puedenser divididas en tres tipos bsicos. stosson:1.
Presion es hidro stticas (PHID).2. Prdidas de p resin (PL).
3. Presiones impuestas (PI).Las presiones impuestas suelen
ser
llamadas contrapresiones. Utilizandoestas tres presion es
bsicas, se pu edeescribir una ecuacin simple que sersiem pre vlida
bajo condicionesconstantes tanto estticas com odin m icas. La
ecuacin es lasiguiente:
PT = PHID + PL + PI
Donde:PT = Presin total en algn pun to de
inters en el sistema a unmom ento determinado.
Prcticamen te todo el trabajo decontrol de presin se basa en
la
aplicacin de esta simple ecuacin. Esimprescindible saber cmo
calcularcada una de estas presiones y entendercm o se relacionan
con el control depresiones. La Figura 11 muestra el perfilde presin
para un pozo, ilustrando lam anera en que la ecuacin predice
lapresin total en relacin con laprofundidad, para condiciones
estticasy dinmicas.
CONDICIN ESTTICA BALANCEADA
La Figura 12 ilustra u n a situacin detubo en U balan ceado con
fluido de lam ism a den sidad en el lado d el espacioanu lar y en
el lado de la tubera deperforacin. El lado de la tubera
deperforacin y el lado del espacioan ular del tubo en U
estnbalanceados ya que cont ien en lam ism a altura de fluido d e
la mismadensidad. Como ambas colum n asestn balanceadas, los m an
metros dela tubera de perforacin o de latubera de revestim iento n
o ind icannin guna p resin impuesta.
Anlisis de Tubo en U
Pro
fund
ida
d(piex
1.0
00)
PL
PH
CondicionesEstticasPT = PH +Pi
Condiciones
Din micasPT = PH +Pi +PL
PT = Pre sin totalPH = Pre sin h idrostticaPi = Pre sin
impuestaPL = Prdida de presin
anularEjemplo:Lodo d e 10 lb/galPi = 6 00 psiPL = 2 00 psiPi
Figura 11: Perfil de presin.
0 2.000 4.000 6.000
Presin (psi)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0 0
Espacio anularTubera deperforacin
10 lb/galProfundidad10.000 pies
10 lb/gal5.000 pies
2.600 psiESD =10 lb/gal
5.200 psi
Figura 12: Tubo en U esttico balanceado.
Esimprescindible
saber cm o
calcular cad a
una d e estas
presiones y
entender
cm o se
relacionan
con el cont rol
de presiones.
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Control de Presin18
Control de Presin 18.26 N de Revisin : A-1 / Fech a d e Revisin:
14-02-01
CONDICIN ESTTICA DESBALANCEADALa Figura 13 ilustra una situacin
detubo en U desbalan ceado con d osfluidos que tienen
diferentesdensidades en el espacio anular. Enesta situacin , la
presin hidrostticadel fluido en la tubera de perforacines diferente
de la presin hidrostticadel fluido en el espacio anular. Lapresin
hidrosttica del fluido en elespacio an ular es la sum a de
laspresion es hidrostticas del lodo d e
10,0
