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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: 14-02-01
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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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
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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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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
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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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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
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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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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: 14-02-01
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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
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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
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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
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