Control de Pozos Unidad1 Teoria de Presiones

Manual de Control de Pozos 1era Edicin

Copyright 2009

Manual de Control de Pozos ISBN

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Crditos

Este material fue diseado por el siguiente equipo de trabajo:

Especialista en contenido: - Arturo Vsquez.

Revisin Tcnica - Arturo Vsquez.

Especialista en Diagramacin y Diseo Grfico - T.S.U. Ninoska Marn.

________________________________________________________________

Cdigo:

Primera Versin, Abril 2009.

CONTENIDO

Manual de Control de Pozos Unidad 1. Teora de Presiones ..................................................................................

Leccin 1. Tipos de Presiones .................................................................................... Unidad 2. Causas e indicaciones de una arremetida ................................................

Leccin 1. Causas de una arremetida ....................................................................... Leccin 2. Indicaciones de una arremetida ..............................................................

Unidad 3. Procedimientos para el cierre de pozos .................................................... Leccin 1. Cierre de Pozos .........................................................................................

Unidad 4. Equipos para el cierre y control de pozos ................................................. Leccin 1. Equipos y accesorios ................................................................................

Unidad 5. Mtodos de control de pozos con la sarta en el fondo ............................. Leccin 1. Definiciones bsicas ................................................................................. Leccin 2. Procedimientos de control ....................................................................... Leccin 3. Comparacin de los mtodos .................................................................. Leccin 4. Factores que afectan los mtodos de control ........................................

Unidad 6. Mtodos No Convencionales .................................................................... Leccin 1. Mtodos especiales para el control de pozos ........................................

Unidad 7. Problemas al realizar control de presiones ............................................... Leccin 1. Problemas especiales asociados con el control de presiones ..............

MANUAL DE CONTROL DE POZOS

Introduccin

Durante el proceso de construccin y/o reparacin de un pozo; son innumerables los problemas y adversidades que pudieran presentarse. Sin embargo, la ocurrencia de una arremetida del pozo y un manejo no adecuado de la misma; puede conducir a un reventn (blowout); cuyas consecuencias son en todo caso impredecibles, puesto que toca aspectos muy sensibles, como el peligro potencial de fatalidad para el personal, perdida y/o daos severos a equipos e instalaciones, daos a veces irrecuperables al ecosistema y al propio yacimiento y por ltimo, la imagen de la empresa operadora resulta siempre seriamente afectada.

En este manual se presentan las herramientas fundamentales para minimizar la ocurrencia de este tipo de siniestros; mediante el cabal entendimiento del fenmeno de la arremetida, sus causas, deteccin temprana y cierre adecuado y a tiempo del pozo. Igualmente en el texto se discuten y analizan los mtodos universalmente aceptados para el control del pozo; as como las tcnicas no convencionales utilizadas con igual propsito.

Es importante destacar que para la consecucin de esta meta es necesario aplicar una buena dosis de sentido comn en la conduccin de las operaciones de perforacin; adems de implantar y cumplir un programa regular de capacitacin en la materia.

Contenido

A continuacin se presentan las unidades que conforman este manual:

Unidades Pgina

Unidad 1. Teora de Presiones 1 Unidad 2. Causas de indicaciones de una arremetida 44 Unidad 3. Procedimientos para el cierre de pozos 73 Unidad 4. Equipos para el cierre y control de pozos 101 Unidad 5. Mtodos de control de pozos con la sarta en el

fondo 152

Unidad 6. Mtodos No Convencionales 201 Unidad 7. Problemas al realizar control de presiones 232

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES Y

TEORA DE PRESIONES

Introduccin

En la presente unidad se describen ciertos Principios Fundamentales y las diferentes presiones presentes durante la perforacin de un pozo, as como la relacin entre ellas para la mejor comprensin del fenmeno de arremetida y evitar la entrada de fluidos de la formacin al hoyo.

Contenido

A continuacin se mencionan las lecciones que conforman esta unidad de conocimiento:

Leccin Pgina

1. Principios Fundamentales 2 2. Tipos de presiones 13 3. Fluidos de perforacin 30

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

Introduccin

En esta leccin se enfocan diferentes temas y definiciones que son indispensables para entender a cabalidad el fenmeno de las arremetidas y que van desde el origen mismo del yacimiento y las presiones de formacin; as como el comportamiento del gas y otros tpicos relacionados con la materia tratada.

Contenido

A continuacin se mencionan el bloque de conocimiento que conforma esta unidad:

Bloque de Conocimiento Pgina

1. Origen del yacimiento y las presiones de formacin 3 2. Generalidades sobre el comportamiento del gas 7

Manual de Control de Pozos

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BLOQUE DE CONOCIMIENTO 1 ORIGEN DEL YACIMIENTO Y LAS PRESIONES DE FORMACIN

Fundamentacin

Geologa

Es la ciencia que tiene por objeto el estudio de los materiales que componen el globo terrqueo; sus orgenes, naturaleza y evolucin.

Litologa

Rama auxiliar de la Geologa que estudia la composicin de los diferentes estratos o formaciones geolgicas presentes en la envoltura slida del globo terrestre.


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Aspectos Principales (Viene)

Yacimiento Petrolfero

Es una unidad geolgica de volumen limitado, poroso y permeable con la potencialidad de acumular hidrocarburos lquidos y/o gaseosos.

Por otra parte se ha establecido que los yacimientos tienen origen orgnico y que para que exista una acumulacin de petrleo y/o gas, se precisan de ciertas condiciones entre las que destacan:

Existencia de un ambiente rico en materia orgnica tales como: desembocaduras de grandes ros (deltas), vastas zonas inundadas y zonas de pantanos.

Ocurrencia en el tiempo geolgico de procesos rpidos de sedimentacin que permitan el adecuado enterramiento del material orgnico.

Presencia de una estructura geolgica capaz de albergar durante miles de millones de aos estos elementos orgnicos que posteriormente se convertirn en petrleo y/o gas. Estas trampas de hidrocarburos generalmente son de tipo estratigrfico (lentes de arena, arrecifes) y estructurales (anticlinales, domos de sal).

Yacimiento Tipo estratigrfico

Yacimiento Tipo Estructural

Gas

Petrleo

Petrleo

Agua


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Origen de las presiones del yacimiento o formacin

La comprensin de este asunto en su justa dimensin: requiere el anlisis y entendimiento de ciertos fenmenos ocurridos en las diferentes eras geolgicas por las que ha pasado el planeta Tierra; entre los que destacan principalmente.

Deposicin: Una vez que el material orgnico arrastrado por los ros hacia el mar supera la fase de suspensin; comienzan a depositarse y se constituyen en sedimentos poco consolidados y de alta porosidad y permeabilidad. Estas caractersticas favorecen la existencia de canales de comunicacin entre el fondo y la superficie; de tal manera que la presin de formacin existente sea igual a la presin hidrosttica de la columna de agua salada.

Compactacin: Esto sucede a medida que transcurre el tiempo geolgico y sucesivas capas de sedimentos se van depositando sobre las primeras capas, generando un esfuerzo de sobrecarga que hace que el espacio intergranular se vaya reduciendo debido a la compactacin. A medida que la sobrecarga aumenta debido a la profundidad de enterramiento, y el espacio intergranular se reduce y se produce la expulsin de agua desde el espacio poroso; sin embargo la comunicacin puede mantenerse, y las presiones de formacin as generadas son consideradas presiones normales. Cuando por alguna razn geolgica, la comunicacin hidrulica con la superficie se interrumpe, entonces es muy probable que en esa zona se desarrollen altas presiones que son denominadas presiones anormales.


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Origen de las presiones del yacimiento o formacin (Viene)

En la grfica se muestra el comportamiento tpico de las presiones de formacin en cuencas productoras de hidrocarburos.


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BLOQUE DE CONOCIMIENTO 2 GENERALIDADES SOBRE EL COMPORTAMIENTO DEL GAS

Aspectos Principales

Introduccin

Para la correcta interpretacin del comportamiento de un influjo de gas; es necesario tener en cuenta algunos conceptos relativos a este tipo de fluidos. Por ejemplo se debe recordar que los gases son altamente compresibles y que el volumen que ocupan depende de la presin a la cual se encuentran sometidos; as tenemos que si la presin se incrementa, el volumen se reduce.

Densidad

Los gases poseen densidades relativamente bajas comparadas con las del fluidos de perforacin, razn por la cual cuando se produce un influjo de gas, este generalmente migra hacia la superficie a una velocidad que depender entre otros parmetros de la densidad del lodo de perforacin, es decir, mientras ms pesado sea el lodo menor ser la velocidad de migracin del gas.

Migracin del Gas

Cabe sealar que un lodo pesado y adems viscoso afecta seriamente la migracin del gas y en algunos casos la anula completamente. Otros casos donde el gas puede permanecer en el fondo sin migrar se produce en pozos altamente desviados u horizontales donde ocurra una arremetida; por lo que debe procederse con sumo cuidado al momento de controlar el pozo pues al iniciar la circulacin el gas se mover rpidamente hacia arriba expandindose abruptamente; lo que pudiera provocar ciertos inconvenientes durante la operacin de control.

Relacin volumen/presin

Otras consideraciones a tener en cuenta es que la relacin volumen/presin es diferente para cada tipo o mezcla de gases; sin embargo, el comportamiento del gas natural puede ser explicado aplicando el principio de proporcionabilidad inversa.

Esto significa que si aplica el doble de presin, el volumen se reducir aproximadamente a la mitad de su valor original.


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Ley General de los Gases

Tomando en consideracin las leyes de Boyle Mariotte, Charles Gay Lussac y Dalton, puede expresarse de acuerdo a la siguiente frmula:

( I )

Donde, Z es el factor de compresibilidad del gas o mezcla de gases. Cabe sealar que este factor Z es el que marca la diferencia entre lo que es considerado como gas real o gas ideal. As tenemos que un gas con comportamiento ideal; el valor de Z ser siempre la unidad (Z=1), mientras que los gases nobles (nitrgeno, argn, nen, etc.) tendrn un valor de Z diferente a la unidad (Z1). Ahora bien; si tomamos en consideracin lo antes expresado y si adems despreciamos el efecto de temperatura, la ecuacin I para gases ideales puede ser expresada as:

( II )

Donde: P1 ; V1 : Presin y Volumen Originales P2 ; V2 : Presin y Volumen a otras condiciones.

Cambio de Fase o de Estado de los Gases Estas transiciones o cambios de estado que pudieran experimentar los gases cuando cambian de estado gaseoso a liquido o viceversa; estn ntimamente ligados al movimiento, atraccin y espacio entre las molculas del gas, de acuerdo a las condiciones de presin, temperatura y volumen que se apliquen. As por ejemplo, a bajas temperaturas el movimiento de las molculas se reduce y a altas presiones o volmenes reducidos, el espacio intermolecular disminuye y la atraccin entre las molculas se acelera; produciendo cambios de estado en los gases, los cuales se alcanzan a ciertas condiciones de presin, temperatura y volmenes denominados por Van Der Wals como puntos crticos.

Comportamiento del gas en el pozo

Para todo efecto prctico, existen tres situaciones que pudieran presentarse y que deben ser consideradas:

No se permite la expansin del gas. La expansin del gas ocurre sin control. Se controla la expansin del gas.

22

22

11

11

TZVP

TZVP

=

2211 VPVP =


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No se permite la expansin del gas

Para ilustrar este caso, supongamos que durante un viaje en un pozo de 10.000 pies (Pvv) ocurre un influjo de 10 bls. El hoyo est lleno con lodo de 10 lpg. Asuma igualmente que la capacidad anular del hoyo es de 0.05 bls/pie, y que la presin de la formacin es de 6000 lppc. Se cierra el pozo, y se observa una presin en superficie de 250 lppc. Etapa II; el gas migra hacia la superficie sin que se permita su expansin, por lo tanto el volumen a 5000 sigue siendo 10 bls; pero la presin del gas en el tope es de 6000 lppc de acuerdo a la Ley de gases; y la presin en el fondo del pozo es de 8600 lppc; mientras que la presin en superficie aumente hasta 3500 lppc. Etapa III; cuando el gas alcanza la superficie, la burbuja mantiene la presin de 6000 lppc, el volumen sigue siendo de 10 bls; pero la presin en el fondo del pozo habr aumentado hasta 11.100 lppc aproximadamente.


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La expansin del gas ocurre sin control

Para analizar esta situacin consideremos que cinco (05) barriles de gas entran al mismo pozo descrito anteriormente. Se decide circular la burbuja sin cerrar el pozo. Veamos el comportamiento del gas cuando la burbuja alcanza la mitad del recorrido hacia la superficie (5000'); aqu el volumen del gas ser aproximadamente el doble del volumen original; es decir 10 barriles. La presin en superficie es la presin atmosfrica; pero la presin en el fondo comienza a disminuir para situarse en aproximadamente 5100 lppc. Cuando la burbuja alcance 2500' antes de la superficie, su volumen ser aproximadamente de 20 bls y la presin en el fondo estar alrededor de psi; y muy probablemente otro influjo estar entrando al hoyo. Para el momento en que el gas llegue a la superficie, su volumen habr alcanzado los 1730 bls aproximadamente. La presin en el fondo es difcil de estimar; pero ciertamente un nuevo influjo se estar produciendo.


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Se controla la expansin del gas

Esto se logra cuando se circula una burbuja, manteniendo la presin en el fondo del pozo igual o ligeramente superior a la presin de la formacin. Al aplicar una adecuada contrapresin a travs del estrangulador (choke) y sumando la presin ejercida por el gas, mas la presin hidrosttica de los fluidos en el hoyo; se consigue una presin de fondo que resulta igual a la presin de la formacin.

Este es el principio en que se basan los mtodos convencionales de control de pozos; es decir el mtodo del perforador, Ingeniero y concurrente; con lo cual se logra una expansin moderada del gas, se eliminan las presiones de su superficie y se evita que un nuevo influjo entre al hoyo.

Solubilidad de los gases en el lodo de perforacin

Esta propiedad que presentan los gases de permanecer en solucin con el fluido de perforacin debe ser concienzudamente analizada por el personal responsable de la perforacin, puesto que en muchos casos la ocurrencia de severas arremetidas se ha debido al desconocimiento, que a veces tiene el personal de cuadrillas y muchos supervisores, sobre el comportamiento del gas en el hoyo. Cuando ocurre una arremetida de gas, y sobretodo si esta es de pequeos volmenes, a veces es muy difcil detectarlas en superficie puesto que no hay incremento


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sustancial de flujo en la lnea de retorno ni de ganancia en los tanques. Sin embargo, a medida que el gas en solucin se aproxima a la superficie el volumen de retorno aumenta, y a veces en forma tan abrupta, que termina por sorprender a la cuadrilla. En muchos casos sucede tambin que al detectarse un influjo y se procede a cerrar el pozo; observndose pequeas diferencias en las magnitudes de las presiones de cierre en la tubera, comparada con las presiones de cierre en el anular o revestidor. Este tipo de situaciones tiende a confundir a la cuadrilla pensando que se trata de un influjo de agua salada. No obstante al poco tiempo del cierre cuando se rompe el estado de solucin del gas en el lodo, el gas se expande rpidamente y la presin anular alcanza valores elevados. Esto ha conducido a que la mayora de los contratistas de perforacin han fijado como norma considerar a todos los influjos como si fuesen arremetidas de gas y entonces darles el tratamiento correspondiente. Finalmente cabe destacar que la debida capacitacin de la cuadrilla en lo concerniente al comportamiento del gas durante la perforacin del hoyo es una pieza fundamental para responder adecuadamente a las situaciones de arremetida del pozo.

TIPOS DE PRESIONES

Introduccin

El proceso de construccin de un pozo precisa entre otros aspectos de acciones permanentes para mantener un adecuado control de las presiones encontradas. En este tema se discutirn los fundamentos tericos de los distintos tipos de presiones, a fin de establecer pautas que faciliten la comprensin del mecanismo de ocurrencia de los fenmenos de arremetida y reventn.

Contenido



1. Principios bsicos de los tipos de presin 14


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BLOQUE DE CONOCIMIENTO 1 PRINCIPIOS BSICOS DE LOS TIPOS DE PRESIN

Presin

Introduccin

En el fenmeno de la arremetida del pozo ocurre fundamentalmente por un desequilibrio entre los diferentes tipos de presiones que estn en juego durante la construccin del pozo. En este bloque de conocimientos se definen cada una de ellas y su eventual incidencia en la ocurrencia de un influjo durante las operaciones de perforacin o viajes por tubera.

Definicin

Presin es el valor resultante al aplicar una fuerza sobre un rea determinada.

Figura N 1-1

Expresin matemtica

Seguidamente la ecuacin matemtica que representa el clculo de presin:

AFP =

Donde:

P = presin (Sistema internacional: Kg-f/cm2) (Sistema britnico: lb-f/pulg2).

F = fuerza aplicada (unidad de fuerza Kg-f lb-f).

A = rea especificada (unidad de superficie cm2 pulg2).


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Presin (Viene)

Tipos de presiones

Durante el proceso de construccin de un pozo se pueden encontrar los tipos de presiones siguientes:

Presin hidrosttica. Presin de formacin. Presin de sobrecarga. Presin de fractura. Presin de circulacin.

Presin hidrosttica (Ph)

Definicin

Es la presin ejercida por una columna de fluido esttica de densidad D y de altura h.

Figura N 1-2

Conceptos bsicos

A continuacin se definen algunos conceptos que son esenciales para una mejor comprensin del efecto fsico de la presin hidrosttica y su respectiva formulacin matemtica:

Densidad. Gradiente de Presin. Gravedad Especfica (G.E.). Profundidad vertical verdadera (Pvv).


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Presin hidrosttica (Viene)

Densidad o Peso

Es la relacin de masa por unidad de volumen. Sin embargo, para efectos prcticos los trminos masa y peso se pueden utilizar indistintamente. Luego la densidad o peso de un fluido de perforacin expresado por ejemplo en libras por galn (lpg) sera:

Gradiente de Presin

Se expresa como la variacin de presin por unidad de profundidad. De esta manera se puede hablar entonces de:

Gradiente de presin hidrosttica. Gradiente de presin de formacin. Gradiente de presin de sobrecarga. Gradiente de presin de fractura.

Gravedad Especfica (G.E.)

Se expresa como el cociente entre la densidad de la sustancia y la densidad del agua fresca o dulce. La expresin matemtica correspondiente sera:

D.A.FDf G.E. =

Donde:

Df = densidad del fluido (lpg).

D.A.F = densidad agua fresca (lpg).

Profundidad vertical verdadera (Pvv)

Profundidad vertical que va desde la superficie hasta el fondo del pozo. En pozos direccionales esta profundidad se determina tomando en consideracin la profundidad medida y el ngulo de inclinacin del pozo.

La comprensin de este concepto es fundamental para los efectos del clculo de la presin hidrosttica, analizando la figura.

Contina


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Profundidad vertical verdadera (Pvv) (Viene)

Observemos por ejemplo que el pozo A tiene una profundidad medida de 10.000' que corresponde exactamente a una profundidad vertical verdadera de 10.000. Note igualmente que el efecto gravitacional g es un vector vertical. Examinando el pozo B se observa que ha sido perforado direccionalmente hasta una profundidad medida de 11.700' y que el efecto gravitacional no sigue la orientacin de la trayectoria del pozo, sino que es siempre un vector vertical; lo cual implica que para calcular la presin hidrosttica en pozos direccionales se debe utilizar la profundidad vertical verdadera; que en este caso particular es de 10.000'.

Ecuacin general de la presin hidrosttica

La frmula general utilizada para el clculo de la presin hidrosttica se expresa as:

Pvv x D x K Ph L=

Donde:

Ph = Presin hidrosttica (lbs/pulg2); lppc.

K = Constante de conversin.

DL = Densidad del fluido de perforacin en lbs/gal (lpg) lbs/pie3 (lpc).

Pv.v = Profundidad vertical verdadera (pies).

En funcin de lo anterior:

1. Si DL se expresa en libras/gal

Ph = 0,052 x DL x Pvv

2. Si DL se expresa en lbs/pie3

Ph = 0,0069 x DL x Pvv


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Proporcionalidad entre Presin hidrosttica (Ph) y sus variables

Se puede constatar en la ecuacin general para el clculo de la presin hidrosttica una proporcionalidad directa entre las variables densidad (DL) y profundidad vertical verdadera (Pvv).

S se conserva el mismo valor de la densidad del fluido, la presin hidrosttica se incrementar a medida que se avanza en la profundizacin del hoyo. De igual manera; si se incrementa la densidad del fluido, el valor de la presin hidrosttica tambin aumentar.

Gradiente de presin hidrosttica

Es la variacin de la presin hidrosttica derivada del fluido de perforacin; por unidad de profundidad. Este valor se puede calcular mediante la siguiente relacin:

(lppc)L(lpg)L D x 0,0069 D x 0,052 PvvPh Gh ===

Ejercicios de clculo

Ejemplo 1:

Calcular el gradiente de presin hidrosttica de un fluido de 12 lpg de densidad.

Solucin: Gh = 0,052 x DL.

Gh = 0,052 x 12.

Gh = 0.624 lppc/pie.

Ejemplo 2:

Un pozo ha sido perforado hasta 12.550 pies (Pvv) utilizando un fluido cuya gravedad especfica es de 1,5. Calcular la presin hidrosttica en el fondo del pozo.

Solucin: Ph = 0,052 x DL x Pvv

En primer trmino se calcular el valor de la densidad del fluido en lbs/gal, utilizando el concepto de gravedad especifica.

Df = 8.33 lpg x 1.5 = 12.5 lpg

Ahora se puede calcular la presin hidrosttica as:

Ph = 0,052 x 12.5 x 12.550.

Ph = 8157.5 lppc.

Contina


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Ejercicios de clculo (Viene)

Ejemplo 3:

Se tienen los siguientes datos de un pozo perforado direccionalmente en el Campo Ceuta del Lago de Maracaibo.

Profundidad medida (Pm) = 16750. Profundidad vertical verdadera (Pvv) = 15970. Densidad del lodo = 150 lbs/pie3.

Se requiere calcular la presin hidrosttica a la profundidad final.

Ph = 0,0069 x DL x Pvv.

Ph = 0,0069 x 150 x 15970.

Ph = 16529 lppc.

Presin de formacin (Py)

Definicin

Es la presin a la cual se encuentran los fluidos confinados dentro del espacio poroso de una formacin o roca.

Esta presin es el resultado de los esfuerzos de sobrecarga ejercidos por las capas suprayacentes a la formacin considerada, tanto en la matriz (granos) como en los fluidos dentro de los poros.


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Presin de formacin (Py) (Viene)

Clasificacin

De acuerdo con el valor del gradiente de presin las formaciones pueden clasificarse en normales, anormales y subnormales.

Formaciones de presin normal

Son aquellas formaciones cuya presin es similar a la generada por una columna de fluido nativo cuyo gradiente de presin vara entre 0.433 lppc/pie y 0.465 lppc/pie. Este rango de valores puede variar segn la regin y edad geolgica considerada.

Es conveniente sealar que en zonas geolgicas normalmente presurizadas, el esfuerzo de sobrecarga es absorbido principalmente por los granos de la matriz rocosa, lo que hace que a medida que la sobrecarga aumenta, los fluidos dentro de los poros se muevan libremente y el espacio poroso se reduce debido a la compactacin generada.

Formaciones de presin anormal

Son aquellas formaciones con gradiente de presin superiores a 0.465 lppc/pie. Esto en general ocurre cuando debido a movimientos tectnicos o algn otro fenmeno geolgico; el movimiento de los fluidos a travs de los poros se ve restringido o completamente interrumpido, lo cual produce una presurizacin anormal de estos fluidos debido que el esfuerzo de sobrecarga es soportado en mayor proporcin por los fluidos porales que por los granos de la matriz rocosa.

Ocurre tambin en numerosas cuencas sedimentarias del mundo; que formaciones profundas con presiones de poros considerados normales, son desplazadas hacia arriba por efecto de mecanismos geolgicos, conservando su presin de poro original; convirtindose as en formaciones con gradientes superiores a 0.465 lppc/pie, debido a que ahora se encuentran a menor distancia de la superficie.


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Presin de formacin (Py) (Viene)

Formaciones de presin subnormal

Si el valor del gradiente de presin de una determinada formacin cae por debajo del gradiente del agua fresca; es decir inferior a 0.433 lppc/pie, se estar en presencia de una zona de presin subnormal.

Este fenmeno puede ocurrir principalmente debido a que por alguna razn el esfuerzo de sobrecarga se haga prcticamente nulo. Tambin la depletacin de los fluidos originales de la formacin por efectos de evaporacin y dilucin; puede generar gradientes subnormales.

Conversin de Presin de Formacin a Densidad de Lodo Equivalente Ejemplo de Clculo.

Datos: Py: 4750 lppc Pvv : 8950 pies Anlisis: Para balancear esta presin de formacin a la profundidad indicada debe asumirse que a esa profundidad la presin hidrosttica es igual a la presin de formacin, es decir:

Ph = Py = 0,052 x x Pvv ; Entonces

vvxPPy

052,0= ; Finalmente

lpgx

20,108950052,0

4750==

Relacin entre volumen, altura y presin en el fondo

Para un determinado volumen de lodo de densidad conocida, se puede establecer una relacin matemtica para calcular la altura que ste volumen alcanza dentro de una tubera y/o hueco abierto. As tenemos que,

)/()(

pieblsCvblsVolh = ; Donde:


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h: altura del fluido en la tubera u hoyo abierto (pies). Vol.: volumen de fluido (bls). Cv: capacidad volumtrica de la tubera u hoyo abierto (bls/pie) En consecuencia, se puede concluir que a menor dimetro interno de tubera, la altura alcanzada por un determinado volumen de fluido ser mayor; y por ende, la presin hidrosttica ejercida en el fondo tambin ser mayor a la ejercida por el mismo volumen de fluido en el fondo de un tubo de mayor dimetro interno; a condicin de que la densidad del fluido sea la misma en ambos casos. Ejemplo: Calcular la presin hidrosttica ejercida en el fondo de la tubera, en los siguientes casos:

Ph

5 x 11,50 lbs/pie

Caso 1

h=1450,14

Vol=30 bls

Cv=0,0202 bls/pie

psiPhxxPh

xhxPh

34,9655,1214,1485052,0

052,0

===

Ph

7 x 17 lbs/pie

Caso 2

h= 722,89

Vol=30 bls

Cv=0,0415 bls/pie

psiPhxxPh

xhxPh

87,4695,1289,722052,0

052,0

===


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Tcnicas de deteccin de presiones anormales

La presencia de formaciones con gradientes de presin anormales constituye un elemento que afecta directamente el proceso de construccin de un pozo petrolero; para tal fin se clasifican las tcnicas de deteccin e indicadores de presiones anormales, bajo la perspectiva de antes, durante y despus del mencionado proceso.

Gradiente de Presin de Formacin

Este parmetro representa la variacin de la presin de formacin (Py) con respecto a la profundidad. Luego la expresin matemtica para el clculo del mismo sera:

PvvPyGPy = (lppc/pie)

Donde la presin (Py) puede ser obtenida a travs de mediciones directas con herramientas (RFT); registros especiales y muchas veces con medidas indirectas cuando ocurre una arremetida.

Proceso de construccin del pozo Tcnicas de deteccin

Antes de la construccin del pozo Anlisis e interpretacin de datos smicos y uso de correlaciones empricas.

Durante la construccin del pozo Registros de tasas de penetracin vs. Profundidad.

Tcnica del exponente d y del exponente d corregido (dc).

Tcnica basada en el procesamiento de datos de salinidad, temperatura y densidad del fluido de perforacin.

Registro de densidad de lutita vs. Profundidad.

Despus de la construccin del pozo Mtodo basado en la porosidad de las lutitas.

Uso del registro snico y las correlaciones de Hottman y Johnson, Eaton, y Mathews y Kelly.

Uso de los registros de resistividad y conductividad y correlaciones empricas.


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Presin de sobrecarga

Definicin

Es la presin derivada del esfuerzo combinado del peso de la matriz rocosa suprayacente y de los fluidos contenidos en el volumen poroso de la misma; actuando sobre un estrato particular. La evaluacin exacta de la magnitud de este parmetro es una tarea complicada debido a la complejidad de la litologa y naturaleza de los diferentes fluidos presentes en el interior de la corteza terrestre.

No obstante esto, para la mayora de las cuencas sedimentarias productoras de hidrocarburos en el mundo, se han establecido valores de gradiente de sobrecarga que varan entre 0.7 y 1.05 lppc/pie y que han sido verificados posteriormente en forma indirecta al realizar trabajos de fracturamiento hidrulico en dichas zonas. Cabe sealar igualmente que para efectos prcticos, generalmente se asume un valor de 1.00 lppc/pie.

Ecuacin general

La expresin matemtica para evaluar la magnitud de la presin de sobrecarga es:

144 f h m h )-(1 Psc +=

Donde: Psc = Presin de sobrecarga (lppc/pie). = Porosidad de matriz (fraccin). h= espesor (pies). m = Densidad de matriz rocosa (lbs/pie3). f = Densidad de fluidos (lbs/pie3).

Gradiente de presin de sobrecarga

Es la variacin de la presin de sobrecarga por unidad de profundidad.

PvvPsc Gsc =


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Presin de fractura (Pf)

Definicin

Es la mxima resistencia en trminos de presin que exhibe una formacin cuando se le inyecta un fluido para inducir una fractura en la misma.

Relacin entre presin de fractura y presin de sobrecarga

En un modelo geolgico matemtico sencillo; se puede establecer que para que ocurra la fractura de la formacin, durante un proceso de estimulacin mecnica; la presin del fluido hidrulico inyectado, debe vencer o levantar la presin del yacimiento ms el valor de presin generado por el componente horizontal de la presin de sobrecarga.

Gradiente de presin de fractura

Es la variacin de la presin de fractura por unidad de profundidad.

( )lppc/pie PvvPf Gfrac =

Presin de circulacin

Definicin

Es la presin de bombeo necesaria para poner en movimiento el fluido de perforacin, venciendo la resistencia generada por la friccin entre el fluido y las paredes del circuito de circulacin.

En la prctica este valor se puede leer en el manmetro del tubo vertical o stand pipe; y corresponde a la sumatoria de las cadas de presin que ocurren en: Conexiones y Equipos de superficie, Sarta de perforacin, Mecha y Espacio anular.


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Densidad Equivalente de Circulacin

Esto se refiere al incremento de presin que se ejerce en el fondo del pozo debido a las prdidas de presin por friccin que se generan en el espacio anular cuando se circula el fluido de perforacin. Matemticamente esta densidad equivalente de circulacin se puede expresar mediante la siguiente ecuacin:

vv

a

xPPDEC

052,0

+=

Donde: DEC : Densidad Equivalente de Circulacin (lbs/gal). : Densidad Original del Lodo Pa : Prdida de Presin en el Anular. Pvv : Profundidad Vertical Verdadera. Ejemplo de Clculo: Datos: Densidad del Lodo: 12.5 lpg Profundidad Vertical Verdadera: 10500 pies Prdida de Presin Anular: 150 lppc

Luego tenemos; lpgx

DEC 77,1210500052,0

1505.12 =+=

Esto significa que mientras el fluido se mantenga en circulacin, en el fondo se estar ejerciendo una presin hidrosttica adicional de 150 lppc cuyo efecto desaparecer cuando se apague la bomba. Por lo tanto deben tomarse las precauciones necesarias para evitar un influjo.

Presiones de Superficie

Como su enunciado lo indica son las presiones que ocurren a nivel o muy cerca de la superficie cuando se construye un pozo, por ejemplo las presiones que desarrolla las bombas de lodo cuando el fluido de circulacin es circulado a travs de la sarta de perforacin. Otro ejemplo de presin de superficie son las presiones ledas en los manmetros de la tubera de perforacin y del revestidor o del espacio anular cuando ocurre una arremetida y el pozo es cerrado. Tambin se consideran presiones superficiales las presiones desarrolladas cerca de la superficie por un influjo de gas. Estas presiones, sobre todo las anulares, deben manejarse con sumo cuidado pues dependiendo del tamao o volumen del influjo pudiera superarse el gradiente de fractura de la formacin; con la consecuente


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prdida de presin Hidrosttica que terminara en un reventn subterrneo, esto si la fractura ocurre a nivel del ltimo revestidor instalado.

Presiones Entrampadas

Este tipo de presiones se define como la cantidad o magnitud de presin superficial en exceso con respecto a la presin necesaria para balancear la presin de formacin. Este exceso puede generarse por diferentes razones, por ejemplo manejo inadecuado del gas migrando, mal manejo e interpretacin de las lecturas de los manmetros cuando se arranca la bomba en una operacin de control. Una forma de eliminar estas presiones entrampadas podra hacerse siguiendo el siguiente procedimiento:

1. Dejar que las presiones de cierre en la tubera y en el casing se estabilicen y tomar nota.

2. Abrir el choque hasta lograr una reduccin en la presin de cierre anular de ms o menos 100 lppc.

3. Cerrar el choque completamente y esperar hasta verificar que la presin de cierre de la tubera disminuye y se estabiliza 100 psi por debajo.

4. Repetir las etapas 2 y 3. 5. Si la presin de cierre en la tubera permanece estable o trata de

incrementarse, esto significa que las presiones entrampadas han sido eliminadas; por lo tanto no se debe continuar con el procedimiento de purga pues esto equivaldra a un influjo adicional.

Relacin entre presiones

Descripcin

Durante el proceso de construccin de un pozo, entran en juego un conjunto de variables entre las que destacan la presin hidrosttica, la presin de poros o de formacin y la presin de fractura. Un cabal conocimiento de la relacin que debe existir entre estas variables, es de vital importancia para construir el pozo en condiciones seguras y sin dao a la formacin.

Para lograr este objetivo, se requiere mantener en todo momento:

Ph > Py: La presin hidrosttica debe ser siempre mayor que la presin de poros; a fin de evitar que se produzca una entrada de fluidos de la formacin hacia el hoyo.

Ph < Pf: La presin hidrosttica se debe mantener siempre menor a la presin de fractura de la formacin, evitndose as eventuales prdidas de fluido de perforacin.


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Diferencial de presin (P)

Descripcin

Es la diferencia entre presin hidrosttica y presin de formacin; es decir:

P = Ph - Py

En este caso este diferencial es positivo; y aunque no existe un criterio universal para establecer la magnitud de este diferencial de presin; la norma API (American Petroleum Institute) al respecto, recomienda un P en trminos de densidad de lodo equivalente de 0.2 a 0.5 lpg.

Por otra parte; es conveniente puntualizar que valores altos de sobrebalance pueden derivar en situaciones problemticas tales como: prdida de circulacin, atascamiento diferencial y con un impacto menor en las operaciones, la disminucin de la tasa de penetracin. Igualmente se puede deducir que si la presin de la formacin es mayor que la presin hidrosttica entonces p es negativo; y estaremos en presencia de un influjo.


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Arremetida y reventn

Arremetida

Es un flujo de fluidos desde la formacin hacia el hoyo, debido a que por alguna razn la presin hidrosttica en el pozo en construccin; se hizo menor a la presin de poros. La arremetida es un fenmeno controlable.

Reventn

Es un flujo de fluidos desde el interior del pozo hacia la superficie en forma incontrolable.

FLUIDOS DE PERFORACIN

Introduccin

Se inicia formalmente con la aparicin de la perforacin rotatoria en 1850. Se utiliz agua como FDP. En 1884 un Norteamericano recibi una patente para perforar usando lodo, el cual consista de Arcilla, Fibra, Granos y Cemento. Despus de ese ao, el uso de arcillas se hizo comn. Usado para limpieza del hoyo y construccin de revoques. La necesidad de perforar pozos en ambientes geolgicos cada vez ms hostiles ha originado la diversificacin de los FDP que existen actualmente.

Contenido



1. Definicin 31 2. Funciones 31 3. Tipos y Composicin 32 4. Reologa de los Fluidos de Perforacin 38


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Definicin

Fluido o Lodo de Perforacin: Es un fluido circulante, a base agua aceite, cuyas propiedades han sido modificadas y controladas por slidos y lquidos, comerciales y/o nativos, que pueden encontrarse disueltos o suspendidos. Usado principalmente para extraer los recortes de la mecha hacia la superficie, adems de otras funciones, durante las operaciones de perforacin de un pozo.

FUNCIONES DEL LODO DE PERFORACIN Las funciones del FDP describen las tareas que el mismo, es capaz de desarrollar. La importancia de cada una, esta condicionada por las operaciones, que para el momento, se estn realizando. Estas funciones son:

1. Conducir los cortes desde el fondo del hoyo a la superficie. 2. Soporte de las paredes del hoyo. 3. Control de presiones subsuperficiales. 4. Mediante el efecto de flotacin soportar parte del peso de los tubulares. 5. Enfriar la mecha y lubricar la sarta. 6. Proteccin de las Formaciones Productoras. 7. Transmitir potencia hidrulica y limpiar la mecha. 8. Suspender los cortes cuando se interrumpe la circulacin. 9. Transmitir informacin desde el pozo (muestras de cortes, registros

elctricos). 10. Existen otras funciones del fluido de perforacin, catalogadas como

menores, en su mayora, relacionadas con la prevencin de problemas operacionales.


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TIPOS Y COMPOSICIN Los tipos de fluidos de perforacin se clasifican, de acuerdo a su naturaleza, en:

Fluidos de Perforacin Base Agua. Fluidos de Perforacin Base Agua (Qumicamente Tratados). Fluidos de Perforacin Base Aceite. Fluidos de Perforacin Sintticos.

Fluidos de Perforacin en base agua FLUIDO DE ARRANQUE O INICIO / SPUD MUD. Usados para comenzar la perforacin del pozo. Contiene arcilla comercial para incrementar viscosidad y construir revoque. Su utilizacin se realiza principalmente cuando la formacin a perforar esta mayormente compuesta por arenas inconsolidadas y grava. Se puede convertir a otro sistema mediante la adicin de productos qumicos. FLUIDOS NATURALES / FLUIDOS NATIVOS. Se denominan as cuando la perforacin se inicia con agua y la formacin a perforar aporta cantidades significativas de arcillas reactivas, confirindole propiedades aceptables. Algo de bentonita y pequeas cantidades de qumica pueden ser usados para proveer calidad al revoque y prevenir problemas en el hoyo. .

FLUIDO BASE

NEUMTICOS AGUA ACEITE SINTTICOS

GAS SECO

NIEBLA

ESPUMA

AIRE

NATURAL

DE INICIO (SPUD MUD)

QUMICAMENTE TRATADOS

CRUDO

DIESEL

MINERAL

1era Generacin Ester, Polialfaoleofina,

2da Generacin Alquilbenceno Lineal Alfaoleofinas Lineales

Olefinas Internas Parafinas Lineales


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Fluidos de Perforacin en base agua (Qumicamente Tratados)

Independientemente del nombre que se le asignen, usualmente contienen todos algunos de los siguientes compuestos: arcillas, qumicos solubles (incluyendo sales), un aditivo para control de pH, uno mas polmeros orgnicos, surfactante y desfloculante. En esta categora entran los denominados Inhibitivos, Dispersos y No Dispersos.

Clasificacin

LIGERAMENTE TRATADOS: Son usualmente no densificados y son usados se esperan problemas menores en el hoyo. Se emplean en hoyos superficiales y hoyos de produccin de yacimientos someros. Ejemplo: Sistemas Gel PAC, Agua Goma Xntica. ALTAMENTE TRATADOS: Generalmente son densificados (barita, hematita, Carbonato de calcio) y contienen significativas concentraciones de productos qumicos y arcilla comercial en su formulacin para mantener control estricto de la reologa, perdida de filtrado, densidad e inhibicin de arcillas y lutitas. Los productos qumicos utilizados pueden ser los considerados como convencionales, como el lignosulfonato, lignito, tanino, asfalto, cal, KCl, etc. especializados como complejo de aluminio, glicoles y aminas. FLUIDOS DE BAJOS SLIDOS: Fluidos no densificados con menos de 6% de slidos, no deben contener mas de 3% v/v de slidos totales de arcillas y exhibir una relacin slidos perforados a bentonita, no menor de 2:1. Son costosos de mantener debido a la necesidad de mantener los slidos bajos. Los principales productos que se utilizan en sus formulaciones son bentonitas de alto rendimiento, bentonita sdica convencional, entendedores de bentonita, almidones, goma xntica, KCl y algunas veces PHPA. FLUIDOS POLIMRICOS Se caracterizan por su bajo contenido de arcilla comercial, pueden ser densificados y por la utilizacin de uno o varios polmeros, ya sea para inhibir arcillas (encapsulacin), controlar propiedades de acarreo y/o propiedades de filtracin. El agua a utilizar en su preparacin puede ser fresca, de mar y salmueras. Los sistemas Viscoelsticos y PHPA son ejemplos clsicos de esta categora. EMULSIONES DIRECTAS Consiste de una emulsin estable de aceite en agua, mediante la accin de uno o ms surfactantes, para obtener una densidad mnima de 7,3 lb./gal. son utilizados tanto como fluidos de perforacin como fluidos de terminacin en yacimientos de baja presin. El control de las propiedades Reolgicas y de filtrado se realiza con productos


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convencionales como goma xntica, PAC y Almidones. La inhibicin de arcillas es lograda mediante la incorporacin de sales de cloruro, formiatos, glicoles, aminas o combinaciones de estos productos. Utilizando equipos especiales y agentes espumantes pueden ser aireados para obtener densidades menores a 7,3 lb./gal. SISTEMAS DE FLUIDO AGUA DE MAR El agua de mar es a menudo usada para la formulacin y mantenimiento de lodos de perforacin en operaciones costa afuera, principalmente debido a su disponibilidad y caractersticas inhibitivas. El proceso de hidratacin, hinchamiento y dispersin de arcillas y lutitas reactivas, es minimizado por el NaCl, Ca++ y Mg++ contenidos en el agua de mar. Estas propiedades inhibitivas son particularmente tiles cuando se disea un sistema de lodo de bajo pH, no disperso. Pero, para un sistema disperso, hacen ms difcil y costoso su manejo y mantenimiento. Los productos que comnmente se utilizan para formular fluidos a base agua de mar son: Atapulgita, Bentonita prehidratada, CMC (carboximetil celulosa), almidn tratado, soda custica, soda ash, lignosulfonato, lignito, tanino, PHPA, y antiespumante.

Componente Mg/L

Sodio 10.400

Potasio 375 Magnesio 1.270

Calcio 410 Cloruros 18.970 Sulfatos 2.720

Dioxido de Carbono 90 Densidad > 8.56 lbs. / gal.

Tabla: : Composicin Tpica del Agua de Mar. SISTEMAS DE FLUIDO SATURADO CON SAL: Inicialmente su uso estaba limitado a operaciones de perforacin de formaciones salinas y de workover, con el advenimiento de los fluidos Drill In, su utilizacin se extendi conjuntamente con el uso de sales de tamao controlado. Son preparados adicionando NaCl al agua hasta su saturacin (10,6 lb./gal), posteriormente se le adicionan los dems aditivos. Los productos que generalmente se utilizan en la formulacin de estos sistemas son: Atapulgita, Bentonita prehidratada, soda custica, almidones tratados, taninos, lignosulfonatos y diversos polmeros para funciones muy especificas.


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SISTEMAS DE FLUIDO DE ALTO RENDIMIENTO (HIGH PERFORMANCE) Sistemas en base agua que cierran el espacio de rendimiento en perforacin entre los sistemas en base agua convencionales y los sistemas en base aceite y sintticos. Proveen los beneficios tcnicos de sistemas en base aceite sin las responsabilidades ambientales que estos conllevan. Son una alternativa, no un reemplazo tcnico, a los sistemas en base aceite y estn diseados para poseer los atributos de los sistemas en base aceite y sintticos, tales como:

Estabilidad de lutitas. Inhibicin de arcillas. Estabilidad de cortes y eficiencia de remocin de equipos de control de

slidos. Altas tasas de penetracin. Minimizacin de embolamiento y acrecin. Reduccin de torque y arrastres. Minimizacin de pegas de tubera por diferencial de presin.

Fluidos de Perforacin en Base Aceite Contienen aceite como fase liquida continua. Son los sistemas de fluidos de perforacin que proveen la mayor inhibicin y estabilidad de lutitas. Adems son muy estables y resistentes a la mayora de los contaminantes. Usados principalmente para perforar estratos de lutitas inestables y reactivas al agua y ambientes difciles con alta presin y alta temperatura.

Clasificacin BASE ACEITE VERDADERO 100% ACEITE La fase liquida consiste en 95-100% aceite y el agua emulsionada es menor al 5%. Usado normalmente para la perforacin de formaciones productoras y toma de ncleos. En Venezuela, desde hace aproximadamente 10 aos se ha venido utilizando para la perforacin de estratos lutticos. EMULSIN INVERSA Se denomina de esta manera debido a que se emulsiona agua en aceite. Su uso principal es como estabilizador de lutitas en ambientes severos. Utiliza la tcnica de Control de Actividad del Agua mediante el fenmeno denominado Osmosis.


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Fluidos de Perforacin en Base Sinttica

Son una relativamente nueva clase de fluidos de perforacin, desarrollados para combinar las ventajas tcnicas de los fluidos en Base Aceite con la baja persistencia y toxicidad de los fluidos en Base Agua. En los sintticos la fase liquida continua es un compuesto orgnico sinttico muy bien caracterizado, producido por reaccin de materias qumicas especficas y purificadas, por lo que son tpicamente libres de hidrocarburos aromticos policclicos. Son formulados y manejados de manera similar a los fluidos en base aceite de emulsin inversa. A pesar de que tambin son reciclables, su alto costo inicial y de mantenimiento, solo se justifica en perforaciones dentro de reas ambientalmente sensibles, tales como: perforaciones costa afuera, parques nacionales, estuarios, pantanos, etc.

Composicin de los Fluidos de Perforacin

COMPONENTES

BSICOS

LQUIDOS

SLIDOS

ADITIVOS QUMICOS


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Tipos de Slidos

Tipos de Lquidos

SLIDOS

INERTES REACTIVOS

MATERIAL DENSIFICANTE

SLIDOS PERFORADOS

ARCILLA COMERCIAL

ARCILLAS PERFORADAS

ADITIVOS

Galena Hematita

Tetraoxido Manganeso

Caolinita Clorita

Algunas Ilitas Limo

Bentonitas Atapulgitas Sepiolitas Hectoritas

Esmctitas Algunas Ilitas Capas Mixtas

Adelgazantes Proveer Reologa

Inhibidores Arcillas Estabilizantes Lutitas

LQUIDOS

AGUA ACEITE SINTTICOS ADITIVOS

Fresca De Mar

Salmueras Salobre

Crudo Diesel

Mineral

1era Generacin Ester, Polialfaoleofina,

Acetal, ter 2da Generacin

Alfaoleofinas Lineales

Surfactantes Control

Arcillas/Lutitas Lubricantes

Inhibidores Corrosin


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Volmenes de los Tanques de Lodo

Tanque Rectangular:

blspiepiesLxhxPblsV

3

615,5

)()( =

blspiex

piesxhxpiesDblsV3

2

615,54

)(1416,3)()( =

Donde: V : Volumen del tanque (bls) L : Longitud (pies) h : Altura (pies) P : Profundidad (pies)

Reologa de los Fluidos de Perforacin

Es la ciencia que se encarga del estudio de la deformacin y del flujo de los materiales. Provee un medio de evaluar las propiedades de flujo de un fluido de perforacin, determinando la efectividad con que lleva a cabo las funciones que debe cumplir. La reologa se estudia en los fluidos de perforacin porque esta asociada y permite determinar y controlar:

Capacidad de limpieza del hoyo Propiedades de Suspensin Cadas de presin en el sistema de circulacin Presiones de surgencia Tratamientos del Fluido

Tanque Cilndrico

D

L

P

h

Donde: V : Volumen del tanque (bls) D : Dimetro (pies) h : Altura (pies)


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Propiedades bsicas de los Fluidos de Perforacin

Densidad del lodo. Se refiere al peso por unidad de volumen y esta expresada en libras por galn, libras por pie cbico, etc. La densidad del lodo debe ser suficiente para contener el fluido de la formacin, pero no demasiado alta como para fracturarla.

Balanza Convencional para pesar el lodo. Para pesar u obtener la densidad del lodo se usan dos dispositivos, uno es la balanza de lodo convencional mostrada en la grfica cuyo uso es el ms difundido en la industria petrolera pero cuyas lecturas no son tan precisas a las obtenidas con la balanza presurizada, la cual logra eliminar el aire o gas contenido en la muestra de lodo que se analiza, sin embargo su uso no es tan expandido y se utiliza en aquellos casos donde el cliente requiera un alto grado de precisin en las lecturas de la densidad del lodo. Procedimiento de medicin, Balanza Convencional:

Instalar el instrumento en una superficie completamente nivelada. Limpiar y secar el recipiente y luego llenarlo con el fluido a ser pesado. Colocar la tapa en envase, presione suavemente y luego aplique un movimiento

giratorio a la tapa hasta observar que parte del lodo sale por el orificio de la tapa.

Desplace el cursor y realice la medida. Procedimiento de medicin, Balanza presurizada:

Coloque el instrumento en una superficie nivelada.

Balanza de Lodo Presurizada

Bomba Presurizadora

Vlvula Chek

Muestra de Lodo

Tapa Sellante


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Llene la bomba del instrumento con lodo presionando en el pistn hasta llenar el recipiente completamente y que no se pueda aadir ms lodo.

Limpie cuidadosamente todos los restos de lodo alrededor del recipiente y otras partes del instrumento.

Instale el cursor en el apoyo movindolo a lo largo del brazo graduado hasta lograr el balance entre el recipiente y el brazo.

La densidad del lodo se puede leer en la parte izquierda del cursor. Despus de realizar la medicin, limpie cuidadosamente todas las partes del

recipiente. Viscosidad Plstica. Es la resistencia al flujo causada por friccin mecnica. Se ve afectada por el tamao y forma de las partculas, la concentracin de slidos y la viscosidad de la fase fluida. Punto Cedente. Es la resistencia al flujo causada por las fuerzas de atraccin entre partculas slidas del lodo. Es consecuencia de las cargas elctricas sobre la superficie de las partculas dispersas en la fase fluida. Resistencia Gel. Fuerza mnima de tensin de corte necesaria para producir un deslizamiento en un fluido, despus que este ha estado en reposos por un periodo determinado de tiempo.

Viscosmetro Rotacional para medidas reolgicas.

Comentario

Tomando en consideracin que los geles y el punto cedente son responsables de la limpieza del hoyo; se debe ser especialmente cuidadoso en mantener estos valores en los rangos ptimos de operacin, para el tipo de lodo, al momento de realizar


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operaciones de dilucin o de incremento de peso del lodo, puesto que un descuido en este sentido podran traer problemas derivados de las presiones de surgencia y suabeo, sobre todo cuando estos valores se sitan por encima del mximo del rango permitido. Por otra parte valores altos de viscosidad plstica y punto cedente durante las operaciones de control pueden derivar en un incremento de la densidad equivalente de circulacin (DEC) aumentando la potencialidad de una perdida de circulacin que complicara indudablemente las operaciones de control.

Prdida o cadas de presin en el sistema de circulacin

Una vez que el lodo sale de la bomba para recorrer el circuito de circulacin, tal como se muestra en la figura, el mismo va perdiendo presin en cada una de las secciones que atraviesa, desde la superficie hasta regresar nuevamente al tubo de descarga. Estas cadas de presin ocurren debido a la friccin entre el lodo y las paredes de los conductos que atraviesa; el dimetro y longitud de estos conductos y el caudal de descarga de la bomba. Igualmente se debe destacar que la densidad y la viscosidad afectan las cadas de presin en el sistema de circulacin, as tenemos que si la densidad aumenta tambin se incrementar la cada de presin por este efecto. Por lo tanto, si la viscosidad del fluido aumenta esto producir un incremento en las cadas de presin en el circuito de circulacin.


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Clasificacin reolgica de los Fluidos de Perforacin Fluidos Newtonianos. Relacin lineal entre el esfuerzo de corte (shear stress) y la tasa de corte (shear rate) aplicada. Se ilustra como una lnea recta que pasa por el origen (0, 0). La viscosidad es el nico parmetro necesario para definir su comportamiento. Ejemplos: Agua, Alcohol, Aceites (diesel, mineral y sinttico), muy pocos fluidos de perforacin. Fluidos No-Newtoniano Plstico de Bingham. No exhiben relacin lineal entre el esfuerzo de corte (shear stress) y la tasa de corte (shear rate) aplicada. Requieren de un determinado esfuerzo de corte para iniciar flujo La viscosidad del fluido depende de la tasa de corte. Ejemplo: La mayora de los fluidos de perforacin.

Modelos Reolgicos Es un Modelo Matemtico que describe el comportamiento de flujo de un fluido expresando una relacin matemtica entre la Velocidad Tasa de Corte y el Esfuerzo de Corte. En esta seccin, estudiaremos el Modelo Plstico de Bingham y Modelo de Ley Exponencial (Power Law).


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Modelo Plstico de Bingham La relacin Esfuerzo de Corte / Punto Cedente para el Modelo Plstico de Bingham es dada por: = 0 + p donde: = Esfuerzo de Corte 0 = Punto Cedente p = Viscosidad Plstica = Tasa de Corte

Modelo de Ley Exponencial La expresin matemtica que define la relacin esfuerzo de corte vs. velocidad de corte es:

= k . n Donde: : Esfuerzo de corte (Dinas / cm2) k : ndice de Consistencia (Dinas-seg / cm2) : Velocidad de Corte (seg-1) n : ndice de Comportamiento

Factores que afectan la Reologa La reologa de los fluidos de perforacin se ve afectada por la temperatura, presin y tiempo. Un aumento en la temperatura del fluido conlleva a la disminucin de la viscosidad, mientras que el tiempo influye directamente en la propiedad de gel del lodo. La presin poco afecta a las propiedades reolgicas del fluido de perforacin.

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Control de Pozos Unidad1 Teoria de Presiones