1 Manual D&WO Digital 2020

 

Control de pozos Well Control MANUAL DEL ALUMNO

 

Well Control International  una compañía líder en capacitación para recursos humanos de la industria del petróleo y el gas.

Profesionales capacitados, certificados internacionalmente y un equipo humano de trabajo al servicio de la instrucción, la certificación y la elaboración de materiales de estudio.

Curso de Well Control | Control de pozos

  Rig Pass | Pase al equipo   Inspección de equipo | Rig Inspection   Conceptos de

n n

n

Matemáticas básicas    Introducción a la industria del petróleo y el gas    Prácticas seguras de

n

n

trabajo en ambientes con H2S

  Prevención de tubería pegada | Stuck Pipe

n

Cursos a medida a solicitud de empresas. Consulte.

Cursos con certificación

 

n n n

Otras certificaciones internacionales

  Perforación   Workover   Coiled Tubing

n

  Perforación con módulo de Workover

n

  Snubbing   Wireline n

 

Control de pozos Well Control MANUAL DEL ALUMNO

 

Manual de Control de Pozos Well Control manual Manual del alumno 1a edición Well Control International 512 p. ; 28 x21 cm.

ISBN 978-987-46010-1-8   1. 2. Industria EducaciónPetrolera. de Adultos. CDD 622.23

 

5

12 Procedimientos

Operaciones de reacondicionamiento de pozos

89-107

283-298

6

Índice

7

13

Integridad del pozo

Principios básicos de control de pozos

7-28

109-128

2

8

Conceptos básicos de presión

Métodos de control de pozos

Bajada/sacada de tubería

29-45

129-198

331-342

1

Equipamiento del pozo y del subsuelo 299-330

14

15 3

9

Surgencias

Complicaciones

Control de pozos submarinos

47-65

199-219

343-388

Anexo I 389-402

4 Detección de surgencias

10

Anexo II

Fluidos

Anexo III

403-410

67-74

221-239

411-432

5

11

Teoría de surgencias

Equipamiento de superficie

Glosario

75-87

241-282

433-476

 

1. Integridad del pozo

1

Integridad del pozo

7

 

9

1

Integridad del pozo

Impacto de incidentes de control de pozos Un descontrol de pozos se considera el desastre más peligroso y potencialmente destructivo en la industria de la perforación petrolera. No solamente puede conducir a serias heridas o incluso la muerte, sino que también puede disminuir la producción y producir daño ecológico severo. Como cualquier desastre potencial, la prevenci prevención ón es el primer paso para evitar una situación costosa y peligrosa. Estas medidas preventivas preventi vas se conocen como Control de Pozos (Well Control)

Descontrol de pozo (blowout) 

control ol de Que es contr pozos (Well Control) La prevención de un descontrol de pozo (blowout)  es un término amplio que engloba métodos para evitar surgencias (influjos, arremetidas), hasta el uso de sofisticados equipos conocidos como preventores de reventones (BOPs). reventones (BOPs). La primera etapa en la prevención de un descontrol de pozo es la preparación. preparación. La gran mayoría dey países asícomo empresas operadoras de servicios, requieren que el personal esté certificado en las prácticas de control de pozos.

Control de pozos (Well Control) son los métodos utilizados para minimizar el potencial de una surgencia (influjo, brote) en el pozo y mantener el control del pozo en el caso de la presencia de una surgencia (influjo, brote). Comprender los conceptos de presión y las relaciones de presión, es la clave para un control de pozos seguro.

En general el control de pozos se ha focalizado en la recuperación antes que en la prevención. Los incidentes relacionados a control de pozos ocurren generalmente cuando una barrera primaria, la presión hidrostática del fluido de perforación, falla en evitar un influjo. Se requiere por lo tanto de la segunda barrera, cerrar un BOP para evitar de esa manera un flujo sin control que se pueda convertir en un descontrol del pozo (blowout). La mayoría de los influjos (surgencias, brotes) ocurren durante los viajes de tubería donde el efecto de pistoneo hacia arriba (suabeo).

 

10

1. Integridad del pozo

Existe un triángulo que involucra: 1) Presión de formación desconocida; 2) Condiciones desconocidas de las barreras del pozo y 3) Fallas en diagnosticar un influjo, las que pueden converger hacia un significativo evento de trágicas consecuencias. El desafío de la industria en estos tiempos es que se debe poder realizar una operación de perforación y tener la confianza de que todo el personal del taladro pueda identificar las mínimas

Presión de formación

Prevención

Condición de las barreras

Diagnóstico (detección) de un influjo

Triángulo de descontrol del pozo 

dos barreras requeridas, que se pueda verificar que están en funcionamiento.

Es importante entonces que el entrenamiento en control de pozos ayude a que el participante entienda la definición y mantención de las barreras durante todo el ciclo de vida del pozo, desde el inicio de la perforación hasta el abandono. También es importante que los aspectos humanos, técnicos, procesos y tecnología, ayuden en su conjunto a realizar operaciones de perforación con las más altas y consistentes normas de seguridad.

MATRIZ DE CATEGORIZACIÓN DE INCIDENTES DE CONTROL DE POZOS PARA OPERACIONES DE PERFORACIÓN Y COMPLETACIÓN DE POZOS 1. Descontr Descontrol ol (Blowout (Blowout))

1. Flujo son contr control ol de flui fluidos dos de formaci formación ón en sup superficie erficie,, incluye incluye un descontrol subterráneo. descontrol Falla o mal funcionamiento de las barreras primaria y secundaria

2. Alto flujo de hidrocarburos

2. Falla de la barrera primaria. Activación exitosa de la segunda barrera. Complicadas operaciones de contr control ol de pozos con alto riesgo de descontrol del pozo (blowout).

3. Alto caudal de flujo de gas superficial

3. Incidente de gas superficial con una operación no exitosa de control contr ol del pozo. Gas que fl fluye uye en el lecho marino o en la instalación superficial (diverter), hasta que todo el gas ga s es liberado.

NIVEL 1. ROJO INCIDENTES DE CONTROL DE POZOS DE NIVEL GRAVE

NIVEL 2. AMARILLO INCIDENTES DE CONTROL DE POZOS DE NIVEL SERIO

NIVEL 3. VERDE INCIDENTES DE CONTROL DE POZOS DE NIVEL REGULAR

1. Flujo/caudal medio de 1. El volumen del influjo está por encima de los criterios de diseño de hidrocarburos tolerancia al influjo (kick tolerance); es posible recuperar la barrera con un procedimiento standard de contr control ol del pozo. 2. Pérdida total de la barrera de fluido

2. Situación de pérdida que no permite mantener la presión hidrostática en el pozo.

3. Flujo medio de gas superficial

3. Incidente con gas superficial con una operación de contr control ol o gas que se maneja mediante un diverter.

1. Bajo volumen/ caudal de influjo de hidrocarburos o agua

1. El volumen de influjo está por debajo del criterio de diseño de tolerancia al influjo (kick tolerance) y se recupera la barrera con un procedimiento standard de control control de pozo sin si n degradar la integridad del pozo.

2. Bajo caudal de flujo gas superficial

2. Presencia de gas superficial que se maneja con diverter.

3. Bajo caudal de flujo

3. Presencia de agua superficial.

de agua superficial 

 

1. Integridad del pozo

¿Qué es la integridad del pozo?

Inervención de pozos

Es la aplicación de soluciones técnicas, operacionales y organizativas ta-

Terminación

Mercadeo

Construcción del pozo

Ingeniería

Planeación

Manufactura

les como el usopara de sellos deelpresión competentes, reducir riesgo de un flujo incontrolado de fluidos de la formación hacia otra formación, a la superficie o al medio ambiente, a través de la vida del pozo hasta su nivel “ALARP” (As Low As Reasonable Practicable).

11

Producción

¿Cómo se establece la integridad del pozo? Implementando y manteniendo ”barreras de contención” que eviten la salida incontrolada de fluidos de la formación mientras se llevan a cabo operaciones en el pozo o cuando se encuentre inactivo o abandonado. La integridad de los pozos es un asunto de la mayor importancia para todos los empleados, contratistas y consultores de la industria petrolera, que puedan estar relacionados con las actividades a lo largo del ciclo de vida del pozo en sus etapa de planeación, construcción, terminación, intervención, operación, hasta su taponamiento y abandono final.

¿Qué es un elemento barrera? Cualquier equipo o elemento (tal como Cualquier una columna de fluido, tubería de revestimiento, conjunto de BOPs) que solo o en combinación con otros elementos es capaz de contener presiones del pozo y prevenir flujo incontrolado desde la formación hacia otra formación, hacia la superficie o al medio ambiente.

Taponamiento y abandono

Sostenimiento

Ciclo de vida del pozo 

Conjunto de BOP de superficie

Cabezal del revestidor

Colgador

Revestidor  Revestidor, colgador y cabeza de revestidor  Ejemplos de elementos de barrera 

 Dispositivo de control rotativo (RDC) para MPD 

 

12

1. Integridad del pozo

¿Qué es una barrera envolvente?

Varios elementos barrera pueden estar instalados en un pozo con la capacidad para contener presión o prevenir el flujo. Pero solo actuarán como barrera b arrera cuando estén interconectados para formar for mar un sello envolvente o barrera envolvente

Una barrera envolvente es la combinación de elementos barrera (tales como revestidor, BOP,etc.) cabezal del pozo, columna de lodo, que operando en conjunto forman un sello envolvente que previene el flujo incontrolado de fluidos desde una formación hacia otra, hacia la superficie o al medio ambiente. Ejemplo de barrera envolvente para perforar una sección del pozo después de asentar un revestidor:

Varios elementos de barrera 

Si un elemento falla, la barrera b arrera envolvente también falla.

Barreras interconectadas 

una na barrera primaria? ¿Qué es u Elemento o combinación de elementos barrera que están en contacto directo (primario) con la fuente de flujo potencial. Es decir, aquellos elementos que “ven” presión durante las operaciones en el pozo.

pacador, lubricador, equipo de presión y válvulas de Wire Line en superficie.

Ejemplos de barrera primaria : a Para perforar en forma convencional   Columna de fluido que estará en contacto directo con la fuente de flujo.

Componentes de la barrera envolvente

Último revestidor, cemento detrás del revestidor revestidor, , cabezar del pozo, conjunto de BOPs en la superficie. Todos trabajan en conjunto como una barrera de contención envolvente.

  La presión hidrostática controla o supera la presión de la formación. b Para correr registros en hoyo revestido   Barrera primaria formada por aquellos elementos que están en contacto directo con la presión del pozo: revestimiento, cemento detrás del revestimiento, cabezal del pozo, tubing, em-

Perforación Perfora ción convencional

Tom Toma a de registros hoyo invertido 

 

1. Integridad del pozo

Ejemplos de barrera primaria para perforación, producción e intervención del pozo Elementos que están en contacto directo con la presión de la formación y que previenen el flujo imprevisto durante las operaciones, tales como: Columna de fluido dentro del pozo Revestimiento o tubería de pron  ducción n  Cabezal del pozo y válvulas Colgadores de tubería n  n  Lubricador, cabeza de presión, etc. n 

13

¿Qué es una Barrer Barreraa Secundaria?

Al fallar la barrera primaria, el pozo comienza a fluir hacia la superficie.

Elemento o combinación de elemenntos definidos como la última  línea de última línea defensa en casodedelaque falleprimaria alguno dey los elementos barrera de ese modo prevenir el flujo incontrolado del pozo hacia la superficie o al ambiente. Es la última última   barrera envolvente que provee integridad del pozo al ser activada. No necesariamente es la segunda barrera en una secuencia.

La presión de formación y el flujo descontrolado son contenidos activando la barrera envolvente secundaria (ensamblaje del cabezal, válvulas laterales, BOPs) al cerrar el pozo con el BOP y la válvula de seguridad en superficie

Barrera Secundaria Sello redundante, externo a la barrera envolvente primaria. Último recurso.

Perforación

Producción

Equipo por encima de cabezal de pozo

Pozo por debajo cabezal

Reservorio vigen. La roca capa (Cap Rock) es la barrera Barreras 

La roca capa es una columna de reemplazada fluido cuandopor se trabaja en el pozo

La roca capa penetrada penetrad a es a reemplazada por una envoltura envoltur de barreras

La roca capageneralmente es reemplazada por barreras en operaciones de pozo vivo

 

14

1. Integridad del pozo

Ejemplos de  de  barrera secundaria envolvente para perforación, producción e intervención del pozo: se pozo: se deberá definir e instalar una segunda (externa) barrera que será activada como el último recurso para contener la presión y el flujo incontrolado de la formación.

importancia tener la habilidad de cerrar la válvula maestra o su respaldo, en caso de fallar alguna de las barreras provistas.

Válvula árbol demaestra producción

2.1 Elemento común a dos barreras en intervencion de pozos

Válvula

Válvula

Elemento común es común es aquel que simultáneamente hace parte de las barreras envolventes primaria y secundaria. Ejemplo: la válvula maestra instalada Ejemplo: la en la base del árbol es un “elemento común” puesto que: Está en contacto directo con la presión del fluido dentro del pozo (barrera (barrera primaria) primaria) y, A la vez forma parte del equipo n  de superficie que como último recurso será activado para contener la presión y evitar el flujo incontrolado del pozo (barrera (barrera secundaria).). secundaria n 

Si tal elemento común falla, ambas barreras fallan. Por tanto las barreras primaria y secundaria no son independientes. Cuando haya un “elemento común”, se deberá conducir un análisis y mitigación de riesgos por la falla potencial de dicho elemento, antes de comenzar cualquier tipo de servicio o intervención en el pozo.

Elemento común

Agregar más válvulas en el árbol de superficie sólo será redundante para la válvula maestra del pozo. pozo. Las barreras primaria y secundaria aún no serían independientes pues la conexión entre la válvula maestra y el cabezal del pozo es un “elemento común” a las barreras. Hay muy poco que se pueda hacer al encontrar un caso como este, excepto el de ser muy conciente del riesgo. En toda condición de “elemento común” se deberá conducir una evaluación de riesgos para definir el nivel de riesgo que se puede asumir y las medidas de mitigación a implementar, antes de instalar equipos de SLB en el pozo o de comenzar cualquier actividad. En cualquier caso, es de suma

Agregar más válvulas en el árbol de producción es redundante 

La única forma de tener las dos barreras independientes es instalando una válvula de seguridad en el subsuelo (“Down Hole Safety Valve”, DHSV). Durante la producción del pozo, la válvula maestra hace parte de la barrera secundaria y la válvula de seguridad (DHSV) forma parte de la barrera primaria, con lo cual se elimina la existencia del “elemento común” a las dos barreras. Cuando se abandona el pozo, el revestidor cementado y el tapón colocado arriba de la zona forman la barrera primaria en tanto que la DHSV hará parte de la barrera secundaria. Así se elimina la existencia del “elemento común”.

 

1. Integridad del pozo

15

2.2 El principio de las dos barreras Barrera P.E. DHSV

Cuando se realizan operaciones de construcción o intervención del pozo se y emplear la filosofía debe de laspromover dos barreras:

DHSV Barrera envolvente secundaria

Barrera envolvente primaria

Deberán tenerse instaladas dos barreras diferentes mientras se lleven a cabo operaciones en los pozos, incluyendo aquellos suspendidos o abandonados, cuando el pozo sea capaz de descargar hidrocarburos a la superficie o al medio ambiente. Tal requisito sólo aplica después de instalar el revestidor de superficie en el pozo.

Barrera roja envuelve barrera azul Barreras independientes 

Perforando

Corriendo registros

Barrera secundaria:

cabezal BOPs, revestidor cementado, colgador del revestidor

Barrera primaria:

fluido de perforación

Principio de las dos barrer barreras  as 

Pozo abandonado

Barrera secundaria: Barrera secundaria:

tapón superior

Barrera primaria: 

Barrera primaria:

cemento detrás del revestidor, revestidor, colgador, cabezal del pozo y válvulas de sup.

revest. de producción cementado, tubería de prod., lubricador y equipo de presión, válvulas de WL

tapón inferior

 

16

1. Integridad del pozo

2.3 Uso de barrer barreras as para control del pozo

Pozo bajo control (estático)

Cuando se pierde la barrera primaria

La presión de formación contenida por la barrera primaria (columna de fluido)

La presión hidrostática del fluido es insuficiente y la presión de formación se transmite hacia arriba dentro del pozo.

El control de pozo puede verse como las acciones conducentes a restablecer la barrera primaria y a recuperar la integridad del pozo con la activación de las barreras de contención envolventes (Figura 2.3). Fallas sucesivas de los elementos de la barrera envolvente primaria: ver Figura 2.3.1

Se activa la barrera secundaria (revest. de prod., cabezal del pozo, colgador y BOP) para prevenir el flujo incontrolado incontrolado a la superficie o al medio ambiente.

Falla de otro elemento de la barrera primaria El cemento detrás del revestidor no funciona más como una barrera y la presión de la formación se transmite hacia arriba por detrás del revestimiento de producción. Deberá haber una barrerasecundabarrerasecundaria disponible Previamente definida para contener la presión en tal contingencia.

Figura 2.3 - Uso de barreras para control del pozo 

Está formada por la formación deba jo del revestidor revestidor intermedio, intermedio, cemencemento detrás del revestidor intermedio, revestidor intermedio y su colgador, cabezal del pozo y conjunto de BOPs. (Figura 2.3.2) Esta barrera secundaria será el último recurso para contener la presión y prevenir el flujo en caso de fallar un elemento de la barrera primaria. La barrera secundaria será la envolvente exterior que encierra todos los posibles escenarios de fuga.

Falla de la barrera primaria

Debe haber una barrera secundaria

Figura 2.3.1 Falla de barrera primaria 

Barrera secundaria

Figura 2.3.2 Barrera secundaria 

 

1. Integridad del pozo

17

2.4 Opciones de activacion de elementos en la barrer barreraa secundaria

Barrera primaria intacta. El fluido controla la presión de la formación.

Barrera primaria falla. Se instala una válvula en la tubería y se cierra la BOP anular en superficie (barrera secundaria).

2.5 Propiedades y requisitos de las barreras Barrera: cualquier material o dispositivo impermeable que se pueda demostrar que previene en forma temporal o permanente el flujo del pozo y de la formación. Después de instalar el revestidor de superficie, los pozos deberán tener dos o más barreras diferentes probadas e impermeables todo el tiempo.

Prueba e integridad de barreras Una barrera es aceptada cuando haya sido probada en la dirección de flujo y demostrado que sostiene la máxima presión potencial de operación sin tener fugas.

Si la BOP anular falla, se cierra el Ram de tubería (elemento barrera alternativo)

Si falla el Ram de tubería, el último recurso sería cortar y soltar la tubería cerrando el Ram de corte (última barrera)

Las pruebas positivas de presión tendrán una duración de 15 minutos y las pruebas de influjo de 30 minutos cuando el volumen monitoreado es muy grande comparado con la posible tasa de fuga.

no, el árbol de producción, o un cabezal cabez al del pozo, a menos que los fluidos de la formación estén contenidos por dos barreras independientes y probadas. Al fallar una barrera el Supervisor de pozo tomará las medidas para asegurar la integridad del pozo y para reparar o re-

Barreras para correr registros con cable en hoyo descubierto

emplazar la barrera. Se suspenderá toda otra actividad a menos que al hacerlo se incremente el riesgo de un incidente.

Para pozo controlado (muerto) (operaciones normales): las normales): las dos barreras son el fluido de perforación y el conjunto de BOPs en superficie.

Planeación de barreras

Para pozo vivo (pérdidas o influjos): el fluido no se considera una barrera. Considerar la instalación del equipo de presión para registros con cable. El Supervisor de pozo no debe permitir remover las BOP, el conductor submari-

Las barreras del pozo se deberán planear y diseñar de tal modo que: Las barreras primaria y secundaria sean, en lo posible, independientes o disímiles (sin elementos comunes entre ellas). En caso de existir un “elemento común” entre las barreras, se deberá efectuar un análisis del riesgo

 

18

1. Integridad del pozo

de falla de dicho elemento común y antes que cualquier equipo sea instalado, que se inicie un trabajo o se comiencen las operaciones en el pozo. Las barreras del pozo serán diseñadas, seleccionadas y/o construídas en forma tal que:

barrera alternativa del pozo, en caso de falla.

Un elemento barrera se considera como tal SOLAMENTE SOLAMENT E si puede ser: Probado Con la aplicación de los “Criterios de aceptación de los elementos barrera” (WBEAC)

Pruebas de las barreras, validación y aceptació aceptación n de un elemento barrera (o envolvente de barreras) Una vez se haya construído o instalado una barrera, su integridad y función será verificada por medio de:

n 

Resistan la máxima carga anticipada y la máxima presión diferencial a la que puedan estar sometidas Puedan ser sometidas a pruebas n  de presión y funcionamiento o verificadas por otros medios. La falla de una barrera (o elen  mento) individual no conduzca a una liberación incontrolada de fluidos. Su localización física e integrin  dad puedan ser conocidos en todo momento, cuando el monitoreo es posible. Operen en cumplimiento de los n  criterios de aceptación definidos. Puedan ser reestablecidas, repan  radas o reemplazadas por otra n 

definidos por el segmento responsable de su instalación y mantenimiento para verificar su integridad.

Monitoreado Por

n 

observación

directa,

para establecer su condición y estado de operatividad en todo momento.

Restaurado Por reparación o reemplazo de la barrera en caso de que falle durante las operaciones en el pozo.

n 

1 Prueba de fuga = Prueba de presión positiva (baja / alta presión). 2 Prueba de Influjo = Prueba de presión negativa(15 min. o 30 min.) 3 Prueba de funcionamiento = Estado de su operatividad al ser activada. 4 Otros medios de verificación descritos en los criterios de aceptación.

Prueba de fuga o de presión positiva Se lleva a cabo aplicando baja y alta presión contra el elemento barrera cerrado : 1 En la dirección del flujo. 2 Antes que el elemento sea expuesto a la presión diferencial esperada. 3 Después de reemplazar reemplazar o reparar reparar los componentes de la barrera que confinan presión. 4 Cuando haya sospechas de fuga. 5 Rutinariamente, Rutinariamente, de acuerdo acuerdo con sus criterios de aceptación, WBEAC.

Las barreras se deben planear y diseñar antes de instalar el equipo 

 

1. Integridad del pozo

Bomba 2   Abierto Cerrado Bomba 1

Hacia Standpipe Hacia Trip Tank

Líneas de pánico Puerto de inspección Hacia separador lodo–gas

Preventor anular Ram Superior

Kill Line

Ram ciego Test Connection Ram Inferior Kill Line Secundario

Procedimiento de prueba BOPs 

Prueba de influjo o de presión negativa La prueba de presión negativa deberá hacerse en la dirección de flujo: 1 Reduciendo la presión sobre el lado corriente abajo de la barrera instalada 2 Con suficiente presión diferencial para simular la máxima presión diferencial esperada. 3 Tomar en cuenta el posible aumento de nivel del líquido cuando se prueban pozos de gas. 4 Tener lista una barrera alternativa alternativ a para ser activada en caso de falla del elemento que se prueba. Los empacadores, tapones, camisas deslizantes, válvulas de subsuelo, y otras barreras instaladas en una sarta de terminación deberán ser sometidos a pruebas de influjo.

Prueba de presión negativa 

19

 

20

1. Integridad del pozo

Validación y aceptación de un elemento barrera (o barreras envolventes) La tasa de fuga aceptable para las barreras será cero  a menos que se s e indique otro valor. cero a Recomendación Recomendaci ón de presiones de fuga y duración de las pruebas para las barreras. Prueba

Presión recomendada

¿Cuándo?

Duración

Baja presión Prueba de presión positiva

Antes de la prueba de alta presión, cuando el diseño de los componentes permite el energizado de los elementos de sello con la presión

200-300 psi

5 minutos observada y registrada como estable

Alta presión Prueba de presión positiva

Para todos todos los equipos recien instalados y antes de iniciar nuevas actividades en el pozo

Igual o mayor que la máxima presión diferencial que se anticipa a la que sería sometida la barrera, sin exceder la máxima presión de trabajo de cualquier elemento

10 minutos observada y registrada como estable.

Prueba de presión

Siempre que sea posible utilizando la máxima presión diferencial que se puede

Igual o mayor que la máxima presión diferencial que se anticipa a la que

15 minutos observada y

negativa

tener sobre el elemento.

sería sometida la barrera, sin exceder la presión de trabajo de cualquier elemento.

registrada como estable.

Prueba de presión negativa

Siempre que sea posible utilizando la máxima presión diferencial que se puede tener sobre el elemento, y cuando el volumen a monitorear es grande comparado con la posible tasa de fuga.

Igual o mayor que la máxima presión diferencial que se anticipa a la que sería sometida la barrera, sin exceder la presión de trabajo de cualquier elemento.

30 minutos observada y registrada como estable.

Prueba de funcionamiento:  funcionamiento:  para verificar que la barrera responde al sistema de activación, asegurar que está

Monitore Monitoreo, o, medición y observación del estado  o condición fisica

correctamente instalada en condiciones operativas en todo ymomento.

de la barrera

Se llevan a cabo las pruebas de funcionamiento de un elemento barrera: Después de su instalación inicial. Después de haberse sometido a n  cargas anormales n  Después de efectuar alguna reparación. n  Antes de cualquier intervención n 

en el pozo. Rutinariamente según los criterios de aceptación de barreras “WBEAC”.

n 

Todos los parámetros relevantes que indiquen el estado o condición de la barrera instalada deberán ser monitoreados durante las actividades del pozo:

Mediante pruebas de presión a intervalos de tiempo previamente definidos

n 

En el evento de falla o pérdida de una barrera, se deberá proceder de inmediato a tomar las medidas para asegurar la integridad del pozo activando una barrera alternativa disponible, para evitara la escalada del incidente.

A través de medición de la presión sobre el lado de la barrera que está corriente abajo de la direccion de flujo.

n 

n 

A través de la observación visual de la barrera instalada. Analizando la tendencia de la n  presión.

Se deben monitorear las barreras 

 

1. Integridad del pozo

Restablecimiento de barreras fallidas o pérdidas

conocer antes de comenzar con las actividades en el pozo.

Las actividades del pozo deberían  cuando: suspenderse cuando: suspenderse

Para restauración de barreras mecánicas:

Se tenga una elemento o barrera envolvente debilitada, fallida o perdida El nivel de gases de hidrocarn  buros en el aire excede el límite aplicable o definido. n 

21

Barrera secundaria (revestidor, colgador, BOPs)

Intentar reparar la barrera fallida. Instalar o activar una barrera aln  ternativa (redundante) n 

Barrera primaria (fluido de perforación)

Las actividades tendrán que suspen cuando: derse cuando: derse Exista alta probabilidad de exce-

n 

der los límites operacionales del equipo de control del pozo o los componentes críticos de otros equipos. Aplicar la opción de parar el trabajo cuando las operaciones que se llevan a cabo se consideren inseguras o cuando su nivel de riesgo es alto o inaceptable. Cuando falle una barrera se den  berán suspender todas las operaciones en el pozo, exceptuando aquellas con el propósito de restablecer la barrera perdida o para asegurar las condiciones de integridad del pozo. Para la restauración de labarrera de fluido:

Perforando 

Barrera secundaria (último revestidor cementado, revestidor corrido, equipo de

Intentar reparar la barrera fallida 

Número mínimo de barreras Se deberán tener instaladas en el pozo dos barreras independientes y probadas, todo el tiempo.

flotación, BOPs)

Ejemplos de dos barreras instaladas para llevar a cabo operaciones en el pozo: Barrera primaria (fluido de perforación)

Implementar procedimientos de control de pozos.

n 

Los procedimientos para cierre del pozo y los métodos de control secundario usados para recuperar la barrera primara perdida se deberán definir y

Corriendo revestidor 

 

22

1. Integridad del pozo

Barreras instaladas por la empresa de servicios encima del pozo del cliente para prestar servicios de coiled tubing

Barrera secundaria (revestidor cementado, colgador del revestidor, cabezal del pozo, válvula maestra)

Barreras instaladas por la empresa de servicios encima del pozoservicios del cliente prestar de para wireline con presión

Barrera primaria (Liner cementado, empacador de producción, SSSV)

Las barreras instaladas por debajo del punto de conexión están fuera de la responsabilidad de la empresa de servicios pero deberán ser monitoreadas, mantenidas y sus fallas ser reportadas

En producción

Mínimo número de barreras 

Número mínimo de barreras para servicios a pozos

Cuando haya una deficiencia en el número de barreras (menos de dos):

Cuando la empresa de servicios no es el responsable por las operaciones de control del pozo : 1 La empresa empresa de servicios proveerá o se asegurará que se tenga disponible una barrera primaria encima o dentro del pozo para sus actividades, incluyendo Instalación (vestir, Rig Up) y desinstalación (desvestir, Rig Down) de su equipo en el pozo del cliente. 2 También hará lo posible por definir un mecanismo secundario para ser activado en caso de fallar la barrera primaria instalada.

Se deberá efectuar una evaluación y mitigación de los riesgos y el segmento involucrado elaborará lineamientos para asegurar la integridad del pozo y/o Se deberá solicitar y obtener n  aprobación de una excepción a nivel de Gerencia antes de comenzar con los trabajos en el pozo. n 

Cuando no hay barreras  barreras  instaladas en el pozo y este es capáz de descargar hidricarburos u otros fluidos a la superficie o al ambiente exterior o si el potencial de flujo del pozo es desconocido o incierto: n 

El trabajo en el pozo no podrá ser ejecutado. No se permitirán excepciones. n 

2.6 Elementos barrera del pozo Columna de fluido–lodo de perforación El lodo es una suspensión de varios tipos de sólidos en una fase líquida. Se clasifica en tres tipos de lodo según sea esta fase agua, aceite mineral (petróleo sintético…) o emulsiones de ambos. Dentro de cada uno de los tipos existe una gran variedad de tipos dependiendo de los aditivos y de la aplicación prevista. El lodo usado en la perforación tiene las siguientes funciones: a Refrigerar la broca y lubricar los dientes y la tubería de perforación. b Acarrear los ripios perforados fuera del pozo y mantenerlos en

 

1. Integridad del pozo

suspensión cuando no está en movimiento (tixotropía). c Controlar las presiones de las formaciones. d Estabilizar las paredes del pozo evitando derrumbes o cavidades. Las principales propiedades del lodo que se deben controlar son: a Peso o densidad (masa por unidad de volumen) medido con una balanza expresada en ppg (kg/m³). El agua tiene una densidad de 8,34 ppg (1000 kg/m³). A una profundidad de 10.000 pies (3.048m) la presión de una columna de agua sería de 4337 psi (299 bar). Iría contra una presión de formación normal de 4656 psi (321 bar). Cualquier fluido existente en la formación invadiría el pozo, por lo que se deberá incrementarr el peso del lodo meincrementa diante la adición de sólidos con el fin de mantener una pequeña presión diferencial, evitando en todo caso romper la formación invadiendo la misma. El control

controla la la c Filtrado y costra , que controla capacidad del lodo de crear una fina capa protectora al contacto del lodo con formaciones porosas evitando la descomposición de las formaciones por la pérdida de agua y sólidos del lodo. d Ph , Ph , que proporciona la acidez o basicidad del lodo, y controla parámetros como solubilidad del calcio, uso de bactericidas, corrosión etc.

Producción: fluido de terminacion El objetivo del fluido de terminación es ma el pozo a lo largo del casing, de manera que haya una menor presión diferencial.

Tubería de revestimiento (casing) La tubería de revestimiento, o casing consiste en una serie de tubos que se

del del lodo es unala operaciónpeso continua durante actividad del pozo. b Viscosidad,  Viscosidad,  que controla la tensión superficial o fuerza de cohesión de las moléculas del fluido frente al movimiento o fluidez del mismo. Es una medida indicativa tomada con un viscosímetro Marsh. Depende mucho del tipo de flujo, la temperatura, etc. por lo que con la intención de definir la viscosidad absoluta o efectiva se complementa con la medición de la viscosidad plástica, “Yield point” y “gel strength” las tres relacionadas.

Fluido de perforación

colocan en la perforación mientras ésta progresa. Sus funciones son: a Prevenir el desmoronamiento o erosión del hueco, manteniendo el pozo abierto soportando formaciones endebles o fracturadas. b Prevenir la contaminación contaminación entre zonas. c Excluir el agua de las zonas de producción. d Confinar la producción producción al agujero del pozo. e Proveer medios para controlar controlar la presión.

Casing conductor

Casing de superficie

Casing intermedio

Casing de producción

Sarta de casing 

23

 

24

1. Integridad del pozo

f Proveer una vía de flujo para los fluidos producidos. g Facilitar la instalación superficial de las válvulas de control y producción.

pueda llevar bajo presión. b Transmitir la rrotación, otación, aplicada en superficie, a la broca. c Transmitir la fuerza, o peso, a la broca para que la formación se

El diseño previo del pozo es fundamental para ahorrar costos y prever problemas durante su perforación.

rompa más fácilmente. d Proporcionar los medios para bajar y subir la broca dentro del pozo.

de válvulas y cierres anulares (spools) directamente conectado a la cabeza del pozo. Pueden ser de varios tipos: BOPs Anulares

n  n 

BOPs tipo RAM

Sarta de perforación La sarta de perforación se compone de la tubería de perforación (Drill Pipe), lastrabarrenas (Drill Collars), accesorios y broca de perforación. La tubería de perforación transmite la rotación y se encuentra en la parte superior de la sarta. Los lastrabarrenas de superior diámetro a los anteriores, son de mayor peso y diámetro, usándose principalmente para proporcionar peso sobre el tricono ( 80% aprox. de su peso) y mantener la sarta en tensión. Su número dependerá del máximo peso previsto a usar sobre el tricono. Los accesorios se componen de otros tipos de tubería (HWDP), estabilizadores, amortiguadores, etc., La barrena es una de las partes más importantes de la sarta y puede ser de tipo tricono con dientes de acero o pastillas de carburo de tungsteno o bien brocas de acero con diamante industrial u otro tipo de material perforador incrustado en la matriz de diamante poli cristalino compacto. Las funciones principales de la sarta de perforación son: a Proporcionar una vía vía desde la superficie hasta la broca para que el fluido de perforación se

Bop anular 

Tubería de perforación

Drill Collars Crossover

Bop tipo Ram

Broca

produccion n Cabeza de produccio (wellhead)

Sarta de perforación

Preventores de perforación (BOPS) Para evitar que ocurran los escapes repentinos, se necesita tener la forma de cerrar el pozo, de forma que el flujo de fluidos de formación permanezca bajo control. Esto se consigue con un sistema de válvulas de prevención (Blow Out Preventers), el cual es un conjunto

Se denomina como cabeza de pozo, cabezal de producción, o wellhead, a la base para la construcción mecánica del pozo. Permite tanto soportar la carga de todas las tuberías de revestimiento y de producción (casing y tubing), como instalar dispositivos de aislamiento y control de presión. El control de la presión proporciona un acceso seguro al anular que permitirá la realización de las tareas de perfora-

 

1. Integridad del pozo

25

ción y de acondicionamiento correspondientes. Las principales funciones de un cabezal de pozo son: a b c d

Colgar peso. Contener la presión. Vigilar la seguridad del pozo Ofrecer una base el árbol de Navidad (X-mas tree)

A la hora de seleccionar un sistema de cabeza de pozo hay que tener en cuenta los siguientes requerimientos: a Tipo de pozo. b Programa de tuberías tuberías de revestimiento (Casing Programs). c Diseño y geometría del pozo. d Tipo de producción o inyección (petróleo, gas, agua o combinación de estos). e Composición química (elementos corrosivos). f Presiones de trabajo. g Ahorro en tiempos de perforación. La terminación de un pozo en la superficie precisa de medios para la instalación de los colgadores de la tubería de revestimiento durante la fase de construcción del pozo. El cabezal del pozo también cuenta con un elemento para colgar la tubería de producción e instalar el Arbol de Producción y las instalaciones de control de flujo de superficie. Esto se realiza como preparación para la fase de producción del pozo.

Cabezal de producción y árbol de producción

Packer de producción Es un dispositivo que se utiliza para aislar el espacio anular y anclar o asegurar el extremo inferior de la sarta de tubería de producción. Existen gran diversidad de packers de producción que se adecuan a la geometría del pozo y a las características de producción de los fluidos de los yacimientos. Las principales razones por las cuales se usan son las siguientes: a Protección del pozo de: 1 Corrosión del casing (en contacto con fluidos de pozo que contienen H2S y CO2). 2 Abrasión del casing. 3 Rotura del casing o wellhead wellhead (bloquea las presiones anulares del reservorio). b Estabilidad de pozo. c Aislamiento. d Permite inyección de gas lift.

Packer de producción

Se distinguen dos tipos principales de packers: los recuperables y los permanentes. Dentro de cada uno de estos dos tipos, se distinguen a su vez nuevas categorías de packers en función de su forma de instalación, las cuales pueden ser:

 

26

1. Integridad del pozo

Válvula de seguridad Cabezal del pozo superficial

a Mecánica:  Mecánica:  por rotación del tubing. b Por compresión: por compresión: por acción del peso del tubing. c Hidráulica: por presión hidráulica generada el tubing. de un d  Eléctrica: por  poren detonación Eléctrica: pequeño explosivo

Válvula de cierre

Válvula de seguridad de fondo (Downhole Safety Valve) Es un dispositivo de fondo de pozo que aisla los fluidos y la presión de pozo en caso de emergencia o fallo catastrófico del equipo de superficie. Los sistemas de control asociados con las válvulas de seguridad se configuran generalmente en un modo a prueba de fallos, de manera que cualquier interrupción o problema de funcionamiento del sistema hará que la válvula de seguridad se cierre para que el pozo se vuelva seguro. Casi todos los pozos cuentan con válvulas de seguridad de fondo de pozo, que están sujetas habitualmente a requisitos legislativos rigurosos locales o regionales.

Línea de flujo

Línea de control para válvula de seguridad subsuperficial

Válvula de seguridad de fondo

Cabezal del pozo y válvulas de seguridad 

Línea de control control hidráulica hasta superficie

Se alivia presión hidráulica para cerrar la válvula Camisa de control

Válvula de seguridad bajo superficie SSSV (Subsurface Safety Valve) Sistema de seguridad instalado en la parte superior del pozo, que proporciona un cierre de emergencia en el evento de uan emergencia. Se disponen de dos tipos de válvulas de subsuperficie: controladas desde superficie y controladas en subsuperficie.

Flange de conexión

Mecanismo a prueba de fallas Flapper

 

Abierta

Cerrada

Válvula de seguridad subsuperficial 

 

1. Integridad del pozo

Válvula anular de seguridad (Annulus Safety Valve) El elemento consiste en una válvula de sellado anular situada en el interior del tubing que se puede activar ac tivar para regular el flujo y la presión en el wellbore. Las SSSV se instalan por debajo del cabezal de pozo para prevenir el flu jo descontrolado en una situación de emergencia. En el peor de los casos, cuando el cabezal del pozo ha sufrido un daño serio, la SSSV puede ser el único medio para prevenir un escape. El diseño correcto, aplicación, instalación y operación de este equipo es fundamental para la seguridad del pozo. Las SSSV deben considerarse para todos los pozos pozo s que sean capaces de tener flujo natural. Por lo regular se se usan en las terminaciones submarinas. Las SSSV tienen tres mecanismos principales de cierre:

27

Se instala sobretodo en pozos de gas lift, y preferentemente a profundidades someras para minimizar la cantidad de volumen de gas sobre la válvula.

Cemento de la tubería de revestimiento

Colgador de tubería de producción

ma con elaislando fin de fijarla a las paredes del pozo definitivamente las distintas zonas permeables del pozo y evitando problemas de derrumbe, procurando un sistema mecánico de soporte de la tubería y protegiendo a la misma de futuros problemas químicos (corrosión). El cemento se introduce por el interior de la tubería con una válvula o cabeza de cementación en superficie y se desplaza a través de la tubería hasta que se encuentre

Es un conjunto de cuñas dispuestas en una estructura de acero, enganchadas al extremo superior de la cabeza de pozo. Tiene la funcionalidad de soportar el peso del tubing, centrar la sarta de tubería y proporciona un sello primario para evitar la comunicación anular con una sarta casing en la cabeza del pozo p ozo (Wellhead).

Una vez realizada la entubación se procede a la cementación de la mis-

totalmente en el exterior cubriendo desde el fondo (zapato) hasta la superficie o la altura requerida.

Tapón de cemento Adaptador de colgador de tubing

a Chapaleta o charnela. b De bola. c De disco.

Tubing hanger Cabezal de tubing

Gas Lift =

Tubing

Consiste en inyectar cemento para que forme un tapón el espacio anular y de esa forma parar el flujo dentro del pozo.

Tubería de producción (Tubing)

Elevación 4337 psi por gas

Tubería de pequeño diámetro que se introduce en un pozo y por la que fluye el petróleo y el gas hasta la superficie. Pueden clasificarse dependiendo de las condiciones del yacimiento: fluyente, o con algún sistema artificial. Tubing Hanger 

Annulus Safety Valve = Válvula de seguridad anular Válvula de seguridad anular 

Tapón retenedor (Mechanical Tubular Plug) Este tipo de tapones se utilizan para evitar que el fluido o la presión de trasladen hacia arriba o hacia aba jo desde ese punto de la tubería de

 

28

1. Integridad del pozo

revestimiento. Puede ser permanente o recuperable. A menudo se utiliza para mayor seguridad al instalar o retirar el arbol de producción En condiciones climáticas severas como huracanes o

cementación del pozo. Además de elementos barrera, para nuestra aplicación es importante describir la fórmula de la presión de operación máxima permisible.

como vemos en la Tabla Tabla abajo presentada, las presiones en función de los siguientes parámetros de la tubería de revestimiento (casing): Diámetro Peso nominal en lb/ft n  El grado: es un sistema de idenn  tificación y categorización de la resistencia de los materiales de las tuberías de revestimiento. La letra se refiere a su resistencia a la tracción y el número al límite elástico mínimo. El tipo de junta (Joint) n  n 

tormentas, menudo bajan tapones para poder aactuar conseagilidad.

Barreras para la producción En las actividades de producción, los pozos deben tener al menos dos barreras mecánicas en los pozos de producción y una en los pozos de inyección. Las normas definen unos elementos barrera (WBE) que se deben tener en cuenta a la hora de realizar los criterios deen aceptación de barreras de cada pozo producción: SSSV (Downhole Safety Valve) ASV (Annulus Safety Valve) n  Sarta de acondicionamiento n  (Completion String) Árbol de válvulas en el fondo n  marino (Subsea Tree) Válvula de acceso a la cabeza de n  pozo (Well Head Annulus Access Valve) n 

Estos elementos barrera son los que define la norma para la actividad de producción. Es importante analizar también otros elementos barrera como la columna de fluido o la DE (pulg)

Peso nominal T&C lbs/pie

Grado

Presión de colapso (psi)

4.500 4.500 4.500 4.500 4.500 4.500 4.500

9.50 9.50 9.50 10.50 10.50 10.50 10.50

J-55 K-55 LS-65 J-55 K-55 LS-65 J-55

3310 3310 3600 4010 4010 4420 4960

Datos del casing 

Tubería de revestimiento (Casing) Colgador de tubería (Tubing n  Hanger) Columna de fluido (Fluid Column) n  Packer de producción (Producn  tion Packer) Cementación (Cement Column) n  MAWOP Máxima presión de n  cabezal de pozo operativa permitida (Maximum Allowable Wellhead Operating Pressure) n 

El MAWOP establece un margen de seguridad en el caso de que se produzcan los siguientes fallos:

Mawop. Máxima presión de cabezal de pozo operativa permitida

Colapso de la tubería interior Estallido de la tubería exterior. n  El MAWOP se calcula eligiendo n  la presión menor entre: El 50% de la mínima presión de n  estallido de la tubería externa (MIYP), n  El 80% de la mínima presión de estallido de la tubería posterior n 

Es la presión de operación máxima permisible en la cabeza de pozo para un anular particular, medida en la cabeza de pozo con relación a la presión ambiental. Para su aplicación se precisan datos de diseño del pozo y la presión máxima de la tubería de revestimiento

a la externa, que llamaré cubierta, (MIYP), o El 75% de la mínima presión de n  colapso de la tubería interna (MCP).

(casing) impuesta por el operador. Los datos de diseño de pozo necesarios son la presión de colapso y la de estallido. Para obtenerlas recurrimos a las normas API en las que se detallan Presión interna de fluencia Mínima fluencia(psi) PE STC LTC BTC

4380 4380 5180 4790 4790 5660 5350

4380 4380 5180 4790 4790 5660 5350 5350

4790 4790 5660 5350

 Joint Strength Strength 1000 lbs STC LTC BTC

101 112 135 132 146 154 154 162

203 249 231 225

Body Yield 1000lbs

152 152 180 166 166 195 184

Wall I.D. (inch) (inch)

ift. Diameter (inch) API LSS

0.205 0.205 0.205 0.224 0.224 0.224 0.250

3.965 3.965 3.965 3.927 3.927 3.927 3.875

4.090 4.090 4.090 4.052 4.052 4.000 4.000

 

2

Conceptos básicos de presión

 

31

2

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

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

Presión de fluido Fluido es toda sustancia que tiene la capacidad de fluir. Los líquidos, como el agua y el petróleo, así como el gas, se asocian inmediatamente con la condición de “fluido”.

Para nuestros propósitos, los fluidos que consideraremos serán los relacionados normalmente con la industria petrolera, a menos que se indique otra cosa. Estos fluidos son el petróleo, el gas, y líquidos tales como agua, fluidos de terminación, agua salada, lodos, fluidos de empaque, etc.

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

Los fluidos ejercen presión. Esta presión es el resultado de la densidad, o peso del fluido y la altura vertical de la columna del fluido. En la industria petrolera la densidad de un fluido se mide en libras por galón (lpg; pounds per gallon; ppg), (gramo por litro, g/l). Un fluido pesado ejercerá mayor presión debido a su alta densidad.

1'

1'

Presión (Fuerza)

1'

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

Fluido

Presión (Fuerza)

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

Presión

Factor de conversión 0,052 (0,0000981)

Presión

0,052 (0,0000981) es un factor de conversión que convierte la densidad de un fluido en un gradiente de presión.

 

32

2. Conceptos básicos de presión

El gradiente de presión es el aumento de presión por unidad de profundidad (psi/pie; psi/ft). La densidad del fluido de perforación (lodo) se mide en libras por galón (lpg; ppg) y la profundidad

Gradiente de presión, psi/pie = Densidad de lodo, lpg x factor de conversión Gradiente de presión, psi/pie = 10,3 lpg x 0,052 Gradiente de presión, psi/pie = 0,535 psi/pie

en pies (pie; ft)

Gradiente de presión bar/m

La cifra 0,052 se obtiene usando un cubo de 1 pie por lado (1 pie cuadrado en la base, por 1 pie de alto). Para llenar el cubo serán necesarios 7,48 galones. Si la densidad del fluido es de 1 lpg (ppg), el peso total del cubo será de 7,48 libras, o más exacto 7,48 libras por pie cúbico (lbs/ft3). En 1 pie cuadrado hay 144 pulgadas cuadradas, por lo que también, habrá 144 pulgadas por un 1 pie de longitud, en 1 pie cúbico. El peso de 1 pulgada cuadrada de 1 pie de longitud se puede calcular dividiendo el peso total tot al del cubo (7,48 lbs) entre 144. 7,48 ÷ 144 = 0,051944 (0,052)

De esta manera se obtiene el Factor de conversión 0,052. Gradiente de presión

Si el fluido pesa más de 1 ppg (120 g/l), lo único que hay que hacer para determinar el gradiente de presión es multiplicar la densidad del fluido (lodo) por 0,052 psi/pie (0,0000981). Por lo tanto, si la densidad del fluido es de 10,3 ppg., pesará 10,3 veces más que el factor de conversión para un fluido de 1 ppg. El fluido de 10,3 ppg nos dará un gradiente de presión 10,3 veces mayor que 0,052, por lo tanto, 10,3 veces 0,052 es igual a 0,535 psi/pie.

    l

= Densidad del lodo g/l x factor de conversión = 1234,2 G/l x 0,0000981 = 0,1211 Bar/m

Ejemplo

 

  ..........................................................................................................................

 

Calcular el gradiente de presión de un fluido con una densidad (MW; DDL) de 11,3 ppg (1356 g/l) Gradiente de presión, psi/pie = Densidad de lodo, lpg x factor de conversión Gradiente de presión, psi/pie = 11,3 x 0,052 Gradiente de presión, psi/pie = 0.588 Psi/pie Gradiente de presión, bar/m Gradiente de presión, bar/m Gradiente de presión, bar/m

= Densidad de lodo, g/l x factor de conversión = 1356 x 0,0000981 = 0,1330 bar/m

Problema 1

Calcular el gradiente de presión de un lodo con densidad de 9,5 ppg (1140 g/l) Gradiente de presión, psi/pie = densidad de lodo, lpg x factor de conversión Gradiente de presión, bar/m = densidad de lodo, g/l x factor de conversión Problema 2

Calcular el gradiente de presión del agua dulce. Profund Profundidades idades PVV (TVD) y PM (MD)

Conociendo la presión que se ejerce por pie, se pueden hacer los cálculos para obtener la presión hidrostática (PH) a una determinada profundidad. Esto se consigue multiplicando el gradiente de presión (psi/pie) por el número de pies, correspondientes a la

profundidad vertical. Para los fines de control de pozos es muy importante diferenciar la profundidad vertical (PVV; TVD) de la profundidad medida (PM; MD) Todos los pozos tienen una profundidad vertical (PVV; TVD) y una profun-

 

2. Conceptos básicos de presión

didad medida (PM; MD) En la figura siguiente, puede observarse que la profundidad en línea recta hacia abajo (en la forma que atrae la gravedad) es la profundidad vertical 10.000, la línea

Para calcular la presión en el fondo del pozo se utilizará la profundidad de 10.000 pies (3048 m), debido a que la gravedad actúa directamente hacia abajo a lo largo del pozo.

33

La profundidad vertical (PVV; TVD) se usará para los cálculos de: Presión, gradientes y densidades, mientras que la profundidad medida (PM; MD) se usará para los cálculos de: Volumen, capacidad y desplazamiento.

negra representa la profundidad medida 10.100.

Presión de fondo de pozo pozo 1 Estática (Bombas paradas sin circulación)   Presión de fondo estática = Presión hidrostática 2 Dinámica o circulando (Bombas operando con circulación) 2.1 Circulación por directa (Perforacion o Workover)   Pfc = Pfd = Presión hidrostática + Pérdidas presión anular   Pfc = Pfd = Densidad Equivalente Circulación x 0.052 x Profundidad TVD punto circulación  2.2 Circulación por reversa o Inversa (solo Workover)   Pfc = Pfd = Presión Bomba Superficie + Presión hidrostática (hasta punto circulacion) -- Pérdidas presión anular Pfc = Presión de fondo circulando Pfd = Presión de fondo dinamica TVD = Profundidad Vertical Verdadera

(a)

(b)

Presión Hidrostática La presión hidrostática (PH) es la presión total del fluido en un punto dado del pozo. “Hidro” significa fluido que ejerce presión como el agua, agua, y “estática” “estática” significa que no está en movimiento. Por lo tanto, la presión hidrostática es la presión ejercida por una columna de fluido estacionaria (que no está en movimiento).

Para calcular la presión hidrostática (PH) del fluido en un punto dado: Presión Hidrostática Hidrostática psi

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

Presión Hidrostática Hidrostática bar  

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

Presión Hidrostática Hidrostática psi

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

Presión Hidrostática Hidrostática bar

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

Recordemos que gradiente de presión se puede obtener multiplicando l

 

el factor de conversión (0,052) por la densidad del fluido (lodo) en libras por galón (lpg ).

Profundidad PVV y PM 

  ..........................................................................................................................

Ejemplo

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

 

34

2. Conceptos básicos de presión

Las fórmulas para calcular la presión hidrostática con sus respectivos respec tivos factores de conversión, son: Presión hidrostática, PSI Presión hidrostática, hidrostática, PSI Presión hidrostática, hidrostática, PSI Presión Hidrostática bar Presión Hidrostática Hidrostática bar Presión Hidrostática Hidrostática bar

= Profundidad pies, PVV (TVD) X Factor de conversión conversión X Densidad de lodo LPG = 6130 X 0,052 X 9,2 = 2932 psi = Profundidad m PVV (TVD) X Densidad de lodo g/l X Factor de Conversión = 1868 X 1104 X 0,0000981 = 201,9 bar

Estas ecuaciones sencillas constituyen la base para la comprensión de los principios fundamentales de la presión en un pozo. Para evitar que un pozo fluya, la presión en el mismo debe ser por lo menos igual a la presión de la formación.

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

registra en psig (bar, abs), entonces está calibrada para descontar la presión atmosférica sobre la columna

Tubo en “U” Por lo general en el pozo, se tiene fluido tanto dentro de la tubería de perforación (TP; DP), como en el espacio anular. La presión atmosférica puede omitirse, ya que es la misma para ambas columnas. En realidad, existe una analogía de tubo en “U”, tal como se muestra en la  Figura Analogia Tubo en U , con el espacio anular en un lateral derecho y la columna de la tubería (TP; DP), en el otro. En caso que hubiera 10 ppg (1198 g/l) de fluido en la columna de la tubería (TP; DP) y 10,2 ppg (1222 g/l) de fluido en el anular, la presión diferencial se puede calcular a través de una resta.

Presión Hidrostática Hidrostática en tubería Presión Hidrostática Hidrostática en tubería Presión Hidrostática Hidrostática en anular Presión Hidrostática Hidrostática en anular

= = = =

10.000 PVV;pies X 0,052 X 10lpg 5200 psi 10.000 PVV; pies X 0,052 X 10.2 lpg 5304 psi

Presión Hidrostática Hidrostática en tubería Presión Hidrostática Hidrostática en tubería Presión Hidrostática Hidrostática en anular Presión Hidrostática Hidrostática en anular

= = = =

1198 X 3048 X 0,000981 358,4 bar 1222 X 3048 X 0,000981 365,4 bar

Problema 1

Calcular la presión hidrostática (PH) de un pozo cuya densidad de lodo es de 9,7 lpg (1162 g/l), la PM (MD) es de 5570 pies (1698 m) y la PVV (TVD) es de 5420 pies (1652 m). Presión Hidrostática psi = Profundidad PIES, PVV (TVD) X Profundidad Factor de conversión X Densidad de lodo LPG ppg Presión Hidrostática bar = Profundidad m PVV (TVD) x Densidad de lodo g/l X Factor de Conversión Problema 2

Calcular la presión hidrostática (PH) de un pozo a los 4300 pies (1310 m). La densidad del lodo es de 16,7 lpg (2001 g/l), la PM (MD) es de 14.980 pies (4566 m) y la PVV (TVD) es de 13.700 pies (4176 m). Presión Hidrostática psi = Profundidad pies, PVV (TVD) X Profundidad Factor de Conversión X Densidad de lodo lpg Presión Hidrostática psi = Profundidad pies, PVV (TVD) X Profundidad Factor de Conversión X Densidad de lodo lpg

La presión diferencial tratará de desplazar el fluido desde el anular hacia la columna de la tubería = 5304 psi 5200 psi = 104 psi [365 bar - 358 bar = 7 bar]. El fluido del pozo intentará circular hacia la tubería, originando que

 

2. Conceptos básicos de presión

Columna

Anular

Analogía de tubo en “U” 

el fluido salga a la superficie, mientras que el nivel del fluido en el anular decrece. De este modo, las dos presiones quedarán equilibradas. La “caída” del l

Ejemplo del Tubo “U”

 

35

nivel de fluido en el anular se calcula a través de la fórmula de presión hidrostática, utilizando 104 psi (7 bar). Por lo tanto, Pies = 104 psi / 0,052 /10,2 ppg lo que equivale a una caída de 196 pies

Otra característica de los reservorios es que deben ser permeables, es decir que los poros de la roca deben estar interconectados de manera tal que los hidrocarburos o líquidos puedan puedan fluir de un

[m= 7 bar / 0,0000981/ 1222 = 59,8 m].

poro a otro. Si los líquidos o hidrocarburos no puedan fluir o circular de un poro a otro, quedarán atrapados en su lugar y no podrán circular hacia el pozo.

Cuando hay diferencias en las presiones hidrostáticas, el fluido va a intentar alcanzar un punto de “equilibrio”. Este fenómeno se denomina efecto de tubo en “U” y ayuda a entender por qué suele haber flujo desde la tubería al realizar las conexiones.

  ...............................................................................................

Una píldora de 10 bbl (10 ppg) se bombeó a través de la sarta de producción. Los 10 bbls desplazaron 2222 pies de fluido de 8.5 ppg de la sarta de producción dentro del espacio anular. Después de parar la bomba, la píldora continuó cayendo, la hidrostática combinada en la sarta de producción equilibró la hidrostática del espacio anular. Tubing de 2⅞” Cap. = 0.0045 bbl/pie 391 pies Aire 1,76 bbls

2222 pies Píldora 10 ppg

ECD (lpge)

Porosidad y permeabilidad de las rocas  =12.32 ~ 12.3 lpg

TVD=10000 pies

PH = 0.0 0.052 52 x 88.5 .5 x 100 10000 00 = 4442 4200 ppsi si

Porosidad d y permeabilidad Porosida

La porosidad y la permeabilidad de las rocas, junto a las presiones de formación, son muy importantes para el entendimiento de control de pozos. La porosidad es una medida de los intersticios en una roca, en las que el

PH = 00.0 .052 52 x 88.5 .5 x 1100 0000 00 = 4442 4200 ppsi si

petróleo, el gas o el agua pueden alo jarse. Aunque a primera vista las rocas tienen una apariencia masiva, con ayuda de un microscopio se puede observar la existencia de pequeños espacios llamados poros. Por lo tanto, se dice que una roca con poros tiene porosidad.

Presión de formación La presión de formación es la ejercida por el contenido de líquido o gas en los espacios porales de la formación. Esa presión puede ser afectada por el peso de la sobrecarga (Fuerza lito-estática) por encima de la formación, que ejerce presión tanto sobre los fluidos porales como sobre los granos (matriz).

Los granos son el elemento sólido o “material rocoso” y los poros son los espacios entre los granos. Si los fluidos porales tienen libertad de movimiento

 

36

2. Conceptos básicos de presión

y pueden librarse, los granos pierden parte de su soporte, y se conjuncionan entre ellos. Este proceso se denomina compactación. Las clasificaciones de la presión de formación se relacionan con la presión de los poros de la roca de la formación y la densidad del fluido nativo contenido en los espacios porales. El gradiente de sobrecarga es el cambio de presión por pie de profundidad, causado por la combinación de peso de la roca (matriz) además del fluido o gas contenido en la misma.

1000

800

600     )     i    s    p     (      n     ó     i    s    e    r     P

Incremento Cierre Presión de admisión

400

200

0

Presión de fractura

0.00

La presión de fractura es la cantidad de presión que se necesita para deformar de modo permanente (fallar o agrietar) la estructura rocosa de la formación. Superar la presión de la formación o la pérdida de un bajo caudal a la formación, no es suficiente para causar una fractura, si el fluido poral tiene libertad de movimiento. En cambio, si el fluido poral no puede desplazarse o acomodarse, sí puede ocurrir una fractura o deformación permanente de la formación.

1000     )    e     i    p     (     d    a     d     i     d    n    u     f    o    r     P

2000

3000

Anormal

4000 Subnormal

Normal

5000  

1000 2000 Presión (psi/pie)

Presiones de formación

3000

4000

1.20

2.40 3.60 Vºlumen (bbl)

4.80

6.00

Lot 

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

Pruebas de integridad de formación La resistencia e integridad de una formación se puede determinar a través de una Prueba de Admisión (Pérdida, fuga) (LOT) o de una Prueba de Presión de Integridad (PIT). Cualquiera sea la denominación, se trata de un método que se utiliza para estimar la

la presión por sobrecarga. Las formaciones profundas y altamente compactadas pueden requerir presiones de fractura muy elevadas para superar la presión existente de formación y la resistencia estructural de la roca. Formaciones poco compactadas, tales como las que se encuentran justo debajo de aguas profundas, pueden fracturar a gradientes bajos. La presión de fractura, a una profundidad determinada, puede variar en forma

presión y/o la densidad equivalente del fluido que puede soportar la zona por debajo del revestidor (casing).

considerable como resultado de la geología del área.

conocida como bomba de pruebas o de cementación. Las bombas del equipo se pueden utilizar utilizar siempre que el

Para llevar a cabo cualquiera de estas pruebas, se deben tener en cuenta ciertas consideraciones. El fluido a circular en el pozo debe estar limpio para asegurar que posee una densidad adecuada conocida y homogénea. La bomba a utilizar debe ser de alta presión y de bajo volumen, comunmente

 

2. Conceptos básicos de presión

equipo tenga accionamiento eléctrico de las bombas de lodo y éstas puedan funcionar a regímenes de bombeo muy bajos. En caso que fuera necesario utilizar una bomba de equipo y

de presión, se controla el volumen del fluido en los tanques hasta estar seguro de que la formación no n o admite fluido. La prueba se considera completa cuando se alcanza una presión en la

no se la pudiera accionar a poca velocidad, entonces se debe modificar la técnica de admisión. Una buena manera consistiría en elaborar un gráfico de presión versus tiempo o volumen para todas las pruebas de admisión.

que la formación comienza a admitir fluido en forma continua.

Prueba de admisión (Leak Off Test, pérdida)

En cada incremento de presión, se pierde algo de fluido. Si se aplica esta técnica, se debe utilizar un tanque pequeño como para no forzar grandes cantidades de fluido dentro de la formación.

Existen diferentes maneras de realizar una prueba de admisión (LOT).

La pérdida de presión por fricción, que se tiene al aplicar esta técnica, agrega

Técnica de admisión 1

Se aplica presión al pozo en incrementos de 100 psi (6,9 bar) o se bombea fluido hacia el pozo en volúmenes aproximados a medio barril (0,08 m3). Después de cada incremento de presión, la bomba se detiene y la presión se mantiene por lo menos durante 5 minutos. Si se logra mantener esa presión, se hace la prueba del siguiente s iguiente incremento. Si la presión no se mantiene, se presuriza nuevamente el pozo. La prueba se considera completada cuando no se logra mantener la presión después de varios intentos o resulta imposible aumentarla.

una cantidad de presión “invisible” sobre la formación, lo que dará resultados ligeramente diferentes (presiones más bajas de fractura) en relación a los que se obtengan de la aplicación de la técnica 1.

Prueba de presión de integridad Una prueba de presión de integridad (PIT) se realiza cuando es inaceptable generar una fractura o un daño a la formación. Al realizar esta prueba, el pozo se presuriza hasta un nivel de presión predeterminado o hasta una determinada densidad de lodo. Si esa presión se mantiene, la prueba se considera conclusiva.

Técnica de admisión 2

Se abre el estrangulador del múltiple (manifold) y se comienza a operar la bomba en vacío sin para presión. El regulando estrangulador se cierra aumentar la presión en incrementos de 100 psi (6,9 bar). En cada intervalo

Ambas pruebas (PIT, LOT) tienen puntos a favor y en contra. En el caso de PIT, la formación no es fracturada, pero no sededetermina la presión máxima antes que la formación comience a aceptar fluido.

37

En el caso de (LOT), se determina la presión que se requiere para que la formación comience a aceptar fluido, pero en este caso existe el riesgo de fracturar la formación. Ambas pruebas tienen sus aplicaciones. Densidad de integridad estimada y presión de integridad

Se trata de la fuerza total aplicada contra la formación que ocasiona la admisión o el daño. Por lo general, se trata de la combinación de la presión hidrostática de un fluido (lodo) y de una fuerza adicional, tal como la presión de bombeo en una prueba de admisión. La fuerza aplicada aumenta la presión total contra la formación. De acuerdo con la información obtenida de la prueba, se realizan cálculos para obtener una estimación de la densidad de fluido de integridad. Esta es la fuerza total representada como densidad del fluido, por sobre la cuala puede ocurrir la admisión daño la formación. Para obtenero el la densidad estimada de integridad, se deben realizar los siguientes cálculos:

 

38

2. Conceptos básicos de presión

Densidad de integridad estimada. ppg  

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

Densidad de integridad estimada.g/l estimada.g /l

= (Pres. de prueba bar÷0,0000981÷Prof. bar÷0,00009 81÷Prof. de prueba m, PVV) + Dens. del lodo de prueba g/l

La presión aplicada o presión de prueba en superficie, en control de pozos se conoce también como Máxima presión admisible en superficie (MASP) (Maximum Allowable Annular Surface Pressure).

Rara vez se utiliza la densidad de fluido de “prueba” en todo el pozo. Es posible que se requieran aumentos o reducciones de la densidad. Si hay una variación en la densidad, se puede hacer una estimación de la presión de superficie que podría ocasionar daños

a la formación, siempre que la densidad de la columna de fluido en la formación en cuestión sea homogénea. Para calcular la presión de integridad integridad estimada (MASP) de superficie con una densidad de fluido diferente:

Presión de integridad estimada, psi

= (Densidad de integridad estimada, ppg - densidad actual de lodo,ppg) X 0,052 x profundidad profundidad de prueba, pies Pvv

Presión de integridad estimada, psi

= (Dens. de fluido de int. Est.G/l - dens actual del lodo g/l) x prof. del prueba m, pvv x 0,0000981 l

Ejemplo

 

  ..........................................................................................................................

Resolver las siguientes ecuaciones para calcular la Densidad de Integridad Estimada y la Presión de Integridad Estimada, que podría causar daños con una densidad de fluido diferente, utilizando la siguiente información: Profundidad total (PT; TD) Profundidad Zapato Zapa to del revestidor revestidor (Casing) Presión de prueba (admisión) Densidad de prueba (adm.) Densidad actual del lodo

= = = = =

11.226 pies 5.821 pies PVV 1.250 psi 9,6 pp 10,1 ppg

= = = = =

3421m 1774 m PVV 86 bar 1150 g/l 1210 g/l

Primero, calcular la densidad de integridad estimada, por encima de la cual se puede dañar la formación. Densidad de Integridad Integridad Estimada, ppg Densidad de Integridad Estimada, ppg Densidad de Integridad Estimada, ppg Densidad de Integridad Estimada, ppg

Densidad de Integridad Estimada, g/l Densidad de Integridad Estimada, g/l Densidad de Integridad Estimada, g/l Densidad de Integridad Estimada, g/l

= (Pres. de de pruebapsi pruebapsi ÷ 0,052 ÷Prof. ÷Prof. de prueba prueba pies, PVV ) + Dens. de lodo de prueba ppg = (1250 ÷ 0,052 ÷ 5821) + 9,6 = 4,1 + 9,6 = 13,7 ppg

= (Pres. de prueba bar÷0,0000981÷Pro bar÷0,0000981÷Prof. f. de prueba m, PVV ) + Dens. de lodo de pruebag/l = (86÷0,0000981÷1774) + 1150 = 494 + 1150 = 1644 g/l

 

2. Conceptos básicos de presión

39

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

= (Dens. de Int. Est. ppg - Dens Act. de lodo ppg ) X 0.052 X Prof. Prof. de prueba ft, PVV

Presión de Integridad Estimada, psi Presión de Integridad Estimada, psi

= (13,7 - 10,1) X 0,052 X 5821 = 1089 psi

Presión de Integridad Estimada, bar

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

Presión de Integridad Estimada, bar

= (1644 g/l - 1210g/l) X 1774 X 0,0000981

Presión de Integridad Estimada, bar

= 75 bar

Problema

 

¿Cuál será la densidad de integridad estimada y la presión de integridad estimada que puede causar daños a la formación en un pozo con estas características? Profundidad Profund idad total (PT;TD)

= 12.000 pies pm; 10.980 pies pvv

=

3658 m PM, 3346 m pvv

Pvv (tvd) Zapato. Zapato. Reves Revestidor tidor (Csg)

= 8672 pies (pvv)

=

2643 m

Presión de prueba (adm.)

= 1,575 psi

=

108,6 bar

Densidad de lodo prueba (adm.)

= 11,1 lpg

=

1330 g/l

Densidad de lodo actual

= 11,6 lpg

=

1390 g/l

Calcular la densidad de integridad estimada: Densidad de integridad estimada LPG   Densidad de integridad estimada g/l= g/l=

= (Pres.de Prueba. psi÷0,052 ÷ Profundidad Profundidad de Prueba, pies) + Densidad de Lodo de Prueba, ppg + Dens. de lodo de prueba LPG (Pres.de Prueba,bar÷0,0000981÷Prof Prueba,bar÷0,0000981÷Prof.. de Prueba, m PVV) + Dens. de lodo de prueba g/l

Luego calcule la presión de integridad estimada actual (MASP): (MA SP): Presión de Integridad Estimada, psi

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

Pres. Int. Est.bar

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

 

40

2. Conceptos básicos de presión

Densidad de lodo equivalen equivalente te

La zona que está por debajo del zapato del revestidor (casing) no siempre es el punto más débil. A menudo, y por esa razón, se debe hacer un ensayo en otra zona con una densidad de lodo equivalente predeterminada. Si se va hacer una prueba de la formación, o si se le va a aplicar una presión

predeterminada o una densidad de lodo equivalente (DLEq, o EMW), se debe utilizar la siguiente fórmula para determinar la presión a aplicar.

Para determinar el valor de la presión de prueba que se requiere para probar la formación con una densidad de lodo equivalente predeterminada (EMW):

Presión de Prueba psi

=

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

Presión de Prueba bar

=

(Densidad de Lodo Equivalen Equivalente, te, g/l - Densidad de lodo Actual g/l ) X Profundidad de Prueba, m X 0,0000981

l

Ejemplo

 

  ..........................................................................................................................

 

¿Que presión de prueba se deberá usar para probar una formación for mación con una densidad de lodo equivalente de 13,4 ppg (1606 g/l)? Profundidad medida (pm, md) Profundidad Profundidad vertical verdadera (pvv, tvd) Densidad de lodo actual

= = =

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

Presión de prueba, psi

=

Presión de prueba, psi Presión de prueba, psi Presión de prueba, psi

= = =

(Densidad de lodo equivalente, equivalente, lpg - Densidad de lodo actual, lpg) x 0,052 x profundidad de prueba, pies (13,4 - 9,1) X 0,052 X 5745 4,3 X 0,052 X 5745 1285 psi

Presión de prueba, bar

=

Presión de prueba, bar Presiónde prueba, bar

= =

(Densidad de Lodo Equivalen Equivalente, te, g/l - Densidad de Lodo Actual g/l) x Profundidad Profundidad de prueba, prueba, m x 0,0000981 (1606 - 1092) X 1751 X 0,0000981 98,6 bar

Problema

 

¿Cuánta Presión se deberá usar para probar una formación con una densidad ddee lodo equivalente de 14,3 lpg (1716 g/l)? Profundidad medida (pm, md) Profundidad Profundidad vertical verdadera (pvv, tvd)

= =

7590 pies (2313 m) 7450 pies (2270 m)

Densidad de lodo actual

=

8,9 lpg (1068 g/l)

Presión de prueba psi

=

(densidad de lodo equivalente, equivalente, lpg - densidad de lodo actual, lpg) x 0,052 x profundidad profundidad de prueba, pies

 

2. Conceptos básicos de presión

La densidad de lodo equivalente es también la suma de todas las presiones (hidrostática, de estrangulador o contrapresión, presión aplicada, presión de compresión (surgencia), pér-

una profundidad o en una zona dada, y se expresa como una densidad de lodo. Si se conocen estas presiones, o si se las puede estimar, la Densidad de Lodo Equivalente puede calcularse de

didas de presión de circulación, etc.) a

la siguiente manera:

Densidad de lodo equivalen e quivalente, te, lpg =(presión psi ÷ 0,052 ÷ profundidad de interés pies, tvd ) + densidad de fluido actual lpg Densidad de lodo equivalente, g/l = (presión bar ÷profundidad de interés m, pvv ÷0,0000981) + densidad de fluido actual g/l l

Ejemplo

 

  ..........................................................................................................................

¿Cuál es la Densidad de Lodo Equivalente en una zona dada cuando se cierra un pozo con los siguientes datos? Profundidad medida de la zona (pm, md) Profundidad Profundidad vertical de la zona (pvv, tvd) Densidad de lodo actual Presión de cierre en revestimiento revestimiento (sicp)

= = = =

120 pies, 3005 pies, 8,8 lpg; 375 psi,

Densidad de lodo equivalente, equivalente, lpg Densidad de lodo equivalente, equivalente, lpg

= =

(375 ÷ 0.052÷3005) + 8,8 11,2 lpg

Densidad de lodo equivalente, g/l

=

Densidad de lodo equivalente, equivalente, g/l Densidad de lodo equivalente, equivalente, g/l

= =

(presión bar÷profundidad de interés m, tvd ÷0,0000981) + Densidad de de fluido actual g/l (25,8 ÷915 ÷0,0000981) + 1054 1342 g/l

Problema

= = = =

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

 

¿Cuál es la Densidad de Lodo Equivalente en la zona dada si las presiones de estrangulador y de fricción estimadas son de 730 psi (50,33 bar) en total? Profundidad medida de la zona (pm, md) Profundidad Profundidad Profund idad vertical de la zona (pvv, (pvv, tvd) Densidad del fluido actual

= = =

7320 pies, 2231 m; 6985 pies, 2129 m 13,8 lpg, 1654 g/l

Densidad de lodo equivalente, equivalente, lpg

=

(presión psi ÷ 0,052 ÷ profundidad profundidad de interés pies, tvd ) + densidad de fluido actual lpg

Densidad de lodo equivalente, equivalente, g/l

=

(presión, bar÷profundidad bar÷profundidad de interes, m tvd÷0,0000981 ) + densidad de fluido actual g/l) actual g/l

41

 

42

2. Conceptos básicos de presión

Pérdidas de presión en sistema de circulación y densidad equivalente de circulacion (Dec=Ecd)

Tubo vertical 2950

3000

Bomba

0

Flowline

Fricción es, sencillamente, la resistencia al movimiento. Para superar la fricción y mover cualquier cualquier objeto es necesario aplicar fuerza o presión. Se debe superar la fricción para poder levantar levantar tubería, para mover fluido, y hasta para caminar. La cantidad de fricción presente, y la cantidad de fricción que se debe superar dependen de muchos factores, tales como: densidad o peso, tipo y rugosidad de las dos superficies en contacto, área de superficie, propiedades térmicas y eléctricas de las superficies, y la dirección y velocidad de los objetos. La cantidad de fuerza que se utiliza para superar la fricción se denomina pérdida por fricción, y se la puede medir de muchas formas. Algunas de ellas son: resistencia a la rotación (torque) y el arrastre (drag) (amperios, pies-libras (kg x m), HP (CV), etc.), y la fuerza necesaria para mover fluido (psi [bar]). Se pueden perder miles de psi (centenares de bar) de presión en el sistema de circulación de los pozos mientras mientras se bombea fluido por las líneas de superficie, hacia abajo por la columna, y hacia arriba por el espacio anular. La presión de bombeo es, en realidad, la cantidad de fricción a superar para mover fluido por el pozo a un determinado caudal. La mayor parte de la pérdida de presión ocurre en la columna de tubería yboquillas a través (chorros, de obstáculos talesdel como las nozzles) trépano (broca, mecha, bit). También hay pérdida de presión en otras partes del

Cuando se está circulando el pozo, se aumenta la presión de fondo de acuerdo a la fricción que se está superando en el espacio anular. Cuando las bombas están paradas, se reduce la presión del pozo, porque no se está superando ninguna fuerza de fricción.

Tanque

sistema de circulación, por ejemplo, cuando se utiliza el estrangulador para

Dado que la fricción agrega presión al pozo, aumenta en forma esencial la densidad efectiva. Esto se conoce como Densidad Equivalente de CirCirculación (DEC, ECD), y el valor total es el equivalente a la presión de fondo de pozo con la bomba en funcionamiento. Si la presión de una formación permeable está casi equilibrada con la

ejercer contrapresión en el anular durante operaciones de control de pozos. Cuando el fluido vuelve por fin a los tanques, lo hace a presión atmosférica, o casi cero.

DEC, el pozo puede comenzar a fluir cuando se pare la bomba. En la tabla tabla 1 de la página siguiente, hay algunos ejemplos de las DEC con diferentes diámetros de pozo.

Casing

Presión de circulación

Trépano 900

Pérdidas de presión por fricción

Presiones del sistema de circulación Sistema de circulación típico del taladro Manguera rotaria

“Kelly o Top Drive”

Presión de circulación o del “standpipe”

“Standpipe”

Presión de circulación del fluido:  

La presión requerida para circular el fluido de

 

perforación, es una medida de las pérdidas por fricción en el sistema de circulación. Los factores que afectan estas pérdidas de presión son:

  Bomba de lodo Tanques Tubería de perforación Paredes del hueco Espacio anular Broca con boquillas

Las dimensiones del sistema:   La longitud, ID de la sarta de perfora perfora-ción o de trabajo; los diámetros hidráulicos de los componentes del sistema, boquillas o herramienta del fondo del pozo y factor rugosidad de tubulares etc. Las propiedades del fluido:   Densidad del fluido o lodo; propieda propieda-des de la reología, etc. Tasa de Circulación / Caudal de Bombeo

 

43

2. Conceptos básicos de presión

Densidad equivalente de circulación (DEC = ECD)

Presiones de fricción y sistema de circulación Pérdidas de presión por fricción Manguera rotaria

Presión de ocirculación del “standpipe”

“Kelly o Top Drive”

“Standpipe”

Bomba de lodo Tanques Tubería de perforación

La presión de la bomba es una medida medid a de la presión de fricción total del sistema de circulación, sin embargo solamente se aplica la pérdida de presión del espacio anular contra la pared del pozo. Esta es una presión presión adicional a la presión hidrostática. Convirtiendo la pérdida de presión en el espacio anular a peso de lodo equivalente y sumando este valor al peso del lodo nos da la densidad equivalente de circirculación (DEC = ECD). La presión …………………………………

Paredes del hueco

MW – 12 lpg

Broca con boquillas

Pérdida de presión anular (psi) +Peso del lodo en uso (lpg) (0.052 x TVD)   n  n  n  n 

n

Equipo de superficie Tubería de perforación Collares de perforación Boquillas broca Pérdidas presión anular

9 ⅝” @ 8500 ft TVD Pérdida de fricción en el espacio anular=200 psi

= 50 psi = 800 psi = 450 psi = 1500 psi = 200 psi

12000 ft

Bingham pérdida de presión anular lbs/gal

  Δρ 

=

DETP = Diámetro externo de tubería, pulgadas

Presión de compresión (SURGE) y de pistoneo (SWAB)

La presión total que actúa en un pozo se ve afectada cada vez que se saca o se baja tubería al pozo (maniobra, via je, trip). Al sacar la la herramienta se crea una “presión de pistoneo” (suabeo), la cual reduce la presión en el pozo. Este efecto ocurre porque el fluido del pozo no puede bajar con la misma velocidad con que las tuberías están subiendo. Esto crea una “fuerza de succión” y reduce la presión por debajo de la columna.

  Ejemplo: Pérdida total ———————————— Calcule la ECD

Espacio anular

Nomenclatura: ∆P = Pérdida de Presión lbs/gal YP = Punto de Fluencia de lodo (Yield Point) DH = Diámetro de Pozo o de CSG, pulgadas

YP LBS/GAL 11.7(DH − DE TP)

Punto de fluencia LB/100 pies2

Se suele comparar este efecto con el del émbolo de una jeringa, en la acción de “succionar” fluido de la formación al interior del pozo. Cuando se baja la tubería muy rápido, el fluido no tiene tiempo de “despejar el camino” e intenta comprimirse. Las presiones del fondo pueden llegar a alcanzar a veces el punto de pérdida p érdida o fractura de la formación.

Pozo pulg.

Bs pulg.

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

12¼ 9⅞ 8¾ 7⅞

5 5 4½ 4½

0.1 0.1 0.1 0.1

0.1 0.1 0.1 0.1

0.1 0.1 0.1 0.2

0.1 0.1 0.2 0.2

0.1 0.2 0.2 0.3

0.1 0.2 0.3 0.4

0.2 0.2 0.3 0.4

0.2 0.2 0.3 0.4

0.2 0.3 0.4 0.5

0.2 0.4 0.4 0.5

0.3 0.4 0.4 0.6

0.3 0.4 0.5 0.6

0.3 0.5 0.5 0.7

0.3 0.5 0.6 0.7

0.4 0.5 0.6 0.8

6¾ 6¼ 6

4½ 3½ 2⅞

0.1 0.1 0.1

0.2 0.1 0.1

0.2 0.2 0.2

0.3 0.2 0.2

0.4 0.3 0.3

0.5 0.4 0.3

0.5 0.4 0.4

0.6 0.5 0.4

0.7 0.5 0.5

0.7 0.6 0.5

0.8 0.7 0.6

0.9 0.7 0.7

1.0 0.8 0.7

1.1 0.8 0.8

1.1 0.9 0.8

Tabla 1. Fórmula de Bingham para pérdida de presión anular 

 

44

2. Conceptos básicos de presión

La presión de pistoneo (suabeo) y la de compresión son afectadas por las siguientes variables:

para evitar un influjo. El margen depende del diámetro del pozo, de las condiciones, la velocidad de la sacada de tubería y de las propiedades del lodo.

Pozo estático

Presión de fondo de pozo

tática en el lado anular. anular.

1 Velocidad de movimiento movimiento de la tubería. 2 Espacio anular entre entre el pozo y tubería. 3 Propiedades de lodo. 4 Complicaciones que restringen el espacio anular entre el pozo y la tubería. Si bien a menudo es imposible evitar estas presiones, se las puede minimizar simplemente disminuyendo la velocidad de movimiento de la tubería (sacando o bajando tubería). Márgenes de maniobra y seguridad

A menos que haya un excedente de densidad de fluido que compense el efecto de suabeo, puede entrar fluido de formación al pozo y originar un influjo (surgencia, amago, “kick”, aporte). Este excedente de densidad se conoce como “margen de maniobra” (trip margin) o de seguridad. El margen de maniobra (trip margin) es un incremento de la densidad estimada, en la densidad del lodo, previo a la maniobra, para compensar pérdidas de circulación( DEC). Este margen de seguridad compensa también las presiones de suabeo, cuando la tubería es retirada del pozo. La utilización de un margen de maniobra de lodo se debe realizar en forma cuidadosa, ya que si es muy grande puede generar una pérdida de circulación y, si es muy pequeño, no servirá

Las paredes del pozo están sujetas a presión. La presión hidrostática de la columna de fluido constituye la mayor parte de la presión, pero la que se requiere para hacer subir fluido por el espacio anular también incide en las paredes del pozo. Por lo general, esta presión no es mucha, y rara vez excede los 200 psi (13,8 bar). La contrapresión, o presiones ejercidas desde el estrangulador, aumentan la presión de fondo de pozo. Por lo tanto, la presión de fondo de pozo se puede estimar sumando todas las presiones conocidas que inciden dentro o sobre so bre el lado anular (del casing). Acorde a la actividad en el pozo, la presión de fondo de pozo se determina de la siguiente manera:

Si no hay fluido en movimiento, el pozo está estático. La presión de fondo de pozo es igual a la presión hidros-

Presión de fondo = Presión hidrostática

Circulación Normal

Durante la circulación, la presión de fondo de pozo es igual a la presión hidrostática en el lado anular, más la pérdida de presión por fricción en el espacio anular. anular. Presión de fondo = Presión hidrostática + Pérdidas anulares por fricción

Circulación BOP rotativa

Cuando se circula con un cabezal rotatorio (BOP rotativa), la presión de fondo de pozo es igual a la presión hidrostática en el lado anular, más la pérdida de presión por fricción en el espacio anular, más la contrapresión del cabezal rotatorio (BOP rotativa). Presión de fondo de pozo = Presión hidrostática + Pérdidas anulares por fricción + Contrapresión BOP rotativo

 

2. Conceptos básicos de presión

Circulación de una surgencia al exterior del pozo

Sub balanceada (bajo balance)

La presión de fondo de pozo es igual a la presión hidrostática en el lado anu-

Esto significa que la presión hidrostática que se ejerce en el fondo de pozo es

lar, más la pérdida de presión de fricción en el espacio anular, más la contrapresión del estrangulador (casing). (Para operaciones submarinas, sumar la pérdida de presión de línea del estrangulador).

menor que la presión de la formación.

Presión de fondo = Presión hidrostática + Pérdidas anulares por fricción + Contrapesión del estrangulador

Presión hidrostática < Presión de formación

45

Balanceada

Esto significa que la presión hidrostática que se ejerce en el fondo de pozo es igual a la presión de la formación. Presión hidrostática = presión formación

Resumen En el pozo se conocen dos presiones principales de oposición; una es la pr presión esión hidrostática (PH) de la columna de lodo, y la otra es la presión de la formación. Si se permite que una supere a la otra, puede ocurrir un influjo (surgencia, amago, fluencia) o sucitar pérdida de circulación.

Presión diferencial

La diferencia entre la presión de formación y la presión hidrostática de fondo de pozo es la presión diferencial. Ésta se clasifica en sobre balanceada, sub-balanceada y balanceada. Sobre balanceada

Esto significa que la presión hidrostática que se ejerce en el fondo de pozo, es mayor que la presión de la formación. Presión hidrostática > Presión de formación

La presión hidrostática es una función de la densidad de lodo, por lo tanto debe ser monitoreada constantemente. Realizando cálculos óptimos y manejando de manera adecuada la ecuación de la presión hidrostática, va ser posible hacer pruebas de cementación, estimar la presión de integridad, programar densidades máximas de lodo y controlar incidentes de descontrol. Influjos y descontroles serán prevenidos por personal habilitado para trabajar rápida y decididamente bajo condiciones de stress. Es muy importante el entendimiento de los conceptos de presión y la habilidad de realizar cálculos precisos para solventar y prevenir descontroles.

 

Surgencias

3

 

49

3

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

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

la perforación, y deben tomarse en cuenta cuando se planifica la misma. A continuación, se mencionan algunas de las condiciones geológicas más comunes. 1 2 3 4 5

Fallas Domos salinos Macizos de arcilla Estructuras anticlinales Zonas recargadas

netran al subsuelo atravesando las capas de las diferentes rocas. Estas ondas sonoras se reflejan en las formaciones y vuelven a la superficie, donde son registradas por instrumentos sensibles que miden su intensidad y naturaleza de reflexión. Los geólogos de exploración interpretan cuidadosamente las mediciones y pueden deducir la forma y extensión

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

Información ge ológica Información geológica Un influjo mal manejado manej ado puede derivar en un descontrol total del pozo.

La planificación geológica, previo a la perforación del pozo, permite el análisis de la geología local y regional del área. Ciertas condiciones geológicas originan presiones anormales de formación que traen complicaciones en

Interpretaciones sísmicas Los estudios sísmicos se basan en la detección de ondas sonoras que pe-

de las formaciones en el subsuelo. Con esta información se pueden desarrollar programas de perforación mucho más seguros.

 

50

3. Surgencias

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

3 Aumento de la resistencia a llaa rrotaotación (torque) 4 Aumento en el el arrastre arrastre (drag). 5 Derrumbe 6 Detección de gas

sobre balance en el fondo. Por lo tanto la perforación se realizará con mayor facilidad. Si se advierte que la velocidad de penetración no varía o aumenta gradualmente cuando debería estar

7 Variaciones en el exponente ‘DC’ normal 8 Tendencia de la densidad de las ararcillas 9 Tendencia de la temperatura de la línea de salida 10 Cambios en contenido de cloruro.

disminuyendo, se puede inferir que las presiones de la formación están aumentando.

No todos estos indicadores se presentan al mismo tiempo. El personal de turno debe saber reconocerlos y considerarlos como posibles señales de que se está perforando en zonas de presión anormal.

Velocidad de penetración

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

El aumento aumento de la velocidad de penetración es uno de los métodos más ampliamente aceptados para determinar cambios en la presión de formación (poral). La velocidad de penetración se hace más lenta a medida que se profundiza el pozo. Esta disminución esta relacionada con la compactación y el aumento de dureza de las rocas y es controlada también por la diferencia de la presión entre la hidrostática y la de formación.

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

El aumento de la velocidad de perforación indica un aumento en la presión de formación. La velocidad aumenta cuando se penetra una zona

1 Cambios en la formación 2 Factores hidráulicos 3 Peso sobre la mecha (broca,

de presión anormal porque las formaciones contienen más fluido y son más blandas. El incremento incremento de las presiones de formación reducirá también el

trépano) 4 Tipo de mecha mecha (broca, trépano) 5 Estado de la mecha (broca, trépano)

 

3. Surgencias

6 7 8 9

Velocidad de rotación Propiedades del fluido Peso del lodo El perforador.

Como ya se ha explicado, los cambios en la formación presentan un serio problema de interpretación. En general, un aumento repentino y significativo de la velocidad de perforación p erforación puede indicar un cambio en la formación.

51

El tamaño de los recortes disminuye a medida que la mecha (broca, trépano) se desgasta durante la perforación, siempre que el peso sobre la mecha (broca, trépano), el tipo de formación

El aumento del torque en una extensión de varias decenas de metros es un buen indicador de aumento de la presión.

y la diferencial de presión se mantengan constantes. Sin embargo, si la diferencial de presión cambia (si aumenta la presión de formación), hasta una mecha (broca, trépano) desgastada cortará con mayor eficacia, por lo que

Cuando se perfora en condiciones balanceadas o casi balanceadas, se presenta un aumento en el arrastre al hacer conexiones en zonas de presión anormal. Este aumento es originado por los recortes arcillosos adicionales que ingresan al pozo y se acumulan alrededor de o sobre los portamechas. También puede aumentar el arrastre porque la formación es blanda, lo cual puede hacer que el pozo se s e cierre alrededor del portamechas y del trépano (mecha, broca, bit).

Recortes normales y presurizados 

Dado que es imposible saber de inmediato qué es lo que ocurre en el fondo del pozo, se hacen verificaciones o chequeos de flujo cada vez que se produce un cambio abrupto en la velocidad de penetración, para determinar si hay un influjo (arremetida, kick,

el tamaño de los recortes aumentará, y su forma cambiará. 1 Pequeño 2 Grande 3 (1 pulgada = 25.4 mm).

aporte, fluencia, amago).

Torque y arrastre

Forma y tamaño de los recortes Los recortes son fragmentos de roca desprendidos de la formación por la acción del trépano.

Durante una perforación normal, la resistencia a la rotación (torque) aumenta gradualmente a medida que aumenta la profundidad, debido al efecto del contacto entre las paredes del pozo y el sondeo.

El tamaño y forma de los recortes depende en gran medida del tipo de formación, del tipo de trépano (bro-

El aumento en la presión de formación genera el ingreso de mayores cantidades de recortes pelíticas (ar-

ca, mecha, bit), peso sobre el trépano, desgaste del trépano y de la diferencial de presión (presión de formación contra presión hidrostática).

cillita, arcilla, arcilla, limolita, lutita) lutita) al pozo. Estos tienden a adherirse, a impedir la rotación del trépano o a acumularse alrededor de los portamechas.

Derrumbe A medida que la presión de la formación supera la presión de la columna de lodo, ésta pierde eficacia para sostener las paredes del pozo y, eventualmente, las arcillas comienzan a desprenderse o a derrumbarse de las paredes del pozo. Los derrumbes de arcillas no necesariamente son una situación crítica, sino que dependen de muchos factores tales como el grado de desbalance, los buzamientos en la formación, la consolidación, la cementación de los granos de arena, el estrés interno, etc. Los derrumbes de material arcilloso (pelítico) afectan la perforación originando problemas de arrastre por la reducción del espacio anular en el pozo. En algunas situaciones estos

 

52

3. Surgencias

derrumbes pueden ocasionar aprisionamiento de la tubería y alguna otra herramienta. Los derrumbes de lutitas (arcillas), no siempre están relacionadas con zonas de presión anormal. En

podrá detener el corte de lodo por gas. Esto se puede verificar reduciendo o deteniendo la perforación y circulando los residuos hacia arriba. En ambos casos, la cantidad de gas debe-

Si la presencia de gas, en en el fluido de perforación es usada como parámetro indicador de presiones anormales, es muy importante contar con un equipo de detección de gas. A medida

algunos casos se atribuye a la inestabilidad de las paredes del hueco e hidratación de las mismas.

ría reducirse significativamente.

que avanza la perforación, es posible detectar la existencia de gas de fondo o de conexión.

Aumento en el contenido de gas El aumento aumento del contenido de gas en en el fluido de perforación constituye una buena señal para detectar zonas de presión anormal. Sin embargo, los recortes con gas no siempre son consecuencia de una condición no balanceada, por lo que es importante una adecuada comprensión de los mismos.

10500 Conexión

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

10550

Gas en formación presurizada

10600

10650

 a  l  aa   ee s c   r a   a d  d e   F  u e  r

Detección de gas.

Gas de fondo Cuando se perfora una formación que contiene gas, se circulan pozo arriba recortes que contienen gas. La presión hidrostática de estas partículas se reduce a medida que circulan hacia arriba. El gas de los recortes se expande, y se libera en el sistema de lodo, disminuyendo el peso. En esta situación, la circulación con lodo densificado no

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

Ambos deben ser controlados cuidadosamente y deben ser considerados como una posible advertencia de aumento en la presión de formación.

Variantes en el exponente “dc” normal El método del exponente “dc” se ha convertido en una herramienta muy útil para detectar y predecir presiones anormales. La preparación del exponente “d” es simple y no requiere equipo especial. El cálculo del exponente “d” se realiza a intervalos determinados, tomando en cuenta la velocidad de penetración (ROP) en pies/hr, las revoluciones por minuto de la mesa rotaria (RPM), el peso sobre la mecha (broca,trépano) (WOB) y el diámetro del pozo.

Las capas de arenisca roja contienen gas, pero su permeabilidad es muy

Se grafica la tendencia normal en un papel “semilog”. “semilog”. La declinación a la izquierda de la tendencia normal del exponete “dc” indica la presencia de una zona anormal. Los adelantos técnicos de graficación han evolucionado el método a un punto tal que en muchas áreas se puede predecir el peso de lodo requerido con una pre-

baja. El resultado es que el lodo es cortado por gas permanentemente, originando gas de viaje (maniobra) particularmente perjudicial.

cisión de 0,2 a 0,6 lpg (24 a 60 g/l). Si se la emplea en forma apropiada, esta información puede reducir considerablemente los problemas que generan

 

3. Surgencias

53

las surgencias (influjos, arremetidas) y, lo que es igual de importante, puede evitar el empleo innecesario de lodos muy pesados que disminuyen la velocidad de perforación y aumentan el

Las respuestas de los parámetros vavarían de acuerdo al sistema de fluido utilizado (a base de agua o de petróleo), por lo que son necesarias algunas modificaciones en la interpretación

densas que las de presiones normales. Esto sucede porque quedan atrapados fluidos porales en secciones de arcillas durante el el proceso de consolidación.

costo de la perforación.

de señales, pero aun así se las puede utilizar en forma eficaz.

El uso de este método, para la

Registros MWD y LWD La herramienta de MWD (Mediciones Durante La Perforación) es una combinación sofisticada de instrumentos electrónicos. De acuerdo a la configuración y tipo de herramienta de MWD, es posible obtener y registrar información de evaluación en tiempo real. Ésta puede ser información info rmación direcdireccional, de perforación o de formación. Los parámetros que pueden medirse, tales como resistividad de la forma-

10

    )     t     f  

    0     0     0  .

    1     (     d    a     d     i     d    n

11 Transition Zone

12 100

Se genera electricidad para operar la herramienta mediante una turbina o propulsor en el montaje del conjunto. Esto requiere de un caudal de circulación específico para generar la potencia necesaria para el funcionamiento de la herramienta. De acuerdo al tipo de herramienta, la información recogida se puede transmitir por cable, por pulsos de fluido (ondas de presión), por ondas electromagnéticas u ondas acústicas. Sofisticados sensores reciben estos pulsos en la superficie y los transmiten a las computadoras, las que los decodifican o los traducen para convertirlos en información utilizable.

9

   u     f    o    r     P

predicción de zonas anormales,

110 120 Temperatura de línea de flujo (ºF)

130

Registro de temperatura temperatura de línea de salida 

Densidad de la arcilla (Lutita) En condiciones normales de presión, las arcillas (lutitas) sufren una consolidación normal y su densidad aumenta uniformemente a medida que aumenta la profundidad. Este incremento uniforme permite predecir la densidad de las arcillas (Densidad de lutita).

esta limitado por las técnicas de medición de su densidad. En la actualidad se utilizan tres métodos:

1 Columna de líquido de densidad variable. 2 Densidad de masa con con la balanza balanza de lodo. 3 Técnicas de perfilaje MWD MWD (Mediciones durante la perforación). No es sencillo determinar la profundidad de los recortes de arcillas (lutitas), y la selección y preparación de los mismos para las mediciones depende en gran medida de quien las realiza.

Temperatura de salida El sello existente en la parte superior de la zona de transición limita el movimiento de agua y, como resultado, se registran temperaturas por encima de lo normal tanto en la zona de transición como en la formación con alta presión que está debajo.

ción, torque, temperatura, presión de fondo de pozo y respuestas acústi-

Cualquier reducción en la tendencia

Si se hace una representación gráfica de la tendencia normal de la temperatura de la línea de salida, un cambio de 2 a 6 °F cada 100 pies (1 a 1,5 °C cada 30

cas, pueden utilizarse para identificar cambios en las condiciones de perforación y detectar afluencias.

puede ser interpretada como una zona de alta presión poral, dado que las arcillas de alta presión son menos

metros) por encima de la tendencia, puede indicar una zona de transición (altas presiones, altas temperaturas).

 

54

3. Surgencias

Además de indicar un cambio en la presión formación (poral), los cambios en la temperatura de la

retorno puede ser constante durante toda la operación.

para determinar la presión de la formación a partir de estas mediciones.

línea de salida también pueden atribuirse a:

Contenido de cloruro

El perfil de densidad registra la densidad de la formación en base a medi-

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

ciones radioactivas. Las formaciones de arcillas de alta presión presión tienen menor densidad, por lo que se pueden hacer cálculos para determinar su presión.

continuo de la viscosidad del lodo.

ocurrir que el fluido de formación ingrese al pozo. Esto puede tener su origen en uno, o en una combinación, de los siguientes factores:

1 Un cambio en el caudal de circulación. 2 Un cambio en el contenido de sólidos del lodo. 3 Un cambio en la composición química del lodo 4 Un cambio en los procedimientos de perforación. Si bien no es un indicador definitivo, la curva de temperatura es una ayuda adicional en el caso de tener que tomar la decisión de detener la perforación o de aumentar el peso actual del lodo. En las perforaciones submarinas, a medida que la profundidad del agua aumenta, la eficacia del registro registro de temperatura disminuye, o desaparece, debido al efecto de enfriamiento del agua. En aguas profundas, la temperatura del lodo de perforación de

Instrumentos os de Instrument perfilaje para medir presión

Causas de las surgencias Siempre que la presión de la formación exceda la presión que ejerce la columna de lodo del pozo, puede

Las causas más habituales de

Los perfiles eléctricos o de inducción normales miden la resistividad eléctrica de la formación. Las formaciones de arcillas de alta presión contienen más agua y su resistividad es menor que la de las formaciones secas de presión normal. Para calcular la presión de la formación, se pueden medir las variaciones en la resistividad. El perfil acústico o sónico mide la velocidad del sonido o el tiempo del intervalo de transito de la formación.

influjos son:

 Densidad insuficiente del lodo  Llenado deficiente del pozo n   Pistoneo / Compresión n   Pérdida de circulación n  Obstrucciones en el pozo n  Aumento en la presión de la forn  mación  Problemas con el equipamiento Problemas n  o fallas en el equipamiento n 

Densidad insuficiente de lodo

Las formaciones de arcillas de alta

Una causa habitual de influjo (surgencia, amago, fluencia, aporte, kick) es

presión, que contienen más agua, tienen una velocidad de sonido menor y, por lo tanto, un tiempo de tránsito más largo. Se pueden hacer cálculos

la densidad insuficiente del fluido de perforación (lodo), o un fluido que no tiene el peso suficiente para controlar la formación.

 

3. Surgencias

El fluido del pozo debe ejercer suficiente presión hidrostática para al menos igualar la presión de la formación.

Cada vez que se mezcle, se agregue o se transfiera transfiera lodo a las piletas se debe notificar al responsable del pozo

Si la hidrostática del lodo es menor a la presión de la formación, se producirá un influjo (ingreso de fluido de formación al pozo). Puede haber muchas causas para una densidad de fluido incorrecta. Si cae agua de lluvia en el sistema de circulación, puede afectar la densidad del lodo, además de alterar severamente sus propiedades.

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

Llenado deficiente del pozo

También es peligroso “cortar” el peso

Siempre que disminuye el nivel de

del fluido, porque se está agregando agua intencionalmente al sistema durante la circulación.

lodo en el pozo, también cae la presión hidrostática ejercida por el lodo. Cuando la presión hidrostática cae por debajo de la presión de formación, el pozo fluye.

Si se agrega demasiada agua, o si la presión hidrostática disminuye considerablemente, el pozo puede comenzar a fluir. Sin embargo, como el personal de turno está mezclando y agregando volumen a los tanques del sistema, puede ser muy difícil detectar a tiempo un incremento de volumen por surgencia en el pozo. Es una buena práctica agregar cantidades conocidas o medidas cuando se hace la mezcla. Si para reducir la densidad del fluido es posible utilizar agua de un tanque cuya capacidad se conoce, la cantidad de agua extraída del tanque deberá ser igual al incremento en las piletas de inyección. Si el incremento resulta mayor, es posible que el pozo esté surgiendo.

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

Barriles para llenar

= Desplazamiento de la tubería bbls/ft X Longitud de la tubería sacada ft

M3 para llenar

= Desplazamien Desplazamiento to de la tubería l/m X Longitud de la tubería sacada m

 

l

55

  ...........................................................................................................................

Ejemplo

¿Cuántos barriles (litros) se necesitan para llenar el pozo si se sacaron 12 juntas secas de tubería de 4 ½” [114 mm] (Longitud tubería tubería = 31 pies [9,4 m], desplazamiento de 0,005002 bbls/ft [2,6 l/m]), de un casing de 9 5/8” [244 mm] que tiene un diámetro interno de 8,755 ” [222,4 mm]? Barriles para llenar Barriles para llenar Barriles para llenar Barriles para llenar

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

M3 para llenar

= Desplazamien Desplazamiento to de la tubería l/m X

3

M  para llenar M3 para llenar M3 para llenar = 295 l

Longitud de la tubería sacada m = 2,6 l/m X (12 X 9,44 m) = 2,6 X 113,28” = 0,295 m3

 

56

3. Surgencias

Problema 

Para poder medir el fluido con precisión, se debe utilizar

¿Cuántos barriles (m3) se necesitarán para llenar el pozo si se sacaron 15 barras secas de tubería de 5” [127 mm]

un tanque de maniobra o un

(30 pies [9,1m] cada una, desplazamiento de 0,007593 bbls/pie [3,9601 l/m], capacidad de 0,017464 [9,1084 l/m] de un casing de 9 5/8” [244 mm] que tiene un diámetro interno de 8,375” [212,7 mm]?

el pozo con un tanque de maniobra, ya que estos tanques

sistema contador de emboladas. El método preferible es llenar

son de poco volumen y pueden medirse con facilidad. Para calcular el número de emboladas necesarias para llenar el pozo:

Emboladas para llenado

= barriles para llenado ÷ desplazamiento desplazamiento de la bomba bbl/emb

Emboladas para llenado

= M3 para llenado x 1000 ÷ desplazamiento de la bomba l/embolada  Ejemplo ...........................................................................................................................

l

¿Cuántas emboladas se necesitarán para llenar el pozo con 4,6 bbls [0,730 m 3], si se utiliza una bomba duplex con un desplazamiento de 0,1703 bbl/emb [27 l/emb]? Emboladas para llenado Emboladas para llenado Emboladas para llenado

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

Emboladas para llenado Emboladas para llenado Emboladas para llenado

= m3 para llenado ÷ desplazamiento desplazamiento de la bomba l/embolada 3 = 0,730 m  = 730 l = |27 emboladas| Problema 

¿Cuántas emboladas se necesitarán para llenar el pozo con una bomba triplex con un desplazamiento de 0,105 bbls/emb [16,69 l/emb], si se s e sacan 15 barras de tubería de 5” [127 mm] (30 pies [9,5m] c/u, desplazamiento de 0,007094 bbl/pie [3,6999 l/m], capacidad de 0,01776 bbls/m [9,2628 l/m]) de un casing de 9 5/8“ [244 mm] que tiene un diámetro interno de 8,375 [213 mm]? Debe tenerse en cuenta que el cálculo con las emboladas nunca resulta exacto, exact o, debido al tiempo que tarda el lodo en salir por la línea de salida y activar el sensor de flujo. Durante este tiempo, el contador de emboladas sigue contando. Esto agrega de 5 a 10 emboladas (o más) necesarias para llenar el pozo.

La buena práctica, y también algunos entes reguladores, requieren que se llene el pozo cada 5 parejas (tiros, paradas, lingadas, stands) de tubería, o antes de que la presión hidrostática sea menor a 75 psi (5,1 Kg/cm2), lo que suceda primero.

 

3. Surgencias

57

Para calcular la cantidad de tubería seca que se puede sacar antes de que la presión hidrostática descienda más de 75 psi (5,1 Kg/cm2): Long. máx.pie  

=

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

Long. máx.m

=

(Descenso de presión Kg/ Kg/cm2 cm2 ÷ 0,0001 ÷ Densidad del lodo g/l) X (Cap. del casing l/m - Desp. de Tub. l/m) ÷ Desp. de Tub. l/m

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

=

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

=

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

  Long. máx. m

+ Capac. Tub.l/m)  Ejemplo   ...........................................................................................................................

l

 

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

=

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

Long. máx. Pie Long. máx. pie

= =

(75 ÷ 0,052 ÷14,3) X (0,036 - 0,00224) ÷ 0,00224 1520 pies

Long. máx. m

=

Long. máx. m Long. máx. m

= =

[(Descenso de presión Kg/ Kg/cm2 cm2 ÷ 0,0001 ÷ Densidad del lodo g/l) X (Cap. del casing l/m - Desp. Tub. l/m)] ÷ Desp. Tub.l/m [(5,1 ÷ 0,0001 ÷ 1716) X (18,75 - 1,17)] ÷ 1,17 446 m

Se debe tener en cuenta que en este ejemplo, aunque se podrían sacar 461 m de tubería antes de que la presión hidrostática descienda 75 psi (5,1 Kg/ cm2) es posible que los reglamentos impongan un límite a la cantidad de parejas (paradas, stands, lingadas) que se pueden sacar sin llenar el pozo.

Problema 

¿Cuántos pies (m) de tubería seca se podrán sacar con una capacidad de casing de 0,056 bbl/pie (29,176 l/m), un desplazamiento de la tubería de 0,00709 bbl/pie (3,6938 l/m), una capacidad de tubería de 0,01776 bbl/ pie (9,2505 l/m), siendo la densidad de

fluido de 13,8 ppg (1656 g/l), para alcanzar un descenso de 75 psi (5,1 Kg/ cm2) en la presión de fondo de pozo? Problema

¿Cuántos pies (m) de tubería llena se podrán sacar si la capacidad del casing es de 0,056 bbl/pie (29,176 l/m),

 

58

3. Surgencias

el desplazamiento de tubería es de 0,00709 bbl/pie (3,6938 l/m), la capacidad de tubería es de 0,01776 bbl/pie (9,2505 l/m), y la densidad de fluido de 13,8 ppg (1656 g/l), y se quiere quiere alcan-

tubería llena, éste debe ser desviado del volumen activo o medido de los tanques de lodo, y se deben realizar cálculos para tubería seca.

la formación o pérdida de fluido, la comparación con estos registros previos es el único método disponible para predecir con precisión los volúmenes de llenado del pozo. Cuando se

zar una reducción de 75 psi (5,1 Kg/ cm2) en la presión de fondo de pozo?

Se debe recordar que el desplazamiento de los portamechas es de 5 a 10 veces mayor que el de la tubería de perforación. Si no se calcula el llenado suficiente por cada portamechas (Drill Collar, botella) sacado, el nivel de fluido puede caer lo suficiente como para que el pozo comience a fluir. El monitoreo (control) del llenado (ya sea en barriles; [m3] o en emboladas de bomba) debe acumularse al

llevan los registros de viaje de tubería en la forma correcta, se convierten en invalorables aportes para la prevención de influjos (fluencia, aporte, amago, kick), además de mostrar cuánto fluido se pierde en la formación.

Para sacar tubería seca en un viaje, se bombea inicialmente una pequeña cantidad de lodo pesado. Esto puede afectar el llenado en los primeros 5 a 10 tiros (parada, stand, pareja, eslinga) de tubería sacados. Esto se debe a que el lodo pesado empuja el fluido más liviano de la columna.

Cuando se ha retirado el revestidor del d el pozo, se lo debe monitorear y mantener lleno. Si el pozo está admitiendo y se permite que el nivel de fluido caiga, también caerá la presión hidrostática. En algunos casos (tales como en zonas de presión por debajo de lo normal) puede resultar necesario mantener un nivel de fluido estático a un nivel bajo la superficie para tener una situación balanceada. En estos casos, si no se cuenta con fluido lo suficientemente liviano para mantener una columna completa de fluido, se debe monitorear el pozo continuamente, y se debe mantener el bajo nivel en en el pozo, bombeando bombeando fluido en pequeñas cantidades desde tanques debidamente cubicados.

Cuando se saca tubería llena en una maniobra, habitualmente se utiliza un economizador de lodo, para devolver el fluido que está en la tubería a los tanques de lodo. Si no se utiliza este dispositivo dispositivo para lodo, será difícil estimar el derrame en el piso de tra-

final de la sacada de tubería, como un control global. Si este control no se aproxima a las emboladas o barriles calculados, es probable que exista un problema en el pozo. A menudo, la formación toma o devuelve fluido al pozo durante las maniobras, lo

Es necesario poner mucho énfasis en la importancia de mantener el pozo lleno permanentemente. En los pozos que se c aracterizan por tener gas a poca profundidad, un leve descenso en la presión hidrostática y/o una presión de pistoneo, pueden ser suficientes para que el pozo

bajo del equipo, lo que disminuirá la cantidad de fluido que se debe medir y devolver al sistema de lodo. Si no se puede recuperar todo el fluido de una

cual no significa ni pérdida de circulación ni influjo. Llevar registros del viaje en el equipo debe convertirse en una práctica habitual. Si hay influjo de

comience a fluir. A profundidades someras, el gas puede llegar al piso del taladro (equipo) de perforación antes de que se pueda cerrar el pre-

 

3. Surgencias

ventor. En estas circunstancias es de suma importancia emplear técnicas apropiadas de llenado.

Suabeo (pistoneo) Compresión

Cada vez que se mueven las tuberías a través de fluido, aparecen fuerzas de suabeo y de compresión. La dirección en que se mueve la tubería dictará cuál de las fuerzas, si la de suabeo o la de compresión, es la predominante. Si se están bajando las barras, el fluido que esta más adelante, debe “despejar el camino”, moviéndose hacia arriba alrededor de la tubería. Si la bajada es demasiado rápida y no todo el fluido llega a despejar el camino, la tubería comprime como un pistón y presuriza el pozo que está más adelante. Esto se denomina presión de compresión. Si esta presión aumenta demasiado, puede haber pérdida de circulación, fractura !de la formación o rotura del revestidor (casing). La consecuencia puede ser la pérdida de lodo en el pozo, con el consiguiente descenso de la presión hidrostática. Si ésta cae por debajo de la presión de formación, el pozo puede comenzar a fluir.

59

fluido no deseado al pozo y, por lo tanto, se relaciona con la definición de surgencia (fluencia, arremetida, influjo, kick). Además, si suabea (succiona) suficiente fluido, puede haber un des-

reducido para desplazarse. Mientras más reducido sea este espacio, más lentamente debe moverse la tubería, para evitar presiones de suabeo/compresión excesivas.

censo cen so de la pres presión ión hidrostátic hidros tátic a total tota l que provoque que el pozo fluya.

3  Las propiedades del lodo tienen

Las siguientes variables afectan tanto al suabeo, como a la compresión: compresión:

1 Velocidad de movimiento de la herramienta 2 Espacio anular 3 Propiedades del lodo 4 Complicaciones Complicacio nes relacionada con la restricción restricc ión del espacio entre barras y pozo. 1 La velocidad del movimiento de

la tubería afecta en forma directa las presiones de suabeo (succión) y de compresión. Cuanto más rápido es el movimiento de la tubería (sarta), mayor será la presión. El lodo debe “despejar el camino”, camino”, o bajar, para llenar el espacio que antes ocupaba la barra. Esta va-

una relación directa con las presiones de suabeo/compr suabeo/compresión. esión. Las propiedades de flujo del lodo son de importancia crucial. Un lodo viscoso y espeso fluirá con mayor lentitud, por lo que no bajará o subirá con facilidad. Los lodos más livianos, que fluyen con mayor libertad, no incidirán en las presiones de pistoneo/compresión tanto como los lodos densos.

4  Las restricciones entre la tubería y

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

Cuando se está sacando tubería suabeo (succión). El lodo en esta operación no puede bajar por el espacio, entre la tubería y el revestidor (casing), con la misma velocidad con que la tubería está subiendo. Cuando esto ocurre, se produce una presión de “vacío”, o presión negativa, debajo de las barras. Este descenso de la presión permite que

riable es la que resulta más fácil de controlar. Las posibilidades de suabear (succionar) una surgencia (y/o de fracturar la formación) aumentan con la velocidad de viaje de la tubería. 2  El espacio entre el revestidor (casing) y la tubería es de suma importancia, porque a medida que se reduce, las posibilidades de suabear (succionar) y generar un influjo o surgencia aumentan.

Aunque hasta ahora se ha utilizado la tubería de perforación (sondeo) como ejemplo, cualquier cosa que se mueva a través del fluido en el pozo puede provocar presiones de suabeo/compresión. Cable de acero (wireline), tubería, herramientas, packers, caños, portamechas (drill collars), cualquiera de estos elemen-

el pozo avance hasta que el fluido llena el espacio bajo las barras; esto se llama presión de suabeo (presión de succión). Así, el efecto de suabeo hace que ingrese

Cuando el área entre la tubería y el revestidor (casing) es muy pequeña, el fluido que debe despe jar el camino tiene un canal muy

tos, si no se s e lo mueve con la suficiente velocidad, puede hacer mucho daño. Estas fuerzas están presentes y pueden causar problemas sin importar