Determinacion de Tipo de Influjo - Souza Lianny - Rev 2 - Pending1

 

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIA Y TECNOLOGÍA CARRERA DE INGENIERÍA EN GAS Y PETRÓLEO 

CONTROL DE POZO MODALIDAD DE EXAMEN DE GRADO  POSTULANTE: LIANNY SOUZA SILVA

SANTA CRUZ DE LA SIERRA –  BOLIVIA  BOLIVIA  2019

 

CONTROL DE POZO 

Índice CAPITULO I INTRODUCCIÓN A CONTROL DE POZOS ............................................... 8 1.1 PRESIÓN ........................................................ .............................................................................................................. ............................................................ ...... 8 1.2 PRESIÓN P RESIÓN HIDROSTÁTICA ............................................................................ ........................................................................................... ............... 8 1.2.1 Profundidad medida................................................... ....................................................................................................... .................................................... 9 1.2.2 Profundidad Pro fundidad Vertical Verdadera. .................................................. ................................................................................. ............................... 10 1.2.3 Presión Atmosférica Atmosf érica .................................................. .................................................................................................... .................................................. 11 1.2.4 Presión P resión Manométrica ................................................. ................................................................................................... .................................................. 11 1.2.5 Tubo en U .................................................................................................................... ..................................................................................... ............................... 12 1.3 PRESIÓN DE FORMACIÓN. ................................................................ ....................................................................................... ....................... 13 1.3.1 Presión de Formación Subnormal ............................................................................... 14 1.3.2 Presión de Formación Normal ...................................................... ..................................................................................... ............................... 14 1.3.3 Presión de Formación Anormal ................................................................................... .................................................... ............................... 15 1.5 PRESIÓN P RESIÓN DE FRACTURA ........................................................................................... ................................................... ........................................ 23 1.5.1 Prueba de Admisión (LOT) ......................................................................................... ................................................. ........................................ 24 1.5.2 Prueba de d e Integridad limitada (PIT) ............................................................................ 26 1.5

DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN ............................................... 26

1.7.1 Sobre Balanceada ........................................................................................................ 27 1.7.2 Sub balanceada ............................................................................................................ ............................................................................. ............................... 27 1.8 Margen de Maniobra ...................................................................................................... 27 CAPITULO II CONCEPTOS FUNDAMENTALES SOBRE INFLUJOS O SURGENCIAS ...................................................................................... ..................................................................................................................... ............................... 29 2.1 DEFINICIÓN DE INFLUJO O SURGENCIA ................................................... .............................................................. ........... 29 2.2 DEFINICIÓN DE REVENTÓN ..................................................... .................................................................................... ............................... 29 LIANNY SOUZA SILVA

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CONTROL DE POZO  2.3 CAUSAS DE LAS SURGENCIAS. ............................................... .............................................................................. ............................... 30 2.3.1 Densidad insuficiente del fluido. ................................................................................. .................................................. ............................... 31 2.3.3 Llenado deficiente del pozo ................................................. ......................................................................................... ........................................ 32 2.3.5 Pérdida de circulación ................................................................................................. 36 2.3.6 Presiones anormales. ................................................................................................... 38 2.3.7 Obstrucciones en el pozo. .................................................... ............................................................................................ ........................................ 39 2.3.8

Operaciones de cementación .................................................. ................................................................................. ............................... 40

2.3.9

Situaciones especiales .................................................... ............................................................................................ ........................................ 41

2.4

INDICADORES DE UNA SURGENCIA ..................................................... ................................................................ ........... 43

2.4.1 Incremento en e n el torque y arrastre. .............................................................................. 43 2.4.2 Incremento del d el contenido de gas. ................................................................................ 44 2.4.3 Disminución del exponente “dc”. ................................................................................ “dc”. ................................................................................ 45 2.4.4 Disminución de la densidad de lutitas ......................................................................... .................................................... ..................... 46 2.4.5 Aumento en el contenido de cloruro............................................................................ cloruro............................ ................................................ 46 2.4.6 Incremento del nivel de d e lodo en los tanques tanques..................................................... ................................................................ ........... 47 2.4.7 Pozo fluyendo en condiciones estáticas....................................................................... 47 2.4.9 Forma y tamaño ddee los recortes. ................................................... .................................................................................. ............................... 49 2.4.10 Derrumbe de la lutita. ........................................................ ................................................................................................ ........................................ 50 CAPITULO III ...................................................................................... ................................ ..................................................................................... ............................... 52 EQUIPAMIENTO Y MÉTODOS DE CONTROL DE POZOS ......................................... 52 3.1 PREVENTORES DE REVENTONES .......................... .......................................................................... ................................................ 52 3.1.1 Preventores Preventor es Anulares Anulares.. ................................................ .................................................................................................. .................................................. 54 3.1.2 Cabezales / BOP Rotativas ...................................................................................... .......................................................................................... .... 56 3.1.3 Sistema Derivador o Diverter ...................................................................................... ....................................................... ............................... 57 3.1.4 Preventores Preventor es Tipo Ariete ....................................................... ............................................................................................... ........................................ 58 LIANNY SOUZA SILVA

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CONTROL DE POZO  3.2 CARRETELES DE PERFORACIÓN / ESPACIADORES ........................................... 67 3.3 BRIDAS BR IDAS Y ANILLOS EMPAQUETADORES............................................................. ................................................ ............. 69 CAPITULO IV ........................................................................................................ ................................................. .................................................................. ........... 105 TIPOS Y COMPORTAMIENTO COMPORTAM IENTO DE LOS FLUIDOS INVASORES .............................. 105 4.1

DEFINICIÓN DE FLUIDO INVASOR ................................................................. ........................................................ ......... 105

4.2

TIPOS DE FLUIDOS INVASORES ................................................... ...................................................................... ................... 105

4.2.1

Fluidos Invasores Líquidos .................................................................................. ..................................................... ............................. 105

4.2.2

Fluidos Invasores Gaseosos ................................................................................. .................................................... ............................. 107

4.3

EFECTO DE L LA A POSICIÓN D DE EL LA A SURGENCIA EN EL POZO ...................... 112

4.4 TAMAÑO DE LA SURGENCIA ................................................................................ 113 4.5

DETERMINACIÓN DEL TIPO DE INFLUJO ...................................................... .................................................... .. 114

CAPÍTULO V. APLICACIÓN PRÁCTICA .................................................................... 116 5.1 EJERCICIO EJERC ICIO ............................................................................................... .................................................................................................................. ................... 116 VOLUMEN EN EL ESPACIO ANULAR............................................................................. ...................................................... ....................... 2

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CONTROL DE POZO  ÍNDICE DE FIGURAS FIGURA 1. PROFUNDIDAD MEDIDA VERSUS PROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA. ............................................................................................... ....................................... ............................................................................. ..................... 10 FIGURA 2.MANOMETRO ................................................................................................. ............................................... .................................................. 12 FIGURA 3.TUBO EN U ........................................................................................... ...................................................................................................... ........... 13 FIGURA 4.PRESIÓN DE FORMACIÓN ............................................ ........................................................................... ............................... 14 FIGURA 5 PRESIÓN DE FORMACIÓN NORMAL ......................................................... 15 FIGURA 6.PRESIÓN DE FORMACIÓN ANORMAL .................................................. ...................................................... .... 17 FIGURA 7.DOMO SALINO ....................................................... ............................................................................................... ........................................ 18 FIGURA 8.FORMACIÓN CON FALLA ........................................................................ ............................................................................ .... 19 FIGURA 9.EXPANSIÓN DE ARCI ARCILLAS LLAS EN CONTA................................................. ..................................................... .... 21 FIGURA 10.FORMACIÓN OSMOTICA ...................................................... ........................................................................... ..................... 22 FIGURA 11.PRESIÓN DE SOBRECARGA .................... ...................................................................... .................................................. 23 FIGURA 12.PRESIÓN DE FRACTURA ............................................................................ 24 FIGURA 13.PRUEBA DE D E ADMISIÓN ................................................................. .............................................................................. ............. 26 FIGURA 14.REVENTÓN .................................................. .................................................................................................... .................................................. 30 FIGURA 15.PISTONEO 15.P ISTONEO .................................................... ...................................................................................................... .................................................. 36 FIGURA 16.PERDIDAS DE CIRCULACIÓN ................................................................ ................................................................... ... 38 FIGURA 17.OBSTRUCIÓN DE UN TAPÓN EN EL POZO ............................................. 39 FIGURA 18.OPERACIÓN 18.OPERAC IÓN DE CEMENTACIÓN .............................................................. ................................................... ........... 41 FIGURA 19.SARTA DE PERFORACIÓN ATRAPADA POR LS FORMACIÓN Y ASI OCASIONANDO ARRASTRE ARRAST RE ........................................................................................... ................................................... ........................................ 44 FIGURA 20.INLUSTRACIÓN 20. INLUSTRACIÓN DEL EXPONENTE DC ................................................ .................................................... .... 45 FIGURA 21.POZO FLUYENDO CON LA BOMBA PARADA ............................ ....................................... ........... 48 FIGURA 22.LUTITAS ......................................................... ......................................................................................................... ................................................ 50 FIGURA 23.DERRUMBRE DE LUTITAS ........................................................................ ........................ ................................................ 51 LIANNY SOUZA SILVA

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CONTROL DE POZO  FIGURA 24.PREVENTOR ANULAR ................................................................................ 56 FIGURA 25.BOP ......................................................................... .................. ............................................................................................... ........................................ 57 FIGURA 26.SISTEMA DIVERTER ........................................... ................................................................................... ........................................ 58 FIGURA 27.PREVENTOR 27.P REVENTOR TIPO AR ARIETE IETE......................................................................... .................................................... ..................... 59 FIGURA 28.ARIETE DE TUBERIA .................................................................................. ................................................... ............................... 60 FIGURA 29.ARIETE CIEGO ...................................................... .............................................................................................. ........................................ 61 FIGURA 30.ARIETE 30.AR IETE CORTADOR ............................................................... .................................................................................... ..................... 62 FIGURA 31.CUERPO DEL ARIETE CIEGO/CORTADOR ............................................. 62 FIGURA 32.ARIETE DE DIAMETRO VARIABLE ......................................................... .................................. ....................... 63 FIGURA 34.EMPAQUE DE SELLO .................................................................................. ..................................................................... ............. 65 FIGURA 36.ESPACIADOR ..................................................................................... ............................ .................................................................... ........... 68 FIGURA 37.BRIDAS................................................. ....................................................................................................... .......................................................... .... 69 FIGURA 38.EMPAQUETADURA ANULAR TIPO R .................................................. ...................................................... .... 70 FIGURA 39.EMPAQUETADURA ANULAT TIPO RX ................................................... ........... ........................................ 71 FIGURA 40.EMPAQUETADURA ANULAR RX CARA A CARA ................................. 72 FIGURA 41.EMPAQUETAURA ANULAR RX CAMERON MODIF MODIFICADO ICADO ................ 73 FIGURA 42.KOOMEY ........................................................ ........................................................................................................ ................................................ 74 FIGURA 43.BOTELLA DE ACUMULADOR CILINDRICA ........................................... 75 FIGURA 44.CHOKE MANIFOLD M ANIFOLD ..................................................................................... ...................................................... ............................... 77 FIGURA 45.ESTRANGULADOR AJUSTABLE ............................................................... .................................................... ........... 79 FIGURA 46.SEPARADOR DE GAS .................................................................................. ..................................................................... ............. 81 FIGURA 47.DESGASIFICADOR AL VACIO ................................................................... 82 FIGURA 48.VÁVULA DE SEGURIDAD Y ABRETURA PLENA.................................. 83 FIGURA 49.PREVENTOR DE REVENTONES (ESTA INCORRECTA LA FIGURA, NO TIENE NADA QUE VER CON LAS 2 VALVULAS QUE MENCIONA ARRIBA) ....... 84

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CONTROL DE POZO  FIGURA 50.VÁVULA DE CONTRA PRESIÓN ............................................................... .................................................... ........... 86 FIGURA 51.SENSOR DE LINEA DE FLUJO .............................................. ................................................................... ..................... 87 FIGURA 52.INDICADOR TOTALIZADOR REMOTO DEL VOLUMEN EN LA PILETA ........................................................................................................... ................................................... ............................................................................. ..................... 89 FIGURA 53.COMPONENTES DEL SISTEMA PVT ......................... ........................................................ ............................... 91 FIGURA 54.SENSORES DE GAS ...................................................................................... 92 FIGURA 55.MANOMETROS ..................................................... ............................................................................................. ........................................ 94 FIGURA 56.PROCEDIMENTOS DE CIERRE CON LA TUBER TUBERIA IA EN EL FONDO .....96 FIGURA 57.EXPANSIÓN DE GAS NO CONTROLADA .............................................. 109 FIGURA 58.BROTE DE GAS CON EXPASIÓN CONTROLADA ................................ 110 FIGURA 59.EFECTO DE D E LA POS POSICIÓN ICIÓN DEL INFLUJO EN LA PRESIÓN ................ 113

1.  DEJAR 2 ESPACIOS DEBAJO DEL TITULO DE LOS CAPITULOS 2.  COLOCAR CITA BIBLIOGRAFICA EN CADA SUBTITULO, CADA SEGÚN FORMATO APA, AL COMIENZO Y FINAL DE CADA SUBTITULO 3.  DEJAR UN ESPACIO DESPUES DE PUNTO O 2 PUNTOS APARTES 4.  DEJAR UN ESPACIO ANTES Y DEPUES DE CADA SUBTITULO 5.  LAS ECUACIONES SIN NEGRILLA, SOLO EL NUMERO DE ECUACION EN NEGRILLAS   6.  SIN CURSIVA LOS SUBTITULOS   7.  COLOCAR ENUMERACION O VINETA A TODO SUBTITULO  

8. 2 ESPACIOS BAJO DE LAS FIGURAS 9.  DEJAR ESCRIBIR SIEMRPEDE ALGO ENTRE 2 SUBTITULOS, NO PUEDE DEJAR EN BLANCO 10. GGG 11. ÇG 12. JLLÑ

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CAPITULO I INTRODUCCIÓN A CONTROL DE POZOS

1.1 PRESIÓN Se conoce como presión a una magnitud física escalar representada con el símbolo p, que designa una proyección de fuerza ejercida de manera perpendicular sobre una unidad de superficie; dicho de otro modo, representa el modo de aplicar una fuerza resultante sobre una línea. COLOCAR CITA BIBLIOGRAFICA EN CADA SUBTITULO, CADA SEGÚN FORMATO APA, AL COMIENZO Y FINAL DE CADA SUBTITULO La presión relaciona una fuerza de acción continua y una superficie sobre la cual actúa, por lo cual se mide en el Sistema Internacional (SI) en pascales (Pa), equivalentes cada uno a un newton (N) de fuerza actuando sobre un metro cúbico (m3) de superficie. En el sistema inglés, en cambio, se  prefiere la medida de libras (pounds) (pounds ) por pulgadas (inches). La presión es también una de las fuerzas a las que está sometida comúnmente la materia (como la temperatura), y cuya manipulación tiene numerosas aplicaciones prácticas. Una de ellas es que el incremento de la presión a la que se encuentra la materia puede obligarla a cambiar de estado de agregación, es decir, pasar de gas a líquido, por ejemplo, como suele hacerse con los gases hidrocarbúricos. Otras unidades de medición de la presión incluyen el bar (10N/cm3), la atm o atmósfera (equivalente a unos 101325 pa), o el Torr (equivalente a 133,32 pascales) y mensurable en milímetros de mercurio (mmHg). El aparato diseñado para medir la presión se conoce como tensiómetro. (https://es. (https://es.khanacademy.org/s khanacademy.org/science/physics/flu cience/physics/fluids/density-and-pressur ids/density-and-pressure/a/pressure-arti e/a/pressure-article, cle, s.d.)

1.2 PRESIÓN HIDROSTÁTICA

La presión hidrostática PH de un fluido a cualquier presión ejercida por el peso de una columna de fluido sobre profundidad es la fuerza un área determinada. LIANNY SOUZA SILVA

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CONTROL DE POZO  Esta se calcula de la siguiente forma, a partir de una sencilla multiplicación de la gravedad, densidad, líquido y la profundidad, en una ecuación su fórmula seria la siguiente. LAS ECUACIONES SIN NEGRILLA, SOLO EL NUMERO DE ECUACION EN NEGRILLAS

P= d x g x h

Ecuación 1.

 Características de la presión hidrostática 



Es directamente proporcional a la profundidad vertical, es directamente proporcional a la densidad del fluido, es independiente de la forma y volumen del depósito que contiene el fluido. ¿Cómo se ejercen las presiones? Se ejerce con igual fuerza en todas las direcciones

medida   Unidad de medida 



La unidad usada para medir la presión depende del Sistema de Medida seleccionado. Los  parámetros de conversión son usado usadoss para expresar los datos uniformemente en cualquier sistema dado. Por ejemplo, se considera el factor 0.052 en el Sistema Inglés. En cualquier sistema de unidad de medida, la presión hidrostática es el producto de la densidad por la profundidad: (Lbs/gal) x pie Por esto: 1 pie = 12 pulg. y 1 Galón = 231 pulg. Cubicas podemos escribir: (lbs/pulg cub.) x (1/231) x 12 pulg = (lbs/pulg. cuad.) x 0.052 Por lo tanto, para convertir (lbs/gal) x pie a lbs/pulgada cuadrada, multiplicamos por 0.052 . (http://quimicaorganicaexplicada.com/presion-hidrostatica-que-es/,

2017) CORREGIR

FORMATO DE CITA SEGÚN APA

1.2.1 Profundidad medida La Profundidad Desarrollada (cuantificada en m o ft), es la profundidad medida (ya sea por el  perforador o un registro) desde la superficie a un punto de la trayectoria del pozo, ya sea en un  punto de tubería de revestimiento, un punto de interés geológico o a la profundidad de una LIANNY SOUZA SILVA

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CONTROL DE POZO  herramienta en específico. Para un pozo direccional, la profundidad desarrollada será mayor o igual a la profundidad vertical verdadera.

1.2.2 Profundidad Vertical Verdadera. La distancia vertical existente entre un punto en el pozo (usualmente la profundidad actual o final) y un punto en la superficie, generalmente la elevación del buje del vástago de perforación rotativo (RKB). Ésta es una de las dos mediciones principales de profundidad utilizadas por los  perforadores. La TVD es importante para la ddeterminación eterminación de las presiones de fondo de pozo, que son causadas en parte por la altura hidrostática del fluido en el pozo. Para este cálculo, la  profundidad medida es irrelevante y debe utilizarse la TVD. En relación con la mayoría de las otras operaciones, al perforador le interesa la longitud del pozo o cuánta tubería cabera en éste. Para esas mediciones, se utiliza la profundidad medida, no la TVD. Si bien la brigada de  perforación debe tener cuidado para designar a qué medición se está refiriendo, si no se utiliza ninguna designación, generalmente se hace alusión a la profundidad medida. (https://www.glossary.oilfield.sl b.com/es/Terms/t/true_vertical_dept /t/true_vertical_depth.aspx, h.aspx, s.d.)  (https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms

FIGURA 1. PROFUNDIDAD MEDIDA VERSUS PROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA. Fuente: (https://docplayer.es/20694550-Entender-l (https://docplayer.es/20694550-Entender-la-presion-y-las-r a-presion-y-las-relaciones-de.html elaciones-de.html)) 

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CONTROL DE POZO  1.2.3 Presión Atmosférica La presión atmosférica es la fuerza por unidad de superficie que ejerce el aire que forma la atmósfera sobre la superficie la superficie terrestre. terrestre.   La presión atmosférica en un punto coincide numéricamente con el peso el  peso de una columna estática de aire de sección recta unitaria que se extiende desde ese punto hasta el límite superior de la atmósfera. Como la densidad la densidad del aire disminuye conforme aumenta la altura, no se puede calcular ese peso a menos que pudiera expresarse la variación de la densidad del aire en función de la altitud o de la presión, por lo que no resulta fácil hacer un cálculo exacto de la presión atmosférica sobre un lugar de la superficie terrestre. Además, tanto la temperatura como la presión del aire varían continuamente, en una escala temporal como espacial, dificultando el cálculo. Se puede obtener una medida de la presión atmosférica en un lugar determinado, pero de ella no se pueden sacar muchas conclusiones; sin embargo, la variación de dicha presión a lo largo del tiempo  permite obtener una información útil que, unida a otros datos meteorológicos (temperatura atmosférica, humedad y vientos), puede dar una imagen bastante acertada del tiempo atmosférico en dicho lugar e incluso un pronóstico a corto plazo del mismo. (https://sailandtrip.com/presionatmosferica/, 2016).

1.2.4 Presión Manométrica

La presión manométrica corresponde al valor que se puede leer directamente en un manómetro o en un transmisor de presión. También es denominada presión relativa porque la lectura que hace el manómetro parte de considerar como valor cero la presión atmosférica existente en el lugar de medición. Debido a esto, el valor que se ve en la pantalla o en la esfera del manómetro corresponde a la diferencia entre la presión absoluta y la presión atmosférica. (Redaccion.ejemplo.com, (Redaccion.ejem plo.com, s.d.) 

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FIGURA 2.MANOMETRO Fuente: (https://www.freepik.es/fotos-prem (https://www.freepik.es/fotos-premium/manometro-m ium/manometro-manometro-medidoranometro-medidor-presion-gas_3368154.htm presion-gas_3368154.htm.) .)

1.2.5 Tubo en U La tubería de perforación y el espacio anular pueden ser descritos como un sistema comunicado tipo U, cuando los fluidos en una rama del sistema son más ligeros que en la otra, el sistema no está en equilibrio. Una de las principales características de un fluido (líquido) es transmitir las  presiones, la cual no es deteriorada con el flujo; cuando cuand o el fluido está en movimiento y se aplica sobre él una presión, ésta se transmite íntegramente a cualquier otra parte del sistema.

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FIGURA 3.TUBO EN U Fuente: (https://slideplayer.es/slide/ (https://slideplayer.es/slide/5478490/, 5478490/, s.d.).

1.3 PRESIÓN DE FORMACIÓN. La presión de formación es aquella a la cual se encuentran confinados los fluidos dentro de la formación. También es conocida como presión de poro. Las presiones de formación o de poro que se encuentran en un pozo pueden ser normales, anormales (altas) o subnormales (bajas). Por lo general, los pozos con presión normal no crean problemas durante su planeación. Los pozos con presiones subnormales pueden requerir de tuberías de revestimiento adicionales  para cubrir las zonas débiles o de baja presión. El gradiente de presión se obtiene dividiendo la  presión de formación entre la profundidad. Todos los métodos de estimación de la presión de  poro están basados en la propuesta de que la presión de poro está influenciada por propiedades que dependen de la compactación de la roca tales como porosidad, densidad, velocidad sónica y resistividad.

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FIGURA 4.PRESIÓN DE FORMACIÓN Fuente: (Perfo bloger, 2011).

1.3.1 Presión de Formación Subnormal

Ocurre cuando la presión de la formación es menor que la presión normal, generalmente con gradientes menores a 0.433 psi/pie. Pueden encontrarse en formaciones someras, parcial o completamente agotadas y en aquellas que afloran en superficie. Esto indica que estas presiones existen, bien sea, en áreas con bajas presiones de sobrecarga o en depósitos calcáreos. Formaciones con presiones subnormales pueden ser desarrolladas cuando la sobrecarga ha sido erosionada, dejando la formación expuesta a la superficie.

1.3.2 Presión de Formación Normal

Se dice que la presión de poro es normal cuando la formación ejerce una presión igual a la columna hidrostática de fluido contenido en los poros de la misma. En la Figura 5 se muestra una gráfica de presión vs profundidad donde se ilustran los diferentes gradientes de presión que  podemos encontrar encontra r en la lass formaciones. Las presiones normales son causadas principalmente pr incipalmente  por el peso de la columna hidrostática de la formación que va desde el punto donde se ejerce  presión hasta la superficie. La mayor parte de la sobrecarga en las formaciones con presión LIANNY SOUZA SILVA

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CONTROL DE POZO  normal es soportada por los granos que conforman la roca. El gradiente de presión de los fluidos fluidos de la formación generalmente se encuentra en un rango que va desde 0.433 psi/pie hasta 0.465  psi/pie, y varía de acuerdo con la región geológica. geológica .

FIGURA 5 PRESIÓN DE FORMACIÓN NORMAL Fuente: (https://st https://steemit.com/stemeemit.com/stem-espanol/@carlos84/ espanol/@carlos84/principios-de-la-pr principios-de-la-presion-en-el-controlesion-en-el-control-de-un-pozo-de-petrol de-un-pozo-de-petroleoeoy-o-gas-natural.))  y-o-gas-natural.

1.3.3 Presión de Formación Anormal Las formaciones con presión anormal ejercen una presión mayor que la presión hidrostática de los fluidos contenidos en la formación. Se caracterizan por el movimiento restringido de los fluidos en los poros, es decir, es imposible que la formación pueda liberar presión; de lo contrario se convertirían en formaciones de presión normal. Para que esto ocurra debe existir un mecanismo de entrampamiento que permita generar y mantener las presiones anormales en el sistema rocafluidos. Teóricamente el gradiente de presión en una formación de presión anormal varía entre 0.465 y 1.0  psi/pie, por lo que cuando cuand o se genera un aumento en la presión de poro, generalmente no excede ex cede un gradiente de presión igual 1.0 psi/pie. Muchas formaciones con presión anormal se encuentran en LIANNY SOUZA SILVA

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CONTROL DE POZO  cuencas sedimentarias del mundo y su existencia se debe principalmente a los procesos geológicos que ocurrieron en una zona determinada, así como también a la presencia de fallas, domos de sal en la formación e incremento de la presión de sobrecarga, puesto que cuando esto ocurre los fluidos contenidos en los espacios porosos son los encargados de soportar la carga impuesta por la sobrecarga mucho más de lo que pueden hacerlo los granos de la roca, lo cual genera un aumento de presión en los poros que no puede ser liberada.

1.3.3.1 Causas de Presiones de Formación Anormal El desarrollo de la presión anormal se atribuye normalmente a los efectos de la compactación, la actividad diagenética, la densidad diferencial y la migración de los fluidos. Las presiones anormalmente bajas también se observan con frecuencia en los yacimientos agotados. Se trata de yacimientos cuya presión original ha sido reducida como resultado de la producción o de pérdidas. El fenómeno de agotamiento no es inusual en los yacimientos maduros en los que se han  producido volúmenes significativos de petróleo y gas sin la implementación de programas de inyección de agua o de mantenimiento de la presión. Por el contrario, las presiones anormalmente altas son características de la mayoría de las regiones productoras de petróleo. Las sobrepresión anormales siempre involucran una zona particular que se sella o aísla. La magnitud de la sobrepresión depende de la estructura, el ambiente sedimentario y los procesos y tasa de sedimentación.  (Biblioteca Virtual, 2009). 

A). Sub Compactación de Lutitas Proceso mediante el cual se desarrolla una presión de poros anormal debido a la interrupción del  balance entre la velocidad de sedimentación de arcillas y velocidad de expulsión de los fluidos desde los poros al compactarse las mismas por el cubrimiento con capas.

Si los fluidos no pueden escapar debido a la disminución de la permeabilidad de los poros, el resultado será una presión anormal dentro de los poros. LIANNY SOUZA SILVA

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CONTROL DE POZO  MUY CHICA LA FIGURA. AGRANDAR Y QUE QUEDE EN LA SIGUIENTE PAGINA

FIGURA 6.PRESIÓN DE FORMACIÓN ANORMAL Fuente: (https://es.slideshare.net/rube (https://es.slideshare.net/rubenantezana3/16-presiones-denantezana3/16-presiones-de-formacin, formacin, 2014).

B). Domos de Sal La sal tiene un comportamiento plástico lo que causa que se comporte como un fluido. En zonas de presión normal la estructura rocosa soporta un poco más de la mitad de la sobrecarga y los fluidos en los poros absorben el complemento de la misma, en el caso de la sal, que no tiene una estructura rocosa, la presión es transmitida totalmente en todas direcciones. Por lo tanto, en cualquier punto dentro de la sección masiva de sal, la presión es igual a la presión ejercida por la sobrecarga. Esto quiere decir que, al ser considerada como un fluido, toda la presión que ejerce hacia las paredes de la roca que la circunda es transmitida como presión anormal alta venciendo totalmente el esfuerzo de matriz (Figura 7). La certeza de esto se confirma cuando se perfora una sección de sal. La velocidad de penetración es muy rápida, solo se puede perforar la sal gracias a que su movimiento es muy lento; pero después de un tiempo, el flujo de la misma atrapa la tubería invariablemente. Si el intervalo ha sido revestido, es muy posible que pasado algún tiempo la tubería colapse por la presión.

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FIGURA 7.DOMO SALINO Fuente: (https://es.slideshare.net/rube (https://es.slideshare.net/rubenantezana3/16-presiones-denantezana3/16-presiones-de-formacin, formacin, s.d.).

C). Fallas Geológicas Una falla geológica se define como una fractura usualmente plana que se observa en un segmento de la corteza terrestre y la cual tiene cierto desplazamiento, siendo ésta lo suficientemente amplia  para ser visible a simple vista o desde una vista aérea. aé rea. El desarrollo de las fallas puede llevar a presión por cualquiera de las siguientes causas:

1.- Comúnmente hay un aumento en la velocidad y volumen de la sedimentación a través de una falla en un bloque hundido.

2.- Esto puede introducir un sello contra la formación permeable que evita la expulsión del fluido.

3.- Una falla no sellada puede transmitir fluidos de la formación más profunda a la más somera, lo cual resulta en presiones anormales en la zona somera.

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FIGURA 8.FORMACIÓN CON FALLA Fuente:(http://sermaestromol Fuente:(http:// sermaestromola.es/3-primaria a.es/3-primaria/fallas-geologicas/fallas-geologicas-experimentos-enexperimentos-en-el-aula/, el-aula/, s.d.).

D) Flujo Artesiano Es una movilización subsuperficial de agua que fluye (poro a poro) entre estratos impermeables. Obviamente, en esas situaciones, el agua está sometida a una presión que corresponde al peso total del acuífero por encima del punto de medición. Dicha presión puede llegar a ser muy importante, y varía entre la zona de alimentación o carga, y el punto en que ocurre la extracción o liberación natural sea en forma de manantiales, cursos surgentes u oasis siguiendo una curva ligeramente descendente que se conoce como nivel  piezométrico. Lamentablemente hay una cierta confusión entre los términos “artesiano” y “surgente”, cuando se aplican a los pozos. LIANNY SOUZA SILVA

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Cuando se perforar un pozo hasta el nivel de un acuífero confinado, el agua asciende espontáneamente hasta alcanzar el nivel piezométrico. Si dicho nivel está por debajo de la superficie topográfica, el pozo será artesiano, por estar sometido a presión. Sin embargo, no será surgente, y habrá que completar la extracción hasta la superficie, mediante bombeo. En cambio, si el nivel piezométrico es más alto que la superficie del terreno, el agua, en su tendencia a alcanzarlo, surge de manera espontánea, constituyendo un pozo artesiano surgente. (Locos por Geologia, 2014). 

E) Efectos Diagenéticos Diagénesis se refiere a la alteración química de los minerales de la roca por procesos geológicos. Se cree que las lutitas y los carbonatos sufren cambios en su estructura cristalina que contribuyen a la generación de presiones anormales. Los minerales arcillosos tienen una estructura del tipo multicapas, tetraédrica, octaédrica, apilonada y de persiana. En estos minerales puede ocurrir la sustitución del aluminio y sílice por otros elementos, o el magnesio puede ser sustituido por el catión de aluminio, o el aluminio por la sílice. Las moléculas de agua son cargadas así mismo, débilmente, siendo positivas de un lado y negativas del otro; estos procesos pueden continuar hasta que tengan varias capas de agua encima. Esta expansión considerable entre dos capas unitarias de cada cristal ocasiona el hinchamiento de la bentonita de las arcillas. La liberación de esta agua desde el espacio poroso del mineral representa un cambio en el ambiente hidrodinámico de los sedimentos, y por lo tanto ocasionará una sobrepresión.

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FIGURA 9.EXPANSIÓN DE ARCILLAS EN CONTA Fuente:(https://pt.scribd.com Fuente:(https: //pt.scribd.com/document/220624937/1 /document/220624937/10-bop-pdf, 0-bop-pdf, s.d.)

F) Procesos Osmóticos Una membrana semipermeable se define como una capa que permite el paso de solventes, pero no de solutos, dichas membranas podrán permitir el paso del agua a través de ella, pero no el de las sales. Cuando dos soluciones de diferente concentración salina son separadas por una membrana semipermeable, una fuerza causa que el agua de menor salinidad se filtre hacia la zona de mayor concentración de sales. Este proceso continuará hasta que se consiga un equilibrio entre ambas concentraciones. Esta fuerza es conocida como presión osmótica.

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FIGURA 10.FORMACIÓN OSMOTICA Fuente:(http://www.ptolomeo.unam Fuente:(http:/ /www.ptolomeo.unam.mx:8080/xmlui/ .mx:8080/xmlui/bitstream/han bitstream/handle/132.248.52.100/110 dle/132.248.52.100/1103/A4.pdf?sequence= 3/A4.pdf?sequence=4) 4)

1.4 PRESIÓN DE SOBRECARGA Es la presión ejercida por el peso de la matriz de la roca y los fluidos contenidos en los espacios  porosos sobre una formación particular. La Figur Figuraa 7 muestra la dirección en la que actúa el peso de sobrecarga sobre el espacio poroso y los fluidos contenidos en él. La formación debe ser capaz de soportar mecánicamente las cargas bajo las  presión de ssobrecarga obrecarga es función principalmente

cuales es sometida en todo momento. La de

las densidades den sidades tanto de los fluidos f luidos como

de la matriz, así como también de la porosidad. También puede definirse como la presión hidrostática ejercida por todos los materiales sobrepuestos a la profundidad de interés.

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FIGURA 11.PRESIÓN DE SOBRECARGA Fuente:(https://wildwel Fuente: (https://wildwell.com/wp-content/u l.com/wp-content/uploads/pressure-basics ploads/pressure-basics-and-concepts-esp. -and-concepts-esp.pdf) pdf)..

1.5 PRESIÓN DE FRACTURA Es la fuerza por unidad de área necesaria para vencer la presión de formación y la resistencia de la roca. La resistencia que opone una formación a ser fracturada, depende de la solidez o cohesión de la roca y de los esfuerzos de compresión a los que se someta. Es la presión a la cual se presenta una falla mecánica de una formación, originando pérdida de lodo hacia la misma. En la Figura 12 se muestran los esfuerzos que intervienen en la formación de una fractura. Las formaciones superiores

solo presentan la resistencia originada por la cohesión de la roca. A medida que

aumenta la profundidad, se añaden los esfuerzos de compresión de la sobrecarga de las formaciones. Debido a esto se puede confirmar que las fracturas creadas en formaciones someras son horizontales y la mayoría de las fracturas creadas en formaciones profundas son verticales (la roca generalmente se rompe a presiones inferiores a la presión teórica de sobrecarga). Una  predicción exacta del gradiente de fractura es esencial para optimizar el diseño del pozo. En la etapa de la planeación del pozo, puede estimarse a partir de los datos de los pozos de referencia. Si no hay datos disponibles, se usan otros métodos empíricos, por ejemplo :   Matthews & Kelly (1967)



  Eaton (1969)



  Daines (1982)



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FIGURA 12.PRESIÓN DE FRACTURA Fuente: (https://wildwell.com/wp-content/uploa (https://wildwell.com/wp-content/uploads/pressure-basicsds/pressure-basics-and-concepts-esp.pdf) and-concepts-esp.pdf)..

1.5.1 Prueba de Admisión (LOT) Una prueba de admisión es utilizada para estimar la presión o peso de lodo máximo (densidad del fluido) que el punto de la prueba puede aguantar antes de romper o fracturar la formación. Esta  prueba básicamente consiste en bombear fluido a una velocidad lenta y controlada para aumentar la presión contra la cara de la formación hasta crear una trayectoria de inyección de fluido en la roca, lo cual indica la presión de ruptura de la formación expresada en densidad de fluido equivalente, lbs/gal. El procedimiento operacional que se debe seguir para realizar la prueba de integridad de presión es el siguiente: Paso 1: Bajar la sarta de perforación con mecha hasta el tope del cuello flotador. Paso 2: Realizar una prueba volumétrica al revestidor para verificar la resistencia al estallido del mismo o posibles fugas en las conexiones.

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Paso 3: Perforar el cuello flotador y el tapón de cemento hasta 10 pies por encima de la zapata. Repetir la prueba volumétrica. Paso 4: Perforar el resto del cemento y la zapata del revestidor hasta aproximadamente unos diez o veinte pies de formación nueva. Paso 5: Circular hasta obtener retornos limpios y acondicionar el fluido de perforación. Paso 6: Levantar la sarta de perforación hasta colocar la mecha a nivel de la zapata. Paso 7: Cerrar un impide reventón (ariete de tubería o anular). Paso 8: verificar fugas en el pozo. Paso 9: Bombear el fluido lentamente al pozo (1/4 a 1/2 de barril). Observar la presión al terminar de bombear el volumen seleccionado. Se puede esperar que la presión se estabilice después del  bombeo (dos minutos aproximadamente). Paso 10: Continuar bombeando y registrar la presión y el volumen bombeado acumulado hasta que se alcance el límite de la prueba (límite PIP). Esto será cuando el pozo comience a tomar fluido, causando una desviación de la tendencia de proporcionalidad entre la presión y el volumen  bombeado. Paso 11: Parar el bombeo y esperar unos diez minutos hasta que la presión se estabilice. Una vez estabilizada, desahogar la presión y registrar el volumen de fluido de retorno.

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FIGURA 13.PRUEBA DE ADMISIÓN fuente:(https://www.slideshare.ne fuente:(https:/ /www.slideshare.net/PortaldeIngeni t/PortaldeIngeniera1/fundamentos-de-la-g era1/fundamentos-de-la-geomecnica-de-petrl eomecnica-de-petrleo-63621807, eo-63621807, 2016).

1.5.2 Prueba de Integridad limitada (PIT) Presurizar la columna de fluido hasta un límite predeterminado que mostrará una presión hidrostática de fluido de densidad equivalente hasta la cual el fluido no tendrá fuga hacia la formación ni la quebrará. (https://pt. (https://pt.scribd.com/doc/146999 scribd.com/doc/146999980/prueba-de-admisi 980/prueba-de-admision-lot-y-prueba-int on-lot-y-prueba-integridad-deegridad-dela-formacion-fit)..  la-formacion-fit)

1.5 DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN De los análisis procedentes puede ser deducido que cualquier presión aplicada aumenta la presión total en cualquier punto determinado. Si la presión aplicada es conocida, entonces puede ser calculada su densidad equivalente en dicho punto. Alternativamente, si una zona debe ser presurizada a una densidad equivalente, entonces pueden realizar cálculos para determinar la perforación de la prueba. La densidad equivalente del lodo (EMW) es también la sumatoria de todas las presiones aplicadas,  presión de influjo, perdida de presión por circulación etc.) A una profundidad o zonas dadas, y LIANNY SOUZA SILVA 26

 

CONTROL DE POZO   puede ser expresada como una densidad de fluido. Si las presiones son conocidas o pueden ser estimadas, la EMW puede calcularse como sigue: E L NUMERO DE ECU AL LADO DERECHO QUITAR EL MARCO DE LA ECUACION. EL

      

Ecuación 2.

DEC: Densidad equivalente de circulación en lbs/gal ∆ : perdida de presión en el EA TVD: profundidad vertical verdadera o: densidad del lodo en pozo lbs/gal





Factores que afectan la Dec:  densidad del lodo  perdidas   de presión en el espacio anular Pa Pa  geometría del agujero, viscosidad efectiva, temperatura, presión gasto o tasa de bombeo  velocidad de penetración y tamaños y recortes

  

 

 eficiencia de la limpieza del agujero

1.7 PRESIÓN DIFERENCIAL La presión diferencial entre la presión de formación (PF) y la presión hidrostática (PH) en el fondo del pozo, es la presión diferencial. Esta se clasifica como sobre balance, Sub balanceada y  balanceada.

1.7.1 Sobre Balanceada Sobre balanceado significa que la presión hidrostática en el fondo del pozo es mayor que la  presión de formación. PH> PF

1.7.2 Sub balanceada Sub balanceada significa que la presión hidrostática ejercida en el fondo del pozo es menor que la  presión de formación. PH