Repeat Formation Tester (Rft)

REPEAT FORMATION TESTER (RFT) El probador de formación de repetición (RFT) es operado por un sistema hidráulico de accionamiento eléctrico de modo que se puede establecer y retraída tan a menudo como sea necesario para presión de prueba todas las zonas de interés en un viaje en el pozo. Dos pruebas de fluidos separados también se puede tomar en un viaje. Presiones de la formación se registran en la superficie en forma de señales digitales y analógicas. Es una conocida herramienta utilizada para obtener medidas de presión, su aparición en la industria petrolera data de los años 70, se considera un gran avance en el estudio y control de pozos petroleros. En pozo abierto permite tomar un número ilimitado de medidas de presión en un solo viaje de herramienta a diferentes profundidades, en el caso de pozo entubado se pueden tomar cuatro valores de medidas de presión. Consta en su estructura de un patín el cual se apoya en la pared del pozo a una cierta profundidad para aislar la columna hidrostática. A través de una secuencia hidráulica mediante dispositivos eléctricos se realiza un pre ensayo para determinar la permeabilidad y presión de la formación. Un caso común de aplicabilidad de la herramienta RFT puede ser un yacimiento con presencia de un acuífero, cuyas capas superiores están compuestas por hidrocarburos y las inferiores por agua. Las presiones de las dos áreas son distintas; si la presión del acuífero es menor que la del hidrocarburo, se puede predecir que existe una acumulación importante en otra posición estructural superior. Esta información solo se puede obtener con la herramienta RFT. También es útil en la explotación de yacimientos donde no se conocen los límites de arcillosidad, en cuyos casos las medidas de presión tomadas por la herramienta RFT pueden ayudar a determinar espesores de arena. La herramienta RFT tiene principal importancia en la correlación de capas. Los valores de presión obtenidos con la herramienta en función de la profundidad sirven también para determinar contactos entre distintas fases. Es importante mencionar que obtener valores de presión-profundidad a través de secciones en el yacimiento revela el grado de comunicación areal y vertical lo cual es de gran ayuda en la planeación de proyectos de recobro secundario.

El probador de Formación de repetición que puede hacer cualquier número de pruebas de presión exactas en una carrera en agujero abierto, tiene aplicaciones en la determinación de la presión del depósito, la densidad del fluido, los contactos de fluidos, el agotamiento del diferencial, depósito comunicación inter-y permeabilidades efectivas de zonas invadidas y no invadida . El efecto de la invasión del filtrado del llamado "sobrealimentación" a veces puede afectar a las mediciones de la presión. El probador de Formación Repeat puede tomar un número ilimitado de mediciones de la presión de formación y hasta dos muestras de fluidos en un solo viaje en el agujero abierto. Para lograr un alto grado de precisión, la herramienta * RFT hace uso de un circuito electrónico avanzado y lectura de la presión digital. Con técnicas especiales y de calibración contra un probador de peso muerto, una precisión absoluta de hasta 13 psi para un medidor de 10.000 psi es alcanzable. Esta capacidad de rápido, la medición precisa de la presión de punto por punto se ha abierto una nueva serie de medición de presión se ha abierto una nueva serie de métodos de análisis del yacimiento. La técnica de evaluación punto por punto de la presión del yacimiento puede ser punto por punto de evaluación de la presión del depósito se puede utilizar para determinar los perfiles de presión, la densidad del fluido, que entra en contacto, el agotamiento diferencial y su intercomunicación depósito. Las curvas de análisis de la reducción y construir-puede proporcionar una medición de permeabilidades efectivas en la zona invadida y en la zona no invadida. permeabilidades en la zona invadida y en la zona no invadida. Esta técnica puede ser afectado adversamente si, en el momento de la prueba, la formación está todavía a presiones excesivas o sobrealimentado por el barro invadir filtrado. Para los fines de muestreo, la capacidad de evaluar la permeabilidad de la formación antes de comprometerse una cámara de muestra permite la selección del nivel de muestreo más adecuado y aumenta la probabilidad de recuperación de la formación de líquido. Características de la herramienta El probador de Formación Repetir utiliza una bomba hidráulica accionada eléctricamente para proporcionar presión para operar sus sistemas diferentes. Este circuito hidráulico se controla desde la superficie para proporcionar repetida puesta a retractarse de capacidad. Dos cámaras de muestra están disponibles en la herramienta para tomar muestras de dos zonas diferentes, o para tomar una muestra de una zona segregada. Un medidor de deformación transductor de presión se encuentra en la línea de flujo para controlar la presión continua durante la prueba. Dos cámaras anteriores a

la prueba de 10 cc cada uno se abren automáticamente después de que la herramienta se ajusta a retirar 20 cc de fluido a dos velocidades diferentes. Esta es una herramienta de pozo abierto fijo que, por ciclo, permite la obtención de dos muestras de fluido de la formación andan número ilimitado de presión del resorte formación measurements.A o mecanismo de tipo pistón tiene una sonda firmemente contra la pared del pozo y un sello hidráulico (de la perforación barro) se forma por compresión de ejecutables. El pistón crea un vacío en una cámara de ensayo, los fluidos allowingformation a fluir en cámaras de muestra. La presión durante el flujo, y la acumulación subsiguiente, es measured.The inicial de cierre de la presión se registra. La válvula de prueba se abre para permitir que los fluidos de formación fluyan cámara intothe - la velocidad de flujo se registra como la cámara se llena. Una vez lleno, el final de presión de cierre isrecorded.The construir marcha y parada de las presiones puede ser necesario corregir la presión de formación para producir cierto, ya que, en particular con formaciones de menor permeabilidad, la acumulación de presión puede no se han estabilizado. Tightformations, sin duda, puede dar lugar a la prueba de ser abortado, porque el temor de convertirse pegadas mayoría de los operadores willdiscourage de permitir la prueba de continuar durante demasiado tiempo un fallo period.Seal puede resultar si la sonda no puede ser adecuadamente aislado del lodo (debido a permeabilityrocks bajas, el desarrollo pobre torta de filtro, o el material pegado a la sonda), de modo que la presión no increasemuch más allá de la pressure.Higher hidrostática barro, o sobrealimentado, las mediciones de presión pueden producir formación de baja permeabilidad donde zoneshave sido invadido por mayor presionado lodos Aplicaciones de repeat formation tester El RTF fue introducido a mediados de los 70s. Su mayor ventaja sobre su antecesor el FIT(prueba de intervalos de formación), fue que este puede medir un número ilimitado de puntos de presión en un sólo viaje al pozo mientras que el FIT se restringió a uno. Originalmente se consideró que la aplicación más importante del RFT era para muestreo de fluidos, pero después se observó su eficacia para proporcionar valores de presión-profundidad a través de secciones en el yacimiento durante el desarrollo del programa de perforación. Esto también revela el grado de comunicación areal y vertical lo cual es de gran ayuda en la planeación de proyectos de recobro secundario.

PRUEBA DE PRODUCCIÓN CON TUBERÍA DE PERFORACIÓN (DTS) Una prueba de vástago de perforación (DST) es un procedimiento para aislar y probar la formación geológica circundante a través de la barra de perforación. La prueba es una medida del comportamiento de la presión en la barra de perforación y es un medio valioso para obtener información de muestreo importante en el fluido de formación y para establecer la probabilidad de la producción comercial. En extracción de petróleo y gas natural, la barra de perforación incluye la tubería de perforación, collares de taladro, conjunto de fondo, y la broca. Durante la perforación normal, el fluido es bombeado a través de la barra de perforación y la broca de taladro. En una prueba de vástago de perforación, la broca se retira, un vástago de perforación herramienta de prueba se agrega, y el fluido de la formación se recupera a través de la barra de perforación, mientras que varias mediciones de la presión se están realizando. El vástago básico taladro herramienta de prueba consta de un programa de compresión o envasadores, válvulas o puertos que puede ser abierta y cerrada de la superficie, y dos o más dispositivos de grabación de presión. (A envasador es un enchufe de expansión que puede ser utilizado para sellar secciones de la abierto o pozo entubado, para aislarlos para la prueba. [2]) El vástago de perforación herramienta de prueba se baja en la tubería de perforación a la zona a analizar. El empacador o empacadores se establecen para aislar la zona de la columna de fluido de perforación, la válvula de pruebas se abre, y comienza la prueba. 1.- Las pruebas DST (Drill Stem Testing) proporcionan un método de terminación temporal para determinar las características productivas de una determinada zona durante la etapa de perforación del pozo. 2.- La prueba DST consiste en bajar, con la sarta de perforación, un ensamble de fondo que consiste de un empacador y una válvula operada desde la superficie. 3.- Las pruebas DST se realizan en zonas nuevas donde no se conoce el potencial de las mismas. 4.- Una prueba DST exitosa (por si sola) proporciona la siguiente información: - Muestras de los fluidos del yacimiento - Una aproximación de los gastos de producción - Presión estática del yacimiento - Presión de fondo fluyendo - Prueba de presión de corto tiempo (k, kh/µ, s y Dps) - Definir la terminación, abandonar la zona (no cementar TR) o seguir perforando. Actualmente se han llegado a las siguientes conclusiones, en base a los análisis tiempo-costo, emitiendo las recomendaciones en base a información recabada:

- Limitar la aplicación de las pruebas DST, en pozos exploratorios en agujero descubierto, para definir la introducción y cementación de la tubería de explotación, así como, el diseño de la terminación definitiva. - En pozos revestidos usar aparejos convencionales que permitan probar uno o varios intervalos con el mismo aparejo. - Cuando en agujero descubierto se tenga la necesidad de colocar el empacador con apéndices mayores a 500 metros, se deberá correr la sarta en dos viajes (EMP/USMDST). - La función de una sarta DST es tomar información y muestras de intervalo de interés, por lo tanto, para la toma de información, se deberá llimitar el uso de TF y ULA, y no efectuar estimulaciones. Historia Trabajo en El Dorado, Arkansas, en la década de 1920, EC Johnston y su hermano MO Johnston desarrolló el probador vástago de perforación primero y corrió la primera prueba comercial barra de perforación en 1926. En abril de 1929, la Formación Johnston Testing Corporation fue concedida una patente (patente de EE.UU. 1.709.940) y posteriormente se perfeccionó el sistema de pruebas a principios de 1930. En la década de 1950, Schlumberger introdujo un método para analizar las formaciones mediante cable. La formación Schlumberger herramienta de prueba, puesto en funcionamiento en 1953, disparó una carga hueca a través de una almohadilla de goma que se habían expandido en el agujero hasta que se haya fijado firmemente en el agujero a la profundidad requerida. Fluidos de la formación fluyó a través de la perforación y tubería de conexión en un contenedor alojado dentro de la herramienta. Cuando está lleno, el recipiente fue cerrado, el sellado de la muestra de fluido a la presión de formación. La herramienta se llevó luego a la superficie, donde la muestra puede ser examinada. En 1956, Schlumberger adquirió Testers Johnston y sigue llevando a cabo pruebas de vástago de perforación y pruebas de telefonía fija en formación abierta y pozos entubados.

Un DST es un procedimiento para realizar pruebas en la formación a través de la tubería de perforación, el cual permite registrar la presión y temperatura de fondo y evaluar parámetros fundamentales para la caracterización adecuada del yacimiento.

También se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones de superficie, fondo y a diferentes profundidades para la determinación de sus propiedades; dicha información se cuantifica y se utiliza en diferentes estudios para minimizar el daño ocasionado por el fluido de perforación a pozos exploratorios o de avanzada, aunque también pueden realizarse en pozos de desarrollo para estimación de reservas. Durante la perforación, el fluido es bombeado a través del drill stem (derecha) y fuera de la mecha, por lo tanto, en un DST, el fluido proveniente de la formación es recolectado a través del drill stem mientras se realizan medidas de presiones. Después de construir la Carta de Presión Esquemática para una prueba DST, se compara con las diferentes cartas bases (obtenidas en pruebas de campo) para con ello identificar permeabilidades y fluidos presentes. Cuando se realizan pruebas DST se deben tomar en cuenta tres factores que afectan los resultados, entre esos efectos se tienen: 1.- Efecto de la prueba previa de presión (pretest): Para presiones altas, la respuesta de la presión de cierre en ambos períodos se incrementa. La variación entre las respuestas se reduce en el segundo período de cierre y a medida que la presión del pretest se acerca a la presión estática de la formación, el efecto del pretest en el DST es muy pequeño. 2.- Efecto de la permeabilidad: Cuando la permeabilidad aumenta, la presión del pozo se recupera más rápido, aunque el efecto es pronunciado incluso en el caso de altos valores de permeabilidad. En todos los casos, la presión se eleva por encima de la presión de la formación. Para un DST en formaciones de gran permeabilidad, la respuesta de la presión es significativamente afectada por el período del pretest. 3.- Efecto de la temperatura: Para permeabilidades bajas (aproximadamente 0,2 md/ft), el efecto de la temperatura provoca un incremento constante de la presión al final de cada período de cierre. Para formaciones de alta permeabilidad, el cambio de la presión resultante, debido al efecto de la temperatura, es despreciable ya que el líquido puede fluir dentro o fuera de la formación. Si la variación de temperatura es alta (> 1°C) el efecto de ésta podría ser más importante. Aplicaciones especiales 1.- Extrapolación de la Presión La experiencia en el trazado de un gran número de cartas DST en papel semilogarítmico ha demostrado que cuando el índice kh/μ es mayor de 10 pies md / cp se obtiene una línea recta. Por el contrario, cuando este índice es menor a 10 pies md / cp se obtiene una línea curva; dicho comportamiento también es habitual cuando el flujo radial no está presente. La producción de una pequeña cantidad de líquido es suficiente para notar una caída en la presión de la formación, de modo que se necesita un tiempo mayor de cierre para

obtener una curva build-up útil. El cierre inicial es utilizado para minimizar los efectos de la producción excesiva de fluido. El tiempo de flujo y la capacidad de la formación inciden directamente en el tiempo de cierre de la prueba, el cual, al no ser el apropiado, conlleva a cartas DST erróneas. En formaciones de baja capacidad (K.h), largos tiempos de cierre permiten una mayor precisión en la extrapolación a la presión original. Efecto del tiempo de cierre en la precisión de la Extrapolación de la Presión 2. Permeabilidad Efectiva La permeabilidad efectiva es otro parámetro que se puede obtener mediante el análisis de las pruebas DST, nuevamente con la aplicación de la teoría aplicada a las pruebas build-up. El uso de la tasa promedio del total recobrado dividido por el tiempo de flujo es suficiente para el uso de la formula: En el caso de no ser la curva de flujo una línea recta, nos indica que la tasa asumida “constante” no lo es. Esto altera el valor de la permeabilidad que se obtiene de la prueba, pero afortunadamente los requerimientos en la precisión de la permeabilidad no son estrictos por lo que el valor aproximado obtenido con el DST resulta útil. Dicho valor representa el promedio de todo el área de drenaje, de hecho este puede ser mejor que el que se obtiene de pruebas en núcleos. Método de campo eficaz para el cálculo de la permeabilidad Es necesario tener un buen sistema de doble cierre durante la prueba DST, en la que en el primer cierre la presión se debe restaurar casi hasta la presión original y en el segundo cierre solo será necesaria hasta que la presión llegue a unas tres cuartas partes de la original. El Procedimiento es el siguiente: Extender la presión inicial de cierre hasta intersectar la ordenada de la presión donde (t + θ)/θ =1. Unir este punto con el correspondiente a la presión final de cierre (t + θ)/θ y donde el tiempo de apertura es (t) y el tiempo de cierre es (θ). Extender la unión anterior hasta que corte la ordenada de presión donde (t + θ)/θ =10 Usando el ΔP que se genera por cada ciclo se calcula la permeabilidad efectiva de acuerdo a la ecuación: Técnica para Interpretación de la Permeabilidad Efectiva de un pozo 3. Índice de productividad y daño Se pueden obtener dos valores de IP a partir de pruebas DST. El primero proviene del periodo de flujo y es determinado mediante la cantidad de líquido recobrado, el tiempo de flujo y la diferencia entre la presión de flujo y la presión de la formación. El segundo valor proviene del análisis del final de la curva de cierre. La diferencia entre los dos

valores de IP indica el grado de daño a la formación. Este daño es comúnmente causado por el filtrado de lodo en la cara de la formación. Método de campo para el calculo de la relación de daño Aunque existen métodos más precisos para su determinación, la relación de daño se puede determinar inmediatamente después de culminada la prueba DST mediante el uso de la siguiente ecuación empírica: Siguiendo el mismo método para la obtención de la permeabilidad, hallamos el ΔP por cada ciclo. La presión de flujo final (Pf) es obtenida directamente de la prueba DST. La figura muestra el procedimiento usado. Técnica para Interpretación del Radio de Daño de un pozo 4. Presencia de barreras (fallas, pinchouts, cambios de permeabilidad, etc.) En principio, la detección de cambios en la transmisibilidad (K.h/μ) en las cercanías del pozo puede ser determinado mediante el estudio de las pruebas de Build-up. Pero cuando las condiciones de la formación son favorables, las pruebas DST pueden ser analizadas para estimar la presencia de barreras. El análisis de las pruebas DST para la determinación de la presencia de barrera presenta las siguientes dificultades: • Se puede demostrar que la distancia de penetración es proporcional al tiempo de flujo. Una relación empírica b2=K.t puede ser usada para estimar el rango de penetración detectable por una prueba DST, la capacidad de la formación (k.h) puede ser desfavorable para largos radios de penetración sin el tiempo de flujo adecuado. • La tasa de producción no es constante. Efectos similares a la ruptura de la linealidad pueden ser causados por una reducción de la tasa de producción. • Las características del yacimiento no son compatibles con la simplificación de las suposiciones. Cualquier cambio en las condiciones causará una curvatura en la carta.

MEDICIONES INDIRECTAS DE LA PRESIÓN Presión de formación de poros se puede determinar con información de varias fuentes. Todas las fuentes deben ser utilizados durante la planificación, la ejecución y el análisis de esfuerzo de perforación. Los ingenieros de yacimientos, geólogos y geofísicos pueden hacer importantes contribuciones particularmente en lo que se refiere a las correlaciones estratigráficas. "Shale es una multa clástica de grano, minerales, especialmente cuarzo y pizarra calcite.1 es la litología predominante en cuencas de petróleo. La mayor parte de los tiempos de perforación y sísmica de viaje tendrá lugar en la pizarra. Mecánicamente esquisto sigue siendo el menos entendido tipo roca debido a la falta de información fiable mediciones de la presión. La presión de poro, junto con el estrés total, define el "Tensión efectiva", que controla el comportamiento mecánico de las rocas en términos de fuerza y rigidez. La pizarra es muy variable en la totalidad de sus propiedades. Esta variabilidad complica aún más la definición de las curvas de compactación normales como esquisto esquisto características de compactación varían considerablemente. La pizarra es un material hermético con una baja permeabilidad suficiente. La porosidad varía en esquisto entre el 50 y el 5% cuando aumenta la profundidad. Es muy difícil de estimar y mide la porosidad en esquisto. Eso es un reto para la estimación de la variación de poro presión en la pizarra. En más presionada la pizarra que contienen agua a presión, la densidad de es más baja y la porosidad es mayor de lo normal. Hay varios método han sido existía para estimar la presión de poro en la pizarra desde 1950. Muchos autores tienen contorno procedimientos para la formación de la estimación (pizarra) la presión a partir de datos obtenidos a partir de estudios eléctricos y acústicos. Un parámetro importante para la planificación del bien es el conocimiento acerca de la formación de poros presión. La pizarra es una de las rocas más importantes que se pueden encontrar en todo reservorio rocas, a menudo con una presión de poro anormalmente alta. Y también la detección de anormalmente alta presión de poro es una tarea importante en todos los programas de perforación. Sobrepresiónsedimentos son generalmente causados por la secuencia de eventos donde queda atrapado por falla o no permeables las barreras en los sedimentos en profundidad. En un presionados normalmente la formación del agua fue expulsado por los aumentos normales de presión de sobrecarga. Sino anormal de la presión es causada por la liberación de agua en el poro sedimentario sistema, diagénesis Clay, compactación normal y otros mecanismos son fuertemente relacionados. En más de esquisto a presión que contiene agua a presión, la densidad es menor y porosidad es mayor de lo normal. Shale comprende una gran proporción de la mayoría de las cuencas sedimentarias y forma el sello y rocas de origen de muchos

yacimientos de hidrocarburos. Shale es un material hermético con un baja permeabilidad suficiente. Debido a su baja permeabilidad, existe un gran interés en el uso de la pizarra como rocas de caja para el almacenamiento de residuos. La porosidad de esquisto varía entre 50 a 5% cuando aumenta la profundidad. Es muy difícil de estimar y medir la porosidad en esquisto. Eso es un reto para la medición directa de la variación de poro presión en la pizarra. método existen varias para estimar la presión de poro en la pizarra desde 1950.Many autores tienen procedimientos generales para la estimación de la formación (pizarra) Presión utilizando datos obtenidos de las encuestas eléctricas y acústicas. Algunos otros como Eaton, Hubbert, Willis y Mathews tienen procedimientos generales para la estimación de poro fractura presión. El conocimiento de estos dos parámetros (formación y fractura de presión) es importante en la planificación y la perforación de pozos en el futuro. De hecho, uno puede dividir estos métodos en dos categorías. La presión directa medición y métodos indirectos de medición. Medición de la presión directa en formación porosa y permeable (RFT) se ha hecho durante décadas. Pero directas medición de la presión de fluido de poro por el ensayo dinámico o modular la formación de repetición herramientas de prueba de esquisto parece ser imposible debido a su baja permeabilidad. El uso de esquisto curvas de compactación es así la base de varios métodos de la presión del fluido de poro estimación, la presión de la línea sísmica de alambre, y en el modelado de cuenca. Todos estos métodos requiere la definición de una curva de compactación normal (NCC), o un conjunto de normales curvas de compactación para la pizarra. Estas curvas son típicamente empírica, basándose en la experiencia regional o el uso de la calibración de los experimentos de mecánica de suelos, pero parte se basa en el trabajo en la mecánica de rocas. La mayoría de estos métodos basados en detección de tendencia presión normal comparando con una tendencia anormal en la formación (Especialmente Shale) para obtener el gradiente de presión en la profundidad sobrecargar puntas. Otro métodos como la sísmica durante la perforación (SWD), Registro durante la perforación (LWD) y vertical Perfiles sísmicos (VSP) son la nueva tecnología para una mayor precisión de los datos y así de registro para la estimación de la presión de poro en esquisto que es utilizado por la mayoría de aceite empresas. Todos ellos utilizan en la medición de presión indirecta. La presión directa medición de esquisto ("MESPOSH") se ha obtenido desde 2000 (?) por un poco de aceite empresas como Statoil, BP y otros! Este método considera, por dos principales aplicaciones como a largo plazo y la medición a corto plazo la presión. Efectos de las comunidades locales el estrés, la química y la temperatura sobre la medición de la presión se han obtenido. Estos métodos se muestra la puede aprender más acerca de esquisto, directamente por medición o indirectamente por deducción, mejor será nuestra posición será la hora de interpretar y la comprensión de las causas de la inestabilidad de las variaciones de presión. Esta conocimiento nos puede llevar a una aplicación más realista de la tecnología y el producto

La presión del fluido estimación cayó bien y su precisión es una cuestión de hecho importante para la seguridad y perforación económica. Estándar métodos directos de determinación de la presión de poro en esquisto son imposibles debido a la baja permeabilidad de esquisto. loges telefonía fija comúnmente utilizado para la estimación de la presión de poros en los pozos vecinos. un método de combinación eléctrica y modelos mecánicos para calcular las presiones de poro fluido de registros geofísicos ha sido desarrollado desde los métodos 1950s.this reducir la incertidumbre involucrada en la estimación de porosidad de los registros e incluye un modelo simple de litología barro roca en el cálculo de la presión del fluido. La porosidad es comúnmente usado para estimar la presión de poro. Si Asuma que todas las pizarras se comportó de una manera homogénea en respuesta a la creciente tensión efectiva, este proceso de estimación sería relativamente sencillo. El común inferencia de sobrepresión de datos de porosidad de telefonía fija en el supuesto de que los esquisto sobrepresionada está compactado en relación a su profundidad de enterramiento es errónea. Como sabemos, la compactación de esquisto es fuertemente dependiente de la litología. Así, una combinación de los datos detallados de roca y la mecánica de suelos adecuados nos llevará a una aumento de la capacidad para la estimación de la presión de poro. La porosidad es una estimación de este desafíos que el conocimiento acerca de la cantidad de la misma, nos lleva a poner un gran paso para estimación de la presión de poro. En este capítulo se intenta una descripción de beneficios de la porosidad métodos de estimación.

SHUT IN PRESSURE

La fuerza de superficie por unidad de área ejercida en la parte superior del pozo cuando está cerrado, ya sea en el árbol de Navidad o el grupo BOP. La presión puede ser de la formación o de una fuente externa e intencional. El SIP puede ser cero, lo que indica que cualquier formación abiertos están efectivamente equilibrado por la columna hidrostática de líquido en el pocillo. Si la presión es cero, el pozo se considera muerta, y normalmente se puede abrir de forma segura a la atmósfera. Hay dos métodos diferentes para determinar SIDP cuando un flotador está presente en la cadena se han mencionado en este hilo, tanto las que implican el bombeo de la sarta de perforación. La diferencia en las técnicas se refieren a cuándo parar. El primer método es lo que me gusta describir como la realización de una prueba de fugas en la sarta de perforación: bombear lentamente y tomando nota de lo mucho que la presión aumenta por carrera del pistón de la bomba y se detiene cuando esto cambia (cambio / carrera desciende de forma significativa). El cambio indica que ya no están comprimiendo el fluido en la sarta de perforación, sino también el fluido en el espacio anular también - por lo tanto, el flotador se ha abierto y ha alcanzado el SIDP verdadero (más una presión menor fricción). El segundo método requiere que usted vea un cambio en la presión de la carcasa. Por experiencia personal parece que esta es una técnica más comúnmente se enseña en las escuelas de control, así como me parece que es la que los participantes del curso en general a citar. Si bien este segundo método, sin duda, trabaja en pozos relativamente poco profundos con una superficie BOP y patadas pequeños puede causar problemas en los pozos más profundos, sub mar pozos, pozos HPHT etc donde el lodo gelificado, la fricción gran inductancia de línea, etc compresibilidad del gas, pueden contribuir a retrasar el carcasa de respuesta de la presión en la superficie que da lugar a valores mayores SIDP aparentes. Sobre la estimación de la SIDP puede causar pérdidas durante el proceso de matanza, así como aplicar una presión innecesaria en el zapato o de otras formaciones débiles en el agujero abierto. Por esta razón, yo recomendaría que la fuga técnica de DP se utiliza para determinar la SIDP, sobre todo cuando hay un MAASP limitada y los factores mencionados anteriormente existen. Mientras que en el tema de la flota, y en particular los flotadores sólidos, me pregunto si estas a veces se ejecutan sin evaluar completamente la compensación en beneficio vs estorbo en la gestión de una patada en situaciones MAASP limitados. Como ejemplo, en operaciones en aguas profundas, donde la fricción inductancia de línea puede acercarse al valor de MAASP, una técnica para hacer frente a una falta de gas es para

permitir la entrada a migrar hasta el interior del zapato carcasa anterior mientras mantiene la SIDP a su valor original por sangrado de fluido desde el anillo como el gas migra. Una vez que la mayoría de la afluencia es el interior del zapato anterior de la zapata de presión se ha reducido por la diferencia en la altura hidrostática de la afluencia de la vs la cabeza de un equivalente TVD de fluido de perforación. Este margen bien puede entonces facilitar la circulación de la patada sin exceder la fuerza de calzado. SHUT-IN DRILL PIPE PRESSURE (SIDPP) Cierre de presión de la tubería de perforación (sidpp) Presión mostrando en el calibre del tubo de perforación y es la diferencia entre la presión de la formación y la de la cabeza hidrostática del fluido de perforación en el agujero en el momento de la patada. Esta presión se se utiliza para calcular el nuevo peso barro kill. SHUT-IN CASING PRESSURE (SICP) Presión de cierre carcasa (SICP) presión mostrando en los anuales o carcasa de calibre y se define como la presión diferencial entre la presión de la formación y la de la cabeza hidrostática del fluido de perforación más el gradiente de patada y el líquido contaminado en el agujero en el momento de la patada es tomar Esta presión a menudo ser mayor que la de la SIDPP y no debe ser utilizado para determinar el barro kill nuevo. Estas presiones no se calculan. En el caso de un reventón cuando el pozo se cierra inmediatamente pulg Usted debe tener a alguien controlar el medidor de presión en el colector de choke o estrangulador consola si su equipo tiene una potencia de ahogarse, y cierra la presión en los tubos de perforación será lo que la presión del tubo vertical es cuando el pozo se cierra en las plataformas de bombas de lodo están cerradas. Si no hay un flotador en la sarta de perforación tendrá una presión en la tubería. Incluso si usted tiene un flotador es posible que aún tienen algo de presión atrapada en la tubería y el medidor de tubo vertical reportará la cantidad de presión.