Capitulo 1 Principios Fundamentales 1

CONTROL DE POZOS

Objetivo

Describir y analizar las distintas Presiones que intervienen en la perforación de un pozo, así como las Causas e Indicaciones de una Arremetida (kick), describiendo los diferentes Equipos de Seguridad, los Procedimientos de Cierre del Pozo y seleccionando el Método de Control más apropiado, con la tubería en el fondo y fuera del fondo del pozo.

PORQUE ANALIZAR EL CONTROL DE POZOS

REVENTON

Capítulo I

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

Litología de la formación

Parte de la Geología que estudia las diferentes formaciones que se encuentran en la litosfera o envoltura rocosa que constituye la corteza del globo terrestre.

Lutitas, arcillas y limolitas

Areniscas

Carbonatos, yeso y dolomitas

Domo de sal


Origen de un yacimiento petrolífero

Teoría Orgánica Descomposición y transformación de restos animales y vegetales, depositados y enterrados durante tiempos geológicos milenarios. Estos bajo la acción de un proceso de sedimentación y compactación de los estratos, sometidos a presión y temperatura en el subsuelo a determinadas profundidades. Fuentes como estas contribuyen a la generación del gas natural y/o petróleo.


Origen de un yacimiento petrolífero Los yacimientos petrolíferos se consideran tienen origen orgánico. Se requieren de tres condiciones básicas para su formación:

- Un medio rico en contenido orgánico (pantanos, delta de los ríos, planicies inundadas).

- Proceso de sedimentación rápido a fin de evitar la descomposición total de la vida (antes de ser enterrados los elementos orgánicos).

- Trampa de hidrocarburos estructural (ej; fallas, domo de sal) o estratigráfica (ej: lentes de arena, arrecifes, canales de ríos y lechos de arena).


Muchos de estos procesos geológicos ya mencionados, son fluidos en el subsuelo, los mismos se definen de la siguiente manera:

Deposición:

Material detrítico llevado por los ríos hacia el mar, el cual sale de la suspensión y se deposita. Sedimentos no consolidados, ni compactados, teniendo así un relativa alta “porosidad” (espacio donde el líquido puede alojarse) y “permeabilidad” (interconexión de los espacios porosos de una roca o sea porosidad efectiva). A través del espacio entre los granos, el agua de mar mezclada con estos sedimentos se mantiene comunicada, generando una presión de formación o yacimiento igual a la columna hidrostática del agua.


Compactación:

Una deposición sucesiva y continua de los sedimentos, hace que exista una aumento en la profundidad de asentamiento. Los granos de las rocas previamente depositados van a estar sujetos a través de los puntos de contacto grano a grano de una mayor carga. Esto causa un reacondicionamiento de los mismos en un espacio más estrecho, resultando en un sedimento mas compacto y de menor porosidad.


Equilibrio Hidrostático:

El proceso de compactación en forma continua, hace que el agua se expele de su espacio poroso, el equilibrio hidrostático se mantendrá siempre que exista una trayectoria de flujo relativamente permeable hacia la superficie, el gradiente de flujo que se requiere para poder expeler el agua de compactación será muy pequeño hacia arriba.


Origen de las Presiones Anormales Compactación: Migración de los fluidos a zonas de menor esfuerzos, interrupción del proceso (capa impermeable) fluidos entrampados los cuales originan presiones anormales. Diagénesis: Alteración química de la roca debido a procesos geológicos (arcilla bentonítica a arcilla ilítica debido a su deshidratación). Levantamiento Tectónico: Asociados a procesos geológicos, disminución del relieve por plegamiento, deformación plástica, fallamiento, erosión, etc.


Densidad diferencial: Fluidos contenidos en los poros con densidad menor que la menor densidad de los fluidos del área. Migración de Fluidos:

Flujo hacia arriba a una formación somera de los fluidos de un yacimiento más profundo, esto puede ser natural o inducida por fugas en el Rev. de Producción, técnicas incorrectas deementación o completación, proceso de inyección, abandono incorrecto de pozos. Fallas: Redistribución de Sedimentos y Yuxtaposición de zonas permeables a zonas impermeables, inhibición de flujo de fluidos a regiones de equilibrio hidrostático.


Osmosis: Flujo espontáneo de una formación más concentrada (recargada) a otra separada por una membrana.

En conclusión:

La detección de las presiones anormales puede considerarse esencial en la perforación de pozos profundos, dentro de sus ventajas principales podemos mencionar:

- Mejores ROP (uso de densidades de menor valor).- Mejor selección de los puntos de asentamiento.- Mínimos problemas de pérdidas o de arremetidas.- Reducción de tiempos de perforación y costos operacionales involucrados.


LechoMarinoo de ríoFormaciónpermeablePresiónNormalPresiónanormalmentepresurizadaEstratos Geológicos

Lecho marinoo de río

PresiónNormal

Formaciónanormalmentepresurizada

Formaciónpresurizada


Capítulo I

Teoría de Presiones

Presiones manejadas en el Pozo Presión: Concepto relacionado como la fuerza ejercida por el peso de un objeto, dividido sobre un área especifica donde está actuando. Esto puede ser representado en un cilindro hidráulico.

Presión = Fuerza / Area

Area= 10 pulg2

Presiones manejadas en el Pozo Presión de la formación (Pform). Presión de los Fluidos contenidos en los espacios porosos de una roca. Denominada también como presión de poros, de yacimiento o de la roca. Según el concepto de Gradiente (relación de la presión por cada pie de profundidad), existen tres tipos de Presión de Formación:

Subnormal : < 0,433 psi /pieNormal : 0,433 y 0,465 psi /pieAnormal : > 0,465 psi /pie

Pform = Gradiente form. x PVV psi

donde: PVV = Profundidad Vertical Verdadera pies.

PVV = Profundidad Vertical Verdadera

PVV = 10.000 pies

MD = Longitud Medida

MD = 11.600 pies

Gradientes de Presión de Formación

Técnicas de Detección • Durante la etapa de la planificación del pozo, la Presión de en base a los datos de poros de referencia (esto en caso de de la Formación o del Yacimiento o de Poro, se predice en base a los datos de poros de referencia (esto en caso de estar disponible) y del análisis de los datos sísmicos. • Por lo general, la Presión de la Formación se planifica como Normal, hasta que se llegue a una profundidad donde los cambios en los parámetros de perforación indican un cambio a anormal (de existir). Esta últimas, se penetran más frecuentemente e implican el mayor riesgo en la perforación de cualquier área. • A medida que aumenta la Presión de la Formación se debe aumentar la densidad del fluido de perforación, esto a fin de mantener un ligero sobrebalance sobre ella (margen de seguridad o margen de viaje).

• El intervalo en el pozo en la que la presión de poro aumenta de su punto Normal se conoce como Zona de Transición. Usualmente, esta pendiente aumentará a una máxima presión de poro, causada por el proceso deposicional de enterramiento y compactación. • Para las lutitas, la zona de transición representa la barrera de permeabilidad que restringe el flujo de fluidos existentes en los poros hasta el ambiente marino. El espesor de esta zona, depende de las permeabilidades dentro y adyacentes a la formación sobrepresionada en la edad de sobrepresión. • Las Técnicas y Métodos mejoran constantemente en cuanto a su precisión, permitiendo un mejor control del pozo, es por ello que se deben realizar todos los esfuerzos para detectar la presencia de zonas de transición y por ende zonas anormales durante la planificación y perforación del pozo.

Métodos de Detección Existen varios Métodos para determinar Zonas de Presiones Anormales, a continuación se mencionan algunos de ellos: Antes de la PerforaciónMétodos Sísmicos, Porosidad de las lutitas. Durante la PerforaciónIncremento de: ROP, cloruros, temperatura de retorno y disminución de: densidad de las lutitas, Exp “dc”, densidad del lodo por corte por gas. Después de la PerforaciónMétodos Sónicos, Resistividad y Conductividad.

Antes de la Perforación: Método Sísmico Este método representa el de mayor utilización en la perforación exploratoria. El mismo, permite la planificación y ejecución inicial de un programa de perforación. En la medida que la perforación avance, debe irse ajustando el programa inicial con la información obtenida del pozo. Las características acústicas de la sección superior de la corteza terrestre puede medirse por varias razones: en estudios de terremotos y en prospección sísmica y registros eléctricos (perfiles), acústicos (sísmicos). Estos dos últimos, investigan de manera similar los rangos de velocidad, pero utilizan frecuencias y longitudes de onda totalmente diferentes.

Antes de la Perforación Método Sísmico

Antes de la Perforación Método Sísmico El comportamiento del tiempo de tránsito en el intervalo (TTI) con la profundidad es a disminuir en zonas de compactación normal.

En una zona subcompactada, el tiempo de tránsito (TTI) se desviará de la tendencia normal, incrementando con la profundidad, lo cual es indicativo de un posible tope de la zona de presiones anormales. Este valor debe ser interpretado a través de las correlaciones, a fin de determinar la Presión de la Formación o del Yacimiento y para definir igualmente las densidades del fluido de perforación en los diferentes intervalos del pozo.

Antes de la PerforaciónMétodo Sísmico (TTI vs. Prof.)

CUENCA DE MAGALLANES

Durante la Perforación Exponente “d” Una de las técnicas que utiliza la mayoría de las variables de perforación y que ha resultado ser muy efectiva y actualmente considerada como una de las mas utilizadas como Método de campo, es el Exponente “d”. Esta técnica, se formuló en las lutitas de la Costa del Golfo de los Estados Unidos, dando resultados en cuanto a interpretación en tiempo real bastante óptimo. El mismo es considerado un Método empírico y fue publicado por Bingham en el año de 1964, el cual se basó en datos de campo y de laboratorio. Posteriormente Jordan & Shirley, propusieron usar el Método anterior afin de normalizar la velocidad de penetración por el efecto de variaciones del PSM, RPM y el diámetro de la mecha.

Durante la Perforación Exponente “d” Este método esta basado en la siguiente formulación:

log (ROP / ( 60 x RPM ) ) Exp “d” = log ( 12 x PSM / ( 106 x Dm ) ) donde:

ROP: Velocidad de penetración, pies/horaRPM: Revoluciones por minuto, rev/minPSM: Peso sobre la mecha, libras-fuerzaDm: Diámetro de la mecha, pulgs

Ejemplo

ROP= 20 pies/hrRPM=100PSM= 25.000 lb DM= 9 7/8 pulg

Exponente “d”

Durante la Perforación Exponente “d” Si el Exponente “d” es calculado en lutitas, es posible hacer un seguimiento a sus etapas de compactación y detectar cualquier subcompactación.

Cualquier disminución de la tendencia del Exponente “d”, cuando se perfora una secuencia arcillosa (tal como la lutìtica), es una función del grado de subcompactación y también del valor de presión anormal asociado. Si durante la perforación del pozo, se contempla un cambio de densidad del fluido, se ha necesario calcular un Exponente “d” corregido (Exp “dc”).

Durante la Perforación Exponente “dc” Este representará la diferencia hidrostática del área y la presión de la formación. La misma fue desarrollada en 1971 por Rahm y McClendon los cuales sugirieron la siguiente corrección:

Exp “dc” = Exp “d” x (Dfn / Dfe)

donde:

Exp “d”: Exponente “d” calculado por la fórmula anteriorDfn: Densidad del fluido equivalente a una presión normal, lb/galDfe: Densidad del fluido equivalente en uso, lb/gal

Durante la Perforación Exponente “d” Es importante acotar algunas observaciones en cuanto a la efectividad del uso del Exp “d” para consolidar la presencia de una zona de presiones anormales. Para ello, mencionaremos algunas razones que pudiesen incidir en la efectividad de los valores y su interpretación del Exp “d”.

• Excesivo diferencial de densidad del fluido de perforación, valores de 2 a 3 lbs/gal incidirá directamente en los resultados.

• Que no exista un mantenimiento adecuado al fluido de perforación.

• Que no exista una hidráulica adecuada que garantice efectividad en la limpieza del fondo del hoyo.

• Una buena sección de litología homogénea es importante para la obtención de buenos resultados, ej: lutìtas

Método Exp. “dc” (Exp. “dc vs. Prof.)

Después de la Perforación Método de Resistividad Una de las técnicas más comúnmente usada y antigua para detectar zonas de presiones anormales después de la perforación, son los Registros Eléctricos y especialmente el de Resistividad de las Lutitas (Rsh). Dado que la matriz de la rocas, tiene una conductividad muy baja, la resistividad registrada depende de: la porosidad, la naturaleza del fluido contenido en el espacio poroso y de su contenido de sales disueltas. En condiciones de compactación normal, un incremento unitario en la resistividad de la lutita con la profundidad, corresponde a una reducción unitaria de la porosidad bajo el efecto del peso de los sedimentos suprayacentes (para una resistividad del fluidos dada).

Después de la Perforación

Método de Resistividad

De allí que, la entrada a una zona subcompactada se detecta por una disminución de la resistividad debido a un incremento relativo de la porosidad. Otros factores, además de la porosidad también afectan la medición de la resistencia de la formación y puede enmarcar cambios debido a la compactación, entre ellos están: Temperatura: incrementa con la profundidad, disminuyendo la resistividad para salinidad de agua dada. Presencia de hidrocarburos: en los espacios porosos de la formación incrementa significativamente la resistividad. Litología: una lutita ligeramente salada en comparación con una lutita pura, pudiese causar error cuando se utiliza la Rsh para determinar la tendencia normal de compactación. Lavado del hoyo: un incremento en el diámetros del hoyo, puede también generar error en la medición.

Después de la Perforación Método de Resistividad

No todos los aparatos dan la misma resistividad para arcillas y lutitas, esto debido a la anisotropía de la matriz. Debido a la manera como funcionan los registros de inducción, ellos detectan primordialmente la resistividad horizontal y por eso brindan menores valores. La resistividad a ser usadas para la preparación de gráficos de compactación, deben ser aquellos obtenidos usando técnicas de investigación completa. El aparato convencional más adecuado para estos propósitos es la herramienta de inducción profunda. Los registros de conductividad, pueden utilizarse también para detectar anormalidades de compactación, dado que proporcionan mayores detalles en zonas de bajas resistencias.

Método de Resistividad (Rsh vs. Prof.)

Correlaciones existentes para la Detección Existen varios Correlaciones desarrolladas por investigadores que nos permite conocer el valor de la Presión o Gradiente de la Formación, acontinuación se mencionan algunos de ellos:

Antes de la PerforaciónCorrelación de Pennebaker, la cual utiliza el Tiempo de Tránsito (Ätt). Durante la PerforaciónCorrelación de Rehm & Mc Clendon, Zamora y Ben Eaton, los cuales utilizan el Exp “ dc”. Después de la PerforaciónCorrelación de Eaton, Hottmann & Johnson, Lane & Macpherson, Ben Eaton, los cuales utilizan la Resistividad (Rsh).

Correlación de Ben Eaton A través de la Correlación de Eaton nos disponemos a calcular el valor en predicción de la Presión de la Formación o Yacimiento ó su Gradiente (Gr. Form). Esta Correlación es de uso común a nivel de la Industria Petrolera Mundial y nos sirve tanto para el uso del Exponente “dc”, como para el de Resistividad, las formulaciones son las siguientes:

Gr. form = Gr.sc – ( Gr.sc – Gr.n )( Exp”dco”/Exp “dcn” )1.2

Gr. form = Gr.sc – ( Gr.sc – Gr.n) ( Rsh(o) / Rsh(n))1.2

Gr.sc y Gr.n = Gradientes de Sobrecarga y Normal ( psi / pie)

Principio del Tubo en “U” Si en un pozo, existe un fluido por dentro de la tubería así como en el espacio anular, la Presión Atmosférica puede omitirse dado que son iguales en ambos lados. Un pozo puede ser comparado con un Tubo en “U”, donde la Presión Hidrostática en cualquiera de los lados no dependerá del volumen de fluido (si ambos lados se encuentran totalmente llenos) y por supuesto estas serían iguales. Solo en caso de que otro fluido este incorporado en unos de los lados, existirá entonces una sumatoria que intentará encontrar un punto de equilibrio y será desalojado un volumen equivalente de fluido de la columna menos densa.

Presión hidrostática (Ph) Presión que existe en cualquier punto de un pozo generado por el peso de una columna estática del fluido (líquido, gas o compleja) y la altura vertical de dicha columna.

Ph = 0,052 x Df x PVV (psi)

donde:Df = Densidad (lb / gal)0,052 = Factor de ConversiónPVV = Profundidad Vertical Verdadera (pies)

Presiones manejadas en el Pozo

Gradiente de Presión Es la variación de la presión por unidad de profundidad o longitud vertical verdadera, la cual es expresada generalmente en psi/pie y su fórmula es la siguiente:

Grad. Presión = Presión / PVV (psi / pie) Gravedad Específica Es la relación que existe entre la Densidad de un fluido y la Densidad del agua fresca o dulce, así mismo entre el Gradiente de fluido y el Gradiente del agua fresca o dulce.

Grav. Específica = Dens. Fluido / Dens. Agua frescaGrav. Específica = Grad. Fluido / Grav. Agua fresca


Presión de Sobrecarga Presión generada por el peso de los sedimentos o materiales existentes en la formación y los fluidos contenidos en ellas entre un área específica.

Psc = 0,433 [(1 – Ø) GE. s + Ø x GE. f)] x PVV (psi)

Psc = Grad. Sc x PVV (psi)

Psc = Presión de Sobrecarga (psi)Grad. Sc = Gradiente de sobre carga (psi/pie)Ø = Porosidad (adimensional)GE. s = Gravedad Específica de los sólidos (adimensional)GE. f = Gravedad Específica de los fluidos (adimensional)PVV = Profundidad Vertical Verdadera (pies)



Presión de Fractura Presión que resiste la formación a abrirse o fracturarse en un punto dado del hoyo, esto debido a las fuerzas existentes en una formación. Este presión puede ser obtenida mediante una correlación o mediante prueba de campo. Generalmente el punto del hoyo el cual debe evaluarse al momento de conocer la Presión de Fractura, es a nivel de la zapata del último revestidor bajado.

Pfract = Grad. fract. x PVV (psi)

Grad. Fract. = Gradiente de Fractura (psi / pie)


Presión de Fractura En la planificación de la perforación de un pozo profundo el cual penetrará formaciones con Presiones Anormales, el conocimiento anticipado de la Presión de Fractura de las formaciones perforadas, es tan importante como la determinación de la manera en que varía la Presión del de la Formación o Yacimiento con la profundidad Las técnicas para determinar las Presiones de Fractura, incluyen Métodos Predictivos y de verificación de los mismos La planificación inicial debe basarse en los valores de Presión de Fractura a través de Métodos Predictivos. Posteriormente, una vez que el revestidor es bajado y cementado debe comprobarse dicho valor con un Prueba de Presión conocida como Integridad de Presión (P.I.P) o Leak off Test (L.O.T).


Métodos Predictivos Una de la correlaciones de mayor uso es la de Ben Eaton. Esta correlación relaciona su determinación del valor en predicción de la Presión de Fractura utilizando la Relación de Poisson (µ). La formulación utilizada es la siguiente:

Pfract = Pform + ( µ / ( 1 - µ ) ) x ( Psc –Pform )

Es importante mencionar que la Relación de Poisson no es exactamente la misma para áreas diferentes y debe ser verificada con datos locales; cada área prospectiva debe tener su propia curva.


Correlación de Eaton – Relación de Poissons

Prueba de Integridad de Presión ( P. I. P )Leak off Test (L.O.T).

Definición:

Prueba de presión que se realiza por debajo de la zapata del último revestidor cementado en un pozo, la cual tiene los siguiente propósitos:

• Probar el trabajo de Cementación realizado, a fin de asegurarse de que no existe comunicación con la superficie

• Determinar el Gradiente de Fractura de la zapata del revestidor.

• Determinar la Máxima Presión en el Anular permitida durante la perforación del próximo hoyo y la Máxima Densidad posible en esa sección.

Prueba de Integridad de Presión (P.I.P) Procedimiento de la Prueba: • Bajar sarta de perforación hasta el tope del cuello flotador y realizar prueba

volumétrica al revestidor.• Perforar el cuello flotador y el cemento hasta 10 pies encima de la zapata.• Repetir la prueba volumétrica (2 tubos entre cuello y zapata).• Perforar el resto del cemento, la zapata y 10 a 15 pies de formación, circular y

acondicionar el fluido de perforación (hoyo limpio).• Levantar la mecha a nivel de la zapata y llenar el hoyo. Cerrar un preventor.• Conectar y probar líneas.• Bombear fluido lentamente al pozo (1/4 a ½ bls/min), observar presión y/o

esperar la estabilización de presión ( 2 min. aprox.).• Continuar bombeando y registrar la presión y el volumen bombeado hasta

alcanzar el límite LOT. Elaborar gráfico simultáneamente.• Parar el bombeo y esperar unos 10 min. para la estabilización de la presión.• Desahogar la presión y registrar el volumen de retorno.

Prueba de Integridad de Presión (P.I.P.) Densidad Equivalente Máxima (Deqm): Valor máximo de Densidad del fluido a utilizar en el próximo hoyo o sección:

Deqm = Df + Limite PIP / (0,052 x PVV zap ) (lbs / gal)Deqm = Pfract / ( 0,052 x PVV zap) (lbs / gal)

donde:

Pfract = (0,052 x Df x PVV zap) + Limite PIP (psi)Df = Densidad del Fluido de la prueba (lbs / gal)Limite PIP = Valor máximo de presión de la prueba (psi)PVV zap = Profundidad Vertical a nivel de la zapata (pies)

Prueba de Integridad de Presión (P.I.P.) Máxima Presión Anular permitida en Superficie (MASP): Valor máximo de Presión que puede ser acumulada en el estrangulador al momento del cierre del pozo a nivel del manómetro del revestidor. Este valor disminuirá a medida que la densidad del fluido aumente:

MASP = Pfract – Ph zap (psi) MASP = 0,052 (Deqm – Df nuevo) x PVV zap (psi) MASP = ( Grad. fract. – Grad. fluido nue.) x PVV zap (psi)

Presiones manejadas en el Pozo Presión de circulación o de bomba (Pcirc)

Presión requerida para circular un fluido de perforación, completación o reacondicionamiento, el cual debe vencer las pérdidas por fricción a través del sistema de circulación.

Los factores que afectan la presión por fricción son:

• Longitud de la sarta de perforación.• Densidad o peso del fluido.• Punto cedente y viscosidad plástica.• Diámetro de los componentes del sistema.• Tasa de circulación (Caudal).

Nota: Si el Caudal aumenta o disminuye la Pcirc. variará en forma

exponencial.

EL CIRCUITO DEL LODO DE PERFORACION

Es necesario circular un fluido para limpiar el pozo.

Además:

Controlar la presión de formación.

Refrigerar el trepano.

Proteger la pared del pozo.

Presión de Circulación (Pcirc)

Pcirc = S Pérdidas por fricción psi

donde:

S Pérdidas por fricción a través del Sistema de Circulación, psi

Ejemplo:

50 : ∆ Pr. equipos superficales. psi 500 : ∆ Pr. en tubería, psi

200 : ∆ Pr. en las barras, psi 1.950 : ∆ Pr. en los chorros (jets), psi

100 : ∆ Pr. en hoyo – barras, psi 200 : ∆ Pr. en hoyo – tubería, psi 3.000 = ∆ Presión de circulación

Presión de circulación o de bomba (Pcirc)


Pfondo=BHP=Ph BHP=Ph+… ¿Pcirc?

Presión de Circulación (Pcirc)

Pcirc nue = Pant. x ( Q nue / Q ant )2 psi

donde:

Pcirc nue = Presión de circulación nueva, psi Pant. = Presión anterior, psi Q nue = Caudal nuevo de la bomba, gpm Q ant = Caudal anterior de la bomba, gpm

Ejemplo :

Pant. = 2400 psi Q ant = 500 gpmQ nue = 250 gpm

Pcirc nue = 2400 x ( 250 / 500 )2 = 600 psi

RELACION ENTRE PRESIONES

PRESIONES MANEJADAS EN EL POZO Densidad equivalente de circulación (ECD) Suma de los valores de Presión Hidrostática del fluido y las Pérdidas por Fricción en el Espacio Anular convertidas a valores de Densidad.

ECD = Df + % SD Pr. Anular / (0,052 x PVV ) lbs / gal

SD Pr. Anular : Sumatoria de la caída de presión por fricción en el espacio anular, psi

Ejemplo :

Df = 12 lbs / gal , SD Pr. Anular = 300 psi , PVV = 15.000 pies

ECD = 12 + (300 / ( 0,052 x 15.000 ) = 12,4 lbs / gal

PRESIONES MANEJADAS EN EL POZO

Efecto de Surgencia (Efecto Pistón)

Presiones que se originan cuando la tubería de perforación es introducida al pozo a una velocidad mayor (tiempo menor) que su valor recomendada.

Efecto de Succión (Efecto de swabeo)

Presiones que originan cuando la tubería de perforación es sacada del pozo a una velocidad mayor (tiempo menor) que su valor recomendado

Factores que afectan la Surgencia y al Swabeo

• Propiedades del Fluido.• Velocidad de viaje.• Configuración de la Sarta de Perforación (BHA).• Condiciones del hoyo, de la formación y profundidad.

Análisis gráfico de Surgencia y Suabeo

Arremetidas (kick) Definición: Flujo no deseado de los fluidos de la formación invadiendo el pozo. Su presencia es debido a que la Presión de la Formación supera a la Presión Hidrostática ejercida por el fluido frente a una formación permeable. Comportamiento de una Arremetida de Gas Las arremetidas pueden ser de gas, agua, petróleo o una mezcla de ellos. Las arremetidas de gas son las más difícil de manejar debido alas propiedades del mismo, a saber Migración y Expansión.

Arremetidas (kick)

La mayoría de las Arremetidas ocurren durante los viajes de tubería y se vuelve más crítica cuando ésta se saca.

Arremetidas (kick)

Es importante analizar cual pudiese ser el comportamiento de una arremetida de gas, a fin de tomar las precauciones y conocer por adelantado un posible resultado de un mal manejo durante su extracción a la superficie. Su comportamiento podemos clasificarlo en:

Migración del Gas con el Pozo Cerrado.Alta Presión en la Superficie y en el Fondo.

Migración del Gas con el Pozo Abierto.

Mayor Volumen del Influjo en Superficie.

Circulación controlada del Gas fuera del pozo.Óptimo control de volumen y de la presión en

superficie sin entrada de nuevos influjos.

Migración del Gas con el pozo cerrado

Arremetida (kick)

Arremetidas (kick) Migración del Gas con el Pozo Abierto En este comportamiento, es necesario considerar la Ley de Gases Ideales, a fin de calcular el Volumen que se obtendría en superficie, si no es controlada el manejo de las presiones y la entrada de nuevos fluidos.

Pfondo x Vfondo = Psup x Vsup

Circulación controlada del Gas fuera del pozo Afín de obtener un óptimo control del volumen y de las presiones en el pozo y en la superficie, se recomienda el uso de una Metodología de Control y Equipos de Estrangulación ajustables que permita la remoción del gas fuera del pozo.

Arremetidas (kick) Tolerancia de una Arremetida Se conoce como el máximo volumen permitido que puede ser circulado fuera del pozo. En otras palabras, que permita que cuando el mismo es llevado a la superficie por el Método de Control con mayores presiones en el anular, los valores que se presenten a nivel de la zapata del último revestidor no cause una fractura a la misma. En algunos casos esto puede referirse a la Máxima Densidad de incremento del fluido de perforación sin que este afecte o supere la Densidad Máxima Equivalente a nivel de la zapata (Den. equi. max).

Tolerancia de una Arremetida Cálculos generales: Densidad Máxima de la Arremetida (lbs / gal)

Se refiere aquella que es limitada por la MASP

Dens. Max Kick = MASP / ( 0,052 x TVD) Máxima Longitud del Influjo (pies)

Se refiere a la altura máxima que ocuparía el influjo en el espacio anular.

hmax inf = MASP / (Gf – Ginf))

Gf : Grad. del fluido, psi / pieGg: Grad. del gas, psi / pie

Tolerancia de una Arremetida Cálculos generales: Comparar hmax inf vs. Long. Barras (Lb) Si hmax inf es < LbEl Volumen máximo de fondo será: Vol max inf = Cap. Anu. h-b x hmax inf Si hmax inf es > LbEl Volumen máximo de fondo será:Vol max inf = Lb x Cap. Anu h-b + ( hmax inf - Lb) x Cap. anu. h-tp

Volumen máximo calculado a nivel de la zapata Pfondo x Vol. fondo = Pzap x Vol. zap

Tolerancia de una Arremetida Cálculos generales:

Pfondo = Ph fondo + PCR Pzap = Ph zap + PCR

Vol max. zap = hmax inf x Cap. anu. h-tp Vol. fondo = Pzap x Vol zap / Pfondo

Ejemplo:

Gf = 0,624 psi / pie Dh = 12,25 pulgsTVD pozo = 12.000 pies Debarras = 8 pulgsTVD zap = 4.500 pies Lb = 700 piesGg = 0,15 psi / pie Detp = 5 pulgs

MASP = PCR = 700 psi (asumir el máximo)

Tolerancia de una Arremetida Respuesta: Dens. Max. Kick = 700 / ( 0,052 x 12.000) = 1,12 lbs / galhmax inf = 700 / ( 0,624 – 0,15) = 1.477 pieshmax inf es > Lb ( 1.477 pies > 700 pies)Vol. max. inf = 700 x 0,0836 + ( 1477 – 700 ) x 0,1215 = 153 blsPzap = (0,624 x 4.500 ) + 700 = 3.508 psiPfondo = ( 0,624 x 12.000 ) + 700 = 8.188 psiVol max. zap. = 1.477 x 0,1215 = 180 blsVol. fondo = ( 3.508 x 180 ) / 8.188 = 77 bls Este valor representa el máximo volumen permitido en el fondo sin llegar a fracturar la zapata mientras el mismo se circule a la superficie.

Tolerancia de una Arremetida

Arremetidas (kick) Reventón (BLOWOUT) Flujo en forma descontrolada del pozo a la superficie, esto debido a la pérdida del control primario y/o secundario, a errores en el Método de Control seleccionado o quizás procedimientos no apropiados de los mismos, en fin cualquier circunstancia asociada al hombre o a los equipos. Esta situación puede presentarse en los siguientes casos:

Durante la perforación del pozo.

Durante un trabajo de rehabilitación.

Daño de un árbol de navidad de un pozo.

Reventón

Capitulo 1 Principios Fundamentales 1

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