Control de Pozos

CONTROL DE POZOS

El presente manual fue elaborado tomando como base las prcticas consideradas ms adecuadas en el momento de su elaboracin, no teniendo la intencin de imponer normas o procedimientos. Los procedimientos y equipamiento pueden variar como consecuencia de la experiencia y del desarrollo de nuevas tecnologas. Este manual no puede ser reproducido total ni parcialmente, ya sea en forma impresa o digital, sin autorizacin expresa de AMELCO Formacin Profesional.

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AMELCO IADC CURSO DE CONTROL DE POZOS

CONTROL DE POZOS

PERFORACIN / TERMINACIN / REPARACIN NIVEL SUPERVISOR

NDICE GENERAL

Captulo 1 INTRODUCCIN A LOS FLUIDOS

Captulo 2 PRINCIPIOS DE LA PRESIN

Captulo 3 ORIGEN Y DETECCIN DE SURGENCIAS

Captulo 4 EL BOP Y SU CONJUNTO

Captulo 5 EQUIPAMIENTO DEL POZO

Captulo 6 MECNICA DE LAS SURGENCIAS

Captulo 7 PROCEDIMIENTOS

Captulo 8 FUNDAMENTOS DE CONTROL DE POZOS

Captulo 9 MTODOS DE CONTROL DE POZOS

Captulo 10 COMPLICACIONES OPERATIVAS

Captulo 11 SACAR O BAJAR TUBERA BAJO PRESIN

Captulo 12 REPARACIN DE POZOS

Captulo 13 TEMAS ESPECIALES

Captulo 14 ANEXO CLCULOS

GLOSARIO

REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS

NDICE ALFABTICO


1 - INTRODUCCIN A LOS FLUIDOS 1-1

Captulo 1 - INTRODUCCIN A LOS FLUIDOS

NDICE

TEMA PG.

FLUIDOS DE PERFORACIN 1-3Funciones generales................................................................................................... 1-3

Transportar recortes a la superficie................................................................. 1-3

Evitar la cada de recortes cuando se detiene la circulacin........................... 1-4

Controlar la presin anular.............................................................................. 1-4

Enfriar y lubricar la columna de perforacin.................................................... 1-4

Soportar las paredes del pozo......................................................................... 1-4

Aportar flotacin a la columna de perforacin y casing................................... 1-4

Provisin de energa hidrulica....................................................................... 1-4

Proveer un medio adecuado para el perfilaje.................................................. 1-4

Permitir transmitir informacin de fondo de pozo............................................ 1-5

Efectos no deseados................................................................................................... 1-5

Daos a la formacin....................................................................................... 1-5

Contaminacin ambiental................................................................................ 1-5

Corrosin del casing y la columna de sondeo................................................. 1-5

Reduccin de la velocidad de penetracin del trpano................................... 1-5

Problemas de circulacin, compresin y pistoneo........................................... 1-5

Prdida de circulacin..................................................................................... 1-5

Aprisionamiento de sondeo............................................................................. 1-5

Erosin del pozo.............................................................................................. 1-5

Decantacin de recortes en las piletas............................................................ 1-6

Desgaste prematuro de la bomba de lodo....................................................... 1-6

Contaminacin del cemento............................................................................ 1-6

Medicin de campo de los fluidos de perforacin....................................................... 1-6

Densidad.......................................................................................................... 1-6

Propiedades Reolgicas.................................................................................. 1-7

Ensayo de filtrado de baja presin................................................................... 1-9

Prueba de cloruros........................................................................................... 1-10

Temperatura..................................................................................................... 1-10

Tipos de Fluidos de perforacin.................................................................................. 1-11

FLUIDOS DE REPARACIN..................................................................................... 1-12Cualidades necesarias de los fluidos de reparacin................................................... 1-12

Problemas de contaminacin...................................................................................... 1-12



TEMA PG.

Funciones.................................................................................................................... 1-13

Transporte de materiales................................................................................. 1-13

Suspensin de materiales al detener la circulacin......................................... 1-13

Control de presin............................................................................................ 1-14

Enfriamiento y lubricacin................................................................................ 1-14

Provisin de energa hidrulica........................................................................ 1-14

Brindar un medio adecuado para las herramientas de cable, perfilaje y punzado........................................................................................................... 1-14

Permitir que el equipamiento del pozo pueda bajarse en tiempo razonable y forma segura.................................................................................................... 1-14

No producir dao a formaciones en produccin.............................................. 1-14

No daar el equipamiento del pozo................................................................. 1-15

No daar el equipamiento de superficie.......................................................... 1-15

No afectar al personal ni al medio ambiente.................................................... 1-15

Temperatura................................................................................................................ 1-15

Tipos de comunes de fluidos....................................................................................... 1-15

Petrleo........................................................................................................... 1-15

Fluidos de base petrleo................................................................................. 1-16

Gas.................................................................................................................. 1-16

Agua................................................................................................................ 1-16

Densidad de salmueras................................................................................... 1-17

Cristalizacin............................................................................................................... 1-18

Fluidos de base acuosa o convencionales (lodos)..................................................... 1-18

Fluido de empaque...................................................................................................... 1-18

Colchones y tapones................................................................................................... 1-19

Seguridad general para los fluidos.............................................................................. 1-20

Resumen..................................................................................................................... 1-20



INTRODUCCIN A LOS FLUIDOS

FLUIDOS DE PERFORACIN

FUNCIONES GENERALES Las funciones generales de los fluidos de perforacin estn correctamente definidas y, considerando que el buen resultado de los trabajos de perforacin depende de la calidad de los fluidos que se utilice, en este captulo inicial nos ocuparemos de ellos en detalle. A continuacin, se mencionan las nueve funciones bsicas de los fluidos de perforacin:

Transportar recortes a la superficie. Evitar la cada de esos mismos recortes cuando se detiene la circulacin. Controlar la presin anular a travs de la presin hidrosttica. Enfriar y lubricar la columna de perforacin Soportar las paredes del pozo Aportar flotacin a la columna de perforacin y casing. Proveer energa hidrulica. Proveer un medio adecuado para el perfilaje. Permitir la transmisin de informacin de fondo de pozo.

Como nada es perfecto, existen algunos efectos no deseados que debern reducirse al mnimo para lograr cumplir las funciones generales ya mencionadas con buen resultado:

Daos a la formacin Contaminacin ambiental. Corrosin del casing y la columna de sondeo Reduccin de la velocidad de penetracin del trpano. Problemas de circulacin, compresin y pistoneo Prdida de circulacin Aprisionamiento de sondeo Erosin del pozo Decantacin de recortes en las piletas y en el pozo Desgaste prematuro de la bomba de lodo Contaminacin del cemento

Transportar recortes a la superficie El lodo en movimiento debe lograr una buena limpieza del pozo para no dejar recortes en el espacio anular, ya que esta acumulacin provocara un aumento del esfuerzo de torsin y arrastre, taponamientos y variaciones en la presin hidrosttica. Adems puede favorecer problemas como aprisionamientos de sondeo, prdidas de circulacin, y disminucin de la velocidad de penetracin.

Por otra parte, la gravedad tiende a provocar que los recortes caigan hacia el fondo del pozo. La velocidad de cada de los recortes depende fundamentalmente de:

Tamao y forma de la partcula Densidad de la partcula



Viscosidad del lodo

Evitar la cada de los recortes cuando se detiene la circulacin Como ya vimos, al parar la circulacin los recortes tienden a caer al fondo. Esto se evita si el lodo de perforacin forma una estructura gelificada. Esta estructura gelificada debe mantener los recortes en su posicin hasta que la circulacin se reanuda. Pueden producirse presiones excesivas de compresin y pistoneo si el lodo conserva una estructura muy gelificada cuando la circulacin ha comenzado.

Controlar la presin anular Dado que los fluidos de formacin (petrleo, agua o gas) normalmente se encuentran bajo una fuerte presin, es necesario balancearlos o sobrebalancearlos para evitar un flujo descontrolado. La presin hidrosttica que ejerce el fluido de perforacin cumple tal efecto en el espacio anular.

Enfriar y lubricar la columna de perforacin El trabajo de perforacin del trpano contra la formacin en el fondo del pozo, logrado por la rotacin de las barras de sondeo, requiere mucha energa y por lo tanto libera una gran cantidad de calor. El lodo de perforacin debe absorber este calor y eliminarlo del fondo del pozo.

El fluido de perforacin tambin debe lubricar el casing, barras de sondeo y el trpano. Las propiedades de lubricacin pueden mejorar al agregar materiales especiales al fluido de perforacin, esto es lubricantes. Los beneficios que se pueden lograr son disminuir el esfuerzo de torsin y arrastre, reducir la presin de bombeo y una disminucin del desgaste por friccin entre la barra de sondeo y el casing.

Soportar las paredes del pozo El pozo puede derrumbarse antes de entubarlo, a menos que exista un soporte adecuado provisto por el lodo. El tamao del soporte depende de la formacin. Una formacin muy firme o consolidada puede sostenerse solamente por el efecto de la densidad del lodo. En formaciones no consolidadas o dbiles, el fluido de perforacin debe proveer la formacin de un revoque delgado y resistente sobre la pared del pozo.

Aportar flotacin a la columna de perforacin o casing La columna de perforacin o del casing puede pesar muchas toneladas y generar esfuerzos extremos en la estructura del equipo. El efecto de flotacin provisto por el fluido disminuye en cierto porcentaje el peso excesivo. Segn el Principio de Arqumedes, esta fuerza positiva depende de la densidad del fluido y del volumen que haya desalojado.

Proveer energa hidrulica Los conceptos del Teorema de Bernoulli se aplican para explicar la muy alta velocidad que se desarrolla a medida que el lodo de perforacin pasa a travs de las boquillas del trpano. Esta fuerza hidrulica mantendr limpia el rea debajo del trpano para que ste no tenga que retriturar los recortes de lo ya perforado, ya que redundara en una reduccin de la velocidad de avance. Las propiedades fsicas y la velocidad del fluido de perforacin estn determinadas para poder garantizar la limpieza del rea debajo del trpano.

Proveer un medio adecuado para el perfilaje El fluido de perforacin es necesario para las operaciones de perfilaje que se realizan para evaluar las formaciones. Muchos perfiles requieren que el lodo de perforacin sea un lquido conductor de electricidad o sonido que presente propiedades distintas a las que poseen los fluidos de la formacin.



Permitir transmitir informacin de fondo de pozo Tal es el caso de la informacin que transmiten las herramientas de MWD.

EFECTOS NO DESEADOS

Daos a la formacin Una formacin daada puede mostrar dos aspectos diferentes: reduccin de la produccin esperada de hidrocarburos o inestabilidad en las paredes del pozo. Casi todos los fluidos de perforacin alteran las caractersticas de la formacin dado que algunas formaciones son ms sensibles que otras y algunos fluidos ms dainos. Las formaciones particularmente sensibles pueden necesitar fluidos de perforacin especiales o tratamientos especficos.

Contaminacin ambiental Ciertos lquidos, slidos y aditivos qumicos pueden causar problemas ambientales. De ser posible deber utilizarse un lodo totalmente ecolgico, quiz ms caro, pero que no afecte en gran medida la vida marina o el ambiente. Puede resultar interesante consultar sobre este tema al Sistema de Gestin Ambiental ISO 14001.

Corrosin del casing y la columna de sondeo En el pozo, los tubulares de acero pueden estar expuestos a un ambiente corrosivo originado en el lodo de perforacin. Los efectos inherentes de este ambiente corrosivo pueden reducirse con un tratamiento qumico en lodo o paredes de acero.

Reduccin de la velocidad de penetracin del trpano Son diversos los factores que disminuyen la ROP del trpano, pero la diferencia presente entre la presin de formacin y la hidrosttica es el ms significativo. Adems tiene mucha influencia el porcentaje de slidos.

Problemas de circulacin, compresin y pistoneo Si el lodo de perforacin posee viscosidad muy alta aumentan las presiones de compresin y de pistoneo. La formacin de un revoque grueso tambin contribuye al incremento de las presiones citadas, las que pueden provocar una surgencia. La viscosidad excesiva limita el caudal de circulacin y disminuye la ROP al reducir la cada de presin en el trpano, aumentando el esfuerzo de la bomba.

Prdida de circulacin Puede verificarse una prdida de circulacin cuando la presin hidrosttica excede la resistencia de la formacin. Esta presin alta puede originarse en malas prcticas de bajada de tubera o lodo con densidad no acorde. Elevados costos de lodo de perforacin y pozo, sumados a la posibilidad de una surgencia, son los resultados inmediatos de una prdida de circulacin.

Aprisionamiento de sondeo La columna de sondeo puede aprisionarse por excesiva cantidad de recortes en el pozo, o por pegamiento debido a presin diferencial. Este aprisionamiento del sondeo da lugar a onerosas tareas de pesca y aumenta el costo del pozo en forma considerable.

Erosin del pozo Las dificultades que origina la erosin del pozo pueden manifestarse durante el perfilaje, cementacin o simplemente por atascamiento de sondeo. Hay dos clases de erosin: una fsica y otra qumica. La circulacin del fluido de perforacin en el espacio anular a una



velocidad menor contribuye a reducir la erosin fsica. La erosin qumica depende de la reaccin entre productos del fluido de perforacin y la formacin. Por ejemplo por accin de dispersantes.

Decantacin de recortes en las piletas La misma gelificacin que impide que los recortes caigan en el pozo al parar la circulacin tambin evita la decantacin de slidos indeseables en las piletas. Este problema puede disminuirse con el adecuado funcionamiento de un equipo de control de slidos, tal como un desarenador o desarcillador (desilter) ms un desarcillador con zaranda (mud cleaner) y centrfugas.

Desgaste prematuro de la bomba de lodo Los slidos antes mencionados antes pueden provocar el desgaste excesivo de los componentes de las bombas. Probablemente, el slido ms abrasivo es la arena que se incorpora al fluido durante de la perforacin.

Contaminacin del cemento Los fluidos que resultan aptos para las operaciones de perforacin son, por lo general, incompatibles con la lechada de cemento. Debe utilizarse un colchn espaciador para separar el cemento del fluido de perforacin.

MEDICIN DE CAMPO DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIN Para una adecuada respuesta del fluido, sus propiedades deben controlarse peridicamente cuando se lo utilizar durante la perforacin u operaciones de reparacin. En forma rutinaria, estas propiedades se controlan y registran en el lugar del pozo. A continuacin describiremos los ensayos pertinentes:

Densidad Propiedades Reolgicas (viscosidad de embudo, viscosidad plstica, punto de

fluencia)

Ensayo de filtrado (ensayo API de baja presin) Prueba de cloruros (concentracin salina) Temperatura

Densidad La balanza de lodo convencional, al igual que las balanzas de lodo presurizadas tiene un brazo graduado y trabajan con el principio de nivelacin por contrapesos para medir la densidad. En la mayora de los casos, la balanza convencional de lodo resulta apropiada. Si el fluido o la mezcla de cemento contienen una cantidad significativa de aire o gas "atrapado" que pueda distorsionar la medicin, debe utilizarse una balanza presurizada. La presin reduce la cantidad de aire o gas a un volumen insignificante, y as se logra un valor comparable al de fondo del pozo.



Figura 1 - Balanza para Lodo

Procedimiento de trabajo:

Nivelar la base del instrumento. Llenar la copa, limpia y seca, con el fluido a pesar. Colocar la tapa sobre la copa y fijarla con un movimiento giratorio. Verificar que algo de

lodo salga por el agujero de la tapa, para asegurar el completo llenado.

Si se emplea una balanza presurizada, utilizar la bomba ad hoc para agregar lodo a presin a la copa.

Lavar la parte exterior de la copa y el brazo para quitar el exceso de lodo. Colocar en el soporte y mover la pesa mvil a lo largo del brazo graduable hasta que la

copa y el brazo estn en equilibrio.

Leer la densidad sobre escala. Quitar el lodo de la copa inmediatamente despus de usarla. Es esencial que se

mantengan limpias todas y cada una de las partes de la balanza de lodo, si se desea obtener resultados precisos.

Para calibrar la balanza de lodo, se debe seguir el procedimiento antes mencionado, pero llenando la copa con agua destilada y ajustando la pesa mvil a la divisin del valor correspondiente de la densidad del agua dulce segn la escala que se posea (por ejemplo, 8,33 si est graduado en lbs/gal, 1000 g/l). Si la pesa mvil y la copa no se encuentran equilibrados, se deben ajustar con el tornillo de calibracin y si no es suficiente se debe agregar o sacar contrapeso. El contrapeso que est constituido por esferas de plomo pequeas puede agregarse o quitarse de la cmara existente en el extremo del brazo graduado.

Propiedades reolgicas Los valores de las propiedades reolgicas de un fluido son necesarias para determinar la capacidad del lodo para levantar recortes hasta la superficie; para analizar la contaminacin de lodo por accin de slidos, qumicos o temperatura, para calcular la prdida de presin de circulacin y para determinar los cambios de presin en el pozo durante una maniobra de sacar y bajar el sondeo. Las propiedades fundamentales son la viscosidad y la fuerza del gel.

Las medidas de viscosidad simple se toman con un embudo Marsh. La llamada viscosidad



de embudo es la cantidad de segundos necesarios para que un cuarto de galn (0,946 l) de fluido pase a travs de un tubo de 3/16 pulgadas (4,8 mm) que se acopla al fondo de un embudo de 12 pulgadas (305 mm) de largo. El valor resultante es un indicador cualitativo de la viscosidad del lodo.

Para calibrar el embudo Marsh y efectuar el ensayo estndar API, llenar el embudo con 1.500 cm3 de agua dulce a una temperatura de 70 a 80 F (22 C a 27 C) y anotar el tiempo que se necesita para drenar un cuarto de galn (0,946 l) del embudo. El tiempo para el agua dulce es de 26 segundos, con una tolerancia aproximada de 1/2 segundo. A continuacin, se describe el procedimiento para el ensayo de viscosidad con embudo.

Para lograr resultados confiables, utilizar un embudo limpio y libre de irregularidades en su interior. Tomar la muestra en la lnea de salida del pozo, filtrar a travs de la malla y realizar el test enseguida, tomar el tiempo de flujo.

Figura 2 - Embudo y Jarra

Registrar la temperatura de la muestra en grados Centgrados. Cubrir el extremo del tubo con el dedo y verter el lodo a travs de la malla hasta que

el nivel alcance el fondo de la misma.

Quitar el dedo del orificio de la salida y controlar con cuidado los segundos necesarios, para que un cuarto de galn (0,946 l) de lodo descargue del embudo. La cantidad de segundos representa la viscosidad.

La medicin de las propiedades reolgicas del lodo de perforacin se puede perfeccionar utilizando un viscosmetro Fann que suele conocerse simplemente como medidor VG. Este instrumento utiliza una camisa que rota alrededor de un cilindro ajustado por tensin elstica interna y que posibilita lecturas directas o digitales de la resistencia de circulacin de los fluidos. Las lecturas se realizan a 300 y 600 rpm para determinar la viscosidad plstica (VP) y el punto de fluencia (PF) (yield point) del fluido.

Para determinar la VP, al resultado de la lectura a 600 rpm se le resta el de la lectura a 300



rpm. La viscosidad plstica marca la resistencia al flujo provocada por la friccin entre las partculas slidas suspendidas y la fase lquida del fluido. Al ser dependiente de partculas slidas, el tamao, la forma y el nmero de partculas afecta la viscosidad plstica. La unidad de medida se expresa en centipoises (cp.)

La resistencia a fluir provocada por las fuerzas de atraccin entre las partculas suspendidas en el fluido se denomina Punto de Fluencia. Se mide en libras por 100 pies cuadrados y se determina al restar la medicin de la viscosidad plstica del resultado obtenido de la lectura a 300 rpm.

El viscosmetro tambin se utiliza para determinar la resistencia del gel, que es la capacidad del fluido para desarrollar una estructura gelatinosa rgida o semi-rgida cuando el fluido no est en movimiento. Generalmente, la gelificacin se mide a los 10 segundos y a los 10 minutos despus de haberse detenido el fluido.

Ensayo de filtrado de baja presin

Una de las propiedades ms importantes de un fluido es la capacidad de filtracin o prdida de agua. Es la medicin de la cantidad relativa de agua del lodo que se pierde en las formaciones permeables, y de la cantidad relativa de revoque que se forma en las paredes permeables del pozo. El filtro prensa de baja presin cumple las especificaciones API establecidas para medir el filtrado. La presin se obtiene de cartuchos de dixido de carbono (CO2); sin embargo, las modificaciones en las conexiones permiten el uso de aire comprimido proveniente del equipo de perforacin o de cilindros de aire comprimido. El procedimiento para llevar a cabo el ensayo de filtrado es el siguiente:

Armar las partes del filtro prensa utilizando un papel de filtro, nuevo, seco y sano Llenar el depsito con lodo hasta que falte ~ 1 cm para llegar al borde. Esto es slo

necesario para ahorrar CO2. Si el aire comprimido resultara abundante, obviar el detalle y llenar parcialmente la celda. Permitido usar nitrgeno en lugar del aire o dixido de carbono. Oxgeno est prohibido; puede provocar una explosin.

Colocar la probeta graduada para recibir el filtrado y regular la presin del gas a 100 psi (7 kg/cm2), con una tolerancia de + o - 5 psi. No debe abrirse la vlvula de gas si el regulador

Figura 3 Filtro prensa



que no est ajustado a la presin mnima. Abrir la presin hacia la prensa filtro con la vlvula correspondiente.

A los 30 minutos, liberar la presin y leer en la probeta la cantidad de agua filtrada, en mililitros (ml). Quitar con cuidado el papel filtro con la retorta de filtracin y enjuagar el exceso de lodo. El espesor de la retorta de filtrado marca el Revoque se mide en mm.

En general, debe realizarse el ensayo de 30 minutos. Pero de conformidad con las normas API si el filtrado de agua es superior a los 8 ml, el volumen de filtrado que se obtiene en 7,5 minutos puede duplicarse para dar una aproximacin razonable al valor API. El tiempo real del ensayo, si fuera diferente al del ensayo de 30 minutos, deber registrarse en el informe del parte diario al perforador. Adems del registro del revoque, se deber agregar una nota descriptiva siempre que la retorta tenga una textura pobre o el espesor haya aumentado por hinchamiento. En el caso de ensayos con una duracin inferior a los 30 minutos, no se deben registrar los espesores de retorta.

Prueba de cloruros La determinacin de cloruros es importante para detectar la contaminacin por sal y para establecer las concentraciones en lodos de agua salada o tratados con sal. El ensayo se realiza sobre el filtrado del lodo y se efecta conforme al estndar API de filtracin. El procedimiento para comprobar el contenido de cloruro en el lodo es el que sigue:

Medir una muestra de un volumen conveniente, entre 1 y 10 cm3, en un recipiente y diluir aproximadamente a 50 cm3 con agua destilada.

Agregar unas gotas de indicador de fenolftalena. Si la solucin toma una coloracin rosada, agregar cido sulfrico hasta que la coloracin desaparezca por completo. Si se han agregado fosfatos en grandes cantidades, agregar entre 10 a 15 gotas de una solucin de acetato de calcio.

Agregar 4 o 5 gotas de un indicador de cromato de potasio para obtener una coloracin amarillo brillante.

Agregar gota por gota una solucin estndar de nitrato de plata en forma continua. El punto final de la titulacin se alcanza cuando la muestra cambia a color anaranjado o rojo ladrillo.

Se calcula el contenido de cloruros (Cl) de la siguiente manera:

Cloruros (mg. por litro) = 1000 x cm3 de nitrato de plata / cm3 de la muestra

Este mtodo de clculo supone que no hay cambio en la densidad del filtrado con el aumento de concentracin salina. En este caso, los resultados se expresan correctamente en miligramos (mg) por litro, pero no es conveniente hacerlo en partes por milln. La concentracin de cloruros en partes por milln o porcentaje por peso, se determina usando la siguiente frmula:

ppm = mg por litro / densidad de la solucin (g / cm3)

% por peso = mg por litro / (10.000 x densidad de la solucin [g / cm3])

Adems de la sal comn, que es cloruro de sodio, las bolsas de sal a menudo contienen cloruros de calcio y de magnesio. El mtodo descripto determina la cantidad de ion cloruro presente, aunque el resultado tambin puede expresarse como cloruro de sodio, multiplicndolo por 1,65.

Temperatura Las propiedades reolgicas del lodo de perforacin y la efectividad de los distintos aditivos se ven afectados por la temperatura. La temperatura de fondo de pozo es un factor muy importante, pero no puede determinarse con facilidad. La medicin de la temperatura de la



lnea de salida de flujo con un termmetro comn es un indicador razonable de las condiciones en el fondo, por ello las propiedades reolgicas se miden a la temperatura de la lnea de salida del lodo.

TIPOS DE FLUIDOS DE PERFORACIN Finalmente, y a modo de repaso detallaremos los tipos de fluido que podemos encontrar en las operaciones de perforacin. Cada uno de ellos es utilizado en distintas etapas del pozo, o de acuerdo a las necesidades particulares de la formacin a perforar.

TIPOS DE LODO

Fluidos base agua 1. Bentontico no disperso

2. Bentontico disperso

3. Bentontico polimrico

4. Bentontico de bajos slidos

5. Bentontico aireado

6. Espumas

Fluidos base aceite 1. Emulsin inversa

2. Emulsin directa



FLUIDOS DE REPARACIN

Muchas tareas de reparacin de pozos, tales como: punzado, cementacin, fracturacin, acidificacin, estimulacin, ahogo de pozo, fresado, profundizacin, taponamiento, limpieza requieren el uso de fluidos especficos. Estos fluidos pueden ser: gases, petrleo, agua en salmuera, lodos u otras soluciones qumicas que se utilizan durante las actividades normales de reparacin. Los fluidos especializados son los de empaque y los de terminacin. Los fluidos de empaque se dejan en el pozo entre el tubing y el casing, encima del empaquetador (packer); deben tener la caracterstica de ser no corrosivos, mantener el control de la presin y estar en condiciones de circular luego de algn tiempo. Los fluidos de terminacin deben evitar daos permanentes en la zona productiva.

CUALIDADES NECESARIAS EN LOS FLUIDOS DE REPARACIN Un buen fluido de reparacin debe ser:

Necesariamente denso como para controlar las presiones del pozo, pero sin excederse. Esto reduce una prdida importante de fluido hacia la formacin. En el punto de equilibrio de la presin de formacin, se reducen las prdidas de filtrado por sobrebalance.

De costo razonable. Muchas veces es necesario utilizar fluidos costosos para evitar daos en formaciones muy sensibles. Hay ocasiones en las que los fluidos menos costosos provocan poco o ningn dao.

No corrosivo para evitar una futura falla en los tubulares y los consiguientes gastos de pesca.

Estable frente a la temperatura; factor muy importante cuando el fluido queda en el pozo durante un tiempo considerable. La pesca de packers y tubing atascados puede resultar costosa e incluso podra derivar en el abandono del pozo antes de completar su vida til.

Libre de partculas slidas en la medida de lo posible. Los slidos pueden producir notorias bajas en la produccin, despus de un trabajo de fractura o de engravado.

Algunos fluidos tienen grandes cantidades de partculas slidas en suspensin, que pueden ser abrasivos para el equipo (arena y metales). Otros poseen pequeas cantidades de slidos, pero que pueden provocar taponamientos. Los mejores fluidos son los filtrados, con pocos o ningn slido.

En general, se considera que los fluidos que se filtran a 2 - 4 micrones, o a 10-20 NTUs minimizan el dao a la formacin, logrando niveles ms altos de produccin. (NTU = UNT (Unidad Nacional de Turbidez, medida de la claridad del fluido.). PROBLEMAS DE CONTAMINACIN Para las operaciones normales algunos fluidos resultan efectivos pero pueden resultar incompatibles con las mezclas de cemento o cidos. Entonces se torna necesario utilizar un colchn espaciador para separarlos durante el bombeo.

Como en el caso del lodo de perforacin algunos aditivos qumicos hasta el fluido mismo pueden provocar problemas ambientales. Entonces puede resultar necesario reemplazarlos por un producto menos eficaz y/o ms costoso que no dae el medio ambiente. Ver Norma ISI 14001.



FUNCIONES Las funciones generales de los fluidos de reparacin terminacin, son similares a las de fluidos de perforacin. Los fluidos son muy importantes para el xito de la mayora de las tareas de reacondicionamiento; adems, no deben daar la formacin en produccin, ni poner en peligro el equipo, el personal o el medio ambiente. Es fundamental que los fluidos se usen y controlen en forma adecuada.

Los fluidos utilizados en tareas de reparacin y terminacin varan en cuanto al peso y van desde baja densidad (gas) a alta densidad (lquidos). Las funciones bsicas son:

Transporte de materiales necesarios y de desecho hacia y desde el pozo. Suspensin de los materiales mencionados cuando se detiene la circulacin. Control de la presin de formacin para evitar reventones. Enfriamiento y lubricacin de la caera, trpanos y fresas. Provisin de energa hidrulica. Brindar un medio adecuado para el perfilaje y punzamiento. Mediante el control hidrosttico de la presin de formacin, permitir que el equipamiento

de pozo pueda correrse en tiempo razonable y forma segura.

No daar la formacin en produccin, quizs la funcin ms importante. No daar el equipamiento del pozo a futuro. No daar el equipamiento de superficie. No afectar al personal ni al medio ambiente. Transporte de materiales necesarios y de desecho hacia y desde el pozo. Para realizar distintas operaciones, es importante hacer circular algunos materiales, tanto dentro como fuera del pozo. Algunos se agregan con un objetivo determinado, mientras que otros, que pueden resultar perjudiciales, se sacan para mantener el pozo limpio.

Los materiales potencialmente dainos e indeseables que pueden circular desde el pozo son: cemento, fluidos corrosivos, recortes, escombros, gravas, gas, metales, lodo antiguo contaminado, plsticos, arena, cemento hmedo sin usar y otros.

Del mismo modo, resulta necesario hacer circular material beneficioso, tal como: cido, cemento, tapones viscosos, plstico, grava, arena de fractura, selladores y otros fluidos. La acumulacin de material en las paredes del pozo, circunstancia a evitar, puede causar algunos inconvenientes, tales como:

Pegamiento o falla de la tubera Formacin de tapones o empaquetamiento de la tubera Aumento del torque o del arrastre en maniobras. Prdida de circulacin Relleno y taponamiento de punzados. Desgaste excesivo y prematuro del equipo.

Suspensin de materiales cuando se detiene la circulacin. Asegurar que un fluido tiene una gelificacin de alta resistencia implica marcada capacidad de suspensin cuando la circulacin se detiene. Esta estructura gelificada resiste el hundimiento de slidos y recortes hasta que se reinicie la circulacin. De tal modo se reduce la cantidad de relleno, y minimiza el pegamiento de herramientas, tuberas y cables de



acero, como consecuencia de la cada de los slidos.

No obstante, en las operaciones de reparacin, la mayor parte de la remocin de desechos puede realizarse por circulacin inversa, a mayor velocidad y en menor tiempo.

Puede ocurrir que esta caracterstica de gelificacin se contraponga con la buena prctica de operacin debido a que cuanto mayor sea la resistencia del gel, mayores sern las posibilidades de generar presiones de pistoneo y compresin. Para eliminar este inconveniente debe utilizarse un fluido en base a polmeros que tenga buena capacidad de sustentacin y muy bajo punto de fluencia.

En caso que los desechos resultaran demasiado pesados para circular (por ejemplo, recortes de metal) hacia arriba por la barra de sondeo, puede usarse una canasta de pesca con circulacin normal.

Control de presin Es necesario tener en cuenta que podramos estar expuestos a una presin de formacin en cualquier momento de las actividades de reparacin. Pueden ocurrir algunas situaciones en las que el trabajo se lleve a cabo en un pozo "vivo", bajo presin. No obstante, en la mayora de los casos, se pide ahogar el pozo. Por lo tanto, se procura balancear o sobrebalancear la presin de formacin con la hidrosttica para evitar el flujo del pozo. Los fluidos pueden ajustarse o densificarse todo lo que sea necesario para lograr una condicin balanceada. Tener en cuenta que un sobrebalance podra generar una prdida o daar la formacin.

Enfriamiento y lubricacin A medida que el trpano o la fresa y la barra de sondeo rotan en el pozo, se generan temperaturas muy elevadas. El fluido debe absorber el calor para enfriar el conjunto y prolongar la vida del trpano o de la fresa. El fluido tambin debe servir para lubricar el metal al entrar en contacto con otro metal del pozo.

Proveer energa hidrulica Algunas de las actividades especiales o de rutina realizadas durante las operaciones de reparacin requieren de la aplicacin de presin en la boca del pozo y su consiguiente transmisin a travs del fluido pozo abajo. Otras situaciones requieren un buen fluido con adecuada velocidad de circulacin.

Brindar un medio adecuado para operar las herramientas de cable, perfilaje y punzado. Gran parte de las operaciones de reparacin se realizan con cables o alambre. En este caso, el fluido adquiere una importancia fundamental para lograr una operacin sin inconvenientes del equipo de cable de perfilaje o alambre, que incluye: caones, perfiles elctricos, magnticos o snicos de pozo entubado, tapones y packers, como tambin para operar con niples de alojamiento o apertura de camisas de circulacin.

Permitir que el equipamiento del pozo pueda bajarse en tiempo razonable y forma segura Si el fluido no se encuentra en perfectas condiciones, se pueden generar problemas de compresin y pistoneo, como as tambin daos a la formacin. Adems en el caso de un fluido demasiado espeso puede haber problemas de circulacin o demoras excesivas en las maniobras.

En general el fluido debe estar en condiciones mnimas requeridas para garantizar operaciones seguras y en tiempo razonable.

No producir dao a formaciones en produccin Resulta fundamental que el fluido utilizado no provoque dao permanente a la zona



productiva cuando libera limos o slidos finos, gomas o resinas. El agua dulce puede producir una emulsin bloqueante del flujo en algunas formaciones gasferas-petrolferas. El alto filtrado de agua puede daar formaciones sensibles, provocando as una disminucin de la productividad. As mismo, estos fluidos no deberan alterar la humectabilidad del reservorio de arena o roca.

No daar el equipamiento del pozo Los fluidos que se dejan en el pozo, tales como los de empaque, merecen un tratamiento qumico especial, que los tornen ser no-corrosivos y no deben producir decantamientos. La vida estimada de un pozo, en general, califica los tipos de fluido y aditivos que se van a mezclar y dejar en el pozo. Durante las tareas de reparacin, el fluido puede alterarse o diluirse. Al volverse corrosivo puede poner en peligro la vida esperada para la aislacin y el equipamiento.

No daar el equipamiento de superficie Del mismo modo que en el punto anterior, los fluidos corrosivos pueden provocar fallas de aislacin en muchos de los equipos de superficie. Por otra parte, en el corto plazo, los fluidos cargados con arena pueden resultar muy abrasivos, erosionar y perforar vlvulas, elementos de pistoneo y otro tipo de equipamiento, si sta no se elimina por filtrado en superficie.

No afectar al personal ni al medio ambiente A menudo, los fluidos que se utilizan en las reparaciones pueden resultar muy peligrosos para el personal actuante. cidos, custicos, bromuros, algunos cloruros y otros productos qumicos, pueden causar serias quemaduras. Adems, estos fluidos tambin pueden ser txicos y provocar adems problemas respiratorios y visuales. La precaucin y la vestimenta de seguridad adecuadas son imprescindibles en el momento de manipular y mezclar estos productos qumicos.

El medio ambiente es uno de los recursos ms preciados. Tanto los fluidos utilizados en el pozo como los que ste produce pueden daarlo. Es necesario cumplir con la normativa vigente relacionada con los derrames, la forma de darlos a conocer, el transporte seguro y la eliminacin adecuada de los fluidos del equipo y/o pozo.

TEMPERATURA Las propiedades reolgicas del fluido de reparacin y la eficacia de los distintos aditivos, se ven afectadas por la temperatura. Las temperaturas de fondo de pozo son un tema de gran preocupacin y no se deben escatimar esfuerzos para determinarlas. La densidad efectiva de muchos fluidos disminuye con la temperatura, caracterstica que debe tomarse en cuenta para su diseo. Asimismo, se deben conocer las temperaturas de salida del flujo del pozo y en los tanques para tener informacin suficiente que permita prevenir un problema potencial.

TIPOS COMUNES DE FLUIDO

Petrleo

El petrleo es abundante en gran parte de las reas productoras y por ende su uso resulta econmico. En general, es no-corrosivo y no provoca hinchamiento de las arcillas en la zona productora. Su baja densidad (~ 7 ppg (839 g/l)) resulta excelente para utilizar en el caso de pozos de petrleo de baja presin. Caractersticas a tener en cuenta en el caso de utilizar petrleo:

Puede contener ceras, partculas finas de arena, slidos o asfaltos.



Puede ser corrosivo si estn presentes H2S o CO2. Puede ser demasiado liviano para contener la presin del pozo en algunas reas y

demasiado pesado en otras.

Es inflamable y resbaladizo, precaucin si se saca una tubera tapada llena Al derramarse, contamina y genera procedimientos de remediacin. Puede no ser compatible con el petrleo del reservorio si proviene de otro yacimiento. Nunca debe utilizarse en un pozo de gas. En algunos casos se utiliza gasoil (Diesel Oil) kerosn. Ambos son costosos y pueden resultar peligrosos. No obstante, son muy limpios y no-corrosivos. Debe haber siempre equipos adecuados para extinguir fuego, en lugares de fcil acceso, y las dotaciones del equipo debern estar bien entrenadas en su empleo.

Fluidos de base petrleo (Emulsiones de petrleo en agua y de agua en petrleo). En la emulsin de petrleo en agua, el petrleo constituye la fase dispersa y aparece en forma de pequeas gotitas. Es la ms comn de las emulsiones. La fase base puede consistir en un fluido de agua dulce o salada. La estabilidad depende de la presencia de uno o ms agentes emulsificantes (almidn, jabn y coloides orgnicos). Se considera satisfactorio el gasoil para usar en la fase dispersa. La ventaja del gasoil en la reparacin de un pozo es que resulta menos daino para la formacin en produccin.

La inversa de una emulsin de petrleo en agua es una emulsin de agua en petrleo.

En el caso de una emulsin de agua en petrleo, el agua constituye la fase dispersa y el petrleo es la fase base. Los filtrados (niveles de prdida de fluido) son bajos y, por lo general, es petrleo. Esta mezcla es muy inestable arriba de los 200 F (93 C). Si estas combinaciones resultaran cargadas de slidos, podran provocar taponamientos en la formacin.

Gas En aquellos reservorios con baja presin de formacin se puede utilizar gas. Durante las operaciones con gas, el pozo queda controlado slo por la contrapresin de superficie. Se puede usar gas natural, que se obtiene fcilmente y resulta econmico en algunos campos, pero es extremadamente inflamable. En cambio el gas nitrgeno es inerte y posee una serie de cualidades muy importantes. Qumicamente, no provocara dao alguno a la formacin, a los materiales metlicos o sellos de goma. Muchas veces resulta muy difcil quitar los desechos del pozo con ayuda de gas. Para obviar esto, se usa espuma mezclada por la empresa de servicios que suministra nitrgeno. Esta posee ptimas caractersticas, tanto para limpiar el pozo en todo aspecto, como para el transporte de los desechos.

Agua Los fluidos de base acuosa son: A) Agua dulce, B) Salmueras (Brine) y C) Lodos.

El uso de agua dulce para actividades correctivas ha ido perdiendo relevancia en muchas reas, dado que el agua dulce puede hidratar arcillas y daar formaciones en forma severa. En cambio, el agua con baja salinidad es abundante y econmica. Normalmente necesita poco tratamiento. Sin embargo, hay que tener cuidado con el elevado nivel de slidos asociado con ellas. Siempre se deber considerar la posibilidad de un filtrado.

Las salmueras son fluidos salinos que se utilizan comnmente. La salmuera se obtiene y mezcla con facilidad. El costo suele ser bajo. No existe peligro de explosin o incendio; pero la salmuera puede constituir un peligro para el medio ambiente segn las zonas.



Los lodos estn formados por agua, arcillas y productos qumicos, que se mezclan para obtener varias propiedades. Los lodos tienen altos contenidos de slidos y pueden daar determinadas formaciones debido a la prdida de agua y al bloqueo de los espacios porales.

Agregar sal a las soluciones aumenta la densidad y genera presin hidrosttica mayor. Esto no debera aumentar al contenido de slidos de la solucin, ya que la sal extra tericamente se "disuelve" en la solucin. El aumento de las concentraciones salinas inhibe la hidratacin de la arcilla. No obstante, en algunas zonas, las aguas salinas tendern a aumentar el volumen de las arcillas. En tal caso, se puede utilizar calcio o potasio para prevenir el problema. Se puede usar agua salina de purga con la condicin de asegurarse que durante el proceso de separacin no se hayan agregado desemulsionantes. En caso que hubiera slidos, prever el filtrado del agua.

Densidad de salmueras Veremos ahora un tema importante como es la densidad de las salmueras. Dentro de la categora de baja densidad podemos citar salmueras simples como el cloruro de sodio (NaCl), cloruro de potasio (KCl), cloruro de calcio (CaCl2) y bromuro de calcio (CaBr2). La sal de uso ms comn es el cloruro de sodio. Se puede aumentar la densidad de una "salmuera" simplemente agregando sal hasta alcanzar el punto de saturacin a una temperatura dada. Se denominan salmueras multi-salinas las compuestas por dos o ms sales y se pueden utilizar cuando se requieren mayores densidades. La relacin de una sal con las otra(s) se debe controlar cuidadosamente.

A continuacin, se mencionan las distintas densidades de algunos fluidos:

TIPO DE FLUIDO

Densidad mnima

aproximada. (libras/gal)(g/l)

Densidad mxima aproximada

(libras/gal) (g/l)

Densidad mxima prctica

(libras/gal) (g/l)

Petrleo 6,0 719 *8,5 1018 8,0 958

Gasoil 7,0 839 7.0 839

Agua dulce 8,3 998

Agua de mar 8,4 1006 8,6 1030 8,5 1018

Salmuera-Cloruro de Sodio (NaCl) 8,3 995 10,0 1198 9,8 1174

Salmuera-Cloruro de Potasio (KC1) 8,3 995 9,8 1174 9,7 1162

Salmuera- Cloruro de Calcio (CaCl2) 11,0 1318 11,7 1401 11,5 1378

Salmuera-Bromuro de Calcio (CaBr2) 11,5 1378 15,1 1809 15,0 1197

Salmuera-Bromuro de Zinc (ZnBr2) 14,0 1677 19,2 2301 18,1 2158

* Algunos petrleos se hunden en el agua.

Algunos compuestos (cidos) pueden representar un serio problema de corrosin a densidades altas ya que pueden afectar el equipamiento del pozo en corto tiempo. Hay que tratar de emplearlos solamente el tiempo necesario, desplazndolos totalmente del pozo cuando sea posible.

Los proveedores de salmueras y aditivos pueden suministrar tablas y grficos sobre estos



fluidos. Muchos de estos cuadros y grficos tambin estn reproducidos en manuales de de empresas de servicios dedicadas al petrleo.

CRISTALIZACIN La generacin de cristales que realizan algunas industrias, puede constituir una ventaja para la vida moderna. Sin embargo, la formacin de cristales en un fluido de reparacin puede tornarse un verdadero peligro. Al mezclar un fluido, se manejan muchas combinaciones de sal y mineral para obtener la densidad deseada en la forma ms econmica y segura. Esta mezcla contiene todo el material que el agua pueda contener en forma disuelta a una temperatura determinada. Este punto se conoce como punto de saturacin. Lgicamente, alcanzada la saturacin, no se obtiene ningn peso adicional al agregar ms material.

Si se agrega material y si la temperatura se mantiene constante puede ocurrir que:

1) el material decante al fondo del tanque o

2) que se produzca una cristalizacin.

La cristalizacin presenta el aspecto de hielo en formacin y, en general, la gente de campo la conoce como "congelamiento". Si se redujera la temperatura del fluido en los tanques debido a un cambio en las condiciones climticas u otras, la cristalizacin inevitablemente tendr lugar, reduciendo no slo la densidad del fluido, sino tambin su bombeabilidad.

FLUIDOS DE BASE ACUOSA O CONVENCIONALES (LODOS) Este es, sin lugar a dudas, el mtodo ms antiguo para conseguir un fluido de reparacin. Se encuentran cargados de slidos y, en muchos casos, pueden producir un dao importante a la formacin.

Son de bajo costo, confiables y operativamente manejables. Estos fluidos hacen que procedimientos tales como el control de la alta presin o de pozos con alta permeabilidad de gas resulten ms simples. En ocasiones, es necesario utilizarlos en zonas donde se producen prdidas importantes con un fluido limpio, sin slidos, pero que es muy costoso. En el caso de una terminacin doble, una zona puede tomar fluido a una presin menor de lo necesario para poder mantener controlada la otra formacin. La economa resulta un factor determinante en la seleccin de fluidos. Estos lodos son poco eficaces como fluidos de empaque.

FLUIDO DE EMPAQUE El ltimo paso antes de volver a poner en produccin el pozo consiste en ocupar el espacio anular entre el casing y el tubing con un fluido que permanecer en el rea hasta que el pozo vuelva a repararse o se lo abandone. Las funciones principales de este fluido de empaque son: controlar la presin de la formacin, e impedir el aplastamiento del casing y el reventn de la columna de produccin. Adems debe brindar las siguientes caractersticas:

Ser no-corrosivo Ser estable en cuanto a tiempo y temperatura Impedir que los slidos decanten sobre el empaquetador (packer). Tener un costo razonable Debe ser y mantenerse bombeable No debe daar los sellos de los empaquetadores. En los pozos ms antiguos, el lodo perforador se dejaba como fluido de empaque. Lgicamente esto trajo aparejado costosos trabajos de pesca para la rehabilitacin del pozo, debido a la separacin, con el tiempo, de la fase slida de la lquida.



La inevitable precipitacin de slidos sobre el empacador produce la formacin de una especie de cemento. Cuando los lodos a base de cal se utilizan como fluidos de empaque, al exponerse a temperatura se produce una reaccin con las arcillas del lodo y pueden fijarse del mismo modo que el cemento. Estos problemas dieron lugar a la creacin de los muy buenos fluidos de empaque actualmente disponibles.

COLCHONES Y TAPONES Los colchones o tapones se usan para resolver o controlar diversos problemas del pozo, en algunos casos como si fuesen tapones mecnicos temporarios. Los usos de los colchones y tapones son los siguientes:

Sellado de prdidas del casing. Correccin del perfil de inyeccin en pozos de inyeccin de agua o pozos de disposicin

de desechos.

Eliminacin de prdida de circulacin en arenas altamente permeables. Escalonamiento del cido durante la limpieza o estimulacin del pozo. Eliminacin de los flujos de agua salada. Colocacin de tapones dentro del tubing o las barras de sondeo de 1000 pies (304,8 m)

o ms de longitud, que puedan removerse con facilidad y manipularse con tubings concntricos (macaroni) o tubera flexible (coil tubing).

Estabilizar zonas de grava no consolidadas. Sellado de fracturas Ahogar surgencias subterrneas. Encontramos varias clases de colchones bombeables para cumplir estas funciones, y

son los siguientes:

Cemento puro Fluido espeso de base petrleo Cemento/Gasoil Bentonita/Gasoil Cemento/Bentonita Slice-arcilla Polmeros Plsticos cidos Materiales varios de prdida de circulacin, qumicos para taponamiento y tratamiento. Estos colchones a veces se densifican y por lo tanto su viscosidad resulta elevada. Tambin suelen utilizarse retardadores o aceleradores, dependiendo de las temperaturas y del tiempo de bombeo. El uso de viscosificantes es bastante comn.

A veces se necesita un tapn de efecto retardado y, si fuese necesario, puede tambin agregarse un ruptor de viscosidad para lograr un tapn de duracin predecible, generalmente de uno a diez das. (Este proceso se cumple, con facilidad, en tapones de polmero con el agregado de una enzima que, con el transcurso del tiempo, reduce las grandes molculas de polisacridos (azcar) a polmeros de bajo peso molecular y azcar simple.) Siempre que un tapn de polmero entre en contacto con una zona productora



deber contener algn ruptor de viscosidad para no afectar la produccin ms all del tiempo necesario.

Veamos un caso tpico de un pozo productor de dos horizontes, donde una zona requiere cierta densidad para ahogarla y esa misma densidad producira prdida de circulacin en la otra zona. Se soluciona posicionando un pequeo tapn frente a la zona dbil y agregando un ruptor de viscosidad para disolver el tapn transcurrido cierto tiempo. Para operaciones comunes, como orientacin, los tapones de 5 barriles (0,795m3), en general, resultan suficientes.

Suelen utilizarse los polmeros para obtener un tapn de tipo elastomrico en la columna de sondeo o tubing. Esto puede realizarse utilizando un polmero de frage rpido. El tubing o la barra de sondeo pueden llenarse desde la superficie con un polmero de goma resistente, que se densifica tanto como se desee. Una caera concntrica o "macaroni" puede bajarse a travs de este tapn elstico y sacarse y rotar o reciprocar todo lo deseable. Una vez que se retire la columna, el agujero resultante se cierra solo.

Se deben extremar las precauciones para evitar usar tapones que, al disolverse, separen agua o precipitados insolubles en cido que podran invadir la formacin en produccin. Resulta imprescindible realizar pruebas piloto si se hace uso de los ruptores.

SEGURIDAD GENERAL PARA LOS FLUIDOS Durante la mezcla de cualquier sistema de fluido, el personal deber estar informado acerca de los peligros que implican el manejo de las soluciones qumicas. Tener en cuenta que algunas de estas substancias qumicas pueden provocar quemaduras graves, pueden causar problemas visuales y respiratorios, y por lo tanto ser txicos para el hombre y el medio ambiente. Ropa de proteccin, antiparras, guantes vinlicos o de goma, delantales, botas, etc. debern utilizarse al manipular y mezclar substancias qumicas. En el momento de mezclar estas substancias con agua u otros fluidos, agregar estas al agua o fluido que se emplee para reducir la posibilidad de una reaccin violenta. No al revs. Tener siempre algn elemento para enjuagar los ojos o la piel, cerca del rea de mezclado. Si estas substancias entran en contacto con los ojos o la piel, inmediatamente lavar con abundante agua e informar al supervisor.

Los materiales debern apilarse hasta una altura razonable para reducir el peligro de cadas derrumbes.

RESUMEN Los fluidos cumplen un papel importante en cualquier trabajo. Tanto durante las tareas de reparacin, terminacin o perforacin, etc., la condicin del fluido puede aumentar el rendimiento total del equipo, y la posible productividad del pozo. El fluido deber controlarse muy de cerca para garantizar que cumple todas las especificaciones previstas. Por otra parte, el control del fluido en el pozo o los tanques permite apreciar indicios de problemas en el pozo. Como el tiempo es dinero, en ningn otro momento esto es ms evidente que cuando se miran las facturas de actividades que salieron mal. Por lo general, el nmero excesivo de horas de uso del equipo se debe a la aplicacin ineficaz del fluido, cuando tanto los costos del equipo como de otros servicios se ven afectados.

Recordar que cambios en las lecturas de los instrumentos medidores de la consola de perforacin pueden reflejar cambios en el lodo o problemas de pozo. El fluido es como la sangre en el cuerpo humano, circula por todo el sistema y, si hay algn problema, simples ensayos pueden ayudar a resolverlo. Los ensayos de fluido deben realizarse en forma regular, tanto por parte del ingeniero en lodo como por la dotacin; quienes debern informar cualquier cambio.

No se debe escatimar poner nfasis en el tema de seguridad, ya que algunos fluidos presentan caractersticas realmente peligrosas.


2 - PRINCIPIOS DE LA PRESIN 2-1

Captulo 2 - PRINCIPIOS DE LA PRESIN

NDICE

TEMA PG.

Qu es presin?............................................................................................. 2-3

Presin que ejerce un fluido............................................................................. 2-3

Qu es el factor 0,052 (0,1)? ......................................................................... 2-3

Gradiente de presin........................................................................................ 2-4

Profundidades, PV y PM.................................................................................. 2-4

Presin hidrosttica.......................................................................................... 2-5

Concepto de Tubo en "U................................................................................. 2-6

Porosidad y permeabilidad............................................................................... 2-7

Presin de la formacin.................................................................................... 2-7

Presin de fractura........................................................................................... 2-9

Pruebas de integridad de la formacin............................................................. 2-9

Prueba de admisin prdida.......................................................................... 2-10

Prueba de presin de integridad....................................................................... 2-11

Relacin entre la densidad de fluido estimada y la presin............................. 2-11

Densidad equivalente de lodo.......................................................................... 2-12

Prdidas de presin y presiones de circulacin............................................... 2-13

Presin de compresin y de pistoneo (swab).................................................. 2-15

Mrgenes de carrera y de seguridad................................................................ 2-15

Presin de fondo de pozo................................................................................ 2-15

Presin diferencial............................................................................................ 2-16

Resumen.......................................................................................................... 2-16



PRINCIPIOS DE LA PRESIN QUE ES PRESIN? Se define como Presin a la fuerza que se ejerce sobre una unidad de superficie. Los tipos de presin que verificamos diariamente en la industria petrolera son: Presin de Fluidos, Presin de Formacin, Presin por Friccin, Presin Mecnica, y... Presin Humana. Esta es una expresin antigua pero de total actualidad.

Las interrelaciones de la presin y su origen son factores fundamentales para entender el cmo y el porqu del control de pozos. Todo el personal asignado al equipo, tanto supervisores como personal de cuadrilla, deben saber que cuando se exceden ciertos lmites de presin, las consecuencias pueden ser desastrosas.

PRESIN QUE EJERCE UN FLUIDO La materia se presenta normalmente bajo tres estados: slido, lquido y gaseoso. Los lquidos, como el agua y el petrleo, se asocian inmediatamente con la condicin de "fluido". Pero el gas tambin es un fluido y, bajo ciertas circunstancias, la sal, el acero y an la roca pueden transformarse en un fluido. Bajo condiciones de temperaturas extremas y/o presiones casi cualquier cosa puede volverse lquida. En nuestro caso, los fluidos que consideraremos sern los asociados normalmente con la industria petrolera. Estos son el petrleo, el gas, y lquidos tales como agua, agua salada, lodos, fluidos de terminacin y empaque, etc.

Sabemos que los fluidos ejercen presin. Esta presin es consecuencia de la densidad del fluido. Por lo comn, la densidad se mide en libras por galn (ppg), o gramos por litro, (g/l). Un fluido denso ejerce ms presin porque es mayor su peso por unidad de volumen que la de un fluido menos denso.

La presin que ejerce un fluido en un punto dado suele medirse en libras por pulgada cuadrada o psi (bar). En la Repblica Argentina, por razones de practicidad, se mide en Kg/cm2. Para calcular cunta presin ejerce una columna de fluido de determinada densidad, se utiliza un Gradiente de Presin. Este se expresa como la presin que ejerce el fluido por pie de altura, y se mide en psi/pie (libras por pulgada cuadrada por pie)

En nuestro pas se toma como referencia una columna de agua dulce de 10 m de altura que ejerce una presin de 1 kg/cm2.

QUE ES EL FACTOR 0,052? (0,1) El factor 0,052 (0,1) es un multiplicador de conversin que convierte la densidad de un fluido en un gradiente de presin. El gradiente de presin es la presin por unidad de profundidad. Para nuestro texto utilizaremos libras por galn (pounds per gallon - ppg) (gramo por litro - g/l) para medir la densidad, y pies (1 m) para medir la profundidad.

A la cifra 0,052 se llega utilizando un cubo de 1 pie por lado (1 pie cuadrado x 1 pie de alto). Si se llena el cubo con fluido, sern necesarios 7,48 galones para llenarlo. Si la densidad del fluido es de 1 ppg, el peso total del cubo ser de 7,48 libras, o ms precisamente 7,48 libras por pie cbico.

1 ppg x7,48 Gal/Ft3_ = 0,052 psi/ft

144 inc2/Ft2



Figura 1 - Factor 0,052

Para pasar de libras por pie cbico a libras por pulgada cuadrada (psi en ingls), necesitamos saber cuntas pulgadas cuadradas hay en 1 pie cuadrado. En 1 pie cuadrado hay 144 pulgadas cuadradas. El peso de 1 pulgada2 de 1 pie de longitud se puede calcular dividiendo el peso total del cubo por 144. As, 7,48 libras por pie cbico divididas por 144 pulgadas cuadradas por pie2 da como resultado un factor de conversin de 0,052 psi/pie, esto es para una densidad de fluido de 1 ppg.

GRADIENTE DE PRESIN Ahora bien, en el caso que el fluido pese ms de 1 ppg (120 g/l), lo nico que hay que hacer para determinar el gradiente de presin es multiplicar la densidad del fluido por 0,052 psi/pie (0,1). Por lo tanto, si la densidad del fluido es de 9 ppg., pesar 9 veces ms que el factor de conversin para un fluido de 1 ppg. Gradiente de presin (psi/pie) = Densidad de Fluido (ppg) x Factor de conversin

= 9 ppg x 0,052 = 0,468 psi/pie

Gradiente de presin (kg/cm2/m) = Densidad de Fluido (kg/l) x Factor de conversin

= 1,078 kg/l x 0,1 = 0,1078 Kg/cm2/m

Ejemplo Calcular el gradiente de presin de un fluido de una densidad de 12,3 ppg (1476 g/l)

Gradiente de Presin (psi/pie)= Densidad del Fluido (ppg) X Factor de Conversin

Gradiente de Presin (psi/pie)= 12,3 X 0,052 = 0,639 psi/pie

Gradiente de Presin (kg/cm2/m)= Densidad de Fluido (kg/l)X Factor de Conversin

Gradiente de Presin = 1,476X 0,1=0,1476 kg/cm2/m

Problemas

Calcular el gradiente de presin de un fluido cuya densidad es de 9,9 ppg (1190 g/l) Calcular el gradiente de presin del agua dulce

PROFUNDIDADES, PVV y PM Habiendo aprendido a calcular la presin que se ejerce por unidad de longitud, se pueden hacer los clculos para obtener la presin total que se aplica a una profundidad determinada. Entonces es necesario multiplicar el gradiente de presin por el nmero de pies metros hasta esa profundidad, y as poder comprender la diferencia entre la profundidad de medicin (PM)

a

a

a

a = 1 pie = 12 pulgadas



y la profundidad vertical verdadera (PVV).

Veamos la figura 2, donde puede observarse que la profundidad en lnea recta hacia abajo (en la forma que atrae la gravedad) para ambos pozos es de 10.000 pies. (3048 m). En el pozo "A" coincide la profundidad de medicin de 10.000 ft (3048 m) con la profundidad vertical verdadera de 10.000 ft (3048m). Para calcular la presin en el fondo del pozo no habr dudas y se utilizar la profundidad de 10.000 ft (3048 m), dado que la fuerza de gravedad tiene direccin vertical. El pozo "B" tiene una profundidad medida de 11.650 pies (3551m) y una profundidad vertical verdadera de 10.000 pies (3048 m). La gravedad aqu tambin empuja en lnea recta hacia abajo, no a lo largo de la trayectoria del pozo. En consecuencia se tiene una profundidad vertical real desde la superficie hasta el fondo del pozo de 10000 pies. Por lo tanto, para calcular la presin de fondo del pozo "B", es necesario utilizar la profundidad vertical verdadera de 10.000 pies y no la profundidad medida.

PRESIN HIDROSTTICA Presin Hidrosttica se define como la presin total ejercida por el fluido en un punto dado del pozo. "Hidro" proviene de agua o fluido, y por "esttica" se entiende que no est en movimiento. Por lo tanto, la presin hidrosttica es la presin ejercida por una columna de fluido estacionaria. Para calcular la presin hidrosttica de un fluido en un punto determinado, tenemos:

Presin Hidrosttica (psi) = Gradiente de presin (psi/pie) X Prof. (pies), PVV

Presin Hidrosttica (kg/cm2) = Gradiente de presin (kg/cm2/m) X Prof.(m), PVV

Presin Hidrosttica (psi) = Dens. de Fluido(ppg)X Factor de conversin (0,052) X PVV(pie)

Presin Hidrosttica(kg/cm2) = Densidad del Fluido(kg/l)XFactor de Conversin(0,1)XPVV(m)

Ejemplo Cul ser la presin de fondo en un pozo cuya densidad de fluido es de 10 ppg (1198 g/l), la PM es de 7000 pies (2134 m), y la PVV es de 6130 pies (1869 m)?

Prof. medida = Prof. real Prof. medida = Prof. Real ?

Pozo B

Figura 2 - PM y PVV

Pozo A



Las frmulas para calcular la presin hidrosttica, con sus respectivos factores de conversin, son: Presin Hidrosttica (psi) = Prof. (pies), PVV X Densidad de Fluido(ppg) X Factor de Conversin

Presin Hidrosttica (psi) = 6130 X 10 X 0,052 Presin Hidrosttica (psi) = 3187 psi

Presin Hidrosttica (kg/cm2)=Prof.(m)PVV X Densidad de Fluido(kg/l) X Factor de Conversin

Presin Hidrosttica (kg/cm2)= 1869 X 1,198 X 0,1 Presin Hidrosttica (kg/cm2) = 223,90 kg/cm2

223,90 kg/cm2 x 14,223 psi/kg/cm2 = 3187 psi

Problemas

Calcular la presin hidrosttica de un pozo cuya densidad de fluido es de 11.5 ppg (1387 g/l), la PM es de 5570 pies (1698 m) y la PVV es de 5420 pies (1652 m).

Presin Hidrosttica(psi)=Prof.(pies), PVV (TVD en ingls) X Densidad de Fluido(ppg) X Factor de conversin

Presin Hidrosttica(kg/cm2)=Prof.(m)PW (TVD en ingls)XDensidad de Fluido(kg/l)XFactor Conversin

Calcular la presin hidrosttica de un pozo a los 4300 pies (1310 m). La densidad del fluido es de 16,7 ppg (2001 g/l), la PM es de 14.980 pies (4566 m) y la PVV es de 13.700 pies (4176 m).

Presin Hidrosttica (psi)=Prof.(pies), PVV X Densidad de Fluido(ppg) X Factor de conversin

Presin Hidrosttica (kg/cm2)=Prof.(m)PW XDensidad de Fluido(kg/l)XFactor Conversin

Los principios fundamentales de la presin en un pozo estn contenidos en las ecuaciones precedentes. Recordar que para evitar que un pozo fluya, la presin en el fondo del mismo debe ser por lo menos igual a la presin de la formacin.

CONCEPTO DE TUBO EN "U" En condiciones normales en un pozo, se tiene fluido tanto dentro del tubing como del casing. La presin atmosfrica puede omitirse, ya que es la misma para ambas columnas.

En realidad, existe un tubo en "U", tal como se muestra en la Figura 3, con el espacio anular del casing en un lateral y la columna de tubing, en el otro. En caso que hubiera 10 ppg (1198 g/l) de fluido en la columna de tubing y 10,2 ppg (1222 g/l) de fluido en el casing, la presin diferencial se puede calcular a travs de una resta.

PHs= 10X10.000X 0,052 = 5200 psi

PHc= 10,2X10.000X 0,052 = 5304 psi

PHs= 1,198 X 3048 X 0,1 = 365,15 kg/cm2

PHC= 1,222 X 3048 X 0,1 = 372,46 Kg/cm2

La diferencia de presin tratando de empujar el fluido desde el casing hacia la columna de tubing es 5304 psi - 5200 psi = 104 psi sea 372 kg/cm2 - 365 kg/cm2 = 7 kg/cm2. El fluido del pozo intentar circular hacia el tubing, lo cual provocar que el fluido de ste salga por la superficie, mientras el nivel disminuye en el casing hasta que las dos presiones queden equilibradas.

La longitud de bajada del nivel de fluido en el casing se calcula a travs de la frmula de presin hidrosttica, utilizando 104 psi (7,3 kg/cm2). Por lo tanto:

Pies = 104 psi/0,052/10,2 ppg = 196 pies



m= 7,3 kg/cm2/ 0,1/1,222 gr/l= 59,8 m.

196 pies x 0,3084 m/pie = 59,8 m

Si se verifican diferencias en las presiones hidrostticas, el fluido va a intentar alcanzar un punto de "equilibrio". Este fenmeno se denomina efecto de tubo en "U" y explica por qu suele salir lodo desde el interior de la barra al realizar las conexiones.

Figura 3 - Pozo como tubo en U

POROSIDAD Y PERMEABILIDAD Los conceptos de porosidad y permeabilidad son elementos importantes para entender la forma en que trabajan algunas presiones. La porosidad es una medida de las aberturas internas de una roca, en las que el petrleo, el gas o el agua pueden alojarse.

Si observamos en un microscopio una porcin de roca, aparentemente maciza, podr observarse que su solidez no es ms que aparente, ya que posee pequesimas aberturas, que se denominan poros. Decimos entonces que esta roca tiene porosidad. Si esos poros de la roca estn conectados entre s estamos en presencia de la permeabilidad, de manera tal que los hidrocarburos pueden trasladarse de un poro a otro. Pero tengamos en cuenta que una roca puede tener porosidad pero no permeabilidad, en cuyo caso el petrleo queda atrapado en el poro.

PRESIN DE FORMACIN Presin de formacin es la que existe dentro de los espacios porales de la roca que constituye esa formacin. Esta presin es consecuencia de la carga litosttica que

Sondeo

Casing

1198 gr/l 1220 gr/l



recibe la formacin, la que ejerce presin tanto sobre los fluidos porales como sobre los granos. En el caso que los fluidos porales tengan libertad de movimiento y pueden escaparse, los granos pierden parte de su soporte, y se aproximan entre ellos. Este proceso se denomina compactacin. Las clasificaciones de la presin de formacin se relacionan con la presin existente en los poros de la formacin y la densidad del fluido nativo contenido en los mismos.

Las formaciones con presin normal ejercen una presin similar a la que ejerce una columna de "fluido nativo" desde la formacin hasta la superficie. Por lo general, el gradiente de presin del fluido nativo del rea oscila entre 0,433 psi/pie (0,1 kg/cm2/m) a 0,465 psi/pie (0,107 kg/cm2/m), pero puede variar dependiendo de la regin geolgica. Al gradiente de presin del agua dulce 0,433 psi/pies (0,1 kg/cm2/m) suele considerrselo "normal", pero cabe recordar que la calidad de "normal" vara de regin en regin.

Cuando los granos que componen las rocas soportan la mayor parte del peso de la sobrecarga litosttica estamos en presencia de una presin normal. Mientras aumenta la sobrecarga y los fluidos porales tienen libertad para trasladarse, el espacio del poro se reduce por la compactacin.

Las formaciones con presiones anormales son las que ejercen presiones mayores a la hidrosttica del fluido contenido en la misma. Estas presiones anormales se generan porque durante la fase de compactacin, el movimiento del fluido de los poros se restringe o se detiene, forzando de esa manera a que la sobrecarga sea soportada tanto por el fluido de los poros como por los granos. El resultado es una "presurizacin" de los fluidos porales, excediendo por lo general los 0,465 psi/pie (1,07 kg/cm2/m). Para controlar estas formaciones se necesitan fluidos de mayores densidades, alcanzando a veces valores superiores a los 20 ppg (2396 g/l).

Suelen encontrarse otras causas para la existencia de presiones fuera de lo normal, tales como fallas, domos salinos, levantamientos y diferencias de elevacin de las formaciones bajo tierra. En muchas regiones, cientos de pies (m) de capas rocosas preexistentes fueron desapareciendo por efecto de la erosin. Esta prdida de profundidad puede dar como resultado que una presin que antes de la desaparicin de las capas superiores, se consideraba normal, ahora, al encontrarse a una profundidad menor, deba ser reclasificada como presin anormal.

Puede observarse tambin un cambio de "presin normal" a "presin anormal" cuando por una falla geolgica la formacin con presin normal es movida hacia arriba o cuando se produce un movimiento tectnico ascendente, al tiempo que se impide la prdida de cualquier fluido poral en el proceso. Cuando algo as sucede, y se perfora en la formacin, puede resultar necesario el uso de densidades de lodo superiores a los 20 ppg (2400 g/l) para poder controlar el pozo. Este proceso de formaciones con desplazamientos ascendentes, que mantienen presin poral original, es la causa principal de la mayor parte de las zonas poco profundas con presiones anormales que existen en el mundo.

En toda rea en la que existen fallas, se predice la existencia de capas salinas o se reconocen gradientes geotrmicos excesivos; las operaciones de perforacin se encontrarn con presiones anormales. Las formaciones con presiones anormales pueden, por lo general, detectarse con anticipacin, tomando en cuenta antecedentes de otros pozos, la geologa de superficie, perfiles de pozo o a travs de investigaciones geofsicas.

Las formaciones con presiones subnormales, por lo general, tienen gradientes de presin inferiores a los del agua dulce o menos de 0,433 psi/pies (0,1 kg/cm2/m).

Naturalmente, pueden desarrollarse presiones inferiores a lo normal por desaparicin total de la sobrecarga, quedando la formacin expuesta a la superficie. La reduccin de los fluidos porales originales a travs de evaporacin, capilaridad y dilucin produce gradientes hidrostticos inferiores a los del agua dulce.

El hombre tambin genera presiones subnormales a travs de la extraccin de fluidos de



formacin, por ello en yacimientos antiguos con muchos aos de extraccin, es comn que se verifiquen prdidas de lodo al perforar pozos nuevos.

PRESIN DE FRACTURA Presin de fractura es la medida de la presin necesaria para deformar de modo permanente, esto es fallar o separar, la estructura rocosa de la formacin. Superar la presin de la formacin o entrar con un bajo caudal a la formacin, no es suficiente para provocar una fractura si el fluido poral tiene libertad de movimiento. En cambio, si el fluido poral no puede desplazarse o acomodarse, puede fcilmente ocurrir una fractura o deformacin permanente de la formacin.

Las presiones de fractura se pueden expresar como un gradiente (psi/pies) [kg/cm2/m], un equivalente de densidad (ppg) [g/] o por la presin de superficie calculada (psi) [kg/cm2]. Generalmente los gradientes de fractura aumentan con la profundidad, debido principalmente al aumento de la sobrecarga litosttica. Las formaciones profundas y muy compactadas suelen requerir presiones de fractura muy elevadas para superar la suma de la presin existente de formacin y la resistencia estructural de la roca. Para una misma profundidad las presiones de fractura pueden variar en forma notable como resultado de las caractersticas geolgicas del rea.

PRUEBAS DE INTEGRIDAD DE FORMACIN Los mtodos que se utilizan para determinar la presin que puede soportar la formacin en pozo abierto se denominan Prueba de Admisin Prdida (PDA, LOT en ingls) y Prueba de Integridad de Formacin (PIF, PIT en ingls). Cualquiera sea la denominacin, se trata de mtodos que permiten estimar la presin y/o la densidad del fluido que puede soportar la zona debajo del casing, generalmente la zona dbil.

Para efectuar las pruebas mencionadas se debe tener en cuenta que:

El fluido a bombear al pozo debe estar limpio y poseer una densidad adecuada conocida y homognea.

Se utilizar una bomba alta presin y de bajo volumen, por lo comn una bomba de cementacin similar. Las bombas de lodo del equipo se pueden utilizar cuando tengan accionamiento elctrico y puedan funcionar a muy bajas emboladas.

Para controlar el proceso sin causar dao al pozo, resulta conveniente confeccionar algn grfico de presin versus tiempo o volumen para las pruebas de admisin, tal como se muestra a continuacin:



PRUEBA DE ADMISIN PRDIDA Existen diferentes maneras de realizar una prueba de admisin (PDA) (LOT)

TCNICA DE ADMISIN N 1

Aplicar presin al pozo en incrementos de 100 psi (7 kg/cm2) o bombear fluido al pozo en volmenes aproximados a medio barril (0,08 m3). Despus de cada incremento de presin, la bomba se detiene y la presin se mantiene durante aproximadamente 5 minutos. Si se mantiene la presin, se prueba el incremento siguiente. Si la presin no se mantiene, se presuriza nuevamente el pozo. La prueba se considera terminada cuando no se logra mantener la presin despus de algunos intentos o resulta imposible aumentarla.

TCNICA DE ADMISIN N 2

Comenzar a operar la bomba regulando sin presin y con el estrangulador abierto. Luego ste se cierra para aumentar la presin en incrementos de 100 psi (7 kg/cm2). En cada intervalo de presin, se controla el volumen del fluido en las piletas para verificar que la formacin no admite fluido. Se completa la prueba cuando se alcanza una presin con la que la formacin admite fluido en forma continua. En cada incremento de presin, se pierde algo de fluido. Utilizar un tanque de medicin pequeo. La inevitable prdida de presin de circulacin por friccin que conlleva esta tcnica, agrega un poco de presin "invisible" sobre la formacin, por lo que el resultado ser una presin de fractura ligeramente menor que lo obtenido con la tcnica N 1. PRUEBA DE INTEGRIDAD DE FORMACIN La prueba de integridad de formacin (PIF) (PIT en ingls) se debe realizar cuando no es posible producir una fractura o dao permanente a la formacin. Esta prueba consiste en presurizar el pozo hasta un nivel de presin predeterminado con los mrgenes de seguridad necesarios. Si esa presin se mantiene, la prueba se considera satisfactoria. Las dos pruebas (PIT y PDA) tienen puntos a favor y en contra. En el caso de PIT, la formacin no es fracturada, pero no se determina la presin mxima antes de que la formacin comience a aceptar fluido. En el caso de PDA, se determina la presin de admisin de la formacin, pero existe el riesgo de fractura de la misma. Ambas pruebas tienen sus aplicaciones y ventajas segn las circunstancias.

TIEMPO

PRESION Detener Operacin

Aumento de Volumen

PRESION

EMBOLADAS

Detener Operacin

Bombeo de caudal constante



RELACIN ENTRE LA DENSIDAD DE FLUIDO ESTIMADA Y LA PRESIN La fuerza total aplicada contra la formacin es la que provoca la admisin o el dao. Por lo general, se trata de la combinacin de la presin hidrosttica del fluido y de la presin de bombeo en una prueba de filtracin. La fuerza adicional aplicada eleva la presin total contra la formacin. Con los datos obtenidos de la prueba, se realizan clculos para obtener una estimacin de la densidad de fluido de integridad. Esta es la fuerza total representada como densidad del fluido, valor sobre el cual puede ocurrir la admisin o el dao a la formacin. Para obtener la densidad de fluido de integridad estimada, realizar los siguientes clculos: Estimacin Densidad Fluido de lntegr. (ppg): DEFI = Presin ensayo (psi) /0,052/ Prof. del ensayo (pies

Control de Pozos

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