presiones anormales de pozo
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8/18/2019 Presiones Anormales de Pozo
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JOSÉ LUIS RODRÍ GUEZ A.
MANEJO DE PRESIONES EN
POZO
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CONCEPTOS BÁSICOS DE
PRESIÓN
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PRESIÓN• Presión por definición es la
fuerza por
unidad
de
área
que ejerce un fluido (psi).
• En la industria petrolera se manejan diferentes tipos
de presión:
– Presión de formación (PFm)
– Presión hidrostática (PH)
– Presión de
fricción
(PDFr)
– Presión de fractura (PDF)
Factor de conversión:
0,052(0,000098)
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GRADIENTE DE
PRESIÓN
• Factor de conversión:
0,052(0,000098)
• GRADIENTE DE PRESIÓN
– Un
fluido
ejerce
una
presión dependiendo de su densidad, la presión se puede estimar en
profundidad empleando
el factor de conversión.
– Gradiente = MW * 0,052
• Ejemplo: – MW: 11PPG
– Gradiente= 11 * 0,052
– Gradiente=
0,572
psi/pie
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PROFUNDIDADES
• a) profundidad vertical
verdadera (TVD)
• b) profundidad medida (MD)
• Cálculos de volumen con MD
• Cálculos de
presión
con
TVD
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PRESIÓN HIDROSTÁTICA
(PH)
• Es la presión ejercida por una columna de fluido estacionaria.
• Y
el
gradiente
de
presión
multiplicado
por
la
profundidad vertical determinan la presión hidrostática en un punto dado.
– PH (psi)= Gradiente (psi/pie) * profundidad TVD (pie)
– PH (psi)= MW (ppg) * 0,052 * profundidad TVD (pie)
– Ejemplo: la presión hidrostática en un pozo, con densidad de lodo de 9,2 ppg, profundidad MD 6750’ y profundidad TVD 6130’ es:
• PH= 9,2 * 0,052 * 6130 = 2932 psi
• Esta
ecuaciones
sencillas
constituyen
la
base
para
la
comprensión de los principios fundamentales de la presión en un pozo. Para evitar que un pozo fluya la presión en el
mismo
debe
ser
por
lo
menos
igual
a
la
presión
en
la
formación.
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PRESIONES MANOMÉTRICA Y ATMOSFÉRICA
• Un manómetro ubicado en el fondo de una columna de fluido,
registra
la
presión
hidrostática
de
esa
columna
e
incluye,
además, la lectura de la presión atmosférica que se ejerce sobre esa columna. Esa presión, normalmente considerada de
14,7
psi
(1bar)
(15
psi
[1,03
bar]),
varia
de
acuerdo
a
las condiciones climáticas y de elevación.
• Si el manómetro tiene una escala psig, incluye la columna atmosférica sobre la misma.
• Pero si el manómetro registra en psig (bar,abs), entonces esta calibrado para descontar la presión atmosférica sobre la
columna.
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TUBO EN
“U”
• Por lo general en el pozo, se tiene
fluido tanto
dentro
de
la
sarta
de
perforación, como en el espacio anular. La presión atmosférica puede omitirse, ya que es al
misma para
ambas
columnas.
• en caso de haber un fluido de diferente densidad en la columna y en el espacio anular se
presentara presión
diferencial,
la
cual puede ser calculada a través de una resta.
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TUBO EN
“U”
• Cuando hay diferencias en las presiones hidrostáticas, el fluido va a intentar alcanzar un punto de “equilibrio”. Este fenómeno se denomina efecto de
tubo en
“U” y
ayuda
a entender
por
que
suele
haber
flujo desde la tubería al realizar las conexiones.
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PRESIÓN DIFERENCIAL
• Es la diferencia entre la presión de formación
y
la
presión
hidrostática
de
fondo
de
pozo.
Esta se clasifica en:
– Sobre balanceada:
• PH>PFm
– Sub‐balanceada
• PH
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POROSIDAD Y PERMEABILIDAD
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POROSIDAD Y PERMEABILIDAD
• La porosidad y la
permeabilidad de
las
rocas,
junto a las presiones de formación, son muy importantes para el entendimiento
de
control
de pozos.
• La porosidad es una medida
de
los
intersticios
de
una
roca, en las que el petróleo, el gas o el agua pueden
alojarse.
• Otra característica de los
reservorios
es
que
deben ser permeables, es decir,
que los poros de la roca deben estar interconectados,
de
manera tal que los hidrocarburos o líquidos
puedan fluir
de
un
poro
a otro.
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PRESIÓN DE
FORMACIÓN
(PFm)
• Es la ejercida por el contenido de liquido o gas en los
espacios porrales
de
la
formación.
Esa
presión
puede
ser
afectada por el peso de sobrecarga (Fuerza lito‐estática) por encima de la formación, que ejerce presión tanto sobre los fluidos porales como sobre los granos (matriz). Si
los
fluidos
porales
tienen
libertad
de
movimiento
y
pueden liberarse, los granos pierden parte de su soporte, y se acercan entre ellos. Este proceso se denomina
compactación.
Las
clasificaciones
de
la
presión
de formación se relacionan con la presión de los poros de la
roca de la formación y la densidad del fluido nativo contenido en los espaciosa porales.
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PRESIÓN DE
FORMACIÓN
(PFm)
• El gradiente de sobrecarga es el cambio de presión por pie de
profundidad
causada
por la combinación de peso de la roca (matriz),
además
del
fluido
contenido en la misma.
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PRESIÓN DE
FRACTURA
(PDF)
• Es la cantidad de presión que se necesita para deformar de forma
permanente
(fallar
o
agrietar)
la
estructura
rocosa
de
la
formación.
• Superar la presión de la formación o la perdida de un bajo caudal
a
la
formación,
no
es
suficiente
para
causar
una
fractura,
si
el
fluido poral tiene libertad de movimiento.
• En cambio, si el fluido poral no puede desplazarse o acomodarse,si puede ocurrir una fractura o deformación permanente de la
formación.• Se puede expresar como un gradiente de presión (psi/pie), como
densidad equivalente de presión (ppg) o por la presión de superficie calculada (psi).
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PRESIÓN DE
FRACTURA
(PDF)
• Los gradientes de fractura, por lo general, aumentan con la
profundidad,
principalmente
debido
al
aumento
de
la
presión
de sobrecarga.
• Las formaciones profundas y altamente compactadas pueden requerir presiones de fractura muy elevadas para superar la
presión existente
de
formación
y la
resistencia
estructural
de
la
roca.
• Formaciones poco compactadas, tales como las que se encuentran justo debajo de aguas profundas, pueden fracturar a gradientes bajos.
• La presión de fractura, a una profundidad determinada, puede variar en forma considerable como resultado de la geología del
área.
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PRUEBAS DE INTEGRIDAD DE LA
FORMACIÓN
• La resistencia e integridad de una formación
se puede
determinar
a través
de
una
prueba
de admisión (perdida, fuga) (LOT) o de una prueba de presión de integridad (FIT).
Cualquiera
sea
la
denominación,
se
trata
de
un método que se utiliza para estimar la presión y/o la densidad equivalente del fluido que puede soportar la zona por debajo del revestimiento (casing).
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PRUEBAS DE INTEGRIDAD DE LA
FORMACIÓN• LOT: presión
mínima requerida
para generar una deformación en la
roca irreversible.
• FIT: presión máxima aplicable
a la
formación
antes de producir deformaciones
severas
a
la
Fm.
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DENSIDAD DE INTEGRIDAD ESTIMADA
Y PRESIÓN
DE
INTEGRIDAD.
• Se trata de la fuerza total aplicada contra la formación que ocasiona la admisión o daño.
• La presión
aplicada
o presión
de
prueba
en
superficie,
en
control
de
pozos
se conoce, también, como Máxima presión de admisible en superficie (MAASP).
• Rara vez se utiliza la densidad de fluido de “prueba” en todo el pozo. Es posible que se requiera aumentos o reducciones de la densidad.
• De
acuerdo
con
la
información
obtenida
de
la
prueba,
se
realiza
los cálculos para obtener una estimación de la densidad de fluido de
integridad. Para obtener la densidad estimada de integridad, se deben realizar los siguientes cálculos:
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DENSIDAD DE INTEGRIDAD ESTIMADA
Y PRESIÓN
DE
INTEGRIDAD.
• Si hay una variación en la densidad, se puede hacer una estimación de la presión de superficie que podría ocasionar daños
a la
formación,
siempre
que
la
densidad
de
la
columna
de fluido en la formación en cuestión sea homogénea. Para calcular la presión de integridad estimada (MAASP) de superficie con una densidad de fluido diferente se usa la
siguiente ecuación:
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DENSIDAD DE
LODO
EQUIVALENTE
• La zona que esta por debajo del zapato del revestimiento (casing) no siempre es el punto mas débil. A menudo, y por esta razón, se debe hacer
un
ensayo
en
otra
zona
con
una
densidad
de
lodo
equivalente predeterminada. Si se va hacer una prueba de formación, o si se le va a
aplicar una presión determinada o una densidad de lodo equivalente (EMW). Se debe utilizar la siguiente formula para determinar la presión a aplicar
• Para determinar
el
valor
de
la
presión
de
prueba
que
se
requiere
para
probar la formación con una densidad de lodo equivalente predeterminada (EMW):
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DENSIDAD DE
LODO
EQUIVALENTE
• La densidad de lodo equivalente es también la suma de todas las presiones (hidrostática, de choke o contrapresión, presión aplicada,
presión
de
compresión
(surgencia),
perdidas
de
presión de circulación, etc.) a una profundidad o en una zona dada y se expresa como una densidad de lodo. Si se conocen estas presiones, o si se las puede estimar, la Densidad de
Lodo Equivalente
puede
calcularse
de
la
siguiente
manera:
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PERDIDAS DE PRESIÓN Y PRESIÓN DE
CIRCULACIÓN
• Se puede perder miles de psi de presión en el sistema de circulación de
los
pozos
mientras
se
bombea
fluido por las líneas de superficie, hacia abajo por la columna, y hacia arriba por el espacio anular. La presión de bombeo es, en realidad, la cantidad de fricción a superar para
mover
fluido
por
el
pozo
a
un determinado caudal. La mayor parte
de la presión ocurre en la columna de tubería y a través de obstáculos tales como las boquillas (jets, nozzles) de la broca. También hay perdida de presión en otras partes
del
sistema
de
circulación,
por ejemplo, cuando se utiliza el choque
para ejercer contra presión en el anular durante operaciones de control de pozos. Cuando el fluido vuelve por fin a los tanques, lo hace a presión atmosférica, o casi 0.
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PERDIDAS DE PRESIÓN Y PRESIÓN DE
CIRCULACIÓN
• Cuando
se
esta
circulando
el
pozo,
se
aumenta
la
presión
de
fondo de acuerdo a al fricción que se esta superando en el espacio anular. Cuando las bombas están paradas, se reduce la presión del pozo, porque no se esta superando ninguna fuerza de fricción.
• Dado que la fricción agrega presión al pozo, aumenta en forma esencial la densidad efectiva. Esto se conoce como Densidad Equivalente de Circulación (ECD), y el valor total es el equivalente a la presión de fondo de pozo con la bomba en funcionamiento.
Si
la
presión
de
una
formación
permeable
es
casi equilibrada con la ECD del pozo puede comenzar a fluir cuando se para la bomba.
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PRESIÓN DE COMPRESIÓN (SURGE) Y
DE PISTONEO
(SWAB)
• La presión total que actúan en un pozo se ve afectada cada vez que se saca o se baja tubería al pozo (viaje, trip). Al sacar la herramienta se crea una “presión de
pistoneo” (suabeo),
la
cual
reduce
la
presión
en
el
pozo.
Este
efecto
ocurre porque el fluido del pozo no puede bajar con la misma velocidad con que las
tuberías están subiendo. Esto crea una “fuerza de succión” y reduce la presión por debajo de la columna. Se suele comparar a este efecto con el del embolo de una
jeringa, en la acción de “succionar” fluido de formación al interior del pozo. • Cuando se baja la tubería muy rápido, el fluido no tiene tiempo de “despejar el
camino” e intenta
comprimirse.
Las
presiones
del
fondo
pueden
llegar
a alcanzar
a veces el punto de perdida o fractura de la formación.• La presión de pistoneo (suabeo) y la de compresión son afectadas por las
siguientes variables:1. Velocidad de movimiento de la tubería2. Espacio anular entre el pozo y tubería3. Propiedades
del
lodo
4. Complicaciones que restringen el espacio anular entre el pozo y la tubería
• Si bien a menudo es imposible evitar estas presiones, se las puede minimizar simplemente disminuyendo la velocidad de movimiento de la tubería (sacando o bajando tubería)
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MÁRGENES DE
VIAJE
Y SEGURIDAD
• A menos que haya un excedente de densidad de fluido
que compense
el
efecto
de
suabeo,
puede
entrar
fluido
de la formación al pozo y originar un influjo. Este excedente de densidad se conoce como “margen de viaje” o de seguridad, es un incremento de la densidad
estimada, en
la
densidad
del
lodo,
previo
al
viaje
para
compensar las perdidas de circulación (ECD). Este margen de seguridad compensa también, las presiones de suabeo, cuando la tubería es retirada del pozo.
• El
margen
depende
del
diámetro
del
pozo,
de
las
condiciones, la velocidad de sacada y las propiedades del lodo.
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PRESIÓN DE
FONDO
DE
POZO
(BPH)
• Las paredes del pozo están sujetas a presión. La presión hidrostática de la columna de fluido constituye la mayor
parte de
la
presión,
pero
la
que
se
requiere
para
hacer
subir
fluido por el espacio anular también incide en las paredes del pozo. Por lo general, esta presión no es mucha, y rara vez excede los 200psi. La contrapresión aumenta la presión de fondo. Por lo tanto, la presión de fondo de pozo se puede estimar
sumando
todas
las
presiones
conocidas
que
inciden
dentro o sobre el espacio anular (del casing). Acorde a la actividad del pozo, la presión de fondo se determina de la siguiente manera:
– Pozo estático:
BPH=
PH – Circulación normal: BPH= PH + perdidas anulares por fricción = ECD
– Circulación con BOP rotaria: BPH= ECD + contrapresión BOP rotario – Circulación de influjo: BPH= EDC + contrapresión choke
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LEY DE
LOS
GASES
• La ley general de los gases indica que la presión en un gas esta relacionada con el volumen que se le permite ocupar.
Este enunciado
se
ve
modificado
cuando
hay
variaciones
de
temperatura, o cuando no se aplica a un gas ideal.
• Según la ley de Boyle, la relación entre la presión, el volumen y la temperatura (PV/T) es una constante.
• Las burbujas
de
gas
se
expanden
mientras
suben
por
el
anular
y la presión hidrostática del lodo (la cual actúa en contra de las burbujas) disminuye.
• La ley general de los gases es la siguiente:
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EXPANSIÓN DE
LOS
GASES
• Al dividir en dos la profundidad vertical, la presión hidrostática también se divide en la misma proporción.
Por
lo
tanto,
de
acuerdo con la Ley de Boyle, las burbujas de gas duplican su tamaño.
• Si el gas sube a la superficie y se
expande
sin
ningún
control, ocupara tanto volumen en el
espacio anular que impulsa grandes cantidades de fluido al exterior del pozo y reducirá la presión de fondo. Entre los extremos
de
no
permitir
ninguna
expansión y permitir una expansión libre del gas, se han desarrollado métodos de control de pozo que permiten una
expansión controlada.
D
D/2
D/4
D/8
V 4V 8V
Profundidad
Volumen de gas
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PREDICCIÓN
DE
PRESIONES
DE
FORMACIÓN
• La mejor forma de evitar un influjo es que el peso del lodo sea suficientemente alto, para contrarrestar
las
presiones
de
formación,
y
suficientemente liviano para evitar que se pierda circulación o que se disminuya la velocidad de perforación.
• Existen diferentes
formas
de
predecir
la
existencia
de las presiones de formación y que son útiles para evitar influjos.
1. Información
geológica,
sísmica
e
histórica2. Indicadores obtenidos durante la perforación3. perfiles del pozo obtenidos mediante registros
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INFORMACIÓN GEOLÓGICA
• La planificación geológica, previo a la perforación del pozo, permite el análisis de la geología local y regional del
área.
Ciertas
condiciones
geológicas
originan
presiones anormales de formación que conllevan complicaciones en la perforación, y deben tomarse en
cuenta
cuando
se
planifica
la
perforación.
A
continuación se mencionan algunas de las condiciones geológicas mas comunes.
1. Fallas
2. Domos salinos
3. Macizos de arcilla
4. Estructuras anticlinales
5. Zonas recargadas
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INTERPRETACIÓN SÍSMICA
• Los estudios sísmicos se basan en la detección de ondas sonoras que penetran al subsuelo atravesando las capas de las diferentes rocas. Estas ondas sonoras se reflejan en la formación y vuelven a la superficie, donde son registradas por instrumentos sensibles
que miden
su
intensidad
y naturaleza
de
reflexión.
Los geólogos de exploración interpretan cuidadosamente las mediciones y pueden deducir la forma y extensión de las formaciones en el subsuelo. Con
esta
información
se
puede
desarrollar
programas de perforación mucho mas seguros.
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INFORMACIÓN
HISTÓRICA• Una de las formas mas simples y obvias de
detectar
posibles
problemas
potenciales
es estudiar la información histórica de
perforación de pozos del área. Los registros de
lodo
y
los
informes
de
perforación
proporcionan un buen panorama general de condiciones de perforación. Estos registros, junto con la aplicación de información geológica y sísmica, proporcionan información significativa acerca de los posibles problemas.
Ó
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INDICADORES DE PRESIÓN DURANTE
LA PERFORACIÓN
• Las señales mas comunes que indican una zona de presión anormal son las siguientes. Estas señales deben ser reconocidas por el personal y
transmitidas
a
su
supervisor.
La
comunicación
es
de
vital
importancia,
pues muchas
de
estas
señales
pueden
tener
otro
significado.
1. Variaciones en la velocidad de penetración (ROP)2. Variaciones en la forma, tamaño y cantidad de los recortes3. Aumento de la resistencia a la rotación (torque)4. Aumento en el arrastre (drag)5. Derrumbe6. Detección de gas7. Variaciones en el exponente “dc” normal8. Tendencia de la densidad de las arcillas
9. Tendencia
de
la
temperatura
de
la
línea
de
salida10. Cambios en el contenido de cloruro
• No todos estos indicadores se presentan al mismo tiempo. El personal de turno debe saber reconocerlos y considerarlos como posibles señales de que se esta perforando en zonas de presión anormal.
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VELOCIDAD
DE
PENETRACIÓN
(ROP)
• El aumento de la ROP es uno de los métodos mas ampliamente aceptados para determinar cambios en la presión de formación (poral). La ROP se hace mas lenta a medida que se profundiza el pozo. Esta disminución esta relacionada con la compactación y el aumento de la dureza de las rocas y es controlada también por la diferencia de la presión entre la
hidrostática
y
la
de
formación.• El aumento de la ROP indica un aumento en la presión de formación. La velocidad aumenta cuando se penetran zonas anormales por que las formaciones contienen fluidos y son mas blandas. El incremento de las presiones de formación reducirá también, el sobre balance en el fondo. Por lo tanto la perforación se realizara con mayor facilidad. Si se advierte que la velocidad de penetración no varia o aumenta gradualmente, cuando debería estar disminuyendo, se puede inferir que las presiones de formación están aumentando.
• Sin embargo
existen
otros
factores,
además
de
la
presión
de
formación
(PFm)(poral),
que
afectan la ROP:1. Cambios en la formación2. Factores hidráulicos3. Peso sobre la broca WOB
4. Tipo
de
broca5. Estado de la broca6. Velocidad de rotación7. Propiedades del fluido8. Peso del lodo9. El perforador
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FORMA
Y
TAMAÑO
DE
LOS
RECORTES• Los recortes son fragmentos de roca desprendidos de la formación por
la acción de la broca. El tamaño y forma de los recortes depende en gran medida del tipo de formación, del tipo de broca, WOB, desgaste de la broca
y de
la
diferencial
de
la
presión.
• El tamaño de los recortes disminuye a medida que la broca se desgasta durante la perforación, siempre que el WOB, el tipo de formación y la presión diferencial se mantengan constantes. Sin embargo, si la presión diferencial cambia, la broca cortara con mayor eficiencia, por lo que el
tamaño de
los
recortes
aumentara,
y su
forma
cambiara.
1. Pequeño2. Grande3. (1 pulgada=2,54cm)
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TORQUE
Y
ARRASTRE• Durante una perforación normal, la resistencia a la rotación
(torque) aumenta gradualmente a medida que aumenta la
profundidad,
debido
al
efecto
del
contacto
entre
las
paredes
delpozo y la tubería. El aumento de la presión de formación genera el ingreso de mayores cantidades de recortes (arcillolita, limolita, lutita) al pozo. Estos tienden a adherirse, a impedir la rotación de la broca o acumularse alrededor de los drill collar. El aumento del
torque
en
una
expresión
de
varias
decenas
de
pies
es
un
buen
indicador de
aumento
de
la
presión.
• Cuando se perfora en condiciones balanceadas o casi balanceadas,se presenta un aumento en el arrastre al hacer conexiones en zonas de presión anormal. Este aumento es originado por los
recortes
arcillosos
adicionales
que
ingresan
al
pozo
y
se
acumulan
alrededor de los drill collar o también puede aumentar el arrastre porque la formación es blanda lo cual puede hacer que el pozo se cierre alrededor de los drill collar y la broca.
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DERRUMBE• A medida que la presión de la formación supera a la presión
de la columna de lodo, esta pierde eficacia para sostener las paredes del pozo y, eventualmente, las arcillas comienzan a
desprenderse o a derrumbarse
de
las
paredes
del
pozo.
Los
derrumbes de arcillas no necesariamente son una situación critica, sino que dependen de muchos factores, tales como el grado de desbalance, los buzamientos en la formación, la
consolidación,
la
cimentación
de
los
granos
de
arena,
el
estrés
interno, etc.
• Los derrumbes de material arcilloso afectan a la perforación originando problemas de arrastre por la reducción de espacio anular en el pozo. En algunas situaciones estos derrumbes
pueden ocasionar
aprisionamiento
de
la
tubería
y alguna
otra
herramienta. Los derrumbes de lutitas, no siempre están relacionados con zonas de presión anormal. En algunos casos se atribuye a la inestabilidad de las paredes del hueco e hidratación de las mismas.
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AUMENTO
EN
EL
CONTENIDO
DE
GAS• El aumento en el contenido de gas
en el fluido de perforación
constituye
una
buena
señal
para
detectar zonas de presión anormal. Sin embargo, los recortes con gas no siempre son consecuencia de una condición no balanceada, por lo que es importante una adecuada comprensión de los mismos.
• Se pueden identificar:
1.Gases de conexión
2.Gases de viaje
3.Gas de formaciones presurizadas
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GAS
DE
FONDO• Cuando se perfora una formación que contiene gas,
se circulan pozo arriba recortes que contienen gas.
La presión
hidrostática
de
esas
partículas
se
reduce
a medida que circulan hacia arriba. El gas de los
recortes se expande, y se libera en el sistema de lodo, disminuyendo el peso. En esta situación, la
circulación de
lodo
densificado,
no
podrá detener
el
corte de lodo con gas. • Esto se puede verificar reduciendo o deteniendo la
perforación y circulación de los residuos hacia arriba. En
ambos
casos,
la
cantidad
de
gas
debería
reducirse
significativamente.
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GAS
DE
CONEXIÓN
O
VIAJE
• Cuando se
perfora
con
un
mismo
peso
mínimo
de
lodo, el efecto de suabeo (pistoneo) producido por el movimiento ascendente de la tubería, durante una
conexión o un
viaje
de
tubería,
puede
succionar
gases y fluidos al interior del pozo. Por lo general, esto se refiere al gas de conexión o de viaje. Cuando
aumentan
estos
gases,
es
posible
que
los
gases
de
formación también estén aumentando, o que la diferencia de presiones este cambiando.
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VARIACIONES EN EL EXPONENTE “d ”
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VARIACIONES EN EL EXPONENTE “dc”
NORMAL• El método de exponente “dc” se ha convertido en una
herramienta muy útil para detectar y predecir presiones anormales.
La
preparación
del
exponente
“d” es
simple
y
no
requiere equipo esencial. El calculo del exponente “d” se realiza a intervalos determinados, tomando en cuenta la ROP, la RPM, el WPB y el diámetro del hueco. Se grafica la tendencia normal en papel “semilog”
• La declinación a la izquierda de la tendencia normal del exponente “dc” indica la presencia de una zona anormal. Los adelantos técnicos de graficación han evolucionado el método a un punto tal que en muchas áreas puede predecirse el peso de
lodo requerido
con
una
precisión
de
0,2
a 0,6
lpg.
Si
se
la
emplea
en forma apropiada, esta información puede reducir considerablemente los problemas que generan los influjos y, lo que es igual de importante, puede evitar el empleo innecesario de lodos muy pesados que disminuyen la ROP y aumentan el
costo de
la
perforación.
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EXPONENTE
DE
PERFORACIÓN
“d”• El exponente de perforación es, en efecto, un método para
normalizar la tasa de penetración con el fin de eliminar el efecto de
los
parámetros
de
perforación
externos.
El
exponente
de
perforación combina
una
serie
de
factores
variables
(que
afectan
ROP) que se indicaron arriba. El número adimensional que se obtiene releja la perforabilidad de una formación específica, y relaciona la ROP con la facilidad con la cual se puede perforar una formación. Para una cierta litología, a medida que resulta más difícil
perforar
con
la
profundidad,
aumenta
el
exponente
“d”.
• las fórmulas siguientes se usan para la determinación del exponente de perforación:
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EXPONENTE
DE
PERFORACIÓN
“d”• Esta fórmula fue concebida para ser utilizada en la lutita y, cuando la
formación permanece constante, el exponente “d” es un buen indicador de la porosidad (es decir, de la compactación) y la presión diferencial.
• El exponente
“d” refleja
la
“perforabilidad” de
una
formación
especifica
y,
a medida que la porosidad disminuye con la profundidad, la perforación se va haciendo proporcionalmente más difícil lo cual conduce a un aumento del exponente.
• Por lo tanto, con la profundidad se puede establecer una tendencia
normal ascendente
(tendencia
normal
de
compactación
ó NCT,
por
sus
siglas en inglés) y una disminución del exponente de perforación puede indicar cambios en la compactación y la presión diferencial .
• Usualmente, esto solamente se puede considerar como un indicadorconfiable en las secuencias arcillosas. Sin embargo, en realidad las
tendencias de
compactación
pueden
con
frecuencia
ser
reconocidas
en
otras litologías, si coinciden razonablemente con la profundidad, con relación a la sobrecarga y la expulsión de agua.
• Las arenas, por ejemplo, sufren menos compactación que las arcillas, pero aún se puede observar cierta tendencia a la compactación.
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EXPONENTE DE PERFORACIÓN CORREGIDO “dc”
• Como se explicó anteriormente, cualquier desviación de la tendencia normal de compactación determinada en base al
exponente d reflejará un
cambio
en
la
“presión
diferencial”.• Lo que necesitamos es un indicio del cambio en la presión de
formación, que es lo que nos dará el exponente “d”. Sin embargo, desafortunadamente, la presión diferencial también depende, obviamente, del peso del lodo.
• Por lo
tanto,
un
cambio
en
el
peso
del
lodo
conducirá a
un
cambio en la presión diferencial y, en consecuencia, tendráun efecto en el exponente “d”.
• Es por ello que el exponente “d” debe ser corregido, de
manera
tal
que
cualquier
variación
realmente
refleje
un cambio de la presión de formación y no resulte afectado por
la hidrostática del lodo.
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EXPONENTE DE PERFORACIÓN CORREGIDO “dc”
Donde: d1 = gradiente de presión normal de formación
d2
=
peso del
lodo
• En la práctica, d2 en el cálculo se determina a partir de ECD (densidad equivalente de circulación), pues ésta representa la presión de balance propiamente dicha (incluyendo las
pérdidas
adicionales
de
presión
anular),
mientras
avanza
la perforación.
• El exponente de perforación corregido ofrece ahora un indicador de la compactación normal, y las desviaciones con respecto a ésta, en formaciones arcillosas, indican cambios de la
presión
de
formación.
• Los cambios graduales en la tendencia del exponente reflejarán cambios de presión de transición que se observan antes de entrar en la zona de mayor sobrepresión.
VARIACIONES EN EL EXPONENTE “dc”
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VARIACIONES EN EL EXPONENTE dc
NORMAL
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REGISTROS
MWD
Y
LWD• La herramienta de MWD es una combinación sofisticada de
instrumentos electrónicos. De acuerdo a la configuración y
tipo de
herramienta
de
MWD,
es
posible
obtener
y registrar
información de evaluación en tiempo real. Esta puede ser información direccional, de perforación o de formación.
• Los parámetros que pueden medirse, tales como resistividad
de la
formación,
torque,
temperatura,
presión
de
fondo
de
pozo y respuestas acústicas, pueden utilizarse para identificar cambios en las condiciones de perforación y detectar influjos.
• Las respuestas de los parámetros varían de acuerdo al
sistema
de
fluido
utilizado
(WBM,
OBM),
por
lo
que
son
necesarias algunas modificaciones en la interpretación de señales, pero aun así se puede utilizar en forma eficaz.
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DENSIDAD
DE
LA
ARCILLA
(LUTITA)• En condiciones normales de presión, las arcillas (lutitas) sufren una
consolidación normal, y su densidad aumenta uniformemente a
medida
que
aumenta
la
profundidad.
Este
incremento
uniforme permite predecir la densidad de las arcillas. Cualquier reducción en la
tendencia puede ser interpretada como una zona de alta presión poral, dado que las arcillas de alta presión son menos densas que las de presiones normales. Esto sucede porque quedan atrapados fluidos
porales
en
secciones
de
arcillas
durante
el
proceso
de
consolidación.• El uso de este método, para la predicción de zonas anormales, esta limitado por las técnicas de medición de su densidad. En la actualidad se utilizan tres métodos:1. Columna de liquido de densidad variable
2. Densidad
de
masa
con
balanza
de
lodo3. Registros MWD y LWD
• No es sencillo determinar la profundidad de los recortes de arcillas, y la selección y preparación de los mismos para las mediciones depende en gran medida de quien las realiza.
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TEMPERATURA
DE
SALIDA• Además de indicar un cambio en la presión de formación
(poral), los cambios en la temperatura de la línea de salida
también
pueden
atribuirse
a:1. Un cambio en el caudal de circulación2. Un cambio en el contenido de sólidos del lodo3. Un cambio en la composición química del lodo4. Un cambio en los procedimientos de perforación
• Si bien
no
es
un
indicador
definitivo,
la
curva
de
temperatura
es
una ayuda adicional en el caso de tener que tomar la decisión de detener la perforación o de aumentar el peso de lodo actual.
• En perforación submarina, a medida que la profundidad del agua aumenta, la eficacia del registro de temperatura disminuye,
o desaparece,
debido
al
efecto
de
enfriamiento
del
agua. En aguas profundas, la temperatura del lodo de perforación de retorno puede ser constante durante toda la operación.
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CONTENIDO
DE
CLORURO• Los aumentos en el contenido de ion de cloruro o de
sal
en
los
fluidos
de
perforación
son
indicadores
validos de presión. Pero estas variaciones son difíciles de establecer a menos que se realicen controles minuciosos de las muestras de lodo. La mayoría
de
los
métodos
disponibles
para
verificar
el
ion de cloruro no sirven para reflejar variaciones sutiles. Una alternativa a la medición del contenido
de
ion
de
cloruro
en
el
filtrado
es
el
monitoreo
continuo de la viscosidad del lodo
HERRAMIENTAS DE REGISTRO PARA
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HERRAMIENTAS DE REGISTRO PARA
MEDIR PRESIÓN
• Los registros eléctricos o de inducción normales miden la resistividad eléctrica de la formación. Las formaciones de arcillas
de
alta
presión
contienen
mas
agua
y su
resistividad
es
menor que la de las formaciones secas de presión normal. Para calcular la presión de formación, se puede medir las variaciones en la resistividad.
• El registro
sonido
mide
la
velocidad
del
sonido
o el
tiempo
de
intervalo de transito de la formación. Las formaciones de arcillas de alta presión, que contienen mas agua, tienen una velocidad de sonido menor y, por lo tanto, un tiempo de transito mas largo. Se pueden hacer cálculos para determinar la
presión
de
la
formación
a partir
de
estas
mediciones.
• El registro de densidad registra la densidad de la formación en base a mediciones radioactivas. Las formaciones de arcillas de alta presión tienen menor densidad, por lo que se pueden
hacer cálculos
para
determinar
su
presión.
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CAUSAS
DE
LOS
INFLUJOS• Siempre que la presión de la formación exceda la
presión que ejerce la columna de lodo del pozo,
puede ocurrir
que
el
fluido
de
formación
ingrese
al
pozo. Esto puede tener su origen en uno, o en una combinación, de los siguientes factores: – Densidad insuficiente del lodo
– Llenado deficiente
del
pozo
– Suabeo / compresión – Perdida de circulación – Obstrucciones en el pozo – Aumento en la presión de la formación – Problemas con el equipo de perforación
DENSIDAD INSUFICIENTE DEL LODO
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DENSIDAD INSUFICIENTE DEL LODO
• Una causa habitual de influjo es la densidad insuficiente del fluido de perforación. El fluido del pozo debe ejercer suficiente presión hidrostática para al menos igualar la presión de la formación.
• Puede haber muchas causas para una densidad de fluido incorrecta. Si cae agua de lluvia en el sistema de circulación, puede afectar la densidad del lodo, además de alterar
severamente sus
propiedades.
También
es
peligroso
“cortar” el
peso del lodo, porque se esta agregando agua intencionalmente al sistema durante la circulación.
• Si se agrega demasiada agua, o si la presión hidrostática disminuye considerablemente, el pozo puede comenzar a fluir. Sin
embargo,
como
el
personal
de
turno
esta
mezclando
y
agregando volumen a los tanques del sistema, puede ser muy difícil detectar a tiempo un influjo en el pozo.
• Cada vez que se mezcle, se agregue o se transfiera lodo a los
tanques
se
debe
notificar
al
responsable
del
pozo.
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8/18/2019 Presiones Anormales de Pozo
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LLENADO
DEFICIENTE
DEL
POZO• Durante la sacada de tubería en los viajes, disminuye el
nivel de fluido en el pozo, disminuyendo también la presión hidrostática ejercida. Resulta obvio que, si se desea mantener una presión constante sobre la formación, se debe llenar el pozo con una cantidad de
fluido igual
al
volumen
(de
acero)
que
se
ha
sacado.
• Para calcular el volumen necesario para llenar el pozo durante la sacada de tubería:
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• Para poder medir el fluido con precisión se debe utilizar un tanque de viaje o un sistema cuenta strokes. El método
preferible es
llenar
el
pozo
con
un
tanque
de
viaje,
ya
que
estos tanques son de poco volumen y pueden medirse con facilidad. Para calcular el numero de strokes necesarios para llenar el pozo
LLENADO
DEFICIENTE
DEL
POZO
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LLENADO
DEFICIENTE
DEL
POZO• La buena practica, y también algunos entes reguladores,
requieren que se llene el pozo cada 5 paradas de tubería, o antes
que
la
presión
hidrostática
disminuya
en
75
psi,
lo que suceda primero.
• Para calcular la cantidad de tubería seca que se puede
sacar emplear:
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SUABEO
/
COMPRESIÓN
• Cada movimiento de la tubería genera una fuerza en la dirección en la que se mueve la tubería.
• Si están
bajando
tubería,
el
fluido
que
esta
mas
adelante
debe
“despejar el camino”, moviéndose hacia arriba alrededor de la tubería. Si la bajada es demasiado rápida la tubería comprime como un pistón al lodo, esto se denomina presión de compresión.
• Si esta
presión
aumenta
demasiado,
puede
haber
perdida
de
circulación, fractura de la formación o rotura del revestimiento.
• La consecuencia puede ser la perdida de lodo en el pozo, con
el
consiguiente
descenso
de
la
presión
hidrostática.
Si
esta cae por debajo de la presión de formación, el pozo puede
comenzar a fluir
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SUABEO
/
COMPRESIÓN• Cuando se esta sacando tubería suabeo (succión). El lodo no
puede bajar por el espacio anular con la misma velocidad
que
la
tubería
esta
subiendo.• Se produce una presión de “vació”, o presión negativa, debajo de los drill collar. Este descenso de la presión permite la entrada de fluido llenando el espacio bajo los drill collar, suficiente fluido que puede provocar un influjo del
pozo.• Las siguientes variables afectan, tanto al suabeo como a la
compresión:1. Velocidad de movimiento de la sarta
2. Espacio anular
3. Propiedades del lodo4. Complicaciones relacionadas con la restricción del espacio anular
PERDIDA DE CIRCULACIÓN
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PERDIDA DE CIRCULACIÓN
• Si el nivel de fluido en el pozo baja, disminuirá, también, la presión que estaba ejerciendo. Si la presión hidrostática del
fluido pierde
nivel
por
debajo
de
la
presión
de
la
formación,
el pozo puede comenzar a fluir. En general, las causas de la perdida de lodo puede ser:
1.Fluidos de perforación versus fluidos de completamiento
2.Presión de
circulación
3.Presión de compresión
• Una perdida de fluido puede originar un efecto de barrido hidráulico, lo que impulsa gas hacia el pozo. El gas reduce la
presión que
se
ejerce
en
la
formación,
y el
pozo
comienza
a fluir.
OBSTRUCCIÓN EN EL POZO
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OBSTRUCCIÓN EN EL POZO
• Cuando hay una obstrucción en el pozo se debe
recordar que
puede
haber
presión
atrapada
por
debajo. Cuando se esta perforando o repasando una obstrucción, se deben extremar las
precauciones.
• El personal de turno debe estar preparado para atender cualquier eventualidad a fin de evitar
que la
formación
libere
de
forma
descontrolada
la presión confinada bajo el punto de obstrucción.
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AUMENTO EN LA PRESIÓN DE
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FORMACIÓN• El personal debidamente entrenado y experimentado
debe estar listo para enfrentarse a lo inesperado.
• Hay muchas condiciones geológicas que pueden modificar las presiones de la formación. Algunas de ellas son las siguientes:
– Fallas – Estructuras anticlinales
– Domos salinos
– Macizos
de
arcilla – Zonas recargadas
– Zonas agotadas
FALLAS
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FALLAS
• Cuando la broca atraviesa una falla, puede haber un cambio significativo en los gradientes de
presión, que
pueden
resultar
en
un influjo o en perdida de circulación.
• Muchas veces se perfora una falla intencionalmente, para
buscar
acumulaciones
de
petróleo y de
gas.
• Las perforaciones direccionales y horizontales suelen atravesar fracturas y fallas.
• En estos casos, se debe tener en
cuenta que
las
probabilidades
de
que se produzca influjo o perdida de circulación son altas.
ESTRUCTURAS ANTICLINALES
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ESTRUCTURAS ANTICLINALES
• Estas son estructuras geológicas que tienen forma de domo y suelen estar formadas de rocas que han sido impulsadas
hacia
arriba
desde
grandes
profundidades, que preservan las presiones mas altas que corresponden a mayores profundidades.
• Cuando se perfora en la parte alta de
la
estructura
anticlinal,
es
posible encontrar presiones altas, para las que
se debe estar preparado. • Además, cuando se profundizan pozos
de avanzada o de producción, se debe recordar que el pozo inicial puede
haber sido
perforado
en
un
flanco,
y al
profundizar o desviar, pueden encontrarse presiones inesperadas.
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MACIZOS DE ARCILLA
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MACIZOS DE ARCILLA
• Los grandes espesores de arcillas impermeables obstaculizan el movimiento ascendente de los fluidos
porales.
A
medida
que
se
acumularon
mas capas de sobrecarga, las presiones de formación se hicieron anormales, y no permitieron el proceso normal de compactación.
• Los intervalos de arcillas formados en
estas
condiciones
se
denominan
“plásticas ó móviles”, porque presentan presión anormal cuando se las perfora, y suelen cerrar el pozo cuando se saca la broca.
• Por lo general se requieren fluidos de
densidad
alta
para
controlar
estas
arcillas, y pueden llegar a requerir programar corridas de revestimientos especiales.
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ZONAS SOBRE‐PRESURIZADAS
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ZONAS SOBRE PRESURIZADAS
• Son las arenas de poca profundidad y arenas en general que presentan presión anormal. Pueden tener un origen natural por
la
migración
ascendente
de
fluidos
porales proveniente de una zona mas profunda, o puede ser el resultado de problemas creados por el hombre en trabajos de cementación de mala calidad o inadecuados, revestidotes dañados o
corroídos
y
proyectos
de
recuperación por inyección de fluidos pueden tener
como consecuencia una zona de recarga.• Las técnicas geofísicas modernas pueden
definir las zonas presurizadas de poca profundidad. Se las suele llamar “puntos
brillantes”.
Es
difícil
controlar
cuando presiones “anormales” de mayores
profundidades, son encontradas a poca profundidad
ZONAS AGOTADAS
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O S O S
• En las zonas agotadas suele haber presiones por debajo de lo normal. Cuando se encuentra una zona de
estas,
puede
haber
severas
perdidas
de
circulación, lo que reduce la presión hidrostática y podría provocar que otra zona, o la misma zona agotada, fluya.
• Estas
zonas
pueden
presentarse
en
cualquier
lugar
en que haya habido una perforación. A menudo, no existe signos evidentes de un pozo previo en el área.
Si
la
historia
del
área
esta
incompleta,
o
no
existen
registros
de
pozos
anteriores,
se
pueden
poner
en
peligro al personal de turno, si no esta “esperando”lo inesperado.
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DETECCIÓN DE SURGENCIAS
Dado que una surgencia puede ocurrir en cualquiermomento, tenemos que ser capaces de reconocer eidentificar ciertas señales que advierten para poder
tomar las medidas del caso.
SEÑALES DE ADVERTENCIA
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• Aumento en el caudal de retorno• Incremento de volumen en los tanques
• Rastros de
gas
/ petróleo
durante
la
circulación
• Disminución en la presión de bombeo / aumento en el caudal de bombeo
• Pozo fluyendo con bomba parada
• Llenado deficiente
durante
la
sacada
de
tubería
del
pozo
• Se saca la tubería llena• Variaciones en el peso de la sarta• El pozo no devuelve el desplazamiento correcto en la bajada
de tubería
• Cambio en la velocidad de penetración ROP
ZONAS DE PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN
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8/18/2019 Presiones Anormales de Pozo
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• Con altas presiones de surgencia es necesario prestar atención
a posibles
signos
de
fractura
y de
pérdida
de circulación.
• Las formaciones más débiles y fracturadas pueden
ser
identificadas
por
experimentar
ROP
alta
y
un torque errático más elevado.
• Los retornos reducidos de lodo, los cuales se
identifican
por
una
reducción
en
el
flujo
de
salida
y
un descenso en el volumen del pozo, indican una pérdida de fluidos en la formación.
ZONAS DE TRANSICIÓN
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• Incremento en ROP y descenso de la tendencia del
exponente de
perforación.
• Incremento en los niveles de gas.
• Aparece gas de conexión.
• Señales de
inestabilidad
en
el
pozo,
torque
errático,
sobre tensión y arrastre.
• Temperatura del lodo en aumento.
• Incremento en el volumen de cortes, derrumbes, reducción de la densidad de la lutita.
CUERPOS SELLADOS SOBRE
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PRESURIZADOS
• Cambios bruscos en la ROP, como
consecuencia
de
las
presiones
diferenciales
y
de alta porosidad.
• Cuando ocurre un cambio brusco en la ROP,
revisar
el
flujo
de
retorno,
para
poder
determinar si se encuentra asociado con una zona sobre presurizada y con un posible
influjo.
DURANTE LA PERFORACIÓN
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8/18/2019 Presiones Anormales de Pozo
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• Descenso gradual de la Presión de Bombeo
– Podría ser
relacionado
o asociado
a un
incremento
en
la
rata
de
Bombeo.
– Caída de la presión de bombeo como resultado directo del ingreso de fluidos de formación de baja densidad al pozo, lo que
reduce
la
presión
hidrostática
del
lodo
en
general.
– El descenso de la presión será más significativo por la presencia de gas y podría empeorar debido a la expansión de los gases.
– La caída de la presión será lenta y gradual al inicio, pero
mientras
más
tiempo
tarde
en
detectarse
la
arremetida,
el
descenso será “exponencial”.
• Aumento del flujo de lodo desde el anular, seguido por …
DURANTE LA PERFORACIÓN
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• Un incremento en los niveles del lodo en los tanques del sistema.
– Mientras que
los
fluidos
de
la
formación
ingresan
al
pozo,
un
volumen
equivalente de lodo será, necesariamente, desplazado del anular a la superficie, el cual será adicional al volumen del lodo que circula y mostrará un incremento en el valor del flujo del lodo.
– En caso de experimentar un influjo de gas, el desplazamiento del lodo se incrementará de forma dramática mientras se produce la expansión
del
gas.
• Mientras continúa el influjo …• Variaciones en la carga del gancho/ Peso en la Broca
– A pesar de no ser un indicador primario, estas señales pueden ser
observadas mientras
se
modifica
el
efecto
de
flotación
en
la
sarta.
• Si el influjo llega a la superficie …
DURANTE LA PERFORACIÓN
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8/18/2019 Presiones Anormales de Pozo
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• Lodo contaminado, especialmente lodo “cortado” con gas – Densidad del lodo reducida.
– Cambio en
el
contenido
o concentración
de
cloruro
(por
lo
general
aumenta).
– Respuesta de gas asociada al evento.
– Indicadores de presión como desmoronamientos, temperatura del
lodo
elevada.
• ¡¡Siempre debe detectarse la arremetida antes de que el influjo llegue a la superficie!!
DETECCIÓN TEMPRANA
… REVISIÓN
DEL
FLUJO
… CIERRE
DEL
POZO SI FLUYE
DURANTE EL VIAJE
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8/18/2019 Presiones Anormales de Pozo
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• llenado insuficiente del fluido de perforación al pozo – Al retirar la tubería del pozo, el pozo no recibe el suficiente lodo de llenado
para compensar el volumen de la tubería retirada, esto indica que: – Una arremetida ha sido succionada de alguna formación a la boca del pozo, o
que …
• Un “viaje húmedo” – En el cual el influjo y la presión bajo la sarta previenen que el lodo se escurra
desde la sarta, mientras ésta se retira.
• Pistoneo
– El
pistoneo
excesivo
se
puede
identificar
en
el
cambio
en
el
volumen
del tanque de viaje, al retirar paradas de tubería, sin generar un llenado acorde al
volumen de acero retirado del pozo.
• Ganancia de volumen en los tanques de lodo – De igual manera, el lodo que fluye a la superficie revela un influjo.
– El flujo
también
puede
resultar
de
los
fluidos
de
pistoneo
que
migran
y se
expanden en el anular. Este proceso por si mismo puede ser suficiente para reducir la hidrostática hasta el punto de producir un influjo.
• El control del pozo será más difícil si la broca se encuentra fuera del pozo o sobre la profundidad del influjo.
SEÑALES DE ADVERTENCIA
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• La detección anticipada de un influjo es responsabilidad de
todos.
Se
han
perdido
pozos
por
no
haber
alertado
al perforador, al jefe de pozo y al representante de la compañía
operadora de que existía la posibilidad de que el pozo estuviera fluyendo. Es importante conocer, y saber reconocer,
las señales
de
influjo.
• Cuando se presenta una o mas de estas señales, tanto el personal, como el equipo se encuentran en peligro. Siempre se deben controlar estas señales para determinar si el pozo
esta fluyendo.
• Es posible que el cierre del pozo sea el paso siguiente.
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EQUIPOS DE SUPERFICIE
El control de pozo no podr á ser llevado acabo, sino se cuenta con un equipamientocon buen mantenimiento y que funcione
CONJUNTO PREVETOR DE
( )
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SURGENCIAS (BOP)
• El conjunto de preventores es parte vital del equipo de
perforación
y
no
se
puede dejar de lado. Consiste de un
juego único de válvulas hidráulicas muy grandes, que operan a niveles de presión
altos
y
de
accionamiento rápido.• Se organiza con una
variedad de configuraciones,
según
el
código
API
RP53. designando códigos a cada
uno de los componentes del conjunto.
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BOP ANULAR
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• La mayoría de los preventores anulares modernos se cierran alrededor de los DC, los DP, cable wireline, o en caso de
emergencia,
cierre
total
del
pozo.• Consiste en un empaque circular de caucho (packer), un pistón, un cuerpo y una tapa.
• Al bombear el fluido hidráulico hacia la
cámara
de
cierre,
fuerza
el
pistón
hacia
arriba
o
hacia
delante,
lo
que
provoca
que el packer se contraiga hacia adentro.• Están diseñados para una presión de
1500 psi, o máximo 3000 psi.• El mover tubería a través del packer con
el
presiones
de
cierre
elevadas,
puede
desgastar rápidamente el preventor.
ARIETE (ESCLUSA, RAM)
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• Constituyen un componente básico del BOP. Son muy simples y cierran alrededor del tipo de
tubería
que
se
requiere
o
realiza
un cierre total del espacio anular, hasta cortar la tubería.
• Están diseñados para soportar hasta un nivel de presión definido y cerrar a un diámetro especifico
• La
mayor
parte
de
las
exclusas
están diseñadas de manera que permiten sellar la presión que proviene solo del lado inferior. Esto significa que, al colocarse en
posición invertida,
la
esclusa
no
va
a mantener la presión. Además, no se podrá probar la presión desde el lado superior.
ARIETE (ESCLUSA, RAM) DE TUBERÍA
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• Las esclusas de cierre sobre tubería están preparadas
para
cerrar
sobre
la
tubería.
La ventaja y limitaciones fundamentales de una esclusa de tubería es el recorte de medio circulo en el
cuerpo
de
la
esclusa.
La
finalidad del recorte es poder cerrar y proveer un buen sellado alrededor de
una
tubería
de
tamaño
o
diámetro particular.
ARIETE (ESCLUSA, RAM) CIEGO /CORTE
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• Los RAM ciegos son un tipo especial de esclusa que cuentan con elementos empaquetadores
de
buen
tamaño
y
están
diseñadas
para cerrar
sobre
el
pozo
abierto.
Cuando se prueban, debe hacerse a la máxima presión de trabajo.
• Los RAM de corte son esclusas de tubería que tienen hojas filosas
especiales
para
cortar
tubulares, dependiendo del tipo de tubular a
cortar se emplea presión mas alta reguladas o potenciadas con (booster). Al momento de
probarlas
no
se
debe
aplicar
un
cierre muy brusco, sino una presión reducida de aprox. 200 psi
ACUMULADORES
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• Las botellas de acumulación son una serie de botellas precargadas de nitrógeno que almacenan y administran fluido hidráulico bajo
presión,
necesaria
para
cerrar
los preventores
• La finalidad del acumulador es proveer una forma rápida, confiable y practica de cerrar los BOP en case de un influjo.
• El equipo
estándar
utiliza
un
fluido
de
control que puede consistir en aceite hidráulico o una mezcla de fluidos que se almacenan en botellones a 3000 psi.
• Las botellas requieren de una precarga
mínima
de
1000
psi
de
nitrógeno para funcionar
MÚLTIPLE DEL ESTRANGULADOR
(CHOKE MANIFOLD)
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(CHOKE MANIFOLD)
• El manifold de ahogo sirve para facilitar la circulación desde el
conjunto del
BOP
bajo
una
presión
controlada. Las distintas entradas y salidas proporcionan rutas alternativas para poder cambiar los estranguladores o reparar las
válvulas.• El estrangulador (choke) es un elemento que controla el caudal de circulación de los fluidos. Al restringir el paso del fluido con un
orificio,
se
genera
una contrapresión o fricción extra en
sistema, lo que provee un método de control del caudal de flujo y de la presión de pozo.
SEPARADORES DE GAS
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• Los separadores de gas son, por lo general, la primera línea de
defensa
contra
el
gas
en
lugar
del
equipo. Un
separador
de
gas
es
un
recipiente simple con aberturas conectado al final del manifold o línea de estrangulación justo antes de la entrada del fluido a los
tanques
• La mayor parte del gas que acompaña un influjo se separa del fluido después del estrangulador. Este es el gas del que se ocupa el
separador.• El separador permite que el gas salga del sistema y sea expulsado hacia la línea de quemado
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VÁLVULAS FLOTADORAS
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• Son instrumentos que evitan que el lodo suba por dentro de la sarta de perforación.
Necesarias
en
actividades como viajes de tubería y
trabajos de control de presión• La válvula de flotación se ubica
justo encima de la broca, los
tipos
mas
comunes
son
el
de pistón a resorte o los tipo
charnela.• Algunas válvulas tienen
aberturas, es decir, uno o mas
orificios
pequeños
que atraviesan la flotadora a fin de
determinar la presión por debajo
SENSOR DE FLUJO DE SALIDA
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• En materia de detección de surgencias, el indicador de retorno es probablemente la
parte
mas
importante
del equipo. El indicador de
retorno de lodo es comúnmente una paleta en la línea de salida de flujo. Esta
señal
se
registra
como
(% flujo) o “galones por minuto”
• En la mayor parte de las operaciones, un cambio
relativo
respecto
de
un
valor
establecido es
indicador
de
un
peligro potencial.
TANQUE DE VIAJE
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• El trip tank es un tanque pequeño que permite la medición correcta del fluido dentro del pozo. Es el modo mas adecuado para medir el volumen de fluido necesario para llenar o recolectar del pozo
en
un
viaje.
• La medición se debe llevar controladamente en una hoja de datos, a fin de asegurarse
que
no
haya
una
surgencia
FLUIDOS DE PERFORACIÓN
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• El control permanente del fluido de perforación (lodo) es la
clave fundamental,
para
el
control
de
pozo.
• Las 8 funciones básicas de los fluidos de perforación son:1. Transporte de recortes hacia la superficie
2. Suspensión de recortes cuando se detiene la circulación
3. Control de
presión
anular
4. Lubricación y enfriamiento de la columna de perforación
5. Soporte de las paredes del pozo
6. Flotación de la sarta de perforación y revestimiento (casing)
7. Provisión de
energía
hidráulica
8. Un medio adecuado para registros eléctricos
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PROCEDIMIENTOS
ANÁLISIS DE FLUJO
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• Existen dos formas de realizar un análisis de flujo que determine si el pozo se encuentra estático o está fluyendo: – Mirar debajo de la mesa rotaria en la cabeza del pozo, determinar visualmente si
hay flujo dentro del pozo. – Dirigir
el
flujo
del
pozo
hacia
el
tanque
de
viaje
y monitorear
el
nivel
para
observar
si ha sufrido cambios.
• Estos métodos por lo general se realizan en los siguientes casos: – Cuando existen cambios significantes en la rata de penetración (drilling breaks) – Cundo se observa cualquier indicador de reventón durante la perforación,
especialmente los
cambios
en
el
flujo
de
retorno
del
lodo.
– Antes de retirar la tubería del pozo. – Después de retirar las primeras paradas de tubería para verificar que el pistoneo
no haya provocado un influjo. – Cuando la broca se encuentra al nivel del zapato del revestimiento. – Antes de sacar los drill collar a través de los Sistemas de Prevención de
Arremetidas (BOP).
– Monitoreo constante volumen (tanque de viaje) durante viajes de tubería en el pozo.
• Si el pozo fluye, debe cerrarse.
VERIFICACIÓN DE FLUJO DURANTE
LA PERFORACIÓN
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LA PERFORACIÓN
1. Alertar al personal de turno
2. Detener la rotación
3. Levantar la tubería de modo que la ultima
junta quede
3 pies
por
encima
de
la
mesa
rotaria
4. Parar las bombas
5. Observar si hay flujo en el pozo
VERIFICACIÓN DE FLUJO DURANTE
LA BAJADA O SACADA DE TUBERÍA
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LA BAJADA
O
SACADA
DE
TUBERÍA
1. Alertar al personal de turno
2. Colocar las cuñas de modo que la ultima junta quede 3 pies por encima de la mesa rotaria
3. Colocar la válvula de seguridad de apertura plena (abierta)
4. Observar si
hay
flujo
en
le
pozo
Nota: realizar la verificación de flujo antes de extraer el BHA
CIERRE DE POZO
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• Una vez detectado el influjo, el pozo debe controlarse siguiendo los procedimientos adecuados de cierre de pozo destinados a: – Proteger al personal y equipo
– Detener el ingreso de fluido de formación hacia el pozo
– Brindar la oportunidad de organizar el procedimiento para controlar el pozo
– Permitir el
registro
de
las
presiones
de
cierre:
SIDPP
(presión
de
cierre
en la tubería) y SICP (presión de cierre en el revestimiento)
• No existe “influjo pequeño ó leve”. Cualquiera de ellos puede derivar en un reventón. Todo ingreso de fluido debe
considerarse
como
un
reventón
en
potencia.
En
caso
de
existir duda si el pozo esta fluyendo, este debe cerrarse.
CIERRE DE POZO
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• Existen procedimientos de cierre de acuerdo con la operación que se esta llevando a cabo
en el
pozo:
– Cierre con tubería en el fondo del pozo
– Cierre