Cap. 01 - Principios La Presion

CAPTULO

1

E ntender la presin y las relaciones de la presin es importante se queremos comprender el control del pozo. Por definicin, la presin es la fuerza que se ejerce sobre

una unidad de rea, tal como libras sobre pulgadas

cuadradas (psi). Las presiones con las que nosotros

tratamos a diario en la industria petrolera incluyen

las de los fluidos, formacin, friccin y mecnicas.

Cuando se exceden ciertos lmites de presin,

pueden resultar consecuencias desastrosas, incluso

descontroles y / o la prdida de vidas.

PRESIN DE UN FLUIDO

Que es un fluido? Un fluido es simplemente algo que no es slido y puede fluir. El agua y el petrleo son obviamente fluidos. El gas tambin es un fluido. Bajo temperatura extrema y/o presin

Recuerde, debe pensar

sobre el fondo

del pozo. Los

conceptos propuestos

en esta seccin cubren los

fundamentos para un

buen control de pozos.

PRINCIPIOS DELA PRESIN

1-1

CAPTULO 11-2

FACTOR DE CONVERSIN DE DENSIDAD

El factor de conversin usado para convertir la densidad en gradiente en el sistema ingls es 0.052. En el sistema mtrico, es 0.0000981. Recuerde que la definicin de gradiente de presin es el aumento de presin por unidad de profundidad debido a su densidad. Para nuestro texto, nosotros usaremos libras por galn (ppg) para medir la densidad y pies (pie) para las medidas de profundidad en el sistema ingls y kilogramos por metro cbico (el kg/m) para medir densidad y metros (m) para las medidas de profundidad en el sistema mtrico.

La manera como 0.052 se deriva es usando un pie cbico (un pie de ancho por un pie de largo por un pie de alto). Se necesita aproximadamente 7.48 galones para llenar ese cubo con fluido. Si el fluido pesa una libra por galn, y se tienen 7.48 galones, entonces el peso total del cubo es 7.48 libras, o 7.48 libras por pie cbico. El peso de cada una de las pulgadas cuadradas, por un pie de altura, puede encontrarse dividiendo el peso total del cubo por 144:

7.48 144 = 0.051944

El factor de conversin 0.052 que normalmente

se usa para los clculos en el campo petrolero.

casi todo se torna fluido. Bajo ciertas condiciones

la sal o las rocas se tornan fluidos. Para nuestros

propsitos, los fluidos que consideraremos son

aquellos normalmente asociados con la industria

del petrleo, tales como el petrleo, el gas, el agua,

los fluidos de perforacin, los fluidos de empaque,

las salmueras, los fluidos de terminacin, etc.

Los fluidos ejercen presin. Esta presin es el

resultado de la densidad del fluido y la altura de

la columna de fluido. La densidad es normalmente

medida en libras por galn (ppg) o kilogramos por

metro cbico (kg/m). Un fluido pesado ejerce ms

presin porque su densidad es mayor.

La fuerza o presin que un fluido ejerce en

cualquier punto dado es normalmente medida en

libras por pulgada cuadrada (psi) o en el sistema

mtrico, bar. Para averiguar cuanta presin ejerce

un fluido de una densidad dada por cada unidad de

longitud, usamos el gradiente de presin.

El gradiente de presin normalmente se expresa

como la fuerza que el fluido ejerce por pie (metro)

de profundidad; es medido en libras por pulgada

cuadrada por pie (psi/ft) o bar por metro (bar/m).

Para obtener el gradiente de presin debemos

convertir la densidad del fluido en libras por galn,

en libras por pulgada cuadrada por pie (kilogramos

por metro cbico, kg/m a bar/m).

Presin

Fluido

Presin(Fuerza)

Presin (Fuerza) Que es la presin?

Presin: 1:La fuerza por unidad

de rea que es ejercida sobre una

superficie2: La fuerza que un fluido ejerce

cuando de alguna manera es

confinado en un recipiente.

PRINCIPIOS DE LA PRESIN1-3

GRADIENTE DE PRESIN

Para encontrar el gradiente de presin de un fluido, multiplique la densidad del fluido por 0.052; o en el sistema mtrico, por 0.0000981. Gradiente de Presin = Densidad del fluido x Factor de ConversinPor tanto el gradiente de presin de un fluido de 10.3 ppg (1234 kg/m) puede ser calculada multiplicando el peso del fluido por el factor de conversin.

Gradiente de Presinpsi/ pie = Densidad del Fluidoppg x Factor de Conversin

= 10.3 ppg 0.052

= 0.5356 psi/pie

Gradiente de Presinbar/m = Densidad del fluido kg/m x Factor de conversin

= 1234 kg/m x 0.0000981

= 0.1211 bar/m

EJEMPLO 1

Cul es el gradiente de presin de un fluido con una densidad de 12.3 ppg (1474 kg/m)?

Gradiente de Presinpsi/ pie = Densidad del Fluidoppg x Factor de Conversin

= 12.3 X 0.052

= 0.6396psi/pie

Gradiente de Presinbar/m = Densidad del fluidokg/m x Factor de conversin

= 1474kg/m x 0.0000981

= 0.1446bar/m

PROBLEMA 1A

Cul es el gradiente de presin de un fluido que pesa 9.5 ppg (1138 kg/m)?

Gradiente de Presinpsi/pie = Densidad del fluidoppg X Factor de conversin

Gradiente de Presinbar/m =

Densidad del fluidokg/m X Factor de conversin

PROBLEMA 1B

Cul es el gradiente de presin de un fluido que pesa 8.33 ppg (998 kg/m)?

Si un fluido que pesa una libra por galn, el peso de una

pulgada cuadrada y un pie de largo es 0.052 libras

1'

1'

1'

Para calcular la presin en el fondo de un pozo utilice la profundidad vertical

CAPTULO 11-4

Una vez que sabemos determinar la presin ejercida por pie, se podr calcular la presin hidrosttica a una determinada profundidad. Todo lo que tenemos que hacer es multiplicar el gradiente de presin por el numero de pies a dicha profundidad vertical. Entonces necesitamos distinguir la profundidad medida (MD) de la profundidad vertical verdadera (TVD).

En la ilustracin de abajo se puede ver que la profundidad directamente para abajo (como la gravedad atrae) para ambos pozos es 10000 pies (3048 m). El pozo A tiene una profundidad medida de 10.000 pies (3048 m), y una profundidad vertical verdadera de 10000 pies (3048 m). Como la gravedad atrae directamente para abajo, a lo largo del camino vertical (directamente para abajo), para calcular la presin en el fondo del pozo usaremos la profundidad 10000 pies (3048 m).

El pozo B tiene una profundidad medida de 11.650 pies (3550.92 m), y su profundidad vertical es 10000 pies (3048 m). La gravedad se mantiene atrayendo en forma vertical, no a lo largo del camino del pozo. Se tiene una profundidad vertical de 10000 pies (3048 m) desde la superficie directamente hasta el fondo del pozo. Por tanto, para calcular la presin en el fondo del pozo B, es necesario utilizar la profundidad vertical verdadera de 10000 pies (3048 m).

La ilustracin de la pagina siguiente ofrece otra forma de ver la diferencia entre la profundidad vertical verdadera y la profundidad medida. En dicha ilustracin, tenemos una figura de bloques cuadrados, 15 por 10. Cuente cuantos bloques cubre el pozo. Esto representa la profundidad medida del pozo. Ahora cuente los bloques desde el fondo directamente hasta la superficie. El numero de esos bloques representa la profundidad vertical

verdadera.

La presin hidrosttica es la presin total creada por el peso de una columna de fluido, actuando en cualquier punto dado en un pozo. Hidro significa agua, o fluido, que ejerce presin como agua, y esttica significa sin movimiento. As presin hidrosttica es la presin originada por la densidad y la altura de una columna estacionaria (sin movimiento) de fluido.

Ya conocemos cmo calcular un gradiente de presin del peso de un fluido. La presin hidrosttica puede ser calculada de un gradiente de

presin a un punto determinado:

Presin hidrosttica = Gradiente de Presin x ProfundidadPVVO, puede ser calculada por:

Presin hidrosttica = Densidad del fluido x Factor de conversin x ProfundidadPVV

MD and TVD

10,000'

10.0 PPG M

UD

Well A Well B

10.0 PPG MUD 11, 650' MD

Profundidad vertical verdadid vs profundidad media.

Presin Hidrosttica:

Fuerza ejercida por un cuerpo o

fluido parado; aumenta con el

peso y la longitud de la columna de

fluido.

PRESIN HIDROSTTICA PROFUNDIDAD VERTICAL VERSUS MEDIDA


EJEMPLO 2

Cul es la presin hidrosttica en el fondo de un pozo el cual tiene un fluido con una densidad de 9.2 ppg (1102 kg/m), una MD de 6.750 (2057.4 m) y una TVD de 6.130 (1868.42 m)?

Presin Hidrostticapsi = Densidad del Fluidoppg x Factor de Conversin x Profundidadpies, TVD

= 9.2 ppg x 0.052 x 6130 pies

= 2933 psi

Presin Hidrostticabar = Densidad del fluidokg/m x Factor de Conversin

x Profundidadm, TVD

= 1102 bar x 0.0000981 x 1868.42 m

= 201.99 bar

PROBLEMA 2A

Encontrar la presin hidrosttica en el fondo del pozo es la presin hidrosttica en el fondo de un pozo el cual tiene un fluido con una densidad de 9.7 ppg (1162 kg/m), una MD de 5570 (1697.74 m) y una TVD de 5420 (1651.02 m).

Presin Hidrostticapsi = Densidad del Fluidoppg 0.052 Profundidadpies TVD

Presin Hidrostticabar = Densidad del fluidokg/m 0.0000981 Profundidadm, TVD

PROBLEMA 2B

Encontrar la presin hidrosttica a 4300 (1310.64 m) TVD, de un pozo con un fluido con una densidad de 16.7 ppg (2001 kg/m). El pozo tiene una MD de 14980 (4565.9 m) y una TVD 13700 (4175.76 m).

Las ecuaciones precedentes para gradiente de fluido y presin hidrosttica son bsicas para comprender los fundamentos de las presiones en los pozos. Para prevenir que un pozo fluya, la presin del fluido en el pozo debe ser por lo menos igual que la presin de formacin.

Aunque un manmetro sea colocado en el fondo de una columna de fluido leer la columna hidrosttica de dicha columna, tambin leer la presin atmosfrica ejercida sobre dicha columna. Esta presin vara con las condiciones del clima y la elevacin sobre el nivel del mar y es considerada normalmente 14,7 psi (aproximadamente un bar) al nivel del mar. Si un manmetro tiene la notacin psig, indica que esta incluyendo la columna atmosfrica encima del mismo. Si el manmetro lee en psi, indica que este ha sido calibrado substrayendo la columna atmosfrica encima del mismo.

MD

TVD

Prefondidad vertical verdadid vs

profundidad media.

La presin atmosfrica al nivel del mar es mas o menos 15 psi; su equivalente en el sistema mtrico es aproximadamente un bar.

PRESIN ATMOSFRICA / MANOMTRICA

Esto es a menudo evidente cuando se est perforando rpido debido a la densidad efectiva en el anular incrementada por los recortes.

Otro ejemplo del tubo en U es cuando se bombea un colchn o pldora. La pldora con mayor densidad es con el propsito de permitir que los tubos sean sacados vacos o secos, debido a la cada del nivel del fluido por debajo de la longitud media del tiro que esta siendo extrado. La profundidad a la que la pldora debe caer y la cantidad de fluido que entra en el efecto del tubo en U dentro del pozo puede calcularse utilizando las siguientes ecuaciones:

Ganancia en Tanques = (Densidad de la pldora - Densidad en anular) x

Volumen de la pldora densidad en anular Distancia de la cada = Ganancia en tanques

capacidad de tubera.

EJEMPLO 3Cul ser la ganancia en tanques, y cunto

caer la pldora si la densidad del fluido es 10 ppg (1198 kg/m), la capacidad de los tubos es de 0.0178 bbls/pie (0.00929 m/m)? El volumen de la pldora es de 30 bbls (4.77 m) y pesa 11 ppg (1318 kg/m).(1318 kg/m).

Es muy til visualizar el pozo como un tubo en U (ver arriba). Una columna del tubo representa el anular y la otra columna representa el interior de la tubera en el pozo. El fondo del tubo representa el fondo del pozo.

En la mayora de los casos, hay fluidos creando presiones hidrostticas, en ambos lados, en la tubera y el anular. La presin atmosfrica puede ser omitida, puesto que tiene el mismo efecto en las dos columnas. Si hubiera un fluido de 10 ppg (1198 kg/m) tanto en el anular como al interior de la tubera, las presiones hidrostticas seran iguales y el fluido estara esttico en ambos lados del tubo U.

Sin embargo, qu pasara si el fluido en el anular fuera de mayor densidad que el fluido en la columna de tubera?. El fluido mas pesado del anular ejerciendo mayor presin hacia abajo fluir hacia la tubera, desplazando algo del fluido liviano fuera de la sarta, originando un flujo en superficie. El nivel del fluido caer en el anular, igualando la presiones.

Cuando hay una diferencia en las presiones hidrostticas, el fluido tratar de alcanzar un punto de equilibrio. Esto es llamado de efecto de tubo en U, y nos explica por qu siempre hay flujo en los tubos cuando se hacen las conexiones.

Anular

Analoga del tubo en U

Anular

Columna

Columna

Fluido de Mayor densidad

Efecto tubo en U

Efecto del Tubo en U

Efecto tubo en U: la tendencia de

los lquidos de buscar un punto

de balance de presin en un pozo abierto.

1-6

TUBO EN U

CAPTULO 1

Ganancia en Tanques bbls = (Densidad de pldorappg - Densidad en anularppg) x Volumen de pldorabbls Densidad en anularppg = (11ppg - 10ppg) x 30 bbls 10ppg = 3 bblsDistancia de la cadapies = Ganancia en tanquesbbls capacidad de tuberabbls/pie = 3 bbls 0.0178bbls/pie = 168.5 pies

Ganancia en Tanquesm = (Densidad de pldorakg/m - Densidad en anularkg/m) x Volumen de pldoram Densidad en anularkg/m = (1318kg/m - 1198kg/m) x 4,77 m 1198kg/m = 0.478m

Distancia de la cadam = Ganancia en tanquesm capacidad de tuberam/m

= 0.478m 0.00929m/m

= 51.45m

PROBLEMA 3

Cul ser la ganancia en tanques, y cunto caer la pldora si la densidad del fluido es 11.6 ppg (1390 kg/m), la capacidad de la tubera es 0.00579 bbls/pie (0.00302 m/m)?. El volumen de la pldora es 15 bbls (2.39 m) y su densidad es 22.4 ppg (1486 kg/m).

Ganancia en Tanquesbbls = (Densidad de pldorappg Densidad en anularppg) Volumen de pldorabbls Densidad en anularppgDistancia de la cadapies = Ganancia en tanquesbbls Capacidad De Tuberabbls/pie

Ganancia en Tanquesm = (Densidad de pldorakg/m - Densidad en anularkg/m) x Volumen de pldoram Densidad en anularkg/m

Distancia de la cadam = Ganancia en tanquesm capacidad de tuberam/m

Dos caractersticas importantes de las rocas reservorio son la porosidad, aberturas microscpicas en la roca (a la izquierda) y la permeabilidad, la conexin de esas aberturas, que permiten a los fluidos moverse (a la derecha)

La porosidad es la medida de las aberturas o huecos dentro de la roca expresada como porcentaje.

1-7PRINCIPIOS DE LA PRESIN

CAPTULO 11-8

La porosidad y la permeabilidad, junto con las presiones diferenciales, deben ser consideradas si queremos entender el control de pozos. Una roca reservorio parece slida a simple vista. Un examen microscpico revela la existencia de aberturas diminutas en la roca. Estas aberturas se llaman poros. La porosidad de la roca se expresa en porcentaje. Esta es la relacin de los espacios (poros) y el volumen slido. Otra caracterstica de la roca reservorio es que debe ser permeable. Esto es, que los poros de la roca deben estar conectados de tal manera que los hidrocarburos se muevan entre ellos. De otra manera los hidrocarburos quedaran presos en la roca sin poder fluir a travs de ella.

La presin de formacin, es la presin dentro de los espacios porosos de la roca reservorio. Esta presin puede ser afectada por el peso de la sobrecarga (capas de rocas) por encima de la formacin, la cual ejerce presin en los granos y los poros con fluidos de la roca reservorio. Los granos son el elemento slido o roca, y los poros son los espacios entre estos granos. Si los fluidos tienen libertad para moverse y pueden escapar, los granos pierden parte de su soporte y se aproximan entre si. Este proceso se denomina compactacin.

Las formaciones con presin normal, ejercen una presin igual a la columna del fluido nativo de dicha formacin hasta la superficie. El gradiente de presin de los fluidos nativos generalmente flucta de 0,433 psi/pie (0.0979 bar/m) a 0.465 psi/pie (0.1052 bar/m), y vara de acuerdo con la regin geolgica. Las formaciones presurizadas dentro de este rango, son llamadas normales, dependiendo del rea. Para simplicidad, en este texto designaremos un gradiente de 0.465 psi/pie (0.1052 bar/m) como normal. En las formaciones con presin normal la mayor parte de la sobrecarga es soportada por los granos que conforman la roca. Cuando la sobrecarga aumenta con la profundidad, los fluidos porales se mueven libremente reducindose el espacio poral debido a la compactacin.

Las formaciones con presin anormal ejercen una presin mayor que la presin hidrosttica (o gradiente de presin) que la de los fluidos contenidos en la formacin.

Cuando se desarrollan presiones anormales, durante la fase de la compactacin, el movimiento de los fluidos de los poros es restringido o paralizado. La presin en los poros aumenta, generalmente excediendo 0.465 psi/pie (0.1052 bar/m). El resultado causado por un incremento de sobrecarga, hace que sta sea soportada parcialmente por los fluidos porales ms que por los granos de la roca. Para controlar estas formaciones puede necesitarse trabajar con altas densidades de fluidos, y a veces, mayores que 20 ppg (2397 kg/m).

Puede haber otras causas para la existencia de presiones anormales, tales como la presencia de fallas, domos de sal, levantamientos, y diferencias de elevacin de las formaciones subterrneas. En muchas regiones cientos de pies de capas de rocas preexistentes (sobrecarga) fueron desapareciendo por efecto de la erosin. Al final, a profundidades superficiales por esta prdida de sobrecarga debido a la erosin, estas formaciones pueden originar que la presin se convierta en anormal, encima de 0.465 psi/pie (0.01052 bar/m), o 8.94 ppg (1072 kg/m)

Cuando una formacin normalmente presurizada es levantada hacia la superficie previniendo que no pierda su presin poral durante el proceso, cambiar de presin normal (a mayor profundidad) a presin anormal a profundidad superficial). Cuando esto sucede, y se tiene que perforar en estas formaciones, puede ser necesario usar densidades de fluido de 20 ppg (2397 kg/m) para controlarlas. Este proceso es la causa de muchas de las presiones anormales en el mundo.

En reas donde hay presencia de fallas, se pueden predecir capas o domos de sal, o son conocidos gradientes geotrmicos altos, las operaciones de perforacin pueden encontrar presiones anormales. Las formaciones con presiones anormales pueden a menudo ser detectadas usando antecedentes de otros pozos, la geologa superficial, los perfiles del pozo y por medio de investigaciones geofsicas..

Las formaciones con presiones subnormales tienen gradientes menores que los del agua dulce, o menores que 0.433 psi/pie (0.0979 bar/m).

Formaciones con presiones subnormales pueden ser desarrolladas cuando la sobrecarga ha sido erosionada, dejando la formacin expuesta a la superficie.

Presin de fractura es la cantidad de presin necesaria para deformar en

forma permanente la estructura de

una roca de una formacin.

CARACTERISTICAS DE LAS FORMACIONES

PRESION DE FORMACIN


La reduccin de los fluidos porales originales a travs de la evaporacin, accin de la capilaridad y dilucin producen gradientes hidrostticos inferiores a los 0.433 psi/pie (0.0979 bar/m). Las presiones subnormales pueden ser tambin inducidas a travs de la depletacin de los fluidos de la formacin.

La presin de fractura es la cantidad de presin necesaria para deformar permanentemente (fallar o separar) la estructura rocosa de la formacin. Superar la presin de formacin generalmente no es suficiente para causar una fractura. Si el fluido poral no est libre de movimiento entonces una fractura o deformacin permanente pueden ocurrir.

La presin de fractura puede ser expresada como un gradiente (psi/pie), un fluido con densidad equivalente (ppg) o por la presin total calculada de la formacin (psi). Los gradientes de fractura normalmente aumentan con la profundidad debido al incremento de la presin por sobrecarga. Formaciones profundas, altamente compactadas requieren presiones de fractura muy altas para superar la presin de formacin existente y la resistencia estructural de la roca. Formaciones poco compactadas, tales como las que se encuentran debajo de aguas profundas, pueden tener gradientes de fractura bajos.

Las presiones de fractura a una profundidad dada, pueden tener gran variacin en funcin de la geologa regional.

MATION INTEGRITY TESTSUna evaluacin exacta de los trabajos

de cementacin del casing as como de la formacin es de extrema importancia durante la perforacin de un pozo as como para los trabajos subsecuentes. La informacin resultante de las Pruebas de Integridad de la Formacin (PIT por las iniciales en ingles), es usada durante la vida productiva del pozo y de los pozos vecinos.

Profundidades de casing, opciones de control de pozo, y densidades lmites de los fluidos de perforacin, pueden basarse en esta informacin. Para determinar la resistencia y

la integridad de una formacin, deben realizarse Pruebas de Admisin (prdida) (LOT en ingles) o Pruebas de Integridad de la Formacin (PIT). Cualquiera que sea la denominacin, estas pruebas son primero: un mtodo para verificar el sello del cemento entre el casing y la formacin, y segundo: para determinar la presin y/o la densidad del fluido que puede soportar la zona de prueba debajo del casing.

Cualquiera que sea la prueba efectuada, debe observarse algunas consideraciones generales. El fluido en el pozo debe ser circulado hasta quedar limpio para asegurar que es de una densidad conocida y homognea. Si se utiliza lodo para la prueba, debe ser acondicionado en forma adecuada y su resistencia a la gelificacion minimizada. La bomba a utilizar puede ser de alta presin y bajo volumen o bomba de cementacin. Las bombas del equipo pueden ser utilizadas cuando tengan fuerza motriz elctrica y puedan ser fcilmente accionadas a bajas velocidades. Si las bombas del equipo tienen que ser usadas y no puedan ser accionadas a bajas velocidades, entonces debe ser modificada la tcnica de admisin. La alternativa sera confeccionar un grafico de presin versus tiempo o volumen para todas las pruebas de admisin como se muestra en las figuras de la pgina siguiente.

Prueba deIntegridad

Casing

Cemento

Prueba del Cemento

Formacin

La informacin resultante de una prueba de integridad de formacin es utilizada a lo largo de la vida de un pozo.

PRESIN DE FRACTURA

PRUEBAS DE INTEGRIDAD

Una prueba de admisin es utilizada para estimar la presin o peso de lodo mximo (densidad del fluido) que el punto de la prueba puede

aguantar antes de romper o fracturar la formacin.

TCNICA DE ADMISIN N 1Se aplica presin al pozo en incrementos de

100m psi (6.9 bar) o se bombea fluido al pozo en incrementos de volumen aproximados de medio barril (0.079m). Despus de cada incremento de presin, la bomba se detiene y la presin se mantiene durante aproximadamente 5 minutos. Si se logra mantener la presin, se prueba el incremento siguiente. Si la presin no se mantiene, se presuriza nuevamente el pozo. La prueba se termina cuando la presin no se mantiene despus de varios intentos,

o no es posible aumentarla.

TCNICA DE ADMISIN N 2El estrangulador del manifold se abre y se

comienza a operar la bomba en vaco. Se cierra el estrangulador para aumentar la presin en incrementos de 100 psi (6.9 bar). Para cada intervalo se verifica el volumen en los tanques hasta estar seguro que la formacin no admite fluido. La prueba se considera completada cuando se alcanza una presin en la que la formacin comienza a admitir fluido en forma continua. Para cada incremento de presin se pierde algo de fluido. Si esta tcnica es aplicada, se debe utilizar un

tanque pequeo para no forzar grandes cantidades

de fluido hacia la formacin. Las prdidas de presin por friccin que estn presentes durante esta operacin aumentan inadvertidamente la presin aplicada a la formacin probada, las cuales darn resultados ligeramente diferentes (presiones de fractura menores) que las obtenidas en la tcnica

N 1.

Una prueba de integridad de formacin limitada (PIT limitada), tambin llamada prueba de jarro, se realiza cuando no es aceptado producir una fractura de la formacin. Puede ser usada tambin en los pozos perforados en reas de desarrollo. En dichos casos, los operadores tienen buena informacin referente a la resistencia de la formacin y no esperan acercarse a las presiones de fractura. En las pruebas de integridad limitada de formacin, el pozo es presurizado a un valor de presin o densidad equivalente predeterminadas. Si la formacin aguanta las presiones aplicadas se considera buena la prueba.

Las dos pruebas, PIT y LOT, tienen sus ventajas y desventajas. En las pruebas PIT limitadas, la formacin no se rompe; sin embargo, la presin a la que la formacin comienza a admitir no es conocida. En las LOT, la presin a la que la formacin comienza a admitir fluido es determinada, pero hay la posibilidad de fracturar la formacin.

Incrementos de VolumenGeneralmente unos 20 Gal (75 Lt) Volumen Acumulado Bombeado Incrementos de Presin

PRES

IN

PRES

IN

EN S

UPER

FICI

E

PRES

IN

TIEMPO EMBOLADAS DE BOMBA TIEMPO

Incrementos de Presin por peso

Pare Aqu

Pare Aqu

Pressure ~vs~ Time or Volume for Leak-off Tests

Slack in System

Tiempo de

Cierre

Lmite de recta

Detener Bomba

Presin de cierre instantnea

Final de prueba

A

BD

C

E

Presin vs. Tiempo o volumen para la prueba de formacin.

Prueba de jarro: prueba de integridad

limitada de la formacin, efectuada

comnmente cuando el riesgo

de daar la formacin es alto.

1-10

PRUEBA DE ADMISIN (LOT)

PRUEBA DE INTEGRIDAD LIMITADA

CAPTULO 1

Densidad estimada del fluido de Integridadppg = (Presin de la pruebapsi 0.052 Profundidad de la pruebapies TVD) + Densidad

del fluido de pruebappg

Densidad estimada del fluido de Integridadkg/m = (Presin de la pruebabar 0.000098 Profundidad de la pruebam TVD)+ Densidad del fluido de pruebakg/m

La densidad del fluido de la prueba a manudo es usada a lo largo de todo el pozo. Si esta densidad cambia, entonces la presin de superficie que podra daar la formacin debe ser re-calculada. Para encontrar la nueva presin de integridad estimada con

diferente densidad de fluido:

Presin de Integridad estimadapsi = (Densidad Est. del fluido de Integridadppg Densidad del fluido de pruebappg) Profundidad

de la pruebapies, TVD 0.052

Presin de Integridad estimadabar = (Densidad Est. del fluido de Integridadkg/m Densidad del fluido de pruebakg/m) Profundidad de la

pruebam, TVD 0.0000981

EJEMPLO 4Resolver las siguientes ecuaciones para la densidad estimada del fluido de integridad (peso mximo del fluido sin causar dao de formacin), y la presin estimada de integridad que podra causar dao, utilizando densidad de fluido diferente usando los datos siguientes. Nota: Cuando se efecten los siguientes ejercicios, los decimales en las respuestas no deben ser redondeados para arriba. La seguridad contra la fractura de la formacin se basa en los valores menores.

El pozo tiene una profundidad total (TD) de 11226 pies (3421.68 m) y el zapato del casing est asentado a 5821 pies (1774.24 m) TVD. La presin de la prueba de admisin fue de 1250 psi (86.19 bar), con un fluido de prueba de 9.6 ppg (1150 kg/m). La densidad del fluido actual es 10.1 ppg (1210 kg/m).

Primero encontrar la densidad estimada del fluido de integridad:

Densidad estimada del fluido de Integridadppg = (Presin de la pruebapsi 0.052 Profundidad de la pruebapies,TVD) + Densidad del fluido de pruebappg = (1250 0.052 5821) + 9,6 = 4.1 + 9.6 = 13.7 ppg

Densidad estimada del fluido de Integridadkg/m = (Presin de la pruebabar 0.0000981 Profundidad de la pruebam, TVD) + Densidad del fluido de pruebakg/m = (86.19 0.0000981 1774.24) + 1150 = 495 + 1150 = 1645 kg/m

La presin total aplicada causa admisin o dao de formacin. Esto es generalmente una combinacin de presin hidrosttica de un fluido ms una presin adicional, tal como la presin de la bomba durante la prueba de admisin. Las presiones aplicadas aumentan la presin total contra la formacin. De datos de la

prueba, se estima por medio de clculos la densidad estimada del fluido de integridad.

Esta es la presin total, representada como una densidad de fluido, encima de la cual admisin o dao de formacin podran ocurrir. Esta tambin puede ser llamada de densidad mxima permisible, o densidad de fractura. Los clculos para determinar la densidad de integridad estimada del fluido son como sigue:

Cuando se estiman valores de Integridad de formacin los decimales en resultados no se deben redondear.

1-11

RELACIN ENTRE PRESIN/DENSIDAD

PRINCIPIOS DE LA PRESIN

CAPTULO 11-12

En los clculos de integridad de formacin, no se debe redondear el resultado para el decimal superior. Por lo que en el calculo anterior se us 4,1 en lugar de 4,13 ppg (495 kg/m en lugar de 495,19 kg/m).

En el ejemplo, la densidad actual es mayor que la densidad de la prueba, por lo que es necesario calcular

la presin de integridad actual.

Presin de Integridad estimadaepsi

= (Dens. Est. del fluido de Integridadppg Densidad del fluido de pruebappg) Profund. de la pruebapies, TVD x 0.052

= (13.7 - 10.1) x 5821 x 0.052

= 1089 psi.

Presin de Integridad estimadabar

= (Densidad Est. del fluido de Integridadkg/m Densidad del fluido de pruebakg/m) Profundidad de la pruebam, TVD x 0.0000981

= (1645 - 1210) x 1774.24 x 0.0000981

= 75.71 bar

PROBLEMA 4Cul ser la densidad estimada del fluido de integridad y la presin estimada de integridad que podra daar la formacin para un pozo con una MD de 12000 pies (3657,6 m), TVD de 10980 pies (3346,7 m)? El zapato del casing esta a 8673 pies (2643.23 m) TVD. La presin de la prueba de admisin fue de 1575 psi (108.59 bar) con un fluido de prueba con densidad de 11,1 ppg (1330 kg/m), la densidad del fluido actual es 11.6 ppg (1390 kg/m).

Primero resolvamos la densidad estimada del fluido de integridad:

Densidad estimada del fluido de Integridadppg= (Presin de la pruebapsi 0.052 Profundidad de la pruebapies TVD) + Densidad del fluido de pruebappg

Densidad estimada del fluido de Integridadkg/m= (Presin de la pruebabar 0.0000981 Profundidad de la pruebam, TVD) + Densidad del fluido de pruebakg/m

Luego, resolvamos la presin estimada de integridad actual:

Presin de Integridad estimadapsi= (Dens. Est. del fluido de Integridadppg Densidad del fluido de pruebappg) Profund. de la pruebapies TVD 0.052

Presin de Integridad estimadabar= (Densidad Est. del fluido de Integridadkg/m Densidad del fluido de pruebakg/m) Profundidad de la pruebam, TVD 0.0000981

Generalmente se acostumbra colocar un grfico en el equipo, mostrando los incrementos de densidad del lodo y la presin de integridad estimada para cada uno de ellos. Para hacer esto, calcule la ganancia en presin hidrosttica para incrementos de 0.1 ppg (11.9 kg/m).

Presin hidrosttica = Incremento de peso de fluido x factor de conversin x profundidadTVD

La presin de integridad estimada que puede aplicarse se reduce por el incremento de presin hidrosttica ganado a cada incremento de la densidad del lodo. Una tabla comenzando con la densidad actual del lodo hasta la densidad estimada del fluido de integridad puede ser fcilmente preparada.

Si se cambia la densidad del

fluido, la presin de superficie que podran daar la

formacin deben ser recalculada.


EJEMPLO 5Prepare una tabla de presiones de integridad estimadas en la superficie para densidades de lodo desde 10.1 hasta 11.1 ppg (1222 a 1330 kg/m). La profundidad del zapato del casing es 5821 pies (1774.24 m) TVD y la presin estimada de integridad para el lodo de 10.1 (1220 kg/m) es 1250 psi (86.19 bar). Primero encuentre el incremento en presin hidrosttica para cada 0.1 ppg (11.98 kg/m):

Presin hidrostticapsi = Incremento de peso de fluido x factor de conversin x profundidadTVD = 0.1 x 0.052 x 5.281 = 30 psi

Presin hidrostticabar = Incremento de peso de fluido x factor de conversin x profundidadTVD = 11.98 x 0.0000981 x 1774.24 = 2.09 bar

Basado en la ganancia en presin hidrosttica, substraer este valor de la presin estimada de integridad para cada incremento correspondiente a la densidad de fluido.

PROBLEMA 5Prepare una tabla de presiones estimadas de integridad en la superficie para densidades de lodo desde 11,7 hasta 12.6 ppg (1402 a 1510 kg/m). La profundidad del zapato del casing es 8672 pies (2643.23 m) TVD y la presin estimada de integridad para el lodo de 11.6 (1390 kg/m) es 1352 psi (93.22 bar):

Presin hidrostticapsi = Incremento de peso de fluidoppg 0.052

profundidadTVD

Presin hidrostticabar = Incremento de peso de fluidokg/m 0.0000981

profundidadm, TVD

Luego, llene la tabla de la derecha.

Trminos alternativos tales como lodo con densidad de fracturas, tambin MASP (Presin Mxima Permisible en Superficie) o MAASP (Presin Mxima Anular Permisible en Superficie) son tambin utilizados para estimar la densidad del fluido de integridad y la presin estimada de integridad. Si tales trminos juntos son utilizados como factores limitantes sin una adecuada comprensin de los lmites de presiones versus el mantenimiento del control del pozo, pueden resultar serias complicaciones en el control del pozo. Si esta informacin es utilizada durante una operacin de control de pozos debe considerarse adems la localizacin del influjo, su distribucin as como su densidad.

Presin de Integridad estimada en Superficie

Densidad Presin estim. Densidad Presin estim. del Fluido de integridad del Fluido de integridad (ppg) (psi) (kg/m) (bar)

Presin de Integridad estimada en Superficie Densidad Presin estim. Densidad Presin estim. del Fluido de integridad del Fluido de integridad (ppg) (psi) (kg/m3) (bar)

10.1 1250 1210 86.19

10.2 1220 1222 84.1

10.3 1190 1234 82.01

10.4 1160 1246 79.92

10.5 1130 1258 77.83

10.6 1100 1270 75.74

10.7 1070 1282 73.65

10.8 1040 1294 71.56

10.9 1010 1306 69.47

11.0 980 1318 67.38

11.1 950 1330 65.29

De los anlisis precedentes puede ser deducido que cualquier presin aplicada aumenta la presin total en cualquier punto determinado. Si la presin aplicada es conocida, entonces puede ser calculada su densidad equivalente en dicho punto.

Alternativamente, si una zona debe ser presur-izada a una densidad equivalente, entonces pueden realizarse clculos para determinar la presin de la prueba.

La densidad equivalente del lodo (EMW) es tambin la sumatoria de todas las presiones (hidrosttica, contrapresin del estrangulador, presiones aplicadas, presin del influjo, prdida de presin por circulacin, etc.) a una profundidad o zona dadas, y puede ser expresada como una densidad de fluido. Si las presiones son conocidas o pueden ser estimadas, la EMW puede calcularse como sigue:

Resistencia a la friccin: La

oposicin al flujo creada por un fluido cuando

fluye a travs de un conducto u

otro contenedor.

1-14

DENSIDAD EQUIVALENTE

CAPTULO 1

EMW = (Presin Factor de Conversin Profundidad de IntersTVD) + Densidad actual

EJEMPLO 6

Cul es la EMW para una zona con una MD de 3.120 pies (950,97 m) y una TVD de 3.000 pies (914,4 m) cuando el pozo es cerrado con 375 psi (25,86 bar) registradas en el manmetro del casing? La densidad del fluido actual es 8,8 ppg (1055 kg/m).

EMWppg = (Presinpsi 0.052 Profundidad de Interspies TVD) + Densidad actualppg = (375 0.052 3000) + 8.8

= 2.4 + 8.8

= 11.2 ppg

EMWkg/m = (Presinbar 0.0000981 Profundidad de Intersm, TVD) + Present Fluid Densitykg/m

= (25.86 0.0000981 914.4) + 1055

= 288 + 1055

= 1343 kg/m3

PROBLEMA 6

Cul es la EMW para una zona con una MD de 7320 pies (2231.14 m) y una TVD de 6985

pies (2129.03 m) se las presiones registradas en el casing compuestas por las presiones estimadas

en el estrangulador y la perdida de carga en el anular suman 730 psi (50.33 bar). La densidad del

fluido actual es 13.8 ppg (1654 kg/m).

EMWppg = (Presinpsi 0.052 Profundidad de Interspies TVD) + Densidad actualppg

EMWkg/m = (Presinbar 0.0000981 Profundidad de Intersm, TVD) + Densidad actualkg/m

Para determinar cunta presin puede ser aplicada es necesario probar a una densidad equivalente

(EMW) a una profundidad dada:

Presin de Pruebapsi = (EMWppg Densidad Actualppg) 0.052 Profundidad. de Interspies TVD

Presin de Pruebabar = (EMWkg/m Dens. Actualkg/m) 0.0000981 Profundidad de Intersm, TVD

EJEMPLO 7

Cunta presin de prueba puede ser aplicada para probar una formacin con una profundidad

medida MD de 5890 pies (1795.27 m) y una profundidad vertical TVD de 5745 pies (1751.08

m) a una densidad equivalente de 13.4 ppg (1606 kg/m)? La densidad actual es 9.1 ppg (1090

kg/m).


= (13.4 - 9.1) x 0.052 x 5.745

= 4.3 x 0.052 x 5.745

= 1285 psi


= (1606 - 1090) x 0.0000981 x 1751,08 = 516 x 0.0000981 x 1751.08 = 88.64 bar

PROBLEMA 7

Cunta presin de prueba puede ser aplicada para probar una formacin con una profundidad

medida MD de 5890 pies (1795.27 m) y una profundidad vertical TVD de 5745 pies (1751.08

m) a una densidad equivalente de 13,4 ppg (1606 kg/m)? La densidad actual es 9,1 ppg (1090

kg/m).



La mayor parte de la prdida de presin ocurre en la columna de tubera y a travs de restricciones tales como las boquillas del trpano

1-15PRINCIPIOS DE LA PRESIN

CAPTULO 11-16

La friccin es la resistencia al movimiento. Es necesario aplicar una fuerza, o presin, para superar la friccin para mover cualquier cosa. La friccin debe ser superada para levantar una tubera, mover un fluido, aun para caminar. La cantidad de friccin que est presente para ser superada depende de muchos factores, tales como la densidad o peso, tipo y rugosidad de las dos superficies en contacto, rea de las superficies, propiedades trmicas y elctricas de las superficies, y la direccin y velocidad de los objetos.

La cantidad de fuerza que se utiliza para superar la friccin es denominada como perdida por friccin y puede medirse de varias maneras. Algunas de ellas son el torque, el arrastre (amperios, pies-libras, [Kg.-m], Caballos Potencia HP [CV], etc.) y y la fuerza para mover el fluido (psi o bar). Se pueden perder miles de psi (bar) de presin en el sistema de los pozos mientras se bombea fluido por

las lneas de superficie, hacia abajo por la columna de tubera y hacia

arriba por el espacio anular. La presin en la bomba es en realidad, la cantidad de friccin que se debe superar para mover el fluido por el pozo a un determinado caudal. La mayor parte de la prdida de presin ocurre en la columna de tubera y en las restricciones tales como las boquillas del trpano(1). Las prdidas de presin tambin ocurren en otras partes del sistema de circulacin, tales como cuando se ajusta el estrangulador para mantener contrapresin en el casing durante las operaciones de control de pozo. Cuando el fluido retorna finalmente a los tanques, se encuentra a presin atmosfrica, o casi cero.

Cuando se est circulando el pozo, la presin en el fondo del pozo se aumenta en funcin de la friccin que se necesita superar en el anular. Cuando las bombas estn paradas, la presin en el pozo se reduce porque no hay fuerza de friccin a ser superada.

Casing

Trpano

900

Flowline

Tanque

30002950

Tubo Vertical

Tubera de

Bomba0

Presin de Circulacin

Presin de Fondo de Pozo:

1:La presin ejercida por una

columna de fluido en el pozo.

2: Presin de la formacin a la

profundidad de inters.

PRDIDA DE PRESIN POR FRICC-IN/PRESIN DE CIRCULACIN


Dado que la friccin agrega presin al pozo, el peso efectivo o densidad equivalente de circulacin (ECD) aumenta en el fondo. Su valor total es el equivalente a la presin de fondo de pozo con la bomba en funcionamiento. Si la presin de una formacin permeable est casi en balance por efecto de la ECD, el pozo puede fluir cuando la bomba se detenga. Datos obtenidos de registros mientras se perfora (LWD) pueden ser utilizados para obtener lecturas aproximadas de la presin en el anular, con

la que se puede determinar la ECD.

Las paredes del pozo estn sujetas a presin. La presin hidrosttica de la columna de fluido constituye la mayor parte de la presin, pero la presin que se requiere para mover el fluido tambin acta sobre las paredes. En dimetros grandes esta presin es muy pequea, raramente excede los 200 psi (13.79 bar). En pozos de pequeo dimetro puede alcanzar hasta 400 psi (27.85 bar) a veces ms. La contrapresin, o presin ejercida en el estrangulador, tambin aumenta la presin de fondo, la que puede ser estimada sumndole todas las presiones conocidas que actan sobre o en el fondo. La presin de fondo puede ser estimada

durante las siguientes actividades.

POZO ESTTICONo hay fluido en movimiento, el pozo esta

esttico. La presin de fondo (BHP) es igual a la presin hidrosttica del fluido (HP) en el anular del pozo mas la presin que hubiera en el casing en superficie.

CIRCULACIN NORMALDurante la circulacin, la presin de fondo del

pozo es igual a la presin hidrosttica del fluido ms las prdidas de presin por friccin en el anular (APL)

CIRCULACIN CON CABEZA ROTATIVACuando se circula con una cabeza rotativa la

presin en el fondo es igual a la presin hidrosttica del fluido ms las prdidas de presin por friccin en el anular, ms la contrapresin de la Cabeza Rotativa.

CIRCULACIN DE UNA SURGENCIA AL EXTERIOR DEL POZO

La presin del fondo del pozo es igual a la presin hidrosttica del fluido ms las prdidas de presin por friccin en el anular, ms la presin en el estrangulador (casing). (para operaciones submarinas, sume las prdidas de presin en la

lnea del estrangulador).

Bomba

BHP = HP

Well StaticPozo Esttico

Normal Circulation

Bomba

BHP = HP + APL

Circulacin NormalCirculation with Rotating Head

BHP = HP + APL + Perdida de Presin de Cabeza Rotaria

Bomba

RotationHead

Circulacin con Cabeza Rotativa

Kick Circulation

BHP = HP + APL + Presin en el estrangulador

Bomba

BOPStack

Circulacin De Una Surgencia Al Exterior Del Pozo

La presin hidrosttica es controlada a travs de un cuidadoso monitoreo y control de la densidad del fluido.

DENSIDAD EQUIVALENTE

La presin total que acta en el pozo es afectada por los movimientos para bajar y para sacar la columna del pozo. En la sacada se genera una presin de pistoneo (swab pressure), la cual reduce la presin en el fondo del pozo. El pistoneo ocurre porque el fluido en el pozo no baja tan rpido como la columna es subida. Esto crea una fuerza de succin y reduce la presin debajo de la columna. Esta fuerza puede ser comparada con el efecto del embolo de una jeringa, la que aspira fluido de la formacin hacia el pozo.

Cuando se baja la columna muy rpido, se crea una fuerza de compresin, porque el fluido no tiene tiempo de desplazarse hacia arriba. Como el fluido es mnimamente compresible, la presin en el pozo puede aumentar y producir una admisin o una fractura. Los dos fenmenos estn afectados por la velocidad de movimiento de la columna, el espacio entre la columna y la pared del pozo y por las propiedades del fluido.

Si bien es casi imposible eliminar esas presiones, pueden ser minimizadas reduciendo la velocidad de la maniobra. Se pueden hacer clculos para estimar la velocidad mxima de la maniobra as como las presiones de compresin (surge) y de pistoneo (swab), sin embargo esos clculos estn fuera del alcance de este manual.

A menos que haya un exceso de densidad de fluido para compensar el efecto de pistoneo, los fluidos de la formacin puede entrar al pozo y provocar una surgencia. El margen de maniobra es un incremento estimado en la densidad del fluido antes de una maniobra para compensar la prdida de presin por friccin que cesa al parar las bombas (ECD).

El margen de maniobra tambin compensa las presiones de pistoneo cuando la tubera es sacada del pozo.

El uso de ajustes en la densidad para un margen de seguridad o de maniobra requiere hacerlo en forma juiciosa. Si el margen es muy alto, se puede causar prdida de circulacin. Un margen muy bajo podra permitir que el pozo entre en surgencia. El margen depende del dimetro del pozo, de las condiciones, la velocidad de movimiento de la tubera, las propiedades del fluido y de la

formacin.

La diferencia entre la presin de formacin (PF) y la presin hidrosttica en el fondo del pozo (PH) es la presin diferencial. Esta se clasifica como

Sobre balanceada, Sub balanceada y Balanceada.

SOBRE BALANCEADASobre balanceada significa que la presin

hidrosttica ejercida en el fondo del pozo es mayor

que la presin de formacin:

PH > PF

SUB BALANCEADA Sub balanceada significa que la presin

hidrosttica ejercida en el fondo del pozo es menor

que la presin de formacin:

PH < PF

Swab

Propiedades del Fluido

Movimiento de los tubos

Arena

Presin de Pistoneo

Presin de Fondo de Pozo: 1:La

presin ejercida por una columna

de fluido en el pozo.

2: Presin de la formacin a la

profundidad de inters.

1-18

MOVIENDO LA TUBERA, PRESIN DE COMPRESIN / PISTONEO (SURGE/SWAB) CIRCULACIN

MARGEN DE MANIOBRA Y DE SEGURIDAD

PRESIN DIFERENCIAL

CAPTULO 1

BALANCEADA Balanceada significa que la presin hidrosttica

ejercida sobre el fondo del pozo es igual a la presin de formacin:

PH = PFLa mayora de los pozos son perforados o

reparados, en condiciones de balance o sobre balance. Si se est circulando o perforando, la friccin y los recortes contribuyen a una presin

efectiva en el fondo del pozo.

Hay dos fuerzas principales que trabajan en forma opuesta en un pozo. Estas son la presin de la columna hidrosttica de fluido y la presin de formacin. Si una de las presiones supera a la otra entonces puede ocurrir una surgencia o una prdida de circulacin.

Debido a que la presin hidrosttica es funcin de la densidad del fluido de trabajo en el pozo, su valor debe ser muy controlado. Realizando clculos pequeos y con cuidado, y manipulando las ecuaciones para la presin hidrosttica, es posible probar trabajos de cementacin, estimar la presin de integridad de la formacin, proyectar las densidades mximas del fluido de perforacin y controlar la surgencia de los pozos.

Las surgencias y los reventones son prevenidos por personas que son capaces de trabajar en forma rpida y decidida bajo situaciones de estrs. Uno de los aspectos ms importantes del entrenamiento necesario para la prevencin de reventones es entender los conceptos de presin y la habilidad para realizar clculos exactos. t

Sobre balancePH > PF

Sub balancePH < PF

BalancePH = PF

Presin diferencial es la diferencia entre la presin de formacin y la presin hidrosttica

Las surgencias son prevenidas por personas que son capaces trabajar en forma rpida y decidida bajo situaciones de estrs.

1-19

RESUMEN

PRINCIPIOS DE LA PRESIN

Principios De La PresinPresin De Un FluidoFactor De Conversin De DensidadGradiente De PresinProfundidad Vertical Versus MedidaPresin HidrostticaPresin Atmosfrica / ManomtricaTubo En UCaracteristicas De Las FormacionesPresion De FormacinPresin De FracturaPruebas De IntegridadPrueba De Admisin (LOT)Prueba De Integridad LimitadaRelacin Entre Presin/DensidadDensidad EquivalentePrdida De Presin Por Friccin/Presin De CirculacinDensidad EquivalentePozo EstticoCirculacin NormalCirculacin Con Cabeza RotativaCirculacin De Una Surgencia Al Exterior Del Pozo

Moviendo La Tubera, Presin De Compresin / Pistoneo (Surge/Swab) CirculacinMargen De Maniobra Y De SeguridadPresin DiferencialSobre BalanceadaSub BalanceadaBalanceada

Resumen

Cap. 01 - Principios La Presion

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