Mtodo de exponente dc corregido.El mtodo ms conocido en la deteccin de sobrepresiones relacionado con los cambios en la velocidad de penetracin es el exponente dc. La derivacin de una porosidad de formacin determinada de la velocidad de perforacin es usada para detectar presiones anormales en las tcnicas empleadas en el campo.Durante el curso normal de la perforacin, la velocidad de la penetracin decrecer, como ya se dijo, con el incremento de la profundidad por las siguientes razones:1. Las formaciones llegan a hacerse ms consolidadas por la influencia de la presin de sobrecarga, aumento de la temperatura de la formacin y perdida de fluidos en los poros, en el proceso de compactacin; por todos estos factores se incrementa la fuerza de cohesin de la roca hacindola dura a la penetracin.2. La presin diferencial que existe entre la presin hidrosttica y la presin de la formacin, si la diferencia de presin aumenta, la velocidad de penetracin disminuye.

Formula general Completa para el exponente dc en el Sistema Internacional.

Log((0.3049) (RPM) (Velp))1.07

Eponente dc =-------------

Log(37.87(Diam.Bna / PSB))Dens. Lodo

UNIDADESd = Exponente d adimensionaldc = Exponente dc adimensionalPSB = Peso sobre barrena en toneladas. Diam. Bna = Dimetro de la barrena en pulgadasRPM = Velocidad de la mesa rotaria en revoluciones por minutoVelp = Velocidad de penetracin en minutos por metroDensl lodo = Densidad del lodo salida en gr/cm.

Mtodo Snico.Uno de los aportes de los registros snicos ha sido la estimacin de la porosidad de las rocas sedimentaras entre otros factores. Las velocidades snicas son dependientes de diferentes parmetros, esto incluye el grado de compactacin, la porosidad, el contenido de fluido y la litologa, si se encuentran variaciones en las lneas de tendencia normal de la porosidad o de la densidad, la velocidad snica cambiar por lo tanto tambin la tendencia de la presin de poros, identificando la zona de sobrepresin. Segn investigaciones en condiciones normales (presiones normales), indican que el tiempo de transito (th) disminuye con el aumento de la profundidad, esto indica que su porosidad decrece y la densidad aumenta.Segn Hottman y Johnson (1965), el procedimiento para estimar una presin de poros por medio de registros snicos es el siguiente:1.- Graficar la lnea de tendencia normal del la curva de trnsito de tiempo.2.- Identificar el tope de la formacin de la zona sobrepresionada para diferenciar de la lnea de tendencia graficada.3.- La presin de reservorio a cualquier profundidad se encuentra con los siguientes pasos:- Encontrar el tope de la divergencia de la tendencia normal.- Diferenciar tob - tn y encontrar la gradiente de presin en la .- Multiplicar la gradiente de presin por su respectiva profundidad.

Metodo de Resistividad y Conductividad de la Lutita.La resistividad de la lutita decrece en zonas de presiones anormales. Este fenmeno se ha utilizado, en muchas reas, como una indicacin cualitativa de altos gradientes de presin. De igual manera, la conductividad de la lutita aumenta en zonas de presiones anormales.Si se penetra una zona que tiene porosidad anormalmente alta (presiones altas asociadas), la resistividad de la roca se reduce debido a la mayor conductividad del agua contenida en los porosPara determinar la presin de la formacin a partir de la resistividad o conductividad de las lutitas, se utilizan las correlaciones empricas desarrolladas por Ben Eaton, Hottmann & Johnson, Lane & Macpherson y Matthews & Kelly.La relacin establecida por estos autores entre la resistividad (o conductividad) y la profundidad, fue determinada a partir de datos de formaciones pertenecientes al mioceno y oligoceno, en reas de la Costa del Golfo en los Estados Unidos.Correlacin de Ben Eaton.Desarroll correlaciones para cuantificar presiones de formacin a partir de la resistividad y conductividad de las lutitas.

Donde: Gn: gradiente de presin de poros normal Gp: gradiente de presin de poros, lpc/pie. Ro(Sh): resistividad observada Rn(Sh): resistividad normal Co(Sh): conductividad observada Cn(Sh): conductividad normal Gsca: gradiente de sobrecarga real, lpc/pieLa resistividad y conductividad observadas se refieren a secciones lutticas limpias.Este es el mtodo recomendado para la obtencin de las presiones de formacin despus de la perforacin, a partir de la resistividad o conductividad.Correlacin de Hottman y Johnson.Es otro mtodo utilizado para cuantificar las presiones de formacin a partir de los registros de resistividad. Previamente debe definirse, para el rea de inters, la relacin entre (Rn(Sh) / Ro(Sh)) y el gradiente de poros.

1. Establecer la relacin entre (Rn(Sh)/Ro(Sh)) y el gradiente de poros (grfica) para el rea de inters. Si se trata de un pozo de desarrollo, sta grfica deber estar definida con anterioridad.2. Graficar los valores de resistividad de las lutitas vs. profundidad obtenidos en el pozo estudiado y definir el tope de la zona de presin anormal.3. Trazar la lnea de tendencia normal.4.Determinar la relacin (Rn(Sh)/Ro(Sh)), para las profundidades de inters en la zona de presin anormal.5.Determinar los gradientes de formacin correspondientes a stas profundidades, utilizando la grfica mencionada en (1) y en funcin de las relaciones (Rn(Sh)/Ro(Sh)) obtenidas en (4).Correlacin de Lane y MacPherson.Permite tambin obtener las presiones de poros a partir de la resistividad de las lutitas.Es el mtodo ms laborioso. Es necesario conocer el gradiente de sobrecarga para las profundidades de inters y as aplicar la correlacin especfica para la determinacin de los gradientes de formacin.- Para 0.8 < Gsca 0.9

- Para 0.9< Gsca 0.95

- Para 0.95 < Gsca 1.0

La figura da soluciones aproximadas a las correlaciones anteriores.

Correlacin de Matthews y Kelly.Utilizaron correlaciones grficas para la determinacin de los gradientes de poros en las formaciones Fro, Wilcox y Vicksburg en el sur de Texas y en la Costa de Louisiana.Estas correlaciones son aplicables en aquellas reas donde se han realizado mediciones de las variaciones de las relaciones de resistividad y los gradientes de poros.

Medicion de la temperatura en la lnea de flujo.El cambio en el gradiente de temperatura del lodo al salir a la superficie, puede indicar que una zona con presin alta est prxima a perforarse.Las grandes cantidades de agua retenida en secciones de transicin con presin anormal, causan mayor porosidad y presin y como la conductividad trmica del agua es de una tercera parte que la de la formacin, la conductividad trmica total de la matriz y del fluido de formaciones con alta presin tiende a mantenerse y no seguir la tendencia de gradiente, e incluso a disminuir. Esto evidentemente zonas con anormalidad trmica visibles en una columna graficada en profundidad contra temperatura.Al considerar las temperaturas de circulacin del lodo para detectar una zona de transicin, es muy importante tomar en cuenta los siguientes factores: Temperatura ambiente. Gasto de la bomba Volumen del sistema. Temperatura del lodo en la entrada. (Figura 28) Tiempo desde la ltima circulacin. Dimetro del agujero. Adicin de fluidos y materiales. Velocidad de penetracin. Mantenimiento del equipo de temperatura. Instalacin correcta de los sensores.

PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR Y GRAFICAR LA TEMPERATURA DE LA LNEA DE FLUJO.

Registrar simultneamente la temperatura en la entrada y la salida. Establecer lo gradientes de temperatura para cada barrena, graficando la temperatura de salida contra profundidad. No conectar la ltima temperatura de una corrida de barrena con la primera temperatura de una barrena nueva. La principal interpretacin de los cambios en el gradiente de temperatura sern hechos sobre cada terminacin de la grfica de cada cambio de barrena. La sucesin de la grfica en cada corrida de barrena ser movida lateralmente para formar una lnea continua. Ignrese el incremento o disminucin de temperatura cuando empieza la vida de una barrena. Extrapolar la seccin normal de la curva. (Figura 29) Ignorar el incremento asociado con la circulacin de fondo para cambio de barrena, ya que la variacin es debida a los cambios de condiciones de operacin. Omita los cambios de temperatura efectuados en la superficie por factores que afectan la temperatura. Observe los incrementos repentinos en la diferencial entre temperatura entrada y salida.

Medicion de la cantidad de cloruro en el lodo.Si se lleva un rcord de la concentracin de salinidad en la entrada y salida del lodo a intervalos continuos, se podr detectar la entrada a una zona geopresurizada, ya que cada vez, la diferencial de cloruros entre la entrada y salida ser ms evidente.Tambin durante la perforacin puede ocurrir que la presin de poro se aproxime a la DEC, siendo este el caso, el incremento de la salinidad en la fase acuosa del lodo provee una diferencial de cloruros muy apreciativa para determinar una zona de presiones anormalmente alta. El incremento de cloruros en el lodo de salida es debido a la contaminacin del lodo por agua de formacin, debido a una baja presin diferencial. Prof.Cloruros de entrada Cloruro de salidaDiferencial de cloruro

2550 m3550 ppm3590 ppm40 ppm

2600 m3920 ppm4020 ppm100 ppm

2650 m3980 ppm4030 ppm50 ppm

2700 m3990 ppm4050 ppm60 ppm

2750 m4110 ppm4630 ppm520 ppm

2800 m4250 ppm5110 ppm860 ppm

2850 m4420 ppm5770 ppm1350 ppm

2900 m4670 ppm6260 ppm1990 ppm

2950 m5110 ppm7630 ppm2520 ppm

3000 m5650 ppm9010 ppm3360 ppm

3050 m5790 ppm7770 ppm1980 ppm

3100 m5810 ppm5930 ppm120 ppm

3150 m5840 ppm5910 ppm70 ppm

3200 m5920 ppm5980 ppm60 ppm

Medicion las unidades de gas en el lodo.El incremento del gas en el lodo proveniente de la formacin, da un ndice para considerar zonas de presin anormal. Al perforar la zona de transicin en forma balanceada o ligeramente bajobalance, generalmente se detectar el gas rpidamente y se podr usar cualitativamente para estimar el grado de sobrepresin.Si la composicin del gas no cambia, y si las propiedades del fluido de perforacin se mantienen constantes, se puede asumir con seguridad que la presin de poro es mayor que la presin hidrosttica, si las lecturas de gas incrementan con la profundidad.La presencia de gas se puede considerar bajo 4 caractersticas especiales.GAS PRODUCIDO. Es el gas que se detecta durante la perforacin y que se incorpora al lodo al ser liberado por el corte de la barrena.La roca, al ser fracturada o cortada por la barrena, libera los fluidos contenidos en la misma. Estos fluidos, al ser acarreados hasta la superficie por el lodo de perforacin, son detectados e indican, de acuerdo a su magnitud, si una zona est sobrepresionada o tiene presin normal.GAS DE FONDO. Es el gas que se introduce a la columna del lodo al suspender la circulacin por efecto de disminucin de la DEC, y porque el enjarre an no se ha formado. Se detecta como uno o varios picos de gas al transcurrir el tiempo de atraso al reanudad la circulacin. Este tipo de gas se registra cuando se suspende la circulacin para hacer algn movimiento de bombas; tabin cuando de realiza un viaje a la zapata o a la superficie. Cuando esto ltimo sucede, los picos son mayores y de mas duracin pues interviene el tiempo que tarda en hacer el viaje y hace que la concentracin de fluidos sea mayor. GAS DE CONEXIN. Representa la accin del efecto de mbolo (al levantar la sarta) mas el periodo en que las bombas se paran con el objeto de agregar un tubo o una lingada a la sarta de perforacin y es una medida del grado de balance esttico en el pozo.Se registra como un incremento momentneo (cada 9 m o cada 29 m aproximadamente) en la lectura de gas. Un aumento paulatino en las lecturas de gas conexin indica que se est penetrando una zona de alta presin de formacin; o sea, un incremento gradual en la presin de poro.GAS DE VIAJE. La Presin de succin o Swaving, es la resultante de la disminucin de la presin hidrosttica generada al sacar la tubera de perforacin con la barrena y que afecta directamente al control de la presin de poro o presin de formacin.Despus de cualquier viaje de la tubera a la superficie para cambio de barrena, viaje corto o conexiones, al mover la sarta en sentido ascendente, se genera una reduccin de presin en el espacio anular precisamente en la parte inferior de la barrena debido a que el dimetro de la misma pasa tan cerca del agujero que no permite el llenado de lodo a la misma velocidad con la que se mueve hacia arriba.

Control de Arremetidas.El objetivo principal del control de pozos es la prevencin de las arremetidas y el objetivo secundario es detectarla rpidamente para circularla lo ms rpido posible y evitar as que se convierta en un reventn. Conocer esto objetivos es importante debido a los riesgos asociados a la circulacin del influjo. Para hacer esto se requiere un buen conocimiento de las posibles causas de los influjos en el pozo. Arremetida durante la Perforacin. Las arremetidas ocasionadas por insuficiencia de peso del fluido son ms predominantes durante la perforacin de pozos exploratorios en reas de presiones anormales. Sin embargo, este tipo de arremetida puede ocurrir tambin en la perforacin de pozos de desarrollo porque las formaciones estn cargadas. En una formacin cargada, la presin en los poros aumenta por las operaciones previas de perforacin o produccin, y no por otras condiciones. Las operaciones de inyeccin de fluidos, fugas en los revestimientos, cementaciones pobres, inadecuado abandono de pozos y reventones subterrneos previos, pueden ser las causas de que las formaciones estn cargadas.

Arremetida Sacando la Sarta. Las fallas en mantener el hoyo completamente lleno de fluido durante la extraccin de insercin de la sarta de perforacin son la causa fundamental del 50 al 70% de todos los reventones registrado en la industria. A medida que se extrae la sarta, el nivel del fluido en el hoyo bajar debido al volumen de metal que representan los tubos extrados. Y a medida que baja el nivel del fluido, la presin hidrosttica de la columna de fluido se reduce, ya que la altura de la columna disminuye. La disminucin de la altura de la columna puede ser tambin ocasionada por filtracin o prdida de fluido desde el hoyo hacia las formaciones. Si no se le agrega ms fluido al hoyo, a medida que se extrae la sarta, es posible que se reduzca la presin hidrosttica a una presin menor que la contenida en la formacin. Cuando esto sucede, puede ocurrir una arremetida. Para evitar esta prdida de presin hidrosttica, es solamente necesario llenar de fluido el hoyo a intervalos determinados o continuamente por medio del tanque de viaje, para reemplazar el volumen representado por el volumen de metal de la tubera que se extrae, y para compensar las prdidas por filtracin.

Equipos de Superficie de Control de Pozo.

El factor principal para prevenir una arremetida es la presin hidrosttica aplicada a la formacin por la columna del fluido de perforacin. El equipo de control del pozo debe estar diseado para cerrar el cabezal del pozo en superficie, controlar la salida de fluidos, permitir bombear fluidos dentro del pozo y permitir el movimiento de la sarta. El equipo superficial necesario para controlar una arremetida debe estar compuesto de:

Un estrangulador hidrulico ajustable (Choke). Dos estranguladores manuales. Una vlvula de control hidrulico (HCR). Un separador de gas y fluido de perforacin. Un impidereventn anular o esfrico. Dos impidereventones tipo arietes de tubera y ciego. Manmetros.Una vlvula de contrapresin.

Una vlvula de cierre positivo de mxima abertura para la sarta de perforacin (Kelly Cock). Una vlvula multiple check cuando se perfora con top drive.

a) Estranguladores: El estrangulador (choke) es un elemento que controla el caudal de circulacin de los fluidos. Al restringir el paso del fluido con un orificio, se genera una contrapresin o friccin extra en el sistema, lo que provee un mtodo del control del caudal del flujo y de la presin del pozo.

b) Los estranguladores usados para el control de pozos son: Estrangulador manual ajustable (convencionales): est compuesto por un vstago (aguja) y asientos cnicos. Su principal mecanismo de funcionamiento es el siguiente: a medida que el vstago se acerca al asiento, disminuye el espacio anular entre ellos y se restringe el paso de fluido. Esto produce una mayor contrapresin en el pozo. Estranguladores ajustables a control remoto (choke hidrulico): los estranguladores ajustables a control remoto tienen la ventaja de permitir monitorear presiones, emboladas y controlar la posicin relativa de apertura del estrangulador desde la consola. El estrangulador se puede cerrar y sellar en forma ajustada para actuar como vlvula. El mecanismo de operacin es un conjunto de cilindros de doble accin que hacen girar el estrangulador. Entre las limitaciones de este tipo de estranguladores se tiene que su uso no es muy frecuente y por ello deben ser revisadas sus condiciones de funcionamiento peridicamente, al menos una vez por semana.

c) Separador de gas: El separador de gas y de fluido de perforacin es un tanque cilndrico instalado de manera horizontal (ver figura 5a) o vertical (ver Figura 5b), cuyo propsito es separar el gas del fluido de perforacin para mantener este ltimo en condiciones apropiadas. Estos separadores son equipos de seguridad necesarios durante la perforacin de un pozo y se utilizan en aquellas operaciones donde existe la posibilidad de enfrentar grandes volmenes de gas o cuando se est perforando con una columna hidrosttica bajo balance. Su funcin principal es separar y ventilar de forma segura las grandes cantidades de gas libre, que pueden incluir gases txicos tales como el sulfuro de hidrgeno, provenientes del sistema del fluido de perforacin. La amenaza de gas se reduce cuando este se transporta a travs de las lneas de ventilacin y se dirige hacia una localizacin remota para ser quemado. Esta entrega de gas hacia dicha localizacin puede controlarse mediante una vlvula de distribucin de contrapresin ubicada en la lnea del quemador.

d) Impidereventones: El Instituto Americano del Petrleo (API) define el equipo de impidereventones como unos dispositivos que se conectan a la tubera de revestimiento y que tienen por objeto controlar las presiones en el espacio anular, entre la tubera de revestimiento y la sarta de tuberas durante las operaciones de perforacin, terminacin y/o rehabilitacin de pozos. Impidereventn anular o esfrico: se coloca en la parte superior del conjunto y normalmente es el primero en ser activado para cerrar el pozo. En estos preventores (como tambin se les llama a los impiderreventones) se emplea un anillo de caucho sinttico reforzado con una unidad sellante que circunda el orificio del pozo para cerrarlo hermticamente. En la posicin de apertura mxima el dimetro de la unidad sellante es igual al dimetro interno del impidereventn. Un sistema de compresin del anillo que opera hidrulicamente lo comprime radialmente ajustndolo al tamao de la tubera que se encuentra en el hoyo, a las uniones o al cuadrante que se encuentre dentro del impiderreventones. Los impiderreventones anulares tienen la capacidad de sellar sobre cualquier forma o dimetro del equipo que se est usando en la perforacin del pozo.Los impidereventones anulares permiten efectuar operaciones de arrastre de la tubera de perforacin, debido a que poseen la propiedad de mantener el sello mientras pasa la tubera a travs de l.

e) Manmetros: Son instrumentos que sirven para medir presiones. Pueden registrar distintos tipos de presiones en el pozo, como por ejemplo: la presin de cierre de tubera de la tubera de perforacin, la presin de cierre de la tubera de revestimiento y la presin de cabezal entre otras.

f) Vlvula de contrapresin o inside Preventer: Es una vlvula recuperable que se usa para bloquear el flujo indeseado del hoyo hacia la superficie. Se instala en la sarta de perforacin y se recupera usando una guaya de recuperacin que permite liberarla de las conexiones donde fue colocada.g) Vlvula de seguridad del cuadrante o kelly cock: La vlvula de seguridad del cuadrante es una vlvula tipo bola colocada en cada terminal de la junta del cuadrante y la unin giratoria. Su propsito bsico es proveer un medio para cerrar la sarta de perforacin, en caso de que la manguera de perforacin o el tubo que sostiene a la manguera de perforacin tenga alguna salida del fluido de perforacin mientras que se est circulando una arremetida.Esta vlvula se cierra si la presin de la tubera de perforacin amenaza con exceder la presin que se tiene en la manguera de perforacin Existen dos tipos de vlvulas de esta categora; la vlvula de seguridad superior del cuadrante y la vlvula de seguridad inferior del cuadrante.

Vlvula de seguridad superior del cuadrante: es usada para cerrar el cuadrante cuando el mismo est en su posicin ms baja en la mesa rotatoria. La finalidad de esta vlvula es cerrar la sarta de perforacin si, en el momento que se est circulando una arremetida fuera del pozo, comienza a salir fluido de perforacin a travs de la manguera de perforacin o el tubo que sostiene la manguera de perforacin.

Vlvula de seguridad inferior del cuadrante: es usada como reemplazo de la vlvula de seguridad superior. Permite ahorro de fluido de perforacin durante las conexiones y que el cuadrante sea desenroscado al momento de instalar una vlvula de contrapresin durante la operacin de forzamiento de la tubera.

h) Vlvula mltiple check: se usa para evaluar y monitorear las presiones del pozo. Provee una va de flujo para el fluido de perforacin que est siendo bombeado a travs de los tubulares conectados al top drive as como tambin incluye una vlvula ahorradora que utiliza un pistn para retener el fluido de perforacin en el top drive cuando un tubular se desconecte de l, es decir, la vlvula controla el flujo del fluido de perforacin u otros fluidos al rea de trabajo y al ambiente mientras que el top drive est siendo conectado a un nuevo tubular.