Presiones Anormales de Pozo

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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33/151


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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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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:


64/151

• 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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• 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


85/151

• 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 …



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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 …



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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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• 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

( )


91/151

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.


92/151

BOP ANULAR


93/151

• 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


97/151

• 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


99/151

• 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

Presiones Anormales de Pozo

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