Por:

Ing. Rushbela Colmenares

Barinas, 19 de Diciembre de 2010

1) Presión de Fluido

2) Gradiente de Presión

3) Profundidad Vertical y Profundidad Medida

4) Presión Atmosférica y Presión Manométrica

5) Efecto de Tubo en U

6) Características de Formaciones.

7) Presión de Formación y Presión de Fractura

8) Prueba de Integridad8) Prueba de Integridad

8.1) Prueba de Admisión (LOT)

8.2) Prueba de Integridad Limitada

9) Relación entre Presión y Densidad

10) Densidad Equivalente

11) Perdida de Presión por Fricción / Presión de Circulación

12) Presión de Compresión y Presión Pistoneo durante el Movimiento de

Tubería

13) Margen y Maniobra de Seguridad

14) Presión Diferencial

1) Presión: Es la fuerza que se ejerce sobre una unidad de área.

Unidades: Lbf/Pulg2 = Lpca, Psia. (Sistema Internacional) o Bar (Sistema

Métrico)Métrico)

Un Fluido es simplemente algo que no es sólido y puede fluir. Ejemplo: el gas, el petróleo

y el agua.

Además en la industria petrolera se manejan otros tipos de fluidos relacionados con el

proceso de extracción de hidrocarburos, tales como: los fluidos de perforación, los

fluidos de empaque, los fluidos de Completación, salmueras, etc.

Los fluidos ejercen presión, la cual es el resultado de la densidad del fluido y la altura de

la columna de fluido.

La densidad: es la relación que existe entre la masa de una materia con respecto al

volumen que esta ocupa, y se expresa generalmente en : Libras/galón (ppg) o Kilogramo

/ metro cubico (Kg/m3).

La presión de un fluido es la fuerza que el mismo ejerce en cualquier punto dado.

2) El Gradiente de presión: es un parámetro que permite

conocer cuanta presión ejerce un fluido de determinada

densidad por unidad de longitud (pies, metros, pulgadas

etc; en el campo pies). Es decir el gradiente de fluido es

la presión que el fluido ejerce por unidad de longitud.

Matemáticamente así:

(Cont.)

A efectos de la presión de fluido en un pozo, queda:

Es decir el gradiente de fluido es la presión que el fluido ejerce

por efectos de su densidad por unidad de profundidad.

Unidades: Lpca/pies o bar/m.

¿Cómo Obtener el Gradiente de Presión?

Gradiente de Presión de Fluido = Densidad del Fluido por el Factor de Conversión

� En el Sistema Internacional:

donde:

ρ = Lbm/gal

Gradiente: Lpc/pieGradiente: Lpc/pie

� En el Sistema Métrico

donde:

ρ = Kg /m3

Gradiente: bar / m

• Ejemplo 1:

El gradiente de Presión de un Fluido de 10,3 libras / galón (1234 kg / m3)

puede ser calculado multiplicando el peso del fluido por el respectivo factor de

conversión.

� Gradiente de Presión = 0,052 x 10,3 ppg

= 0,5356 lpc/ pie

� Gradiente de Presión = 0,0000981 x 1234 Kg /m3

= 0,1211 bar / m

3) Profundidad Vertical y Profundidad Medida.

Son parámetros que permiten conocer y/o calcular la presión que ejerce el fluido a

determinada profundidad (Presión Hidrostática).

¿Que es la Presión Hidrostática?

Es la Presión originada por la densidad y la altura de una columna de fluido.

Matemáticamente así:

Presión Hidrostática = Gradiente de Presión x Altura de Fluido

En términos de pozos, la presión hidrostática es la presión total creada por el peso de una

columna de fluido, actuando en cualquier punto dado en un pozo.

Ahora bien, ¿Cómo conocer que “altura” alcanza el fluido dentro del pozo?: Es precisamente a

través de la Profundidad Vertical Verdadera del pozo (TVD), la cual no debe confundirse con la

profundidad medida (MD).

Profundidad Vertical Vs. Profundidad Medida

Presión Hidrostática = 0,0052 x ρ x TVD

Ejemplo 2:

¿Cuál es la presión hidrostática en el fondo de un pozo el cual tiene un fluido

de una densidad de 9,2 ppg (1102 Kg /m3 ), una MD de 6750 (2057,4 m) y una

TVD de 6130 pies (1868,42 pies)?

donde:

ρ = Lbm /gal

TVD = pies

TVD de 6130 pies (1868,42 pies)?

Ph = 0,052x 9,2x 6130 = 2933 psi (Sistema Internacional)

Ph = 0,0000981x 1102x 1868,42 = 202 bar (Sistema Métrico)

Las ecuaciones precedentes para gradiente de

fluido y presión hidrostática son básicas para

comprender los fundamentos de las presiones

en los pozos. Para prevenir que un pozo fluya,

la presión de fluido en el pozo debe ser por lo

menos igual que la presión de formación.

4) Presión Atmosférica y Presión Manométrica

Cuando un manómetro es colocado en el fondo de una columna de

fluido, este lee la presión hidrostática de dicha columna más la presión

atmosférica ejercida sobre dicha columna.

La presión atmosférica varia con las condiciones del clima y la

elevación sobre el nivel del mar y es considerada normalmente comoelevación sobre el nivel del mar y es considerada normalmente como

14,7 psi (aproximadamente un bar) al nivel del mar.

Si un manómetro tiene la notación psig, indica que esta incluyendo la

columna atmosférica encima del mismo. Si el manómetro lee en psi,

indica que este ha sido calibrado substrayendo la presión atmosférica

encima del mismo.

5 ) Efecto de Tubo en U

Es la tendencia de liquidos a buscar un punto de balance de presión en un pozo

abierto.

Es muy útil visualizar el pozo como un tubo en U (Figura). Una columna del tubo

representa el anular y la otra columna representa el interior de la tubería en el

pozo.

Observemos como el tuboObservemos como el tubo

representa el anular y la otra

columna representa el interior de la

tubería en el pozo. El fondo del

tubo representa el fondo del pozo.

En la mayoría de los casos, hay

fluidos creando presiones

hidrostáticas, en ambos lados, en la

tubería y en el anular.

Si hubiese un fluido de determinada densidad (Ej.: 10 ppg) en el anular

como en el interior de la tubería, las presiones hidrostáticas serian

iguales y el fluido estaría estático en ambos lados del tubo U.

Si el fluido en el anular es de mayor densidad que el fluido en la

tubería, el fluido del anular fluye hacia la tubería disminuyendo su niveltubería, el fluido del anular fluye hacia la tubería disminuyendo su nivel

en el anular y desplazan hacia la superficie parte del fluido menos

denso que esta en la sarta.

Cuando los fluidos denotan

una diferencia en la presión

Hidrostático, este tratara de

alcanzar el punto de

equilibrio, lo que se conoce

como como Efecto en U.

Este efecto explica por que

siempre hay un flujo en lossiempre hay un flujo en los

tubos cuando se hacen las

conexiones.

Por lo general para sacar los

tubos secos y vacios, se

envían píldoras con mayor

densidad y por consiguiente

generen el efecto del tubo

en U.

Para conocer la cantidad de fluido que entra en

el efecto del tubo en U dentro del pozo y la

profundidad a la que la píldora debe caer, se

calculan utilizando las siguientes ecuaciones:

Ejemplo 3:

¿Cuál será la ganancia en tanques y cuanto pies caerá la

píldora si la densidad del fluido es 10 ppg y la capacidad de los

tubos es 0,0178 bbls/pie. El Volumen de la píldora es 30 barriles

y pesa 11 ppg?

Solución: Aplicando las ecuaciones anteriores se tiene:Solución: Aplicando las ecuaciones anteriores se tiene:

Ganancia en tanque = (11-10)ppg x (30 bbls / 10 ppg)

= 3 bbls

Profundidad de caída = ( 3 bbls / 0,0178 bbls / pie)

= 168,5 pies

6 ) Características de Formaciones:

La porosidad y la permeabilidad, junto con las presiones diferenciales,

deben ser consideradas para el control de pozos. Una roca reservorio

parece solida a simple vista. Un examen microscópico revela la

existencia de aberturas diminutas en la roca. Estas aberturas se llaman

poros. A dicha proporción de volumen de poros con respecto al

Volumen Total de la roca, se llama POROSIDAD.

La PERMEABILIDAD es la conexión de los poros de la roca, de

manera que los hidrocarburos se muevan o fluyan a través de ellos ymanera que los hidrocarburos se muevan o fluyan a través de ellos y

expresa la capacidad de la roca de dejar mover fluidos a través de sus

espacios porosos.

7) Presión de Formación y Presión de Fractura� La presión de formación es la presión dentro de los espacios porosos de la roca

reservorio. Esta presión es afectada por el peso de sobrecarga de las capas que están

por encima de la formación de interés, la cual ejerce presión en los granos y en los

poros con fluidos.

De acuerdo a la presión de la formación, se tienen tres tipos de Formaciones:

• Formaciones con Presión Normal :

• ( Ph = PFM )

• 0,433 psi / pie ≤ Gradiente ≤ 0,465 psi / pie.

• Presión de Sobrecarga es soportada por los

granos

• Formaciones con Presión Anormal :

• Formaciones con Presión Subnormal:

granos

• ( Ph < PFM )

• Gradiente > 0,465 psi / pie.

• Presión de Sobrecarga es soportada

parcialmente mas por los fluidos de formación

que por los granos

• Gradientes geotérmicos altos

• ( Ph > PFM )

• Gradiente < 0,433 psi / pie.

• Presión de Sobrecarga muy bajas debido a la

erosión de las capas suprayacentes a la

formación, quedando esta expuesta a la superficie

7) Presión de Formación y Presión de Fractura (Cont).

� La presión de fractura es la cantidad de presión necesaria para deformar

permanentemente (fallar o separar) la estructura rocosa de la formación. Superar la

presión de formación generalmente no es suficiente para causar una fractura.

Presión de fractura

se expresa como

• Gradiente psi / pie.

• Fluido con determinada densidad (ppg)

• la presión total calculada de la formación

(psi)

Los gradientes de fractura normalmente aumentan con la profundidad debido al incremento de

la presión de sobrecarga. Formaciones profundas, altamente compactadas requieren

presiones de fractura muy altas para superar la presión de formación existente y la resistencia

estructural de la roca. Formaciones poco compactadas, tales como las que se encuentran

debajo de agua profundas, pueden tener gradientes de fracturas bajos.

8 ) Pruebas de Integridad (PIT)

Esta pruebas permiten verificar el sello del cemento entre el casing y la

formación y la densidad del fluido que puede soportar la zona de prueba

debajo del casing.

Para determinar la resistencia y la integridad de la formación (PIT), se realizan

dos tipos de pruebas:dos tipos de pruebas:

• Pruebas de Admisión o perdida (LOT)

• Pruebas de Integridad de la Formación (PIT limitada)

8.1) Prueba de Admisión (LOT):

Una prueba de admisión es utilizada para estimar la presión o peso de lodo máximo

(densidad del fluido) que el punto de la prueba puede aguantar antes de romper o fracturar

la formación. La prueba se realiza a través de las siguientes técnicas:

TECNICA DE ADMISION NO 1

Se bombean fluidos al pozo para

incrementar la presión. Luego de cada

incremento de presión (100 psi) la

bomba se detiene y la presión se

mantiene durante 5 minutos. Si la

presión se mantiene, se prueba el

incremento siguiente. Si la presión no

se mantiene, se presuriza nuevamente

el pozo. La prueba termina cuando la

presión no se mantiene después de

varios intentos o no es posible

aumentarla.

TECNICA DE ADMISION NO 2

Se cierra el estrangulador para

aumentar la presión en incrementos de

100 psi. Para cada intervalo se verifica

el volumen en los tanques hasta estar

seguro que la formación no admite

fluido. La prueba se considera

completada cuando se alcanza una

presión en la que la formación

comienza a admitir fluido en forma

continua. Se debe de tratar de no

forzar grandes cantidades de fluidos

hacia la formación.

Prueba de Integridad Limitada (PIT limitada):

Este tipo de prueba se realiza cuando no es aceptado producir una fractura de

la formación. También se usa en pozos en áreas de desarrollo, donde se

conozca la información de la resistencia de la formación para evitar acercarse

a la presión de fractura.

En la pruebas de integridad limitada de formación, el pozo es presurizado a unEn la pruebas de integridad limitada de formación, el pozo es presurizado a un

valor de presión o densidad equivalente predeterminadas. Si la formación

aguanta las presiones aplicadas se considera buena la prueba. A este tipo de

Prueba también se le conoce como pruebas de jarro.

Ventajas y Desventajas de las pruebas

de integración limitadas y de la prueba

de admisión

Ambas pruebas tienen sus ventajas y

desventajas. En las PIT, la formación no se

rompe, sin embargo, la presión a la que larompe, sin embargo, la presión a la que la

formación comienza admitir fluidos no es

conocida.

En las LOT, la presión a la que la formación

comienza a admitir fluido es determinada,

pero hay la posibilidad de fracturar la

formación.

9) Relación entre Presión y Densidad

La presión total aplicada causa daño de formación. Las presiones

aplicadas aumentan la presión total contra la formación. De datos de la

prueba, se estima por medio de cálculos la Densidad Estimada del

Fluido de Integridad. Es decir por encima de esta densidad el fluido

de perforación podría generar daño a la formación, por lo que se le

conoce también como Densidad Máxima Permisible de Fluido deconoce también como Densidad Máxima Permisible de Fluido de

Perforación o Densidad de Fractura. Matemáticamente se determina

por medio de la siguiente ecuación:

donde:

ρfluido = Lbm/gal

Presión prueba: Lpc

TVD = pies

9) Relación entre Presión y Densidad (Cont.)

A menudo la densidad del fluido de la prueba es usada a lo largo de todo

el pozo; sin embargo a veces cambia, por lo que la presión de superficie

debe re-calcularse acorde a la nueva densidad para evitar generar y/o

causar daño a la formación. Para ello, se usa la siguiente ecuación:

donde:

ρ = Lbm/gal

Nota: Cuando se efectúan los cálculos los decimales en las respuestas, no

deben ser redondeados por arriba, ya que la seguridad contra la factura de

la formación se basa en los valores menores.

ρfluido = Lbm/gal

ρestimada = Lbm/gal

Presión prueba: Lpc

TVD = pies

Ejemplo 4

Un pozo tiene una profundidad total (TD) de 11226 pies y el zapato del casing

esta asentado a 5821 pies (TVD). La presión total de la prueba de admisión

fue de 1250 psi, con un fluido de prueba de 9,6 ppg. La densidad del fluido

actual es 10,1 ppg. Calcular la Presión de integridad estimada para la nueva

densidad.

Solución:Solución:

1-) Determinamos la densidad estimada del fluido de integridad

Ejemplo 4 (cont)

La densidad del Fluido actual es mayor que la densidad del fluido de prueba,

por lo que es necesario re - calcular la presión de integridad actual.

Debido a los incrementos de densidad del lodo a medida que avanza la

perforación, por lo tanto la presión hidrostática también ira variando,

para se acostumbra a calcular este cambio y/o incremento en la

presión hidrostática, a través de la siguiente ecuación:

∆Presión Hidrostática = 0,052 x TVD x Incremento del peso del

Fluido

Esto significa, que la presión de integridad que puede aplicarse se

reduce por el incremento de presión hidrostática a medida que

aumenta la densidad del lodo.

Ejemplo 5

La presión estimada de integridad para un fluido de 10,1ppg es de 1250 psi, se requiere calcular las presiones deintegridad a medida que la densidad del lodo varia en un10% desde 10,1 ppg hasta 11,1 ppg. La profundidad delzapato del casing es 5821 pies.

∆Presión Hidrostática = 0,052 x TVD x Incremento del peso delFluidoFluido

∆Presión Hidrostática = 0,052 x 5821 x 0,1 = 30 psi.

Presión Estimada de Integridad en superficie = 1250 psi -30 psi= 1220 psi

Y así sucesivamente. (Los resultados se muestran en le siguientecuadro).

10) Densidad Equivalente

De los análisis precedentes puede ser deducido que cualquier

presión aplicada aumenta la presión total en un punto

determinado. Si la presión aplicada es conocida, entonces su

densidad equivalente en dicho punto puede ser calculada.

La densidad equivalente del lodo (EMW) se conoce

también como la sumatoria de todas las presiones a

una profundidad o zona dada, y puede ser expresada

como una densidad de fluido.

Ejemplo 6

¿Cual, es la EMW para una zona con una MD de 3120 pies y una TVD de

3000 pies, cuando el pozo es cerrado con 375 psi registradas en el manómetro

del casing?

Aplicando la ecu. Anterior nos queda:

Alternativamente, si una zona debe ser presurizada a

una densidad equivalente, entonces puede realizarse

cálculos para determinar la presión de la prueba.

Ejemplo 7

¿Cuánta presión de prueba puede ser aplicada para¿Cuánta presión de prueba puede ser aplicada para

probar una formación con una MD de 5890 pies y una

TVD de 5745 pies, a una densidad equivalente de 13,4

ppg. La densidad actual es 9,1 ppg?.

11) Perdida de Presión por Fricción / Presión de

Circulación

La cantidad de fuerza que se utiliza para superar la

fricción es denominada como perdida por fricción. La

fricción es la resistencia al movimiento, y esto es

desventajoso y por lo tanto debe ser combatida; paradesventajoso y por lo tanto debe ser combatida; para

ello debe tenerse presente la densidad del lodo, tipo y

rugosidad y propiedades térmicas y eléctricas de las

superficies de contactos, además de la dirección y

velocidad de los objetos.

La perdida de presión en un sistema de un pozo, se

presentan mientras se bombea fluido por las líneas de

superficie, hacia abajo por la tubería y hacia arriba por el

espacio anular.

La mayor fricción que debe superarse para mover el

fluido por el pozo a una tasa de producción “Q”, equivale

a la presión total de la bomba.

¿ Donde ocurren las perdidas por fricción?

• En el interior de la tubería de producción.

• En las boquillas del trepano.

• En los estranguladores de flujo del sistema.

Dependiendo la condición del flujo, las perdidas

por fricción, se dan por:

� Pozo Estático: No hay

fluido en movimiento, el pozo

esta estático. La presión deesta estático. La presión de

fondo (BHP) es igual a la

presión hidrostática del fluido

(HP) en el anular del pozo.

� Circulación Normal:

Durante la circulación, la

presión de fondo del pozo es

igual a la presión hidrostática

del fluido (HP) mas las

perdidas de presión por

fricción en el anular (APL)

� Circulación con Cabeza

Rotativa: cuando se circula

con una cabeza rotativa, la

presión de fondo del pozo es

igual a la presión hidrostática

del fluido (HP) mas lasdel fluido (HP) mas las

perdidas de presión por

fricción en el anular (APL),

mas la contrapresión de la

cabeza rotativa

� Circulación de una

Surgencia al Exterior del

Pozo: en este caso, la

presión de fondo del pozo es

igual a la presión hidrostática

del fluido (HP) mas lasdel fluido (HP) mas las

perdidas de presión por

fricción en el anular (APL),

mas la presión en el

estrangulador (casing).

12) Presión de Compresión y Presión Pistoneo durante el Movimiento deTubería

La presión Total que actúa en el pozo es afectada por los movimientos

para bajar y sacar la tubería.

• En la sacada de la tubería, se genera una presión de pistoneo (SWAB

PRESSURE), la cual reduce la presión en el fondo del pozo. El pistoneo

ocurre porque el fluido en el pozo no baja tan rápido como la columna es

subida. Esto crea una fuerza de succión y reduce la presión en el fondo.subida. Esto crea una fuerza de succión y reduce la presión en el fondo.

• En la bajada de la tubería, por el contrario se crea una fuerza de

compresión, porque el fluido no tiene tiempo de desplazarse hacia arriba.

Como el fluido es mínimamente compresible, la presión en el fondo del

pozo puede aumentar significativamente y generar una fractura.

13) Margen y Maniobra de Seguridad

El margen de maniobra es un incremento estimado en la densidad del

fluido antes de una maniobra (ej: sacada de tubería) para compensar la

perdida de presión por fricción que cesa al parar las bombas. Se estima

en base al diámetro del pozo, de las condiciones, de la velocidad de

movimiento de la tubería y de las propiedades tanto del fluido como de la

formación.formación.

Si no se controla la densidad del fluido de perforación, se puede producir

un efecto de pistoneo desfavorable, ya que provocaría una surgencia

inoportuna de los fluidos de formación, en el caso de que le margen de

seguridad de la densidad del lodo sea bajo; si por el contrario el margen el

alto el efecto seria una perdida de circulación.

14) Presión Diferencial

Es la diferencia entre la presión de formación (Pf) y la presión

hidrostática (Ph) en el fondo del pozo. Se Clasifica como:

� Sobre Balanceada: Ph > Pf

� Sub Balanceada: Ph < Pf� Sub Balanceada: Ph < Pf

� Balanceada: Ph = Pf .

Cabe destacar, que la mayoría de los pozos son perforados o

reparados, en condiciones de balance o sobre balance.