2. INTRODUCCIÓN
ste manual fue compilado para el uso como texto primero para los cursos de la prevención
de reventones, conducidas alrededor del mundo por la escuela del control de la WCS-Well
Control School
Su alcance es amplio, y las recomendaciones o las sugerencias de buenas prácticas se diseñaron para
satisfacer o exceder los requerimientos del entrenamiento por el Servicio de Minería de los EE.UU. (MMS) y
Asociación Internacional de Contratistas de Perforación (IADC), tan bien como tratar la base de conocimiento
necesarios para demostrar competencia de muchas de las habilidades requeridas por el Foro Internacional de
Control de Pozos(IWCF), WCS espera que el personal del campo encuentre dentro del libro una referencia útil
y práctica, cubriendo una amplia gama bien aceptada de las practicas en el control del pozo.
Se ha hecho un esfuerzo de utilizar los estándares o terminología universal. No obstante, el uso común
varía entre diversos segmentos de la industria. La persona de perforación con tubería se convierte en la
persona de trabajos con tubing. Los términos siguen siendo constantes a través de los distintos capítulos y las
definiciones se ven en evidentes dentro del contexto de los tópicos mencionados.
Los capítulos de este libro son arreglados en el orden de la presentación de nuestro curso de Certificaron
de Control de Pozos de MMS y IADC, no obstante cada sección del manual es individual. Los candidatos
que se inscriben en cursos con excepción de perforación, por ejemplo de Completación / Servicio a pozo,
pueden encontrar ellos mismos las secciones del texto que aparecen estar fuera de secuencia. Esto es inevitable
debido a la naturaleza comprensiva del manual
Los valores y la unidad numéricas que aparece son en el sistema inglés. Las unidades métricas se
incluyen en paréntesis después del valor inglés. Tablas usadas para las conversiones métricas se encontraran
en el capítulo dieciocho.
Las fórmulas matemáticas en capítulo dieciocho se presentan en forma linealmente, es decir, en la orden
en la cual se introducen los valores y a las operaciones en una calculadora de mano. En algunos casos
esta forma de presentación puede diferenciar de formatos matemáticos escritos y aceptados. Nuestra meta
es para que el participante llegue la respuesta correcta en un manera simple y más directa sin importar
un forma educativo.
Un glosario, porciones de las regulaciones que se aplican en el Control de Pozos y del entrenamiento y
tópicos especiales también se incluyen. Estos capítulos se pensaron para proporcionar referencia técnica y la
información útil para los trabajadores de la industria a través cada disciplina
Aunque el manual no se pensó ser un trabajo de la ciencia, WCS involucro a muchos ingenieros y
científicos la industria para el consejo y la ayuda técnica. Es imposible reconocer en forma individual a las
compañías y al personal que contribuyeron en forma material a esta compilación. Es nuestra esperanza sincera
que los agradecimientos vendrán por el conocimiento que en una cierta manera hace el ayudar a evitar esas
grandes tragedias del campo petrolífero, los reventones. ö
E
4. Entender la presión y las relaciones de
la presión es importante se queremos
comprender el control del pozo. Por
definición, la presión es la fuerza que se ejerce sobre
una unidad de área, tal como libras sobre pulgadas
cuadradas (psi). Las presiones con las que nosotros
tratamos a diario en la industria petrolera incluyen
las de los fluidos, formación, fricción y mecánicas.
Cuando se exceden ciertos límites de presión,
pueden resultar consecuencias desastrosas, incluso
descontroles y / o la pérdida de vidas.
PRESIÓN DE UN FLUIDO
¿Que es un fluido? Un fluido es simplemente
algo que no es sólido y puede fluir. El agua y el
petróleo son obviamente fluidos. El gas también es
un fluido. Bajo temperatura extrema y/o presión
Recuerde, debe pensar
sobre el fondo
del pozo. Los
conceptos propuestos
en esta sección cubren los
fundamentos para un
buen control de pozos.
PRINCIPIOS DE
LA PRESIÓN
1-1
5. CAPÍTULO 1
1-2
FACTOR DE CONVERSIÓN
DE DENSIDAD
El factor de conversión usado para convertir la
densidad en gradiente en el sistema inglés es 0.052.
En el sistema métrico, es 0.0000981. Recuerde que
la definición de gradiente de presión es el aumento
de presión por unidad de profundidad debido a
su densidad. Para nuestro texto, nosotros usaremos
libras por galón (ppg) para medir la densidad y pies
(pie) para las medidas de profundidad en el sistema
inglés y kilogramos por metro cúbico (el kg/m³)
para medir densidad y metros (m) para las medidas
de profundidad en el sistema métrico.
La manera como 0.052 se deriva es usando un
pie cúbico (un pie de ancho por un pie de largo por
un pie de alto). Se necesita aproximadamente 7.48
galones para llenar ese cubo con fluido. Si el fluido
pesa una libra por galón, y se tienen 7.48 galones,
entonces el peso total del cubo es 7.48 libras, o
7.48 libras por pie cúbico. El peso de cada una
de las pulgadas cuadradas, por un pie de altura,
puede encontrarse dividiendo el peso total del cubo
por 144:
7.48 ÷ 144 = 0.051944
El factor de conversión 0.052 que normalmente
se usa para los cálculos en el campo petrolero.
casi todo se torna fluido. Bajo ciertas condiciones
la sal o las rocas se tornan fluidos. Para nuestros
propósitos, los fluidos que consideraremos son
aquellos normalmente asociados con la industria
del petróleo, tales como el petróleo, el gas, el agua,
los fluidos de perforación, los fluidos de empaque,
las salmueras, los fluidos de terminación, etc.
Los fluidos ejercen presión. Esta presión es el
resultado de la densidad del fluido y la altura de
la columna de fluido. La densidad es normalmente
medida en libras por galón (ppg) o kilogramos por
metro cúbico (kg/m³). Un fluido pesado ejerce más
presión porque su densidad es mayor.
La fuerza o presión que un fluido ejerce en
cualquier punto dado es normalmente medida en
libras por pulgada cuadrada (psi) o en el sistema
métrico, bar. Para averiguar cuanta presión ejerce
un fluido de una densidad dada por cada unidad de
longitud, usamos el gradiente de presión.
El gradiente de presión normalmente se expresa
como la fuerza que el fluido ejerce por pie (metro)
de profundidad; es medido en libras por pulgada
cuadrada por pie (psi/ft) o bar por metro (bar/m).
Para obtener el gradiente de presión debemos
convertir la densidad del fluido en libras por galón,
en libras por pulgada cuadrada por pie (kilogramos
por metro cúbico, kg/m³ a bar/m).
Presión
Fluido
Presión
(Fuerza)
Presión
(Fuerza) ¿Que es la presión?
Presión: 1:La
fuerza por unidad
de área que es
ejercida sobre una
superficie
2: La fuerza que
un fluido ejerce
cuando de
alguna manera es
confinado en un
recipiente.
6. PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN
1-3
GRADIENTE DE PRESIÓN
Para encontrar el gradiente de presión de un fluido, multiplique la densidad del fluido por 0.052;
o en el sistema métrico, por 0.0000981.
Gradiente de Presión = Densidad del fluido x Factor de Conversión
Por tanto el gradiente de presión de un fluido de 10.3 ppg (1234 kg/m³) puede ser calculada
multiplicando el peso del fluido por el factor de conversión.
Gradiente de Presiónpsi/ pie = Densidad del Fluidoppg x Factor de Conversión
= 10.3 ppg × 0.052
= 0.5356 psi/pie
Gradiente de Presiónbar/m = Densidad del fluido kg/m³ x Factor de conversión
= 1234 kg/m³ x 0.0000981
= 0.1211 bar/m
EJEMPLO 1
¿Cuál es el gradiente de presión de un fluido con una densidad de 12.3 ppg (1474 kg/m³)?
Gradiente de Presiónpsi/ pie = Densidad del Fluidoppg x Factor de Conversión
= 12.3 X 0.052
= 0.6396psi/pie
Gradiente de Presiónbar/m = Densidad del fluidokg/m³ x Factor de conversión
= 1474kg/m³ x 0.0000981
= 0.1446bar/m
PROBLEMA 1A
¿Cuál es el gradiente de presión de un fluido que pesa
9.5 ppg (1138 kg/m³)?
Gradiente de Presiónpsi/pie =
Densidad del fluidoppg X Factor de conversión
Gradiente de Presiónbar/m =
Densidad del fluidokg/m³ X Factor de conversión
PROBLEMA 1B
¿Cuál es el gradiente de presión de un fluido que pesa
8.33 ppg (998 kg/m³)?
Si un fluido que pesa una libra
por galón, el peso de una
pulgada cuadrada y un
pie de largo es 0.052 libras
1'
1'
1'
Para calcular la
presión en el
fondo de un pozo
utilice la
profundidad
vertical
7. CAPÍTULO 1
1-4
Unavezquesabemosdeterminarlapresiónejercida
por pie, se podrá calcular la presión hidrostática a
una determinada profundidad. Todo lo que tenemos
que hacer es multiplicar el gradiente de presión
por el numero de pies a dicha profundidad vertical.
Entoncesnecesitamosdistinguirlaprofundidadmedida
(MD) de la profundidad vertical verdadera (TVD).
En la ilustración de abajo se puede ver que
la profundidad directamente para abajo (como la
gravedad atrae) para ambos pozos es 10000 pies
(3048 m). El pozo A tiene una profundidad medida
de 10.000 pies (3048 m), y una profundidad vertical
verdadera de 10000 pies (3048 m). Como la
gravedad atrae directamente para abajo, a lo largo
del camino vertical (directamente para abajo), para
calcular la presión en el fondo del pozo usaremos la
profundidad 10000 pies (3048 m).
El pozo B tiene una profundidad medida de
11.650 pies (3550.92 m), y su profundidad vertical
es 10000 pies (3048 m). La gravedad se mantiene
atrayendo en forma vertical, no a
lo largo del camino del pozo.
Se tiene una profundidad vertical
de 10000 pies (3048 m) desde la
superficie directamente hasta el
fondo del pozo. Por tanto, para
calcular la presión en el fondo
del pozo B, es necesario utilizar la
profundidad vertical verdadera de
10000 pies (3048 m).
La ilustración de la pagina
siguiente ofrece otra forma de ver
la diferencia entre la profundidad
vertical verdadera y la profundidad
medida. En dicha ilustración,
tenemos una figura de bloques
cuadrados, 15 por 10. Cuente
cuantos bloques cubre el pozo.
Esto representa la profundidad
medida del pozo. Ahora cuente
los bloques desde el fondo
directamente hasta la superficie.
El numero de esos bloques
representa la profundidad vertical
verdadera.
La presión hidrostática es la presión total
creada por el peso de una columna de fluido,
actuando en cualquier punto dado en un pozo.
Hidro significa agua, o fluido, que ejerce presión
como agua, y estática significa sin movimiento. Así
presión hidrostática es la presión originada por la
densidad y la altura de una columna estacionaria
(sin movimiento) de fluido.
Ya conocemos cómo calcular un gradiente
de presión del peso de un fluido. La presión
hidrostática puede ser calculada de un gradiente de
presión a un punto determinado:
Presión hidrostática =
Gradiente de Presión x ProfundidadPVV
O, puede ser calculada por:
Presión hidrostática = Densidad del fluido x Factor de
conversión x ProfundidadPVV
MD and TVD
10,000'
10.0PPGMUD
Well A Well B
10.0PPGMUD11,650'MD
Profundidad vertical verdadid vs profundidad media.
Presión
Hidrostática:
Fuerza ejercida
por un cuerpo o
fluido parado;
aumenta con el
peso y la longitud
de la columna de
fluido.
PRESIÓN HIDROSTÁTICA
PROFUNDIDAD VERTICAL
VERSUS MEDIDA
8. PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN
1-5
EJEMPLO 2
¿Cuál es la presión hidrostática en el fondo de un pozo el cual tiene un
fluido con una densidad de 9.2 ppg (1102 kg/m³), una MD de 6.750’
(2057.4 m) y una TVD de 6.130’ (1868.42 m)?
Presión Hidrostáticapsi = Densidad del Fluidoppg
x Factor de Conversión x Profundidadpies,TVD
= 9.2 ppg x 0.052 x 6130 pies
= 2933 psi
Presión Hidrostáticabar = Densidad del fluidokg/m³ x Factor de Conversión
x Profundidadm, TVD
= 1102 bar x 0.0000981 x 1868.42 m
= 201.99 bar
PROBLEMA 2A
Encontrar la presión hidrostática en el fondo del pozo es la presión
hidrostática en el fondo de un pozo el cual tiene un fluido con una
densidad de 9.7 ppg (1162 kg/m³), una MD de 5570’ (1697.74 m) y una TVD de 5420’ (1651.02 m).
Presión Hidrostáticapsi = Densidad del Fluidoppg × 0.052 × Profundidadpies TVD
Presión Hidrostáticabar = Densidad del fluidokg/m³ × 0.0000981 × Profundidadm, TVD
PROBLEMA 2B
Encontrar la presión hidrostática a 4300’ (1310.64 m) TVD, de un pozo con un fluido con una
densidad de 16.7 ppg (2001 kg/m³). El pozo tiene una MD de 14980’ (4565.9 m) y una TVD
13700’ (4175.76 m).
Las ecuaciones precedentes para gradiente de fluido y presión hidrostática son básicas para
comprender los fundamentos de las presiones en los pozos. Para prevenir que un pozo fluya, la
presión del fluido en el pozo debe ser por lo menos igual que la presión de formación.
Aunque un manómetro sea colocado en el fondo de una columna de fluido leerá la columna
hidrostática de dicha columna, también leerá la presión atmosférica ejercida sobre dicha columna. Esta
presión varía con las condiciones del clima y la elevación sobre el nivel del mar y es considerada normalmente
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 columna atmosférica encima del mismo.
MD
TVD
Prefondidad vertical
verdadid vs
profundidad media.
La presión
atmosférica al
nivel del mar es
mas o menos 15
psi; su equivalente
en el sistema
métrico es
aproximadamente
un bar.
PRESIÓN ATMOSFÉRICA / MANOMÉTRICA
9. Esto es a menudo evidente cuando se está
perforando rápido debido a la densidad efectiva en
el anular incrementada por los recortes.
Otro ejemplo del tubo en U es cuando se
bombea un colchón o píldora. La píldora con
mayor densidad es con el propósito de permitir
que los tubos sean sacados vacíos o secos, debido
a la caída del nivel del fluido por debajo de la
longitud media del tiro que esta siendo extraído.
La profundidad a la que la píldora debe caer y la
cantidad de fluido que entra en el efecto del tubo
en U dentro del pozo puede calcularse utilizando
las siguientes ecuaciones:
Ganancia en Tanques =
(Densidad de la píldora - Densidad en anular) x
Volumen de la píldora ÷ densidad en anular
Distancia de la caída = Ganancia en tanques ÷
capacidad de tubería.
EJEMPLO 3
¿Cuál será la ganancia en tanques, y cuánto
caerá la píldora si la densidad del fluido es 10
ppg (1198 kg/m³), la capacidad de los tubos es de
0.0178 bbls/pie (0.00929 m³/m)? El volumen de la
píldora es de 30 bbls (4.77 m³) y pesa 11 ppg (1318
kg/m³).(1318 kg/m³).
Es muy útil visualizar el pozo como un tubo en
U (ver arriba). Una columna del tubo representa el
anular y la otra columna representa el interior de
la 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 el anular. La presión atmosférica puede
ser omitida, puesto que tiene el mismo efecto en
las dos columnas. Si hubiera un fluido de 10 ppg
(1198 kg/m³) tanto en el anular como al interior
de la tubería, las presiones hidrostáticas serían
iguales y el fluido estaría estático en ambos lados
del tubo U.
Sin embargo, ¿qué pasaría si el fluido en el
anular fuera de mayor densidad que el fluido en
la columna de tubería?. El fluido mas pesado del
anular ejerciendo mayor presión hacia abajo fluirá
hacia la tubería, desplazando algo del fluido liviano
fuera de la sarta, originando un flujo en superficie.
El nivel del fluido caerá en el anular, igualando
la presiones.
Cuando hay una diferencia en las presiones
hidrostáticas, el fluido tratará de alcanzar un punto
de equilibrio. Esto es llamado de efecto de tubo en
U, y nos explica por qué siempre hay flujo en los
tubos cuando se hacen las conexiones.
Anular
Analogía del tubo en U
Anular
Columna
Columna
Fluido de Mayor
densidad
Efecto tubo en U
Efecto del Tubo en U
Efecto tubo en U:
la tendencia de
los líquidos de
buscar un punto
de balance de
presión en un
pozo abierto.
1-6
TUBO EN U
CAPÍTULO 1
10. Ganancia en Tanques bbls = (Densidad de píldorappg - Densidad en anularppg) x
Volumen de píldorabbls ÷ Densidad en anularppg
= (11ppg - 10ppg) x 30 bbls ÷ 10ppg
= 3 bbls
Distancia de la caídapies = Ganancia en tanquesbbls ÷ capacidad de tuberíabbls/pie
= 3 bbls ÷ 0.0178bbls/pie
= 168.5 pies
Ganancia en Tanquesm³ = (Densidad de píldorakg/m³ - Densidad en anularkg/m³) x Volumen de píldoram³ ÷
Densidad en anularkg/m³
= (1318kg/m³ - 1198kg/m³) x 4,77 m³ ÷ 1198kg/m³
= 0.478m³
Distancia de la caídam = Ganancia en tanquesm³ ÷ capacidad de tuberíam³/m
= 0.478m³ ÷ 0.00929m³/m
= 51.45m
PROBLEMA 3
¿Cuál será la ganancia en tanques, y cuánto caerá la píldora si la densidad del fluido es 11.6 ppg
(1390 kg/m³), la capacidad de la tubería es 0.00579 bbls/pie (0.00302 m³/m)?. El volumen de la
píldora es 15 bbls (2.39 m³) y su densidad es 22.4 ppg (1486 kg/m³).
Ganancia en Tanquesbbls = (Densidad de píldorappg – Densidad en anularppg) ×
Volumen de píldorabbls ÷ Densidad en anularppg
Distancia de la caídapies = Ganancia en tanquesbbls ÷ Capacidad De Tuberíabbls/pie
Ganancia en Tanquesm³ = (Densidad de píldorakg/m³ - Densidad en anularkg/m³) x Volumen de píldoram³ ÷
Densidad en anularkg/m³
Distancia de la caídam = Ganancia en tanquesm³ ÷ capacidad de tuberíam³/m
Dos características
importantes de las rocas
reservorio son la porosidad,
aberturas microscópicas en
la roca (a la izquierda)
y la permeabilidad, la
conexión de esas aberturas,
que permiten a los fluidos
moverse (a la derecha)
La porosidad es la
medida de las
aberturas o
huecos dentro de
la roca expresada
como porcentaje.
1-7
PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN
11. CAPÍTULO 1
1-8
La porosidad y la permeabilidad, junto con las
presiones diferenciales, deben ser consideradas si
queremos entender el control de pozos. Una roca
reservorio parece sólida a simple vista. Un examen
microscópico revela la existencia de aberturas
diminutas en la roca. Estas aberturas se llaman
poros. La porosidad de la roca se expresa en
porcentaje. Esta es la relación de los espacios (poros)
y el volumen sólido. Otra característica de la roca
reservorio es que debe ser permeable. Esto es, que
los poros de la roca deben estar conectados de
tal manera que los hidrocarburos se muevan entre
ellos. De otra manera los hidrocarburos quedarían
presos en la roca sin poder fluir a través de ella.
La presión de formación, es la presión dentro
de los espacios porosos de la roca reservorio.
Esta presión puede ser afectada por el peso de
la sobrecarga (capas de rocas) por encima de la
formación, la cual ejerce presión en los granos y los
poros con fluidos de la roca reservorio. Los granos
son el elemento sólido o roca, y los poros son los
espacios entre estos granos. Si los fluidos tienen
libertad para moverse y pueden escapar, los granos
pierden parte de su soporte y se aproximan entre si.
Este proceso se denomina compactación.
Las formaciones con presión normal, ejercen
una presión igual a la columna del fluido nativo de
dicha formación hasta la superficie. El gradiente de
presión de los fluidos nativos generalmente fluctúa
de 0,433 psi/pie (0.0979 bar/m) a 0.465 psi/pie
(0.1052 bar/m), y varía de acuerdo con la región
geológica. Las formaciones presurizadas dentro de
este rango, son llamadas normales, dependiendo del
área. Para simplicidad, en este texto designaremos
un gradiente de 0.465 psi/pie (0.1052 bar/m) como
normal. En las formaciones con presión normal
la mayor parte de la sobrecarga es soportada por
los granos que conforman la roca. Cuando la
sobrecarga aumenta con la profundidad, los fluidos
porales se mueven libremente reduciéndose el
espacio poral debido a la compactación.
Las formaciones con presión anormal ejercen
una presión mayor que la presión hidrostática
(o gradiente de presión) que la de los fluidos
contenidos en la formación.
Cuando se desarrollan presiones anormales,
durante la fase de la compactación, el movimiento
de los fluidos de los poros es restringido o
paralizado. La presión en los poros aumenta,
generalmente excediendo 0.465 psi/pie (0.1052
bar/m). El resultado causado por un incremento de
sobrecarga, hace que ésta sea soportada parcialmente
por los fluidos porales más que por los granos
de la roca. Para controlar estas formaciones puede
necesitarse trabajar con altas densidades de fluidos,
y a veces, mayores que 20 ppg (2397 kg/m³).
Puede haber otras causas para la existencia de
presiones anormales, tales como la presencia de
fallas, domos de sal, levantamientos, y diferencias
de elevación de las formaciones subterráneas. En
muchas regiones cientos de pies de capas de rocas
preexistentes (sobrecarga) fueron desapareciendo
por efecto de la erosión. Al final, a profundidades
superficiales por esta pérdida de sobrecarga debido
a la erosión, estas formaciones pueden originar
que la presión se convierta en anormal, encima de
0.465 psi/pie (0.01052 bar/m), o 8.94 ppg (1072
kg/m³)
Cuando una formación normalmente
presurizada es levantada hacia la superficie
previniendo que no pierda su presión poral durante
el proceso, cambiará de presión normal (a mayor
profundidad) a presión anormal a profundidad
superficial). Cuando esto sucede, y se tiene que
perforar en estas formaciones, puede ser necesario
usar densidades de fluido de 20 ppg (2397 kg/m³)
para controlarlas. Este proceso es la causa de
muchas de las presiones anormales en el mundo.
En áreas donde hay presencia de fallas,
se pueden predecir capas o domos de sal, o
son conocidos gradientes geotérmicos altos, las
operaciones de perforación pueden encontrar
presiones anormales. Las formaciones con presiones
anormales pueden a menudo ser detectadas usando
antecedentes de otros pozos, la geología superficial,
los perfiles del pozo y por medio de investigaciones
geofísicas..
Las formaciones con presiones subnormales
tienen gradientes menores que los del agua dulce, o
menores que 0.433 psi/pie (0.0979 bar/m).
Formaciones con presiones subnormales
pueden ser desarrolladas cuando la sobrecarga ha
sido erosionada, dejando la formación expuesta a
la superficie.
Presión de fractura
es la cantidad de
presión necesaria
para deformar en
forma permanente
la estructura de
una roca de una
formación.
CARACTERISTICAS DE LAS
FORMACIONES
PRESION DE FORMACIÓN
12. PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN
1-9
La reducción de los fluidos porales originales a
través de la evaporación, acción de la capilaridad y
dilución producen gradientes hidrostáticos inferiores
a los 0.433 psi/pie (0.0979 bar/m). Las presiones
subnormales pueden ser también inducidas a través
de la depletación de los fluidos de la formación.
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. Si el
fluido poral no está libre de movimiento entonces
una fractura o deformación permanente pueden
ocurrir.
La presión de fractura puede ser expresada
como un gradiente (psi/pie), un fluido con densidad
equivalente (ppg) o por la presión total calculada
de la formación (psi). Los gradientes de fractura
normalmente aumentan con la profundidad debido
al incremento de la presión por 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 aguas profundas, pueden tener gradientes
de fractura bajos.
Las presiones de fractura a una profundidad
dada, pueden tener gran variación en función
de la geología regional.
MATION INTEGRITY TESTS
Una evaluación exacta de los trabajos
de cementación del casing así como de la
formación es de extrema importancia durante
la perforación de un pozo así como para
los trabajos subsecuentes. La información
resultante de las Pruebas de Integridad de la
Formación (PIT por las iniciales en ingles), es
usada durante la vida productiva del pozo y de
los pozos vecinos.
Profundidades de casing, opciones de
control de pozo, y densidades límites de los
fluidos de perforación, pueden basarse en esta
información. Para determinar la resistencia y
la integridad de una formación, deben realizarse
Pruebas de Admisión (pérdida) (LOT en ingles)
o Pruebas de Integridad de la Formación (PIT).
Cualquiera que sea la denominación, estas pruebas
son primero: un método para verificar el sello del
cemento entre el casing y la formación, y segundo:
para determinar la presión y/o la densidad del
fluido que puede soportar la zona de prueba debajo
del casing.
Cualquiera que sea la prueba efectuada, debe
observarse algunas consideraciones generales. El
fluido en el pozo debe ser circulado hasta quedar
limpio para asegurar que es de una densidad
conocida y homogénea. Si se utiliza lodo para la
prueba, debe ser acondicionado en forma adecuada
y su resistencia a la gelificacion minimizada. La
bomba a utilizar puede ser de alta presión y bajo
volumen o bomba de cementación. Las bombas del
equipo pueden ser utilizadas cuando tengan fuerza
motriz eléctrica y puedan ser fácilmente accionadas
a bajas velocidades. Si las bombas del equipo tienen
que ser usadas y no puedan ser accionadas a bajas
velocidades, entonces debe ser modificada la técnica
de admisión. La alternativa sería confeccionar un
grafico de presión versus tiempo o volumen para
todas las pruebas de admisión como se muestra en
las figuras de la página siguiente.
Prueba de
Integridad
Casing
Cemento
Prueba del
Cemento
Formación
La información
resultante de una
prueba de
integridad de
formación es
utilizada a lo largo
de la vida de un
pozo.
PRESIÓN DE FRACTURA
PRUEBAS DE INTEGRIDAD
13. 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.
TÉCNICA DE ADMISIÓN N° 1
Se aplica presión al pozo en incrementos de
100m psi (6.9 bar) o se bombea fluido al pozo
en incrementos de volumen aproximados de medio
barril (0.079m³). Después de cada incremento de
presión, la bomba se detiene y la presión se mantiene
durante aproximadamente 5 minutos. Si se logra
mantener la presión, se prueba el incremento
siguiente. Si la presión no se mantiene, se presuriza
nuevamente el pozo. La prueba se termina cuando la
presión no se mantiene después de varios intentos,
o no es posible aumentarla.
TÉCNICA DE ADMISIÓN N° 2
El estrangulador del manifold se abre y se
comienza a operar la bomba en vacío. Se cierra
el estrangulador para aumentar la presión en
incrementos de 100 psi (6.9 bar). 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. Para cada
incremento de presión se pierde algo de fluido. Si
esta técnica es aplicada, se debe utilizar un
tanque pequeño para no forzar grandes cantidades
de fluido hacia la formación. Las pérdidas de
presión por fricción que están presentes durante esta
operación aumentan inadvertidamente la presión
aplicada a la formación probada, las cuales darán
resultados ligeramente diferentes (presiones de
fractura menores) que las obtenidas en la técnica
N° 1.
Una prueba de integridad de formación limitada
(PIT limitada), también llamada prueba de jarro, se
realiza cuando no es aceptado producir una fractura
de la formación. Puede ser usada también en los
pozos perforados en áreas de desarrollo. En dichos
casos, los operadores tienen buena información
referente a la resistencia de la formación y no
esperan acercarse a las presiones de fractura. En
las 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.
Las dos pruebas, PIT y LOT, tienen sus ventajas
y desventajas. En las pruebas PIT limitadas, la
formación no se rompe; sin embargo, la presión a la
que la formación comienza a admitir 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.
Incrementos de Volumen
Generalmente unos 20 Gal (75 Lt) Volumen Acumulado Bombeado Incrementos de Presión
PRESIÓN
PRESIÓNENSUPERFICIE
PRESIÓN
TIEMPO EMBOLADAS DE BOMBA TIEMPO
Incrementos de
Presión por peso
Pare Aquí
Pare Aquí
Pressure ~vs~ Time or Volume for Leak-off Tests
Slack in System
Tiempo de
Cierre
Límite de recta
Detener Bomba
Presión
de cierre
instantánea
Final de
prueba
A
B
D
C
E
Presión vs.
Tiempo o
volumen para la
prueba de
formación.
Prueba de jarro:
prueba de
integridad
limitada de la
formación,
efectuada
comúnmente
cuando el riesgo
de dañar la
formación es alto.
1-10
PRUEBA DE ADMISIÓN (LOT)
PRUEBA DE INTEGRIDAD
LIMITADA
CAPÍTULO 1
14. Densidad estimada del fluido de Integridadppg = (Presión de la pruebapsi ÷ 0.052 ÷ Profundidad de la pruebapies TVD) + Densidad
del fluido de pruebappg
Densidad estimada del fluido de Integridadkg/m³ = (Presión de la pruebabar ÷ 0.000098 ÷ Profundidad de la pruebam TVD)+
Densidad del fluido de pruebakg/m³
La densidad del fluido de la prueba a manudo es usada a lo largo de todo el pozo. Si esta densidad cambia, entonces la presión
de superficie que podría dañar la formación debe ser re-calculada. Para encontrar la nueva presión de integridad estimada con
diferente densidad de fluido:
Presión de Integridad estimadapsi = (Densidad Est. del fluido de Integridadppg – Densidad del fluido de pruebappg) × Profundidad
de la pruebapies, TVD × 0.052
Presión de Integridad estimadabar = (Densidad Est. del fluido de Integridadkg/m³ – Densidad del fluido de pruebakg/m³) × Profundidad de la
pruebam, TVD × 0.0000981
EJEMPLO 4
Resolver las siguientes ecuaciones para la densidad estimada del fluido de integridad (peso máximo del fluido sin causar daño de
formación), y la presión estimada de integridad que podría causar daño, utilizando densidad de fluido diferente usando los datos
siguientes. Nota: Cuando se efectúen los siguientes ejercicios, los decimales en las respuestas no deben ser redondeados para arriba. La
seguridad contra la fractura de la formación se basa en los valores menores.
El pozo tiene una profundidad total (TD) de 11226 pies (3421.68 m) y el zapato del casing está asentado a 5821 pies (1774.24 m) TVD.
La presión de la prueba de admisión fue de 1250 psi (86.19 bar), con un fluido de prueba de 9.6 ppg (1150 kg/m³). La densidad
del fluido actual es 10.1 ppg (1210 kg/m³).
Primero encontrar la densidad estimada del fluido de integridad:
Densidad estimada del fluido de Integridadppg = (Presión de la pruebapsi ÷ 0.052 ÷ Profundidad de la pruebapies,TVD)
+ Densidad del fluido de pruebappg
= (1250 ÷ 0.052 ÷ 5821) + 9,6
= 4.1 + 9.6
= 13.7 ppg
Densidad estimada del fluido de Integridadkg/m³ = (Presión de la pruebabar ÷ 0.0000981 ÷ Profundidad de la pruebam, TVD)
+ Densidad del fluido de pruebakg/m³
= (86.19 ÷ 0.0000981 ÷ 1774.24) + 1150
= 495 + 1150
= 1645 kg/m³
La presión total aplicada causa admisión o daño
de formación. Esto es generalmente una combinación
de presión hidrostática de un fluido más una presión
adicional, tal como la presión de la bomba durante la
pruebadeadmisión.Laspresionesaplicadasaumentan
la presión total contra la formación. De datos de la
prueba, se estima por medio de cálculos la densidad
estimada del fluido de integridad.
Esta es la presión total, representada como una
densidad de fluido, encima de la cual admisión o
daño de formación podrían ocurrir. Esta también
puede ser llamada de densidad máxima permisible,
o densidad de fractura. Los cálculos para determinar
la densidad de integridad estimada del fluido son
como sigue:
Cuando se
estiman valores de
Integridad de
formación los
decimales en
resultados no se
deben redondear.
1-11
RELACIÓN ENTRE
PRESIÓN/DENSIDAD
PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN
15. CAPÍTULO 1
1-12
En los cálculos de integridad de formación, no se debe redondear el resultado para el decimal superior. Por lo
que en el calculo anterior se usó 4,1 en lugar de 4,13 ppg (495 kg/m³ en lugar de 495,19 kg/m³).
En el ejemplo, la densidad actual es mayor que la densidad de la prueba, por lo que es necesario calcular
la presión de integridad actual.
Presión de Integridad estimadaepsi
= (Dens. Est. del fluido de Integridadppg – Densidad del fluido de pruebappg) ×
Profund. de la pruebapies, TVD x 0.052
= (13.7 - 10.1) x 5821 x 0.052
= 1089 psi.
Presión de Integridad estimadabar
= (Densidad Est. del fluido de Integridadkg/m³ – Densidad del fluido de pruebakg/m³) ×
Profundidad de la pruebam, TVD x 0.0000981
= (1645 - 1210) x 1774.24 x 0.0000981
= 75.71 bar
PROBLEMA 4
¿Cuál será la densidad estimada del fluido de integridad y la presión estimada de integridad que podría dañar
la formación para un pozo con una MD de 12000 pies (3657,6 m), TVD de 10980 pies (3346,7 m)?
El zapato del casing esta a 8673 pies (2643.23 m) TVD. La presión de la prueba de admisión fue de
1575 psi (108.59 bar) con un fluido de prueba con densidad de 11,1 ppg (1330 kg/m³), la densidad
del fluido actual es 11.6 ppg (1390 kg/m³).
Primero resolvamos la densidad estimada del fluido de integridad:
Densidad estimada del fluido de Integridadppg
= (Presión de la pruebapsi ÷ 0.052 ÷ Profundidad de la pruebapies TVD) + Densidad del fluido de pruebappg
Densidad estimada del fluido de Integridadkg/m³
= (Presión de la pruebabar÷0.0000981 ÷Profundidad de la pruebam,TVD) + Densidad del fluido de pruebakg/m³
Luego, resolvamos la presión estimada de integridad actual:
Presión de Integridad estimadapsi
= (Dens. Est. del fluido de Integridadppg – Densidad del fluido de pruebappg) ×
Profund. de la pruebapies TVD × 0.052
Presión de Integridad estimadabar
= (Densidad Est. del fluido de Integridadkg/m³ – Densidad del fluido de pruebakg/m³) ×
Profundidad de la pruebam, TVD × 0.0000981
Generalmente se acostumbra colocar un gráfico en el equipo, mostrando los incrementos de densidad del
lodo y la presión de integridad estimada para cada uno de ellos. Para hacer esto, calcule la ganancia en
presión hidrostática para incrementos de 0.1 ppg (11.9 kg/m³).
Presión hidrostática = Incremento de peso de fluido x factor de conversión x profundidadTVD
La presión de integridad estimada que puede aplicarse se reduce por el incremento de presión hidrostática
ganado a cada incremento de la densidad del lodo. Una tabla comenzando con la densidad actual del lodo
hasta la densidad estimada del fluido de integridad puede ser fácilmente preparada.
Si se cambia la
densidad del
fluido, la presión
de superficie que
podrían dañar la
formación deben
ser recalculada.
16. PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN
1-13
EJEMPLO 5
Prepare una tabla de presiones de integridad estimadas en la superficie para
densidades de lodo desde 10.1 hasta 11.1 ppg (1222 a 1330 kg/m³). La profundidad
del zapato del casing es 5821 pies (1774.24 m) TVD y la presión estimada de
integridad para el lodo de 10.1 (1220 kg/m³) es 1250 psi (86.19 bar). Primero
encuentre el incremento en presión hidrostática para cada 0.1 ppg (11.98 kg/m³):
Presión hidrostáticapsi = Incremento de peso de fluido x factor de conversión
x profundidadTVD
= 0.1 x 0.052 x 5.281
= 30 psi
Presión hidrostáticabar = Incremento de peso de fluido x factor de conversión
x profundidadTVD
= 11.98 x 0.0000981 x 1774.24
= 2.09 bar
Basado en la ganancia en presión hidrostática, substraer este valor de la presión estimada
de integridad para cada incremento correspondiente a la densidad de fluido.
PROBLEMA 5
Prepare una tabla de presiones estimadas de integridad en la superficie para densidades de lodo desde 11,7
hasta 12.6 ppg (1402 a 1510 kg/m³). La profundidad del zapato del casing es 8672 pies (2643.23 m) TVD y
la presión estimada de integridad para el lodo de 11.6 (1390 kg/m³) es 1352 psi (93.22 bar):
Presión hidrostáticapsi = Incremento de peso de fluidoppg × 0.052
× profundidadTVD
Presión hidrostáticabar = Incremento de peso de fluidokg/m³ × 0.0000981
× profundidadm, TVD
Luego, llene la tabla de la derecha.
Términos alternativos tales como lodo con densidad de fracturas,
también MASP (Presión Máxima Permisible en Superficie) o
MAASP (Presión Máxima Anular Permisible en Superficie)
son también utilizados para estimar la densidad del fluido de
integridad y la presión estimada de integridad. Si tales términos
juntos son utilizados como factores limitantes sin una adecuada
comprensión de los límites de presiones versus el mantenimiento
del control del pozo, pueden resultar serias complicaciones en
el control del pozo. Si esta información es utilizada durante
una operación de control de pozos debe considerarse además la
localización del influjo, su distribución así como su densidad.
Presión de Integridad estimada en Superficie
Densidad Presión estim. Densidad Presión estim.
del Fluido de integridad del Fluido de integridad
(ppg) (psi) (kg/m³) (bar)
Presión de Integridad estimada en Superficie
Densidad Presión estim. Densidad Presión estim.
del Fluido de integridad del Fluido de integridad
(ppg) (psi) (kg/m3) (bar)
10.1 1250 1210 86.19
10.2 1220 1222 84.1
10.3 1190 1234 82.01
10.4 1160 1246 79.92
10.5 1130 1258 77.83
10.6 1100 1270 75.74
10.7 1070 1282 73.65
10.8 1040 1294 71.56
10.9 1010 1306 69.47
11.0 980 1318 67.38
11.1 950 1330 65.29
17. De los análisis precedentes puede ser deducido
que cualquier presión aplicada aumenta la presión
total en cualquier punto determinado. Si la presión
aplicada es conocida, entonces puede ser calculada
su densidad equivalente en dicho punto.
Alternativamente, si una zona debe ser presur-
izada a una densidad equivalente, entonces pueden
realizarse cálculos para determinar la presión de
la prueba.
La densidad equivalente del lodo (EMW)
es también la sumatoria de todas las presiones
(hidrostática, contrapresión del estrangulador,
presiones aplicadas, presión del influjo, pérdida de
presión por circulación, etc.) a una profundidad
o zona dadas, y puede ser expresada como una
densidad de fluido. Si las presiones son conocidas
o pueden ser estimadas, la EMW puede calcularse
como sigue:
Resistencia a la
fricción: La
oposición al flujo
creada por un
fluido cuando
fluye a través de
un conducto u
otro contenedor.
1-14
DENSIDAD EQUIVALENTE
CAPÍTULO 1
EMW = (Presión ÷ Factor de Conversión ÷ Profundidad de InterésTVD) + Densidad actual
EJEMPLO 6
¿Cuál es la EMW para una zona con una MD de 3.120 pies (950,97 m) y una TVD de 3.000
pies (914,4 m) cuando el pozo es cerrado con 375 psi (25,86 bar) registradas en el manómetro del
casing? La densidad del fluido actual es 8,8 ppg (1055 kg/m³).
EMWppg = (Presiónpsi ÷ 0.052 ÷ Profundidad de Interéspies TVD) + Densidad actualppg
= (375 ÷ 0.052 ÷ 3000) + 8.8
= 2.4 + 8.8
= 11.2 ppg
EMWkg/m³ = (Presiónbar ÷ 0.0000981 ÷ Profundidad de Interésm, TVD) + Present Fluid Densitykg/m³
= (25.86 ÷ 0.0000981 ÷ 914.4) + 1055
= 288 + 1055
= 1343 kg/m3
PROBLEMA 6
¿Cuál es la EMW para una zona con una MD de 7320 pies (2231.14 m) y una TVD de 6985
pies (2129.03 m) se las presiones registradas en el casing compuestas por las presiones estimadas
en el estrangulador y la perdida de carga en el anular suman 730 psi (50.33 bar). La densidad del
fluido actual es 13.8 ppg (1654 kg/m³).
EMWppg = (Presiónpsi ÷ 0.052 ÷ Profundidad de Interéspies TVD) + Densidad actualppg
EMWkg/m³ = (Presiónbar ÷ 0.0000981 ÷ Profundidad de Interésm, TVD) + Densidad actualkg/m³
18. Para determinar cuánta presión puede ser aplicada es necesario probar a una densidad equivalente
(EMW) a una profundidad dada:
Presión de Pruebapsi = (EMWppg – Densidad Actualppg) × 0.052 × Profundidad. de Interéspies TVD
Presión de Pruebabar = (EMWkg/m³ – Dens. Actualkg/m³) × 0.0000981 × Profundidad de Interésm, TVD
EJEMPLO 7
¿Cuánta presión de prueba puede ser aplicada para probar una formación con una profundidad
medida MD de 5890 pies (1795.27 m) y una profundidad vertical TVD de 5745 pies (1751.08
m) a una densidad equivalente de 13.4 ppg (1606 kg/m³)? La densidad actual es 9.1 ppg (1090
kg/m³).
Presión de Pruebapsi = (EMWppg – Densidad Actualppg) × 0.052 × Profundidad. de Interéspies TVD
= (13.4 - 9.1) x 0.052 x 5.745
= 4.3 x 0.052 x 5.745
= 1285 psi
Presión de Pruebabar = (EMWkg/m³ – Dens. Actualkg/m³) × 0.0000981 × Profundidad de Interésm, TVD
= (1606 - 1090) x 0.0000981 x 1751,08
= 516 x 0.0000981 x 1751.08
= 88.64 bar
PROBLEMA 7
¿Cuánta presión de prueba puede ser aplicada para probar una formación con una profundidad
medida MD de 5890 pies (1795.27 m) y una profundidad vertical TVD de 5745 pies (1751.08
m) a una densidad equivalente de 13,4 ppg (1606 kg/m³)? La densidad actual es 9,1 ppg (1090
kg/m³).
Presión de Pruebapsi = (EMWppg – Densidad Actualppg) × 0.052 × Profundidad. de Interéspies TVD
Presión de Pruebabar = (EMWkg/m³ – Dens. Actualkg/m³) × 0.0000981 × Profundidad de Interésm, TVD
La mayor parte
de la pérdida de
presión ocurre en
la columna de
tubería y a través
de restricciones
tales como las
boquillas del
trépano
1-15
PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN
19. CAPÍTULO 1
1-16
La fricción es la resistencia al movimiento. Es
necesario aplicar una fuerza, o presión, para superar
la fricción para mover cualquier cosa. La fricción
debe ser superada para levantar una tubería, mover
un fluido, aun para caminar. La cantidad de fricción
que está presente para ser superada depende de
muchos factores, tales como la densidad o peso, tipo
y rugosidad de las dos superficies en contacto, área
de las superficies, propiedades térmicas y eléctricas
de las superficies, y la dirección y velocidad de
los objetos.
La cantidad de fuerza que se utiliza para
superar la fricción es denominada como perdida
por fricción y puede medirse de varias maneras.
Algunas de ellas son el torque, el arrastre (amperios,
pies-libras, [Kg.-m], Caballos Potencia HP [CV],
etc.) y y la fuerza para mover el fluido (psi o bar). Se
pueden perder miles de psi (bar) de presión en el
sistema de los pozos mientras se bombea fluido por
las líneas de superficie, hacia abajo por la columna
de tubería y hacia
arriba por el espacio anular. La presión en la
bomba es en realidad, la cantidad de fricción que se
debe superar para mover el fluido por el pozo a un
determinado caudal. La mayor parte de la pérdida
de presión ocurre en la columna de tubería y en las
restricciones tales como las boquillas del trépano(1).
Las pérdidas de presión también ocurren en otras
partes del sistema de circulación, tales como
cuando se ajusta el estrangulador para mantener
contrapresión en el casing durante las operaciones
de control de pozo. Cuando el fluido retorna
finalmente a los tanques, se encuentra a presión
atmosférica, o casi cero.
Cuando se está circulando el pozo, la presión
en el fondo del pozo se aumenta en función de
la fricción que se necesita superar en el anular.
Cuando las bombas están paradas, la presión en el
pozo se reduce porque no hay fuerza de fricción
a ser superada.
Casing
Trépano
900
Flowline
Tanque
3000
2950
Tubo Vertical
Tubería de
Bomba
0
Presión de
Circulación
Presión de Fondo
de Pozo:
1:La presión
ejercida por una
columna de fluido
en el pozo.
2: Presión de la
formación a la
profundidad de
interés.
PÉRDIDA DE PRESIÓN POR FRICC-
IÓN/PRESIÓN DE CIRCULACIÓN
20. PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN
1-17
Dado que la fricción agrega presión al pozo, el
peso efectivo o densidad equivalente de circulación
(ECD) aumenta en el fondo. Su valor total es el
equivalente a la presión de fondo de pozo con la
bomba en funcionamiento. Si la presión de una
formación permeable está casi en balance por efecto
de la ECD, el pozo puede fluir cuando la bomba
se detenga. Datos obtenidos de registros mientras se
perfora (LWD) pueden ser utilizados para obtener
lecturas aproximadas de la presión en el anular, con
la que se puede determinar la ECD.
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
presión que se requiere para mover el fluido también
actúa sobre las paredes. En diámetros grandes esta
presión es muy pequeña, raramente excede los 200
psi (13.79 bar). En pozos de pequeño diámetro
puede alcanzar hasta 400 psi (27.85 bar) a veces
más. La contrapresión, o presión ejercida en el
estrangulador, también aumenta la presión de fondo,
la que puede ser estimada sumándole todas las
presiones conocidas que actúan sobre o en el
fondo. La presión de fondo puede ser estimada
durante las siguientes actividades.
POZO ESTÁTICO
No hay fluido en movimiento, el pozo esta
estático. La presión de fondo (BHP) es igual a la
presión hidrostática del fluido (HP) en el anular
del pozo mas la presión que hubiera en el casing
en superficie.
CIRCULACIÓN NORMAL
Durante la circulación, la presión de fondo del
pozo es igual a la presión hidrostática del fluido
más las pérdidas de presión por fricción en el
anular (APL)
CIRCULACIÓN CON CABEZA ROTATIVA
Cuando se circula con una cabeza rotativa la
presión en el fondo es igual a la presión hidrostática
del fluido más las pérdidas de presión por fricción
en el anular, más la contrapresión de la Cabeza
Rotativa.
CIRCULACIÓN DE UNA SURGENCIA AL
EXTERIOR DEL POZO
La presión del fondo del pozo es igual a la
presión hidrostática del fluido más las pérdidas de
presión por fricción en el anular, más la presión
en el estrangulador (casing). (para operaciones
submarinas, sume las pérdidas de presión en la
línea del estrangulador).
Bomba
BHP = HP
Well Static
Pozo Estático
Normal Circulation
Bomba
BHP = HP + APL
Circulación Normal
Circulation with Rotating Head
BHP = HP + APL + Perdida de
Presión de Cabeza Rotaria
Bomba
Rotation
Head
Circulación con Cabeza Rotativa
Kick Circulation
BHP = HP + APL + Presión
en el estrangulador
Bomba
BOP
Stack
Circulación De Una Surgencia
Al Exterior Del Pozo
La presión
hidrostática es
controlada a
través de un
cuidadoso
monitoreo y
control de la
densidad del
fluido.
DENSIDAD EQUIVALENTE
21. La presión total que actúa en el
pozo es afectada por los movimientos
para bajar y para sacar la columna del
pozo. En la sacada 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 debajo de la columna.
Esta fuerza puede ser comparada con
el efecto del embolo de una jeringa, la
que aspira fluido de la formación hacia
el pozo.
Cuando se baja la columna muy
rápido, 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 pozo puede aumentar y producir una
admisión o una fractura. Los dos fenómenos están
afectados por la velocidad de movimiento de la
columna, el espacio entre la columna y la pared del
pozo y por las propiedades del fluido.
Si bien es casi imposible eliminar esas presiones,
pueden ser minimizadas reduciendo la velocidad de
la maniobra. Se pueden hacer cálculos para estimar
la velocidad máxima de la maniobra así como
las presiones de compresión (surge) y de pistoneo
(swab), sin embargo esos cálculos están fuera del
alcance de este manual.
A menos que haya un exceso de densidad de
fluido para compensar el efecto de pistoneo, los
fluidos de la formación puede entrar al pozo y
provocar una surgencia. El margen de maniobra es
un incremento estimado en la densidad del fluido
antes de una maniobra para compensar la pérdida
de presión por fricción que cesa al parar las bombas
(ECD).
El margen de maniobra también compensa las
presiones de pistoneo cuando la tubería es sacada
del pozo.
El uso de ajustes en la densidad para un margen
de seguridad o de maniobra requiere hacerlo en
forma juiciosa. Si el margen es muy alto, se puede
causar pérdida de circulación. Un margen muy bajo
podría permitir que el pozo entre en surgencia.
El margen depende del diámetro del pozo, de
las condiciones, la velocidad de movimiento de
la tubería, las propiedades del fluido y de la
formación.
La diferencia entre la presión de formación
(PF) y la presión hidrostática en el fondo del pozo
(PH) es la presión diferencial. Esta se clasifica como
Sobre balanceada, Sub balanceada y Balanceada.
SOBRE BALANCEADA
Sobre balanceada significa que la presión
hidrostática ejercida en el fondo del pozo es mayor
que la presión de formación:
PH > PF
SUB BALANCEADA
Sub balanceada significa que la presión
hidrostática ejercida en el fondo del pozo es menor
que la presión de formación:
PH < PF
Swab
Propiedades del
Fluido
Movimiento de los
tubos
Arena
Presión de
Pistoneo
Presión de Fondo
de Pozo: 1:La
presión ejercida
por una columna
de fluido en el
pozo.
2: Presión de la
formación a la
profundidad de
interés.
1-18
MOVIENDO LA TUBERÍA,
PRESIÓN DE COMPRESIÓN
/ PISTONEO (SURGE/SWAB)
CIRCULACIÓN
MARGEN DE MANIOBRA Y
DE SEGURIDAD
PRESIÓN DIFERENCIAL
CAPÍTULO 1
22. BALANCEADA
Balanceada significa que la presión hidrostática
ejercida sobre el fondo del pozo es igual a la presión
de formación:
PH = PF
La mayoría de los pozos son perforados o
reparados, en condiciones de balance o sobre
balance. Si se está circulando o perforando, la
fricción y los recortes contribuyen a una presión
efectiva en el fondo del pozo.
Hay dos fuerzas principales que trabajan en
forma opuesta en un pozo. Estas son la presión
de la columna hidrostática de fluido y la presión
de formación. Si una de las presiones supera a la
otra entonces puede ocurrir una surgencia o una
pérdida de circulación.
Debido a que la presión hidrostática es función
de la densidad del fluido de trabajo en el pozo,
su valor debe ser muy controlado. Realizando
cálculos pequeños y con cuidado, y manipulando
las ecuaciones para la presión hidrostática, es
posible probar trabajos de cementación, estimar la
presión de integridad de la formación, proyectar
las densidades máximas del fluido de perforación y
controlar la surgencia de los pozos.
Las surgencias y los reventones son prevenidos
por personas que son capaces de trabajar en forma
rápida y decidida bajo situaciones de estrés. Uno
de los aspectos más importantes del entrenamiento
necesario para la prevención de reventones es
entender los conceptos de presión y la habilidad
para realizar cálculos exactos. t
Sobre balance
PH > PF
Sub balance
PH < PF
Balance
PH = PF
Presión diferencial es la
diferencia entre la presión
de formación y la presión
hidrostática
Las surgencias
son prevenidas
por personas que
son capaces
trabajar en forma
rápida y
decidida bajo
situaciones de
estrés.
1-19
RESUMEN
PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN
24. La comprensión de
los indicadores de presión,
señales de advertencia, y el
por qué suceden las surgencias
puede disminuir las
posibilidades de
una surgencia.
PRINCIPIOS BÁSICOS
DE LAS SURGENCIAS
Una surgencia es una entrada no deseada de
los fluidos de una formación hacia el pozo.
Como resultados de una surgencia durante
los intentos de recuperar el control del pozo, se pueden
incluir el tiempo operativo perdido, operaciones de
riesgo con gas y petróleo a alta presión, y la posible
pérdida de equipos (desde el pegamiento de la tubería
hasta la pérdida del equipo completo.) Si la surgencia es
reconocida y controlada a tiempo, puede ser fácilmente
manipulada y expulsada del pozo en forma segura.
Como una surgencia podría suceder en cualquier
momento, debemos estar en condiciones de
reconocerla, identificarla y reaccionar ante todos los
indicadores. Estos indicadores nos permiten saber
tanto si las condiciones para una surgencia existen o si
el pozo pudiese estar ya en surgencia. Tiene sentido
que se utilicen todos los medios posibles para prevenir
una surgencia.
2-1
25. CAPÍTULO 2
2-2
La mejor forma de evitar una surgencia es
tener en el pozo un fluido que sea suficientemente
pesado para controlar las presiones de formación
pero lo suficientemente liviano para evitar pérdidas
de circulación. En muchas partes del mundo, a
cualquier profundidad las presiones y temperaturas
se pueden predecir con una confianza razonable. Sin
embargo, las cuadrillas deben mantenerse alertas a
cambios inesperados de presión independientemente
de cuan segura pueda ser la operación.
La presión en formaciones con presión normal,
es aproximadamente igual a la ejercida por una
columna de fluido de formación que se extiende
desde la formación hasta la superficie, o entre
0.433 y 0.465 psi/pie (0.098 y 0.105 bar/m). En
este manual, usaremos el termino presión anormal
para indicar un gradiente mayor que 0.465 psi/pie
(0.105 bar/m).
En muchas partes del mundo, las presiones
anormales no son frecuentes. Por ejemplo, presiones
altamente anormales son comunes a lo largo de
la costa del Golfo de Estados Unidos y presiones
anormalmente bajas son encontradas en algunas
áreas del Oeste de Texas, en las Montañas Rocosas
y muchos lugares de los estados del noreste
Americano.
Las presiones de formación son directamente
afectadas por las condiciones geológicas. Los pozos
perforados dentro de trampas subterráneas o
estructuras que contienen petróleo y gas podrían
contener presiones
anormalmente altas. Como el Perforador, el
Jefe de Equipo y el representante de la operadora
no son geólogos de exploración, es necesario que
se mantengan alertas. Deben estar conscientes que
las presiones anormales se pueden encontrar a
cualquier profundidad y en cualquier momento.
Una dotación entrenada y experimentada está
siempre preparada para lo inesperado.
Las presiones de los pozos se pueden predecir de
tres fuentes de información. Antes de la perforación,
se pueden usar datos históricos, sísmicos y geológicos.
Durante la perforación del pozo, cambios en los
parámetros de perforación podrían indicar cambios de
las formaciones y de sus presiones. Datos de registros
obtenidos con las herramientas de mediciones mientras
se perfora son también invalorables para estos fines.
Datos históricos de pozos adyacentes o vecinos
en el área es uno de los métodos para la
determinación de problemas potenciales. Los
registros de lodos y los informes de perforación
proporcionan un excelente panorama indicativo
general de las condiciones de perforación. Estos
registros, junto con la aplicación de la información
geológica y sísmica, proporcionan información
significativa sobre los problemas potenciales.
Perfilaje
Perforación
GeologíaTres formas
de predecir
presión en la
formación.
Los registros de
perforación de los
pozos vecinos
puede ser de
ayuda para
predecir las
presiones de las
formaciones.
COMO SE PREDICEN LAS
PRESIONES DE FORMACION
DATOS HISTORICOS
26. PRINCIPIOS BÁSICOS DE LAS SURGENCIAS
2-3
La ciencia de la sismología involucra la creación
de ondas de sonido que penetran en las capas de
las rocas subterráneas. Las ondas de sonido rebotan
de regreso a la superficie desde estas rocas, donde son
registradas por instrumentos que miden la naturaleza
y la intensidad de estos reflejos. La interpretación
adecuada y cuidadosa de estas mediciones, permite
a los geólogos de exploración deducir la forma
y extensión de las formaciones de subsuelo,
especialmente utilizando técnicas de perfiles
tridimensionales reforzados por computadoras. Con
esta información, los programas de perforación
pueden ser desarrollados con mayor exactitud y
seguridad para la predicción de zonas potencialmente
presurizadas.
El planeamiento geológico previo del pozo
observa la geología general del área. Ciertas
condiciones geológicas causan presiones anormales y
peligros durante la perforación, las cuales requieren
tomarse en cuenta cuando se planifica el pozo.
Algunas de las condiciones más comunes asociadas
con los cambios de las presiones de subsuelo son
las fallas, anticlinales, domos de sal, arcillas masivas,
zonas recargadas o agotadas.
FALLAS
Cuando la broca atraviesa una falla, podría
haber un cambio significativo de los gradientes de
presión, lo que puede resultar en una surgencia
o una pérdida de circulación. Las fallas son
atravesadas deliberadamente con la finalidad de
buscar acumulaciones de petróleo y de gas. Los pozos
horizontales y los dirigidos generalmente atraviesan
fallas, donde las probabilidades de perforar en zonas
de surgencia o de pérdida de circulación son altas.
ANTICLINALES
Los anticlinales son estructuras geológicas en
forma de domos hacia arriba. Capas de rocas que
fueron impulsadas de niveles profundos forman
generalmente esos domos anticlinales. Las altas
presiones contenidas previamente en esas posiciones
inferiores son preservadas. Por ese motivo, las
estructuras anticlinales son generalmente el
objetivo.
Cuando se perfora el la parte alta de la
estructura de un anticlinal, se pueden anticipar
presiones altas. En adición a esto, cuando se
perforan pozos de profundización de la estructura o
inclusive los pozos de producción, o de desviación,
debe tenerse en cuenta que el pozo inicial podría
haberse perforado en un flanco de la estructura
(lado), y al perforar los pozos de ampliación o
de producción podrían encontrar presiones altas
inesperadas.
Una formación Fallada Una estructura anticlinal
Tapa
Subnormal
Normal
Normal
Anormal
Anormal
Alta Presión
Formación
ElevadaGas
Petróleo
Tapa
Agua
Los anticlinales son
estructuras
geológicas que
han sido
empujadas hacia
arriba en
dirección de la
superficie.
INTERPRETACIONES SISMICAS
DATOS GEOLOGICOS
27. 2-4
CAPÍTULO 2
DOMOS SALINOS
En muchas áreas del mundo, se presentan
camadas gruesas de sal casi puras. Generalmente, la
sal es forzada hacia arriba dentro de las formaciones
superiores formando así los domos salinos. Bajo
la presión ejercida por la sobrecarga, la sal exhibe
propiedades de flujo plástico, no permitiendo que
los fluidos porales migren a través de estos domos.
Como consecuencia de esto, las formaciones debajo
de los domos salinos comúnmente tienen presiones
más altas que lo normal. Las formaciones o capas
son agujereadas, selladas y levantadas por la sal,
originando la migración del petróleo y del gas. Estas
zonas podrían tener presiones mayores que las de
las formaciones adyacentes.
LUTITAS MASIVAS
Grandes espesores de lutitas impermeables
restringen el movimiento ascendente de los fluidos
porales. Cuanto más capas de sobrecarga se
acumulan, las presiones de formación se vuelven
anormales, sin permitir el proceso normal de
compactación. Las secciones de lutitas formadas
bajo estas condiciones pueden son móviles o
plásticas, porque exhiben presiones anormales al ser
perforadas, y producirán relleno en el pozo
cuando la broca es sacada. Generalmente son
necesarias altas densidades de fluido para controlar
estas lutitas y hasta podrían requerir programas
especiales de casing.
Las lutitas sobre-presionadas son de menor
densidad y son perforadas con mayor velocidad
debido a que son más blandas y a la falta de
compactación normal. Una tapa o sello de roca
endurecida generalmente indica el tope de las lutitas
presurizadas. Una vez que la tapa es perforada,
la lutita se torna progresivamente más blanda a
medida que la presión aumenta, resultando en altas
velocidades de penetración.
Las rocas permeables (areniscas) que están
debajo de estas lutitas, por lo general están también
sobre-presurizadas debido a la falta de rutas de
escape para los fluidos de los poros a medida que
la sobrecarga aumenta.
ZONAS SOBRE-PRESIONADAS
Arenas superficiales y formaciones que exhiben
presiones altas son llamadas zonas sobre-presionadas.
Las zonas sobre-presionadas pueden tener origen
natural como resultado de la migración ascendente
de los fluidos porales de zonas más profundas,
o pueden ser originadas por el hombre. Trabajos
de cementación de mala calidad o inadecuados,
casings o tubos dañados y proyectos de recuperación
secundaria por inyección de fluidos pueden generar
zonas sobre-presionadas.
Las técnicas geofísicas modernas pueden localizar
las zonas presurizadas superficiales. Estas zonas
son comúnmente llamadas de puntos brillantes.
Cuando son encontradas a poca profundidad
presiones normales provenientes de formaciones más
profundas, son generalmente difíciles de controlar.
Arena y
ArcillaIntercalaciones
Arcillas Masivas
Arenas
Presión
Estructural
Presión
Normal
Zona
Impermeable
Lutitas masivas como zona de transición
Sal
Presión Anormal
Presión Normal
Tapa
Presión Anormal
Domos de sal son comunes en las estructuras del golfo
Las presiones altas
están generalm-
ente asociadas
con domos salinos.
28. 2-5
PRINCIPIOS BÁSICOS DE LAS SURGENCIAS
ZONAS AGOTADAS
Zonas que han sido agotadas tienen generalm-
ente presiones que son menores que las normales
(subnormales). Cuando se encuentra una de estas
zonas, pueden producirse severas pérdidas de
circulación. Si el nivel del fluido cae en el pozo,
la columna hidrostática se reducirá. Esto podría
permitir el flujo de otra zona o aun la misma zona
depletada.
Estas condiciones pueden ocurrir donde se ha
perforado otro pozo. O por lo general en áreas
donde no hay información de los pozos vecinos
perforados en la misma área. Es peligroso tener
información pobre o no disponer de los historiales
completos de los pozos vecinos perforados.
Las siguientes son las señales más comunes de
cambios de presión de formación. Estas señales deben
ser reconocidas por las dotaciones e informadas
a los supervisores. La comunicación es de vital
importancia porque muchas de estas señales pueden
tener otras explicaciones.
w Variaciones en la velocidad e penetración.
w Cambios en la forma, tamaño y cantidad de
recortes.
w Aumento del torque de rotación.
w Aumento en el arrastre.
w Desmoronamiento de arcillas.
w Aumento en el contenido de gas.
w Variaciones en el exponente “d” normal.
w Aumento de la temperatura en la línea de salida.
w Disminución de la densidad de las arcillas.
w Aumento en el contenido de cloro.
No todos estos indicadores se presentan todos al
mismo tiempo. La dotación debe saber reconocerlos
como posibles señales de que se está perforando en
zonas de mayor presión.
El aumento en la velocidad de penetración es
uno de los métodos más ampliamente aceptados
para determinar los cambios en la presión poral.
Normalmente la velocidad de penetración decrece
con la profundidad. Este decrecimiento, provocado
por el aumento de la dureza y densidad de la roca,
también es controlado por la diferencia entre la
presión hidrostática y la presión poral.
Un cambio en la velocidad de perforación
puede ser un indicador de presión de formación
en aumento. La velocidad de perforación aumenta
cuando se penetra en una zona de presión anormal
porque las formaciones contienen mas fluido y son
más blandas.
Fractura A
Zonas Mas
Arribas Pozo
Viejo
Abandonado
Nuevo Pozo
En Yacimiento Viejo
Presión Normal
Zonas de alta presión generadas por el hombre Las formaciones con presiones anormales pueden ser identificadas con los
perfiles eléctricos.
Las dotaciones
deben observar y
reportar de
inmediato
cualquier indicador
de cambio de
presión.
INDICADORES DE
PRESIÓN - PERFORANDO
VARIACIONES EN LA
PENETRACION
29. CAPÍTULO 2
2-6
El aumento de la presión de formación también
reduce el Sobrebalance en el fondo del pozo. Esto
significa que los recortes se desprenderán bajo la
broca con mayor facilidad.
Si se observa que la velocidad de penetración
no varía, o aumenta gradualmente cuando debería
disminuir, puede también indicarnos un incremento
de la presión de la formación. Un cambio abrupto
en la velocidad de penetración, ya sea aumento o
disminución, indica que se está perforando una
formación nueva que podría ser más permeable
y que podría provocar una surgencia. Cuando
las presiones de formación cambian de normal a
anormal a medida que el pozo se profundiza, el área
en la que se produce el cambio es llamada “zona
de transición”. Cuando se perfora en una zona de
transición la densidad del lodo debe mantenerse
lo más próxima posible a la presión de formación.
De esta manera un cambio en la presión poral
puede ser reflejado en la velocidad de penetración.
Cualquier exceso de densidad aumentara la presión
diferencial y consecuentemente reduce la velocidad
de penetración. Esto trae como consecuencia
que se enmascare un aumento de la velocidad
de penetración que normalmente es atribuido
como resultado de los incrementos de presión
de formación. Sin embargo existen otros factores,
además de la presión poral, que afectan a la
velocidad de penetración, incluyendo a los cambios
de formación, velocidad de rotaciónpropiedades
del fluido, peso sobre la broca, tipo de broca,
condiciones de la broca y propiedades del fluido.
Como se mencionó anteriormente, cualquier
cambio de formación presenta un problema serio
de interpretación. En general un cambio brusco
continuo en la velocidad de penetración puede
indicar un cambio de formación.
Los recortes son fragmentos de la formación
cortados, raspados o desprendidos de la formación
por la acción de la broca. El tamaño, forma y
cantidad de los recortes dependen en gran medida
del tipo de formación, tipo de broca, peso sobre
la broca, desgaste de la broca y del diferencial de
presión (formación versus presión hidrostática del
fluido).
El tamaño de los recortes generalmente
disminuye con el desgaste de la broca durante
la perforación si el peso sobre la broca, tipo de
formación y el diferencial de presión, permanecen
constantes. Sin embargo si la presión diferencial
aumenta (con el aumento de la presión de
formación), aún una broca gastada cortará con mas
eficacia, con lo que el tamaño, la forma y la cantidad
de los recortes aumentará.
Al lado izquierdo: recortes de lutita de una zona con presión normal. A la derecha: recortes de lutita de una zona de transición.
Zona De
Transición: Termino
utilizado para
describir un
cambio de presión
de formación,
ejemplo: de
normal a anormal.
VARIACIONES EN LA
FORMA, TAMAÑO, TIPO
Y CANTIDAD DE RECORTES
30. PRINCIPIOS BÁSICOS DE LAS SURGENCIAS
2-7
Durante las operaciones normales de perforación
el torque rotativo aumenta gradualmente con la
profundidad, como resultado del efecto del contacto
entre las paredes del pozo y la columna de
perforación.
El aumento de la presión de formación provoca
que entren mayores cantidades de recortes al pozo
a medida que los dientes de la broca penetran
más y producen cortes mayores en la formación. El
aumento de lutitas en el pozo tiende a adherirse,
impedir la rotación de la broca, o acumularse alrededor
de los portamechas. El aumento del torque en varios
cientos de pies es un buen indicador de aumento
de la presión.
Cuando se perfora en condiciones de balance o
de casi balance, se produce un incremento en el
arrastre cuando se hacen las conexiones en zonas de
presión anormal. Este aumento puede ser debido a la
cantidad adicional de recortes que se acumulan en
el pozo o encima de los portamechas. El torque y el
arrastre pueden aumentar también debido a que la
formación es blanda, lo cual origina que el pozo se
cierre alrededor de los portamechas y la broca.
A medida que la presión de formación supera
la presión de la columna de lodo, la columna de
lodo resulta menos efectiva para sostener las paredes
del pozo, y eventualmente las lutitas comienzan a
desmoronarse o desprenderse de las paredes del
pozo. El desmoronamiento de las lutitas no es una
situación crítica, sino que dependen del grado de
desbalance y otros factores tales como el buzamiento
de la formación, su compactación, la consolidación
de los granos de arena, la resistencia interna, etc.
Las lutitas desmoronables afectan la perforación
al ocasionar problemas de arrastre por estrechamiento
del pozo, llenado en el fondo y eventualmente
pueden causar que la tubería de perforación, u otras
herramientas se aprisionen. Los desmoronamientos
no son siempre el resultado de presiones anormales.
A menudo se atribuye el desmoronamiento a otras
causas, por tanto, es posible pasar por alto el efecto
de las presiones anormales. Cuando la causa del
desprendimiento / desmoronamiento de las lutitas
es la presión, su forma será larga, de bordes afilados,
astillados y curvos.
0.5 a 1.5 pulg.
Escala
Frente Lateral
Perfil Tipo Bloke
Rectangular
Probable
Astillado
Frente Lateral
Pelfil
DelicadoPunt
edgudo
Superficie CóncavaPlano
Plano
Un Desmoronamiento Típico
De Una Arcilla Producida Por
Alivio De Tensiones
(b)Un Desmoronamiento Típico De
Una Arcilla Producida Por Con
Condiciones Sub-Balanceadas
(a)
Grietas
Tipicas
Cuando la
presión es la
causa para el
desmoronamiento
de las arcillas,
su forma, será
larga, afilada,
astillada y curva.
AUMENTO DEL TORQUE
Y/O ARRASTRE
LUTITAS DESMORONABLES /
LLENADO DEL POZO
31. 2-8
CAPÍTULO 2
Antes de cualquier tipo de maniobra el pozo es
generalmente circulado hasta quedar limpio, o sea
que los recortes son totalmente desplazados fuera
del pozo para prevenir complicaciones. Si se penetra
dentro de una formación con presión anormal, no
es raro que se encuentren cantidades significativas
de relleno cuando se maniobra de retorno al fondo.
Esto puede ser debido a que la columna hidrostática
no es suficiente para prevenir que las paredes
se derrumben o desmoronen en el pozo. Debe
resaltarse que la falta de presión no es la única
causa, pero podría ser uno de los indicadores de
falta de presión.
GAS CONTENT INCREASE
El aumento en el contenido del gas en el fluido
de perforación es un buen indicador de zonas de
presión anormal. Sin embargo, los cortes de gas
no son siempre el resultado de una condición de
desbalance, por lo que es importante una adecuada
comprensión de las tendencias del gas.
GAS DE PERFORACION
Cuando se perfora una formación porosa
no permeable que contiene gas, los recortes que
contienen gas son circulados pozo arriba. La presión
hidrostática sobre estos recortes se reduce a medida
que son circulados. El gas en el recorte se expande
y se libera en el sistema de lodo, reduciendo la
densidad. Bajo estas circunstancias, no se puede
detener la gasificación del lodo aumentando la
densidad del lodo. Esta situación puede verificarse
deteniendo la perforación y circulando el fondo
hacia arriba. La cantidad de gas debe reducirse
significativamente o aun parar.
GAS DE CONEXION O DE MANIOBRA
Cuando se perfora con una densidad mínima
del lodo, el efecto de pistoneo producido por el
movimiento ascendente de la columna durante
una conexión o maniobra puede pistonear gases y
fluidos dentro del pozo. Este gas es conocido
como gas de maniobra o de conexión, cuando
este gas aumenta, es posible que los gases de
formación pueden también estar aumentando, o
que el diferencial de presión (presión hidrostática del
lodo contra presión de formación) está cambiando.
GAS DE FONDO
El mejor ejemplo del gas de fondo esta en el
oeste de Texas, donde las capas rojas de arenisca
de baja permeabilidad del Pérmico, son perforadas
con agua. La presión de formación en estas capas es
equivalente a un lodo de aproximadamente 16 ppg
(1917 kg/m³). Las capas de arenisca roja tienen gas,
10500
10550
10600
10650
GAS UNITS
CONEXIÓN
FUERA
DE
ESCALA
El gas de la
canaleta de retorno
debe ser
controlado
cuidadosamente
Un aumento en
el contenido de
gas en el fluido
de perforación
podría indicar
presión anormal.
AUMENTO EN EL
CONTENIDO DE GAS
32. 2-9
PRINCIPIOS BÁSICOS DE LAS SURGENCIAS
pero su permeabilidad es muy baja. El resultado
es que el lodo siempre esta cortado por gas,
produciendo gas de maniobra particularmente
molesto.
Cuando se utiliza la presencia de gas en el
fluido como un indicador de presiones anormales,
una unidad de detección de gas es necesaria. Una
tendencia del gas de fondo o de conexión puede ser
notada a medida que la operación avanza. Ambos
tipos de gas deben ser controlados cuidadosamente
y considerados como una advertencia de aumento
de la presión poral.
El método del exponente “d” normal para
la detección y predicción de presiones anormales
mientras se perfora es usado a veces. El cálculo del
exponente “d” normal es simple y no requiere de
equipo especial. La información requerida que debe
estar disponible en el área de trabajo es: velocidad
de penetración, rpm de la mesa rotaria, peso
sobre la broca y diámetro del pozo.
Herramientas
modernas de
registros mientras se
perfora usan la
telemetría de los
impulsos de lodo
para recolectar
datos de la
formación
Un grafico exacto
del exponente “d”
puede ayudar a
predecir la
densidad del lodo
necesaria para
una perforación
segura.
VARIACIONES DEL
EXPONENTE “D” NORMAL
33. CAPÍTULO 2
2-10
El exponente “d” es calculado
(usando un computador, una regla
de cálculo o un nomograma), y
luego es graficado en un papel
semilogarítmico. Un cambio en la
pendiente de la línea es un indicador
de las zonas presurizadas. Mejoras
en las técnicas del graficado han
refinado el método a tal grado
que las densidades necesarias del
lodo en muchas áreas pueden
predecirse rutinariamente con una
exactitud del 0.2 a 0.5 ppg (24 a
60 kg/m³).
Usada en forma apropiada,
esta información puede reducir
las surgencias en los pozos y
con la misma importancia, reducir el uso de
densidades innecesarias de lodo que disminuyen la
velocidad de penetración e incrementa el costo de
la perforación.
Las herramientas de mediciones (MWD) y
registros (LWD) durante la perforación son una
sofisticada combinación de instrumentos electr-
ónicos. Información de perforación direccional y de
evaluación de las formaciones puede ser recabada
en tiempo real dependiendo de la configuración y
el tipo de herramienta de MWD. Los parámetros
medidos tales como la resistividad de la formación,
torque, temperatura, presión de fondo de pozo
y respuestas acústicas, pueden ser utilizadas para
identificar cambios en las condiciones de perforación
y detectar surgencias. La respuesta de los parámetros
varía de acuerdo con el sistema de fluido utilizado
(base agua o base petróleo), por lo que se hace
necesario interpretar las señales.
La electricidad es generada para operar la
herramienta mediante una turbina o un propulsor
en el arreglo del conjunto. Caudales específicos de
bomba son necesarios para generar la potencia
apropiada para la herramienta. Dependiendo del
tipo de herramienta, una vez que la información
es recabada se la puede transmitir por cable,
por pulsos de fluido (ondas de presión), ondas
electromagnéticas o acústicas. Estos pulsos son
recibidos por sensores sofisticados en la superficie
y luego transmitidos a computadores que los
decodifican o traducen en información utilizable.
Las lutitas que están normalmente presurizadas
han sufrido una compactación normal y su densidad
aumenta uniformemente con la profundidad. Este
incremento uniforme permite predecir la densidad
de las arcillas. Cualquier reducción de la tendencia
puede ser interpretada como una zona de mayor
presión poral, puesto que las lutitas de alta presión
son de menor densidad que las de presiones
normales. Esto es el resultado de los fluidos porales
atrapados en secciones de lutitas durante el proceso
de compactación.
Los problemas que reducen la utilidad en el
campo de la densidad de las lutitas recaen en los
métodos de la medición de su densidad.
Actualmente se utilizan tres métodos. Estos
son:
Técnicas de LWD
proveen
información de
condiciones del
pozo en tiempo
real.
Las herramientas
para MWD y LWD
colectan datos
que pueden ser
usados para
predecir las
presiones de
formación.
MEDICIONES Y REGISTROS
DURANTE LA PERFORACIÓN
MWD Y LWD
DISMINUCIÓN DE
DENSIDAD DE LAS LUTITA
34. PRINCIPIOS BÁSICOS DE LAS SURGENCIAS
2-11
w Columna de líquido de densidad variable.
w Densidad por balanza de lodo.
w Técnicas de perfilaje MWD (Medición durante
la perforación)
No es fácil determinar la profundidad de los
recortes de lutitas, y la selección y preparación de
los recortes para las mediciones depende en gran
medida de la persona que las realiza.
El sello en el tope de la zona de transición limita
el movimiento del agua. Por tanto temperaturas
arriba de lo normal se registran tanto en la zona de
transición como en la zona de alta presión que está
debajo. Si la tendencia normal de la temperatura
de la línea de salida es graficada, un cambio de 2
a 6 °F o más por cada 100 pies encima de esta
tendencia podría ser un indicador de la zona de
transición.
Además de indicar un cambio en la presión
poral, los cambios en la temperatura de la línea de
salida pueden atribuirse a:
w Un cambio en el caudal de circulación.
w Un cambio en el contenido de sólidos del lodo.
w Un Cambio en la composición química del lodo
w Un cambio en los procedimientos de
perforación
Las curvas de temperatura (mostradas abajo),
si bien no son un indicador definitivo, son un
indicador adicional que ayudan en la decisión de
parar la perforación o de aumentar el peso del lodo.
En las perforaciones marinas, a medida que
la profundidad del agua aumenta, la eficiencia del
registro de temperatura disminuye. Puede tornarse
inútil debido al efecto de enfriamiento del agua, a
menos que la temperatura del conjunto submarino
sea controlada. En aguas profundas, la temperatura
del lodo en la superficie podría mantenerse constante
durante toda la operación.
Cambios en el contenido del ión cloruro o de
la sal en los fluidos de perforación son indicadores
válidos de presión. Si no hay suficiente presión,
filtración o flujo de la formación pueden ingresar
al pozo y mezclarse con el fluido de
perforación. Esto cambiará el contenido
de cloruros del lodo.
Dependiendo del contenido de
cloruro en el fluido, un aumento o
disminución podrían ser determinados
basados en si el contenido de sal del
fluido de formación es mayor o menor.
Sin embargo, los cambios pueden ser
difíciles de establecer a menos que haya
un control minucioso de las pruebas
del lodo. La mayoría de los métodos
disponibles para hacer las pruebas de
contenido de ión cloruro son inadecuadas
para mostrar cambios sutiles. En los lodos
de agua dulce-bentonita, los aumentos
de contenido del ión cloruro causarán
un aumento de la viscosidad de embudo
y de las propiedades del flujo.
9
10
11
12
110100 120 130
Temperatura De La Línea De Flujo (°F)
Profundidad(1,000ft)
Transition
Zone
Un incremento en la temperatura
puede ser indicador de que la
presión de formación está
aumentando
Cambios en la
temperatura de la
línea de salida
pueden ser
usados con otros
indicadores para
ayudar a
identificar zonas
de transición.
AUMENTO EN LA
TEMPERATURA DE LA
LÍNEA DE SALIDA
AUMENTO EN EL
CONTENIDO DE CLORURO
35. 2-12
CAPÍTULO 2
Los perfiles eléctricos normales o de inducción,
miden la resistividad eléctrica de la formación.
Dado que generalmente las formaciones de lutitas
con presión anormal tienen más agua, son menos
resistivas que las formaciones de lutitas secas con
presión normal. Los cambios de resistividad pueden
ser medidos y la presión de formación medida.
Los perfiles acústicos o sónicos miden la
velocidad del sonido o el tiempo del intervalo de
tránsito de la formación. Las formaciones de lutitas
con altas presiones que tienen mas agua, tienen
menor velocidad de sonido, en consecuencia un
tiempo de tránsito mayor. Se pueden hacer cálculos
para determinar la presión de formación y su
porosidad a partir de estas mediciones.
Los perfiles de densidad, miden la densidad de
la formación basándose en mediciones radioactivas.
Las formaciones de lutitas de alta presión tienen
menor densidad por lo que es posible también
hacer cálculos para la determinación de la presión
de formación.
Siempre que la presión poral sea mayor que
la presión ejercida por la columna de fluido en
el pozo; los fluidos de la formación podrán fluir
hacia el pozo. Esto puede ocurrir por una o una
combinación de varias causas:
Las causas más comunes de las surgencias son:
w Densidad insuficiente del fluido.
w Prácticas deficientes durante las maniobras
w Llenado deficiente del pozo.
w Pistoneo / Compresión.
w Pérdida de circulación.
w Presiones anormales.
w Obstrucciones en el pozo.
w Operaciones de cementación.
w Situaciones especiales que incluyen:
ú Velocidad de perforación excesiva en las
arenas de gas.
ú Pérdida de filtrado excesiva del fluido de
perforación.
ú Perforar dentro de un pozo adyacente.
ú Formaciones cargadas
ú Obstrucciones en el pozo.
ú Probando el conjunto de BOP.
ú Gas atrapado debajo del conjunto de BOP.
ú Pérdida del conductor submarino.
ú Proyectos de recuperación secundaria.
ú Flujos de agua.
ú Pruebas de Formación (DST)
ú Perforación en desbalance - Falla en mantener
una contrapresión adecuada.
ú Pata de plataforma.
Una causa común de las surgencias es la
densidad insuficiente del fluido, o un fluido que
no tiene la densidad suficiente para controlar la
formación. El fluido en el pozo debe ejercer una
presión hidrostática para equilibrar, como mínimo,
la presión de formación. Si la presión hidrostática
del fluido es menor que la presión de la formación
el pozo puede fluir.
Probablemente que la causa más común
de densidad insuficiente del fluido es perforar
inesperadamente dentro de formaciones con
presiones anormalmente altas. Esta situación puede
resultar cuando se encuentran condiciones geológicas
impredecibles, tales como perforar cruzando una
falla que cambia abruptamente la formación que se
está perforando. La densidad insuficiente del fluido
puede también ser resultado de la interpretación
errónea de los parámetros de perforación (ROP,
contenido de gas, densidad de las lutitas, etc.)
utilizados como guía para densificar el lodo. (Esto
generalmente significa que la zona de transición
no ha sido reconocida y la primera formación
permeable ha originado la surgencia.)
Mal manipuleo del fluido en la superficie
responde por muchas de las causas de la densidad
insuficiente del fluido. El abrir una válvula
equivocada en el múltiple de succión de la bomba
que permita la entrada de un fluido de menor
densidad al sistema; abriendo de golpe la válvula
de agua de tal manera que se agrega más agua que
la deseada; lavar las zaranda con un chorro muy
grande de agua; inclusive operaciones de limpieza
pueden todas afectar la densidad del fluido.
Una vez que la
formación ha sido
perforada la
presión poral
puede ser
determinada por
perfilaje eléctrico.
PERFILAJES INDICADORES
DE PRESIÓN
DENSIDAD INSUFICIENTE
DEL FLUIDO
CAUSAS DE LAS
SURGENCIAS
36. 2-13
PRINCIPIOS BÁSICOS DE LAS SURGENCIAS
El ingreso de agua de la lluvia en el sistema
de circulación, puede tener un gran efecto en la
densidad y alterar severamente las propiedades del
fluido. También es peligroso diluir el fluido para
reducir su densidad puesto que se está agregando
intencionalmente agua al sistema mientras está
circulando. Si se agrega mucha agua, o la densidad
del fluido baja mucho, el pozo podría comenzar a
fluir. Sin embargo, si el personal está mezclando
y agregando volumen a los tanques, una ganancia
proveniente del pozo podrá ser difícil de detectar.
Es buena práctica agregar volúmenes conocidos
o medidos cuando se realizan mezclas. Si se diluye el
lodo con agua, esta debe ser tomada de un tanque
cuyo volumen es conocido, de tal manera que la
cantidad de agua tomada de ese tanque deberá
ser igual a la ganancia en el sistema activo. Si el
incremento resulta ser mayor, es posible que el pozo
esté en surgencia. El responsable del control del
volumen del sistema debe ser informado cada vez
que se agregue o transfiera fluido en los taques.
Otras causas que provocan una densidad
incorrecta del fluido son, cambiar el fluido actual
del pozo por fluidos de fractura o trabajos de
acidificación, desplazamiento de tapones de gran
volumen, o también el cambio por fluidos de
terminación, completación o de empaque.
Probablemente la causa más común de las
surgencias resulta de las maniobras sacando tubos
fuera del pozo. Muchos factores intervienen durante
una maniobra. Simplemente considere que no se
tiene un peso de fluido adecuado para mantener las
presiones de formación, o la presión fue reducida
en el pozo durante la maniobra permitiendo que
el pozo fluya.
Bajo condiciones normales si la circulación
puede ser detenida antes de la maniobra sin
tomar un influjo, entonces no debería ocurrir una
surgencia durante la maniobra. Un factor que a
menudo no es tomado en cuenta es la fuerza de
fricción ejercida contra la formación por el fluido
durante su circulación. Esta fuerza es llamada de
pérdida de carga anular (∆PL), y podría representar
una densidad equivalente de circulación (ECD) en
exceso de más de 1 ppg (120 kg/m³) de material
densificante. Una vez que las bombas han sido
detenidas, la pérdida de presión por circulación
desaparece y la presión en el fondo del pozo se
reduce a la presión hidrostática de la columna de
fluido en el anular. Esta reducción en la presión
de fondo podría permitir que el pozo comience
a surgir.
Antes de iniciar una maniobra, siempre se debe
observar el pozo para ver si está fluyendo después de
haber detenido las bombas. La política de algunas
empresas puede indicar un tiempo de observación
de 5 a 30 minutos. Este tiempo es bien gastado si
puede prevenirse una surgencia y las complicaciones
que de ella pudieran surgir.
Si se tomó el tiempo adecuado para observar
y asegurarse que el pozo no está fluyendo, y luego
hay una surgencia durante la maniobra, se asume
que algo que ocurrió durante la maniobra de sacada
provocó la surgencia. La gran mayoría de estas
surgencias son debido al pistoneo / compresión.
Toda vez que se mueven tubos a través de
fluido, aparecen las fuerzas de pistoneo (swab) y
compresión (surge). La dirección en que se mueve
la tubería dicta cuál es la fuerza dominante, el
pistoneo o la compresión. Cuando la tubería viaja
ascensionalmente, (por ejemplo una maniobra para
sacar la columna del pozo) la presión de pistoneo
predomina. El fluido no llega a deslizarse para abajo
entre la tubería y la pared del pozo tan rápido
como la tubería esta siendo extraída. Por tanto una
reducción de presión es creada debajo de la tubería
permitiendo que fluido de formación alimente este
vacío hasta que la falta de presión pare. Esto se
llama pistoneo. Si es pistoneado suficiente fluido de
formación, podrá aligerar la columna hidrostática
lo suficiente para que el pozo comience a surgir. La
analogía del pistoneo con un embolo de una jeringa
ilustra este concepto.
Las presiones de compresión también están
presentes cuando la tubería es maniobrada para
sacarla del pozo, pero generalmente su efecto es
mínimo. El fluido que está alrededor de la tubería
(especialmente encima del conjunto de fondo) debe
salir del camino moviéndose hacia arriba alrededor
de la tubería y para arriba del pozo. Si la tubería
se mueve muy rápido, no todo el fluido puede salir
del camino. Esto puede ocasionar un aumento de
presión, llevando a pérdidas de fluido y pérdida de
columna hidrostática. En la maniobra de sacada,
tres cosas afectan a la compresión y el pistoneo: el
espacio entre tubería y pozo, las propiedades del
fluido y la velocidad de movimiento de la tubería.
Antes de iniciar
una maniobra,
observe el pozo
con cuidado para
asegurarse que no
está fluyendo
cuando las
bombas han sido
detenidas.
LLENADO DEFICIENTE EN
MANIOBRAS
PISTONEO Y COMPRESION
37. CAPÍTULO 2
2-14
Uno de los factores más importantes en la
generación del pistoneo es el espaciamiento entre la
tubería (tubing, tubos de perforación, portamechas,
estabilizadores u otras herramientas) con la pared
del pozo (abierto o revestido). Cuanto menor el
espaciamiento, mayor la restricción que el fluido
encontrará para fluir. Los pozos con zonas angostas,
formaciones hinchables, formaciones desmoronables,
o pozos propicios al embolamiento de las
herramientas disminuyen el espaciamiento
aumentando la posibilidad de pistonear una
surgencia. Como generalmente no es factible
controlar estos factores, prácticas apropiadas durante
las maniobras, tales como la reducción de la
velocidad de la maniobra, minimizan la posibilidad
de pistonear un influjo hacia el pozo. Los factores
que complican reduciendo el espaciamiento son las
que originan una restricción entre el la columna y
las paredes del pozo, tales como las formaciones que
se hinchan, casing colapsado, el embolamiento de
la broca. Estos problemas no son reconocidos sino
hasta que ya es demasiado tarde. Se debe tener en
cuenta que el espaciamiento entre la columna y
la pared del pozo podría ser menor de lo que se
piensa. Esto aumenta la posibilidad de pistonear un
influjo o de crear compresión en el pozo.
SAL Y FORMACIONES HINCHABLES
Algunos ejemplos de problemas con el
espaciamiento en las formaciones son la sal y el
hinchamiento. La sal es plástica. Dependiendo de
la presión que se le impone, el espaciamiento en
el pozo puede reducirse una vez que las bombas
han sido detenidas (la pérdida de la presión de
circulación y la presión lateral en las paredes del
pozo). Se sabe que la sal se cierra alrededor de
la columna dejando un espaciamiento justo lo
suficiente para circular. Además, las arcillas se
hinchan cuando son expuestas al agua, estrechando
el espaciamiento entre la columna y la pared del
pozo, aumentando las posibilidades de pistonear
el pozo. Con un espaciamiento reducido durante
las maniobra de extracción, los estabilizadores y el
conjunto de fondo pueden pegarse o causar un
pistoneo severo.
EMBOLAMIENTO
El embolamiento se refiere a los materiales
(baritina, fluido, materiales de la formación, revoque
de lodo) recolectados alrededor de la broca, los
estabilizadores, uniones de tubos, o cualquier parte de la
columna. Esta recolección aumenta el diámetro externo
efectivo, a tal punto que reduce el espaciamiento entre
la columna y la pared del pozo. A medida que el
espaciamiento se estrecha, este problema puede ser
observado como un incremento en el torque (mayor
contacto de la columna embolada con las paredes
del pozo) y/o un aumento en el peso al levantar
por el arrastre debido al contacto con el pozo y al
levantar la columna de lodo.
LEVANTANDO HASTA EL ZAPATO
Es una vergüenza que algunos perforadores
aprendan de la manera más dura el doble riesgo
asociado con los zapatos del casing. Primero, hay
la posibilidad de que un estabilizador u otra
herramienta se enganchen en el zapato del casing,
lo que puede resultar en un daño al equipo, que
se parta la columna, o levantar el zapato y que
la columna quede aprisionada. Segundo, hay una
reducción del espaciamiento en la medida que
el conjunto de fondo es introducido dentro del
casing. Las complicaciones con el espaciamiento
pueden ocurrir también cuando cualquier parte de
la columna, o del conjunto de fondo se embolan.
EJEMPLO:
Se asume que el casing está en calibre, pero el
pozoabiertopodríatenerunfactordeensanchamiento
que oscila entre 5% a 150%. Por ejemplo, el
diámetro interno del casing es 8.835” (224.41 mm)
y se están levantando estabilizadores de 8 1⁄2”
(215.9 mm) que están embolados hasta un diámetro
externo de 10 1⁄2” (266.7 mm). Una vez que los
estabilizadores embolados entren al zapato del casing,
el exceso de lodo alrededor de los estabilizadores se
cortará. Ahora los estabilizadores, embolados con
recortes y lodo, tendrán un diámetro externo que es
aproximadamente igual al diámetro interior del casing.
Esto es lo mismo que meter un pistón dentro del casing.
Antes de comenzar a levantar la columna del
fondo, los perforadores deben calcular el número de
pies o de tiros de columna que han sido extraídos
antes de que el conjunto de fondo entre en el
zapato del casing. Siempre reducir la velocidad de la
maniobra al entrar al casing y mantenerse atentos y
siempre llevar un control muy estricto del llenado
del pozo.
El pistoneo puede
ocurrir si la col-
umna es sacada
de un pozo más
rápido de lo que
el fluido cae
debajo de ella.
ESPACIAMIENTO
OTROS FACTORES QUE
AFECTAN EL ESPACIAMIENTO
38. PRINCIPIOS BÁSICOS DE LAS SURGENCIAS
2-15
ANGULO DEL POZO Y PATAS DE PERRO
Cuando se maniobra a través de pozos desviados
y zonas de patas de perro, recuerde que el conjunto
de fondo es arrastrado contra el lado superior
del agujero. Esto puede dar como resultado que la
columna o el BHA levanten residuos (embolamiento)
e se reduzca el espaciamiento. iento
dificulta que el fluido resbale para abajo alrededor
del conjunto de fondo. Durante las operaciones de
perforación, los recortes tienden a caer o mantenerse
en el lado inferior del agujero desviado y de la patas
de perro, reduciendo el diámetro interno haciendo
más difícil la maniobra de extracción.
LONGITUD DEL CONJUNTO DE FONDO
Cuanto más largo el tramo de espaciamiento
reducido, mayor la posibilidad de pistonear. Es
razonable que 500 pies (152.4 m) de portamechas
no tendrán el mismo efecto de pistoneo que 1000
pies (304.8 m) de portamechas.
NÚMERO DE ESTABILIZADORES
Como en el caso anterior, un conjunto de fondo
tipo péndulo con un estabilizador no pistoneará
tanto como un conjunto de fondo empacado con
varios estabilizadores. A medida que el número
de estabilizadores aumenta, también aumenta las
posibilidades de embolamiento y pistoneo.
HERRAMIENTAS DE FONDO
Se debe tener cuidado adicional cuando se
extraen herramientas de fondo que crean pequeños
espaciamientos. Cuanto más ancho el diámetro
externo de la herramienta, mayor la posibilidad de
pistonear. En las operaciones en pozo abierto puede
resultar un severo embolamiento. Los efectos de
pistonear son mínimos cuando se extrae herramientas
de pequeño diámetro tales como guías para pesca,
o tubos de pequeño diámetro con la punta abierta,
debido a que el espaciamiento es mayor.
Como el pistoneo depende del levantamiento
y flujo de fluido de donde estaba antes que la
columna se haya movido, las propiedades del fluido
son críticas. La siguientes propiedades del fluido
son importantes: Viscosidad, resistencia de gel,
densidad y filtrado.
VISCOSIDAD
La viscosidad, o facilidad del fluido para fluir,
es probablemente el más critico de todos los factores
en el pistoneo. Si el fluido es viscoso, tendrá
dificultad para resbalar hacia abajo cuando la
columna es sacada. Cuando la viscosidad del fluido
es alta, se deben usar velocidades lentas de extracción
para permitir que el fluido resbale alrededor de los
espaciamientos pequeños. Haciendo las maniobras
lentamente, de acuerdo con lo calculado, se producirá
una pérdida mínima en la presión de fondo. Esto
reduce la posibilidad de pistonear el pozo o que
entre en surgencia. La viscosidad de embudo debe
ser verificada con la finalidad de determinar si
el fluido está o no en buenas condiciones para
iniciar la maniobra. Si el pozo y /o el fluido tiene
problemas, podrá ser necesario acondicionar el lodo
en el pozo antes de iniciar la maniobra.
RESISTENCIA DE GELES
La resistencia de geles es la atracción entre las
partículas de sólidos. Una fuerte atracción produce
una resistencia al inicio del flujo desde condiciones
estáticas e incrementa la presión de pistoneo. Si el
fluido tiene una resistencia de geles progresiva, el
movimiento ascensional de los tubos puede producir
también presiones de compresión en dirección asc-
ensional. Estas presiones pueden causar que zonas
débiles tomen fluido, disminuyendo la columna hidr-
ostática y contribuyendo al mecanismo de la surgencia.
DENSIDAD
Si la densidad del lodo es muy alta y causa
filtración o perdida de fluido hacia la formación,
podrá empujar en forma efectiva la columna contra
la pared del pozo. Los recortes, el revoque, y otros
residuos pueden ser recogidos por los estabilizadores
u otras herramientas de fondo de pozo. Esto
podría reducir el espaciamiento y crear el efecto del
pistoneo. Cuando la densidad del lodo es muy baja,
las herramientas de fondo tienden a rascar los lados
de la pared del pozo debido al hinchamiento de
la formación. Pueden recoger residuos y reducir el
espaciamiento. En algunos casos si el sobrebalance
es alto el potencial de pistoneo se reduce.
FILTRADO
Una de las ventajas de los lodos de alto filtrado
es la alta velocidad de penetración. Las desventajas
son los problemas de pegamiento debido al revoque
grueso, pegajoso, que reduce el diámetro interior del
pozo lo que aumenta la posibilidad de pistoneo.
Fluidos con geles
de alta resistencia
aumentan la
posiblidad de
pistoneo en las
maniobras.
PROPIEDADES DEL FLUIDO
