Manual Control de Surgencias 2006

8/11/2019 Manual Control de Surgencias 2006

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PRCTICAS

de

CONTROL de SURGENCIAS

Tercera Edicin

IR AL NDICEPor Jim Fitzpatrick

Editado por Ron Baker

Publicado porPETROLEUM EXTENSION SERVICE

Divisin de Educacin ContinuaUniversidad de Texas en Austin

1991


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Traduccin al espaol expresamenteautorizada a la Escuela Argentina de Controlde Surgencias.Ttulo original: Practical Well ControlThird EditionPETEX (Petroleum Extension Sevice)Universidad de Texas AustinU.S.A.Mendoza, Argentina 1996

Este manual o partes del mismo no pueden ser reproducidos en ninguna forma sin permiso de Petroleum Extension Service, TheUniversity of Texas ata Austin y la Escuela Argentina de Control de Surgencias. Facultad de Ingeniera U.N.C. Mendoza,Argentina.


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Escuela Argentina de Control de Surgencia Mendoza - Argentina

IV

ILUSTRACIONES

1. No puede existir una presin mayor que la normal si la capa aflora a la superficie ............... ............... ..32. La geometra del pozo no afecta a la presin hidrosttica. ................... ................... ................... .............43. Estando el pozo perforado direccionalmente, la profundidad vertical verdadera es

distinta de la profundidad medida ............................................................................................................64. Las prdidas de presin anular son ms altas cuando el flujo de lodo es laminar, menores

cuando el flujo de lodo es turbulento. .................. .................. ................... .................. ................... ...........65. Del mismo modo en que el nivel de lquido de un cilindro cae cuando se quita una

varilla de acero, as cae el nivel de lodo en el pozo a medida que se quite el sondeo de l ................. ....136. Un dispositivo que indica el nivel de pileta muestra una ganancia o prdida en el

volumen de la pileta .................................................................................................................................187. El filtrado de lodo controlado por contenido de cloruro o salinidad ........................................................21

8.

Tomgrafo desarrollado por Jorden y Shirley para determinar rpidamente el exponente d ................. .239. Con el sondeo y el espacio anular llenos de lodo con presin hidrosttica mayor que la presin de la formacin, las bombas detenidas y el pozo cerrado, no aparece presinen los manmetros del sondeo y del casing. .............. ................. .................. ................. ................. .........34

10. A causa de los fluidos de surgencia ms livianos en el espacio anular, la presin de cierredel casing es ms alta que la presin de cierre del sondeo .......................................................................34

11. Cuando el lodo se est circulando, la presin de la bomba se indica en el manmetro delstandpipe o del sondeo. La presin del casing, o del anular se lee cero porque toda la

presin de la bomba se gasta a medida que se circula el lodo ................. ................. .................. ..............3412. Estimacin de la Resistencia de la Formacin en la zona de la Costa del Golfo de Louisiana ...............5613. Prdida de presin por gelificacin del lodo versus miles de pies de sondeo de 5 pulgadas

y 19,5 libras por pie ..................................................................................................................................5714. Tpico grfico de ensayo de admisin.......................................................................................................5915. Si el trabajo de cementacin fue pobre, la presin se cae mucho antes llegar a la presin

de admisin anticipada..............................................................................................................................6016. Planilla de ahogue de pozos, mtodo del perforador ................ ................... ................... ................... .......6617. Cuando se conocen la PIC y la PFC, se puede trazar un grfico para la correcta presin de sondeo.......6918. Tpica planilla de ahogue de pozo para el mtodo de Esperar y Densificar ................... ................... .......7119. Una lnea recta conecta la PIC y la PFC en el mtodo esperar y densificar. .................. ................. ........7220. La PCS cae aproximadamente 30 psi por cada divisin del grfico entre la PIC y la

PFC en el mtodo esperar y densificar......................................................................................................7221. La cantidad total de emboladas de la superficie al trpano (EST) es 800, por lo tanto la primer

divisin luego del cero tendr un valor de 80, la segunda 160, la tercera 240 y as sucesivamentehasta alcanzar el total de 800, en el mtodo de esperar y densificar 73

22. El tiempo total desde la superficie al trpano (TST) es de 50 min., por lo tanto la primer divisinluego del cero tendr el valor 5, la segunda 10, la tercera 15 hasta que se alcanza el total de 50,en el mtodo esperar y densificar .............................................................................................................73

23. Planilla de ahogue de pozo para el mtodo de esperar y densificar..........................................................7424. Planilla de ahogue de pozo para el mtodo concurrente ................. ................... .................... ................. ..7525. Planilla de ahogue de pozo para el mtodo concurrente ..........................................................................7626. Normalmente una vlvula flotadora se instala en un sustituto especial por encima del trpano ..............8827. Una vlvula reguladora de presin en posicin de venteo permite que una conexin pase

fcilmente el preventor..............................................................................................................................8928. Si se monta un cilindro acumulador cerca del anular permitir el ingreso de fluido

y facilita la maniobras bajo presin ................. .................. ................. .................. .................. ..................9029. Unidad Snubb ...........................................................................................................................................9430. Unidad Snubbing hidrulica .....................................................................................................................95


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V

31. Jet de perforacin......................................................................................................................................11232. Procedimientos de empaquetamiento de grava para control de arena .................. .................. ................. .11533. Pozo desviado lateralmente ................... ................. ................. .................. .................. ................. ............ 11734. Equipamiento en una terminacin de doble zona. ................ .................. ................. ................... .............. 11835. Paquer hidrulico de accionamiento dual ................ ................. ................. .................. ................. ............ 11936. Cabezal de terminacin dual.....................................................................................................................12037. Un desviador. Cuando est cerrado, los fluidos del pozo fluyen por una de las dos tuberas

de venteo de gran dimetro. .....................................................................................................................12638. API RP53, Seccin 7-B ................. ................. .................. ................. ................. .................. .................. ..12839. Sistema de control de BOP submarina......................................................................................................13340. Disposiciones de BOP como ejemplo de la API RP 53 ...........................................................................14041. BOP anular instalada en un equipo de superficie .................. ................... ................... ................... ..........14142. BOP anular Hydril GX ................. ................. .................. .................. .................. ................. .................. ..14243. BOP anular esfrica Shaffer ................. .................. ................. .................. .................. .................... .........14244. BOP anular Cameron ...............................................................................................................................14345. Cabeza Rotativa .......................................................................................................................................14446. BOP esclusas ................ ................... ................. .................. .................. ................. .................. ................. 14447. Esclusas parcial, ciega y de corte..............................................................................................................14548. Las esclusas de dimetro variable estn diseadas para cerrar en varios tamaos de caera ................. 14649. Dispositivos de trabas de las esclusas Cameron y NL-Shaffer a control remoto......................................14650. Vlvula del vstago de tipo bola...............................................................................................................14751. Vlvula cnica. ........................................................................................................................................14752. Vlvula flotadora que utiliza una charnela a resorte.................................................................................15853. Vlvula de control tipo bombeable...........................................................................................................15854. Estrangulador Cameron activado hidrulicamente ................. ................. .................. ................. .............. 15955. Panel de control del estrangulador Cameron .................. ................... .................. ................. .................... 159

56. Dos platos de carburo de tungsteno con orificios en forma de medialuna forman unaabertura para el flujo de lodo en el estrangulador Super Swaco...............................................................150

57. Panel de control del estrangulador Swaco .................. ................. .................. .................. ................... ......15058. Unidad acumuladora de la bomba para la operacin de prevencin.........................................................15159. Botella acumuladora de 3.000 psi.............................................................................................................15160. Indicador de nivel de pileta. Los flotadores en cada pileta transmiten las variaciones del

nivel a una consola y a un registrador.......................................................................................................15661. Cuenta emboladas de bomba y sensor de flujo de lodo. ............... ................. ................. ................. .........15762. Disposicin del tanque de maniobras de flujo gravitatorio.......................................................................15763. Separador lodo-gas y el equipamiento correspondiente ................. .................. ................. ................. ......15864. Instalacin de un desgasificador de vaco.................................................................................................15965. Desgasificador de fuerza centrfuga..........................................................................................................160

66. Desgasificador de bomba centrfuga y vaco .................. .................. ................... ................. .................... 161


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TABLAS

1. Efecto de Varios Problemas en las Presiones, Peso, Nivel de Piletas y EPM...........................................862. Tapones de baritina ............... .................. ................. ................. ................. .................. .................. ...........973. Rangos de Densidad de Fluido..................................................................................................................1084. Punto de Cristalizacin de las Salmueras..................................................................................................1095. Medidas de Casing y Tubing en Teminacin Multizona ................ ................... .................. ................... ..1186. Terminacin Mltiple sin Tubing ................. .................. ................ .................. .................. .................... ..1217. Volmenes de Fluidos Almacenados y Utilizados por el acumulador......................................................152


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VII

PREFACIO

De los muchos problemas enfrentados por aquellos que perforan pozos, uno de los msimportantes es el control de pozos. Es de especial importancia actualmente debido al nfasis en la

perforacin offshore y perforacin profunda y al incremento en la concientizacin de la necesidad de prevenir accidentes del personal y dao al medio ambiente. El entrenamiento tcnico intensivo juegaun rol importante en el xito del control de pozos, porque una cuadrilla de perforacin que conoce yentiende los principios y procedimientos tcnicos, es una cuadrilla que es menos probable queexperimente una explosin de pozo fuera de control.

Este manual se presenta con la visin de que el entrenamiento es vital en el control de pozos. Suintencin es que sea un entrenamiento de apoyo para el personal comprometido con el control de

pozos (perforadores, maquinistas, representantes de la compaa, ingenieros de perforacin ocualquiera cuyo trabajo lo o la lleve directamente a una locacin de equipo perforadote. El libro

presenta un acercamiento prctico al control de pozos en aquello que enfatiza las cosas que unacuadrilla debera saber y ser capaz de hacer de manera de controlar un pozo. Adems es el libro detexto bsico usado por aquellos que realizan cursos de control de pozos conducidos por PetroleumExtension Service (PETEX). Los cursos de control de pozos de PETEX se ofrecen en principio a laindustria para ayudar a proveer conocimientos tcnicos y habilidades necesarias para que el personalde perforacin alcance ciertos estndares.

La edicin original de este manual fue comisionada por Hill Butler de Simtran Corporation yfue escrita por Bill Rehm, una reconocida autoridad en control de pozos. La segunda edicin fueautora de Jim Fitzpatrick, quin dicta los cursos de control de pozos de PETEX. Fitzpatrickactualiz, reorganiz y agreg ms texto a tcnicas actuales de control de pozos para operaciones de

perforacin en tierra y offshore. La tercera edicin tiene informacin adicional y actualizacionessobre normas y reglamentaciones federales referentes a la industria del petrleo.

Se debe extender el agradecimiento a aquellos en la industria del petrleo quienesdesinteresadamente revisaron el material y prestaron apoyo para el esfuerzo de actualizacin. En

particular, Paul Sonnemann, el gerente de entrenamiento de SEDCO/FOREX Schlumberger, debe serreconocido por su extensa revisin del texto y tantos comentarios plenos de ayuda.

El excelente trabajo del staff de PETEX debe ser reconocido tambin, porque sin la dedicacinde los escritores, editores, tipistas y dems personas del staff de produccin, este manual no podrahaber sido revidado.

A pesar del aporte recibido de muchos individuos de la industria del petrleo, PETEX esnicamente responsable por en contenido del manual. Mientras todo esfuerzo fue realizado paraasegurar su exactitud, la intencin del manual es ser una ayuda de entrenamiento, y nada en l debeconsiderarse aprobacin o desaprobacin de cualquier producto o prctica especfica.

Ron Baker, DirectorPetroleum Extension Service.


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Captulo 1

CONCEPTOS DE PRESIN


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Captulo 1. Conceptos de presin.

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1CONCEPTOS DE PRESIN

____________________________________En control de surgencias, las dos presiones de inters fundamental son la presin de la formacin y la

presin hidrosttica. La presin de la formacin es la fuerza ejercida por los fluidos de una formacin. Semide a la profundidad de la formacin con el pozo cerrado. Es tambin llamada presin del reservorio, odado que se mide comnmente en el fondo del pozo con el pozo cerrado, presin de cierre de fondo de pozo.

La presinhidrosttica es la fuerza ejercida en el pozo debida al fluido de perforacin. Si la presin deformacin es mayor que la presin hidrosttica, los fluidos de la formacin pueden entrar al pozo. Si estosucede, estar ocurriendo una surgencia. Puede ocurrir un descontrol si no se acta rpidamente paracontrolar la surgencia o ahogar el pozo. Para controlar un pozo se debe mantener un adecuado equilibrioentre la presin de formacin y la presin hidrosttica; y sta ltima debera ser igual o ligeramente msalta que la presin de formacin.

EL ORIGEN DE LA PRESIN DEFORMACIN

Una teora generalmente aceptada, sobre elorigen de las presiones de las formaciones pordebajo de la superficie, se relaciona con los procesos de formacin de las cuencassedimentarias. A medida que se depositan unascapas de sedimentos sobre otras, aumenta la presin de sobrecarga en las que se depositaronen un primer momento, ocurriendo as lacompactacin. La presin de sobrecarga es la presin ejercida a cualquier profundidad por el

peso de los sedimentos o rocas y por el peso delos fluidos que llenan los espacios porales de laroca. Generalmente se considera que la presinde sobrecarga es 1 libra (lb) por pulgadacuadrada por pie (psi/pie). Puede variar endiferentes zonas debido a que el espacio poral yla densidad de la roca vara de un lugar a otro.As mismo, cuando aumenta la sobrecarca, habrms compactacin y disminuye la porosidad de

la roca. A medida que aumenta esta presin se produce la compactacin y decrece la porosidadde la capa de roca.

AFLORAMIENTO

SUPERFICIE

CAPAPERMEABLE

Figura 1. No puede existir una presin mayor que la normal si la capa aflora a la superficie.


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Debido a la compactacin, cualquier fluidoque se encuentre presente en la formacin esimpulsado hacia capas permeables, tales comolas areniscas. Si esta capa es continua yeventualmente emerge a la superficie no puedengenerarse presiones ms altas que las normales(fig 1). Sin embargo, si el fluido de una capa esentrampado por causa de una falla u otraanomala, se pueden producir presiones ms altasque las normales; en este caso estamos en presencia de una capa sobrepresurizada. Estas presiones puede ser resultado de diferentescondiciones geolgicas.

En algunos casos, los mismos procesos queentrampan los hidrocarburos pueden ocasionaruna presin ms alta que lo normal. Ejemplos de

tales procesos geolgicos son las fallas, lasgrandes estructuras, los lechos esquistos masivos,los lechos masivos de sal y las arenas cargadas.

Fallas Normalmente la presin de formacin

aumenta con la profundidad, pero si las rocas profundas se han quebrado pueden tener presiones ms altas que las normales. La falla puede atrapar los fluidos en la formacin y permitir que se desarrolle una presinanormalmente alta.

Dado que una falla es una rotura sbita enuna formacin, cuando se perfora una formacinfallada, es posible encontrarse con una zonasobrepresurizada, pasando desde una presinnormal a una presin anormalmente alta en un

intervalo de tiempo muy corto. Por lo tanto,cuando se perforan este tipo de zonas, el personaldebe estar alerta a la posibilidad de encontrar presiones anormalmente altas, con muy pocaadvertencia. Las altas presiones que aparecen adiferentes profundidades en el campo del LagoArthur en el Sur de Luisiana son el resultado deuna estructura altamente fallada. En perforaciones prximas a domos salinos suelenencontrarse altas presiones como consecuenciade fallas locales alrededor del domo. Tambin pueden encontrarse altas presiones relacionadascon fallas en reas montaosas.

Las grandes estructurasCualquier estructura tal como un anticlinal o

un domo pueden tener presiones anormalmentealtas por encima del contacto gas-agua o petrleo-agua en la zona del petrleo o del gas, porque los hidrocarburos son menos densos queel agua. Si el anticlinal o el domo es grande, las presiones anormales pueden ser bastantes altas.Frecuentemente se perfora en estructuras talescomo anticlinales y domos ya que en muchasocasiones sirven como trampas para loshidrocarburos. Por tanto, en tales situaciones, el personal de perforacin debe estar alerta a la posibilidad de presiones anormalmente altas.

Se pueden esperar presiones altas al perforaren los lechos del reservorio de cualquierestructura (comnmente arenisca, piedra caliza odolomita).

PROFUNDIDAD(h)

Figura 2. La geometra del pozo no afecta a la presin hidrosttica. La presin en el fondo es la presin esttica. La presinejercida en el fondo es la misma para todos los contenedores porque la densidad del fluido y la profundidad son las mismas.


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Las presiones altas que se experimentaron enlas primeras pocas en los campos del este deTexas surgieron de una estructura anticlinal.Dado que frecuentemente las grandes estructurasson perforadas primero por el grupo de perforacin de exploracin, stos deberan serconcientes de la posibilidad de encontrarse conaltas presiones.

Los Lechos de Esquistos MasivosEn las zonas de transicin (formaciones en

las que la presin comienza a diferir de lanormal) y dentro de lechos esquistos masivos puede desarrollarse presin anormalmente altadebido a que la pizarra gruesa o esquistoimpermeable restringe el movimiento del fluido.

Como los sedimentos yacen sobre lasuperficie y luego se hunden a mayor profundidad, stos soportarn el peso de lasobrecarga considerable. Los fluidos atrapadosdentro de la pizarra o esquisto no pueden escaparlo suficientemente rpido y tambin soportan el peso de la sobrecarga. Estos lquidos confinadosestarn bajo una presin ms alta que la normaldebido a la profundidad.

Por lo tanto, cuando se encuentran pizarrasgruesas, se debe esperar que la presin aumenteanormalmente con la profundidad. La presinrelacionada a la pizarra puede darse a cualquier profundidad, desde cerca de la superficie hastauna gran profundidad. Las presiones altas en laCosta del Golfo (US), en el Mar del Norte, en elMar del Sur de China y en otras cuencas profundas del mundo estn frecuentementerelacionadas a lechos de esquistos masivos.

Lechos Salinos MasivosDado que los lechos de sal son plsticos,

stos transmiten todo el peso de la sobrecarga ala roca de abajo. Por lo tanto, debera esperarseuna alta presin en y debajo de los lechos salinosgruesos. Sin embargo, no se encuentrancomnmente altas presiones en los lechos de salerrticos y delgados. Los lechos de sal plsticagruesa ocasionan presiones altas en el MedioOriente en formaciones por debajo de la salina deFarrs y en los Estados Unidos en lechos pordebajo de la salina de Louann. Las presiones enla salina de Zechstein en el Mar del Norte y enAlemania del Norte tambin se relacionan con elmismo fenmeno. Para controlar las presiones enel lecho y por debajo del lecho masivo salino puede ser necesario un lodo con densidades entre16 libras por galn (ppg) y 19 ppg.

Las Arenas CargadasSe puede encontrar una presin de formacin

anormalmente alta en arenas relativamentesomeras que han sido cargadas por un descontrolsubterrneo. Cuando un pozo se cierra por unasurgencia que se origina en una zona ms profunda que la arena, sta puede resultarcargada. Entonces, la presin de la zona inferioringresa al pozo y escapa en la arena superior. Enconsecuencia, la arena superior resultasobrepresionada por los fluidos de la zonainferior. Luego, cuando se perfora otro pozo en laesa zona, la cuadrilla de perforacin puede estardesprevenida cuando la arena cargada surge.

PRESIN HIDROSTTICAEl trmino hidrosttico deriva de hydra,

que significa agua o lquido, yesttica , quesignifica en reposo. Ambos, el fluido de laformacin y el fluido en el pozo estn bajo presin hidrosttica, pero en la mayora de lasdiscusiones de control de pozos, la presin deformacin se refiere a la presin del fluido en laformacin y la presin hidrosttica se refiere a la presin de fluido de perforacin en el pozo. La presin hidrosttica aumenta proporcionalmentecon la densidad del fluido y con la profundidad

del pozo. La geometra del pozo (el dimetro y laforma de la columna de fluido) no tiene efecto enla presin hidrosttica (fig. 2). En el pozo, la presin hidrosttica es el resultado de la densidaddel fluido de perforacin y de la profundidadvertical real o verdadera (h) de la columna defluido.

La profundidad vertical real es la longitud deuna lnea vertical recta desde la superficie alfondo del pozo. La profundidad medida o total esla longitud del pozo medida siguiendo el cursoreal del pozo. Por lo tanto, la profundidadvertical real y la profundidad medida puedendiferir, especialmente en pozos perforadosdireccionalmente (fig. 3). Cuando se deseaencontrar la presin hidrosttica, se debe usar la profundidad vertical real.

Matemticamente, la presin hidrosttica se puede calcular como:

Ph = C x dL x h (Ec. 1)donde

Ph = presin hidrosttica en psi

C = constante (el valor depende de la unidadusada para expresar la densidad del lodo)


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dL = densidad del lodo en ppg u otrasunidades

h = profundidad vertical verdadera o real en pie (pies)

La densidad del lodo puede expresarse en ppg, libras por pie cbico (pcf), gravedadespecfica u otras unidades. En los EstadosUnidos, la densidad del lodo se expresacomnmente en ppg, excepto sobre la CostaPacfica donde se expresa comnmente en pcf. Sila densidad del lodo se mide en ppg, el valor deC en la ecuacin 1 es 0,052. Si el peso del lodose mide en pcf, el valor de C en la ecuacin 1 es0,00694.

Figura 3. Estando el pozo perforado direccionalmente, la profundidad vertical verdadera es distinta de la profundidad medida.

Ejemplo: Encontrar la presin hidrosttica enun pozo si la densidad de lodo es 12 ppg y la profundidad vertical real (h) es 11 325 pie.

Ph = 0,052 x 12 x 11 325

= 7 066,8Ph = 7 067 psi.

Si la densidad del lodo es 90 pcf y la h es 11 325 pie, el clculo de la presin hidrosttica ser:

Ph = 0,00694 x 90 x 11 325= 7 073,6

Ph = 7 074 psi.

Constante de la Densidad del Lodo

Cuando la densidad del lodo se mide en ppg,el valor de la constante C = 0,052, deriva de que

1 pie cbico (pie3) contiene 7,48 galones U.S.(gal).

Si un recipiente sin peso que mide 1 pie decada lado se llena con una sustancia que pesa 1 ppg, la sustancia ocupa 1 pie3, 7,48 gal y pesa7,48 lb, porque 7,48 gal x 1 ppg = 7,48 lb. Paraencontrar la presin en psi ejercida sobre elfondo del recipiente, 7,48 lb se divide por 144 pulgadas cuadradas (in2), porque 144 in2 estncontenidas en 1 pie cuadrado (pie2). Dado que7,48 / 144 = 0,05194, 0,052, una columna delquido de 1 pie de alto y densidad de 1 ppgejerce 0,052 psi sobre el fondo.

Cuando la densidad del lodo se mide en pcf,el valor de C, que es 0,00694, tambin deriva deque un recipiente sin peso que mide 1 pie sobre

cada lado contiene 1 pie3

. Si el recipiente se llenade una sustancia que pesa 1 lb, entonces lasustancia tiene una densidad de 1 pcf. Paraencontrar la presin en psi ejercida sobre elfondo del recipiente, 1 lb se divide por 144 in2, porque 144 in2 estn contenidas en 1 pie2. Dadoque 1 / 144 es igual a 0,006944, 0,00694, unacolumna de lquido de 1 pie de alto y de densidadde 1 pcf ejerce 0,006594 psi sobre el fondo.

Gradiente de LodoLa presin hidrosttica tambin se puede

calcular multiplicando el gradiente de presin delfluido por la h. El gradiente de presin, o dellodo , es la cantidad de cambio de la presin conla profundidad. Se obtiene al multiplicar ladensidad del lodo en ppg por la constante 0,052:

Glodo = dL x C (Ec. 2)donde:

Glodo = gradiente del lodo, psi/piedL = densidad del lodo, ppg

C = constante (el valor depende de launidad usada para expresar ladensidad del lodo)

Por ejemplo: el gradiente de un lodo con unadensidad de 12 ppg ser:

Glodo = 12 x 0,052Glodo = 0,624 psi/pie

Entonces, en la ecuacin 1, se puede reemplazarla densidad del lodo y la constante C por elgradiente del lodo:

Ph = Glodo x h (Ec. 3)donde


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Ph = presin hidrosttica en psiGlodo = gradiente del lodo, psi/pieh = profundidad vertical verdadera, pie

(pies)

El problema del ejemplo en donde la densidaddel lodo es 12 ppg y la h es 11.325 pie se puederesolver usando la ecuacin 3:

Ph = 0,624 x 11 325Ph = 7 067 psi.

Si se conoce el gradiente del lodo, entonces se puede calcular la densidad del lodo al transponerlos trminos de la ecuacin 2:

dL = Glodo 0,052 (Ec. 4)donde

dL = densidad del lodo, ppgGlodo = gradiente del lodo, psi/pie

Por ejemplo: para encontrar la densidad del lodocuando el gradiente del lodo es 0,936 psi/pie:

dL = 0,936 / 0,052dL = 18 ppg.

PRDIDA DE PRESIN ANULAREn las operaciones de control de pozos sedebe tener en cuenta la presin perdida en elanular (Ppa), que es la presin que necesita la bomba para mover el lodo hacia arriba por elanular. Aunque esta presin generalmente esmenor a 200 psi, a velocidades reducidas de bomba, usadas para ahogar un pozo, es muysignificativa, ya que contribuye a la contra- presin en el fondo del pozo. Debido a esto, seincrementa la presin del fondo del pozo. Esdecir, cuando se est circulando el lodo, la presin del fondo del pozo equilibra la presinhidrosttica ms la presin requerida para moverel lodo hacia arriba por el anular. Existe prdidade presin en el anular solo cuando se estcirculando lodo y acta por la friccin que seopone al flujo de lquido por el anular. Cuando la bomba se detiene, la prdida de presin en elanular desaparece. Sin embargo, cuando el lodo

se mueve hacia arriba por el pozo, se debensuperar las prdidas producidas por la friccindel lodo contra la caera de perforacin y las paredes del pozo ms la resistencia del lodo afluir.

DENSIDAD EQUIVALENTE DECIRCUALCIN

Otra manera de observar el aumento de presin del fondo del pozo causado por las prdidas por friccin en el anular est entrminos de densidad equivalente de circulacin.La densidad equivalente de circulacin es unacombinacin de la densidad original del lodo msel aumento equivalente de densidad de lododebido a la prdida de presin en el anular.

Para calcularla se puede usar la siguienteecuacin:

DEC = dL + (Ppa / 0,052 / h) (Ec. 7)donde

DEC = densidad equivalente de circulacin, ppg

dL = densidad del lodo, ppgPpa = prdida de presin en el anular, psi

h = profundidad vertical real, pie

Como un ejemplo de clculo, supongamos que:dL = 13 ppg

Ppa = 100 psih = 8.000 pie

entoncesDEC = 13 + (100 / 0,052 / 8 000)

= 13 + 0,24DEC = 13,24 ppg

Debe enfatizarse, que debido a la prdida de presin por friccin en el anular, existe mayor presin en el fondo del pozo cuando se estcirculando lodo que cuando la bomba est parada. En el ejemplo, 0,24 ppg ejercen unadicional de 100 psi sobre el fondo. Cuando la bomba se detiene, estas 100 psi se pierden, y puede resultar una surgencia.


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Escuela Argentina de Control de Surgencia Mendoza Argentina

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Captulo 2

CAUSAS Y SEALES DE

ADVERTENCIA DE SURGENCIA


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Captulo 2. Causas y seales de advertencia en surgencia.

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2CAUSAS Y SEALES DE

ADVERTENCIA EN SURGENCIA ____________________________________

El personal de perforacin debera conocer las causas y seales de advertencia de surgencias y sercapaz de identificarlas fcilmente. Dado que el pozo y el equipamiento de circulacin de lodo es unsistema cerrado, cualquier fluido de la formacin que ingrese al sistema comnmente se evidenciar comoun cambio en el caudal de retorno y en el volumen total de fluido en las piletas. Pueden ocurrirexcepciones. Por ejemplo, cuando se usa lodo de perforacin a base de petrleo, la surgencia de gas puededisolverse en el petrleo del lodo y no mostrar indicios hasta que el gas se acerque a la superficie, se separede la mezcla y se expanda. La surgencia de gas comnmente satura el lodo en el rea donde entr al pozo.

Lo mismo puede suceder con el sulfhdrico (H2S) en lodos a base de agua. Los indicios de que seobservarn en la superficie dependen del tamao de la surgencia, de la temperatura y de la presin.Probablemente el indicador ms confiable de una surgencia de gas en el lodo a base de petrleo es unaumento del volumen. En cualquier caso, los medios ms efectivos para detectar surgencias y prevenirdescontroles son el entrenamiento del personal, procedimientos especficos y una buena supervisin.

CARACTERSTICAS DE LASSURGENCIAS

Una surgencia es un aporte de fluidos desdela formacin al pozo, tal como petrleo, gas oagua salada, procedente de una formacin que

ha sido perforada. Ocurre cuando la presinejercida por la columna de lodo en el pozo esinferior que la presin poral en la formacin ycuando la formacin es lo suficientemente permeable como para permitir el ingreso defluidos hacia el pozo. Cuando ocurre unasurgencia, el fluido que ingresa reduce la presinde la columna de lodo, dado que los fluidos deformacin son generalmente menos densos quelos lodos de perforacin. Como resultado, elfluido de la formacin puede fluir hacia el pozoa un caudal creciente. Por lo tanto, una surgencia

se debera detener o controlar lo antes posible para impedir la entrada adicional de fluidos de laformacin. Mientras ms grande es la surgencia,ms difcil puede resultar tener el pozonuevamente bajo control.

Se puede usar un modelo matemtico parailustrar que tan rpido puede crecer la surgenciasi el pozo no se ahoga con prontitud. De la leyde Darcy sobre la permeabilidad de la roca (la permeabilidad es la facilidad con que los fluidosfluyen en las rocas), puede demostrarse que elflujo de gas hacia el pozo aumenta a medida queaumenta la penetracin del pozo en la arenagasfera:

Q = (0,007 x md xP x L) ( x ln (R d R p) x 1440)

(Ec.8)donde:

Q = caudal, (bbl/min)

md = permeabilidad; milidarcys (md)P = presin diferencial, psiL = longitud de seccin abierta de drenaje del

pozo, pie = viscosidad de gas ingresante, cpR d = radio de drenaje, pieRp = radio del pozo, pie.

Como ejemplo, se presume que:md = 200 md

P = 624 psiL = 20pie = 0,3cp

ln (Rd Rp ) = 2,0 por lo tanto:Q = (0,007 x 200 x 624 x 20) (0,3 x 2,0 x 1440)

= 17 472 864Q = 20 bbl/min

Es decir que si se perforan 20 pie de arenagasfera, la cantidad de gas que entra al pozo serde 20 bbl/min aprox. Si se necesitan 2 minutos


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para cerrar el pozo, habr un aumento de piletade 40 barriles adems del aumento ocurridodurante la perforacin de la porcin de esos 20 pie.

Por lo tanto, puede verse que la cantidad defluido que ingresa al pozo desde una formacin,en principio depende de (1) la permeabilidad dela formacin y (2) de la diferencia entre la presin ejercida por el lodo y la ejercida por laformacin. En el general, si la formacin no esmuy permeable, el valor del aporte de fluido es bajo, en cambio si la formacin es altamente permeable, el valor del aporte de fluido eselevado. De igual modo, si la presin diferencialentre el lodo y el fluido de formacin es baja, elinflujo es lento. Si existe una presin diferencial

alta, el aporte ser rpido.La presin de la formacin ser mayor quela presin del lodo cuando supere a la presinhidrosttica ejercida por la columna de lodo.Tambin ser mayor cuando la columna de lododisminuye su altura en el pozo. Aunque ladensidad del lodo sea la adecuada para controlarla presin de formacin con el pozo lleno delodo, si la altura de la columna de lododisminuye, como consecuencia bajar la presinhidrosttica. Generalmente, la cada ocurre porque no se reemplaza el volumen de la caeraque se saca por el lodo suficiente. La prdida decirculacin tambin puede ocasionar la cada dela altura de la columna de lodo.

TIPOS DE DESCONTROLESUn descontrol es el flujo descontrolado del

fluido proveniente del pozo. Undescontrol subterrneo es el flujo del fluido dentro de unaformacin subterrnea. Si ocurre una surgencia yse cierra el pozo, puede romperse o fracturarseuna zona ubicada a menor profundidad que la

formacin surgente debido a las elevadas presiones necesarias para controlar la surgencia.Entonces, el lodo y los fluidos de formacin pueden dirigirse hacia la zona fracturadaocurriendo un descontrol subterrneo. Otro tipode descontrol subterrneo ocurre si se fractura laformacin en la zona del zapato del casing y secrateriza el pozo. La presin se canaliza porfuera de la caera de entubacin y escapa haciala superficie.

Los descontroles ocurren con la mismafrecuencia tanto durante la perforacin como

durante la extraccin del sondeo. Por lo general,ocurren durante la perforacin por causa delaumento de la presin de formacin, y durante la

extraccin del sondeo, debido a la disminucin dela presin hidrosttica. La mayora de losoperadores recomiendan el uso en todo momentode los instrumentos para detectar una surgencia o para ayudar en el pronstico de la misma, ya queson relativamente econmicos.

CAUSAS DE SURGENCIASUna surgencia ocurre cuando la presin

hidrosttica ejercida por la columna de fluido de perforacin en el pozo es menor que la presin delos fluidos en una formacin porosa y permeableque se est atravesando. Por lo tanto, la manera principal para controlar un pozo es manteniendola presin hidrosttica correcta.

Sin embargo, durante la perforacin de un pozo pueden darse condiciones que permitan quela presin de formacin exceda a la presinhidrosttica, y el pozo puede surgir. El personaldebera ser consciente de estas condiciones y prepararse para una rpida y apropiada accintendiente a controlar el pozo. En general, lassurgencias son ocasionadas por: una insuficientedensidad de lodo, no mantener el pozo lleno delodo, pistoneo de sacada y pistoneo de bajada, prdida de circulacin y presin anormal.

Densidad Insuficiente de LodoDurante las operaciones de perforacin, el

elemento principal para controlar un pozo es ladensidad del lodo. Si la densidad de lodo provocamenos presin que la presin poral de laformacin, tendremos una condicin dedesequilibrio y los fluidos provenientes de unaformacin permeable podrn ingresar al pozo. Enestas condiciones puede ser de gran dificultadcontrolar el pozo. Por otro lado, una condicin dedesequilibrio tal que la densidad de lodo generems presin que la presin poral de la formacin, puede provocar problemas tales como la fracturade formaciones dbiles, bajos niveles de penetracin y prdida de circulacin. Normalmente se prefiere perforar bajocondiciones prximas al equilibrio, aunque unacondicin de desequilibrio puede mejorar el gradode penetracin.

Falla en Mantener el Pozo Lleno de LodoProbablemente la causa ms comn de

surgencias de pozos es no mantener el pozo lleno

de lodo durante las maniobras de sacada o bajadade sondeo. Cuando se saca del pozo la sarta de perforacin, el nivel de fluido disminuye a causa


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Figura 5. Del mismo modo en que el nivel de lquido de un cilindro cae cuando se quita una varilla de acero, as cae el nivel de lodo en el pozo amedida que se quite el sondeo de l.

del volumen de acero retirado (fig.5). Estadisminucin del nivel de lodo reduce la presinhidrosttica. La frmula de la presinhidrosttica

Ph = 0,052 x dL x h (Ec. 1)donde:

Ph = presin hidrosttica, psidL = densidad de lodo, ppgh = profundidad vertical verdadera, pie.

indica que, si por cualquier razn se cambian ladL o la h, tambin cambia la Ph. Si se permiteque baje el nivel de lodo en el pozo, cambia la hy tambin cambiar la Ph. Se puede calcular lacantidad de presin hidrosttica perdida al retirarcaera fuera del pozo.

Si la caera se retiramojada (esto es, si lacaera se mantiene llena de lodo), se puede usarla siguiente ecuacin:Pptm = Glodo x (Cs + Ds) [Cc - (Cs + Ds)] (Ec.9)dondePptm = Presin Perdida por cada pie de tubo

retirado mojado, psiGlodo = gradiente de lodo, psi/pieCs = capacidad del sondeo, bbl/pieDs = desplazamiento del sondeo, bbl/pieCc = capacidad de casing o pozo, bbl/pie.

Como ejemplo, considere que:

Glodo = 0,624 psi/pieCs = 0,01393 bbl/pieDs = 0,00648 bbl/pieCc = 0,07019 bbl/pie.

Por lo tanto:Pptm = 0,624 (0,01393 + 0,00648)

[0,07019 - (0,01393 + 0,00648)]= 0,624 x 0,02041 (0,0719 - 0,02041)= 0,01274 0,0478

Pptm = 0,27 psi.En este caso, la presin hidrosttica se reduce

en 0,27 psi por cada pie de caera que se retiramojada del pozo. A un valor de 0,27 psi/pie, porcada tiro de caera de 90 pies que se la presinhidrosttica se reduce aprox. 25 psi. Por tanto,cinco tiros de caera reducirn la presinhidrosttica en 125 psi y diez tiros de caera lareducirn en 250 psi.

Si la caera se retira seca o vaca , la prdidade presin por cada pie de tubera se puedecalcular como:

Ppts = (Glodo x Ds) (Cc - Ds) (Ec. 10)dondePpts = presin perdida por cada pie de tubera

retirada seca, psiGlodo = gradiente de lodo, psi/pieDs = desplazamiento del sondeo, bbl/pie


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Cc = capacidad de casing o pozo, bbl/pie.Como ejemplo, se asume que:

Glodo = 0,624 psi/pie

Ds = 0,00648 bbl/pieCc = 0,07019 bbl/pie.

Por lo tanto:Ppts = (0,624 x 0,00648) (0,07019 - 0,00648)

= 0,00404 0,06371Ppts = 0,06 psi

En este ejemplo, la presin hidrosttica sereduce en 0,06 psi por cada pie de caera que seretira seca del pozo. Por cada tiro de caera de90 pie que se retira seco, a un valor de 0,06 psi/pie, ocurre una reduccin de aprox. 5,4 psien la presin hidrosttica. Por lo tanto, cincotiros de caera reducen la presin hidrostticaen 27 psi y diez tiros de caera la reducen en 54 psi.

Para prevenir la cada de la presinhidrosttica al retirar la caera, debereemplazarse con fluido el volumen de acero yel lodo removidos del pozo. Se debe conocer lacantidad exacta de fluido necesario para llenar el pozo. Entonces, si el pozo toma menos fluido

que el calculado para llenarse, est ocurriendoun aporte o alimentacin de fluido desde laformacin hacia el pozo.

El llenado frecuente o continuo del pozo esesencial para mantener la presin suficiente en elfondo del pozo e impedir el aporte de fluidosdesde formacin. El llenado del pozo deberarealizarse con un programa regular de trabajo,dependiendo de su dimetro y del dimetro de lacaera. En general, un pozo de dimetro pequeo debera llenarse con mayor frecuenciaque un pozo de dimetro grande. Bajo

condiciones normales, muchos operadoressolicitan llenar el pozo luego de retirar no msde cinco tiros de caera de perforacin.

Es importante recordar que cuando se estnretirando los portamechas, y como stos tienenun dimetro mayor que las barras de sondeo, el pozo debe llenarse con ms frecuencia. Serecomienda llenarlo luego de retirar cada tiro de portamechas. Como regla, un tiro de portamechas requiere tanto fluido de reemplazocomo cinco a diez tiros de barras de sondeo.

Se debe tener cuidado cuando se calcula lacantidad de fluido necesario para reemplazar elvolumen de tubera retirado. El mtodo ms preciso para determinar la cantidad de fluido

tomado por el pozo durante las maniobras es conel uso de un tanque de maniobras. Este tanquecalibrado permite al equipo de operarios medircambios relativamente pequeos en el volumen delodo (frecuentemente en incrementos de 1/4 bbl o1/2 bbl). Si el pozo no toma la cantidad correctade lodo durante una sacada, se deber bajar elsondeo al fondo y circular el aporte hacia afueraantes de continuar con la sacada de sondeo.

Si ocurre una surgencia durante la sacada desondeo, la mayora de los operadoresrecomiendan que, de ser posible, y despus decerrar el pozo, bajar la tubera nuevamente alfondo. Un procedimiento comn es cerrar el pozoy bajar la tubera bajo presin. Se recomienda quela tubera se baje hasta el fondo, porque puede ser

difcil, si no imposible, ahogar el pozo conmtodos de ahogo desde superficie y evitar lafractura de una formacin dbil todava expuestaal pozo abierto.

PistoneoEl pistoneo se produce cuando el lodo es

incapaz de escurrir entre la superficie del sondeoy las paredes del pozo tan rpido como se retira elsondeo. Incluso aunque el pozo est lleno de lodode densidad correcta, el pistoneo puede reducir la presin opuesta a una formacin permeable y permitir que el fluido de la formacin entre al pozo. La probabilidad de pistoneo aumentacuando: (1) se retira la tubera demasiado rpido;(2) se usa lodo de alta viscosidad y alta resistenciade gel; (3) se tiene un trpano embolado por barro; (4) el sondeo est tapado; (5) el revoque esdemasiado grueso o (6) se tiene poca luz entre elsondeo y el pozo. Por lo general el pistoneoocurre cuando se retiran los primeros tiros.

Para determinar la probabilidad de que ocurraun pistoneo, es prctica comn hacer una carrera

corta sacando unos pocos tiros de sondeo y muycuidadosamente controlar cuanto fluido se ocupa para llenar el pozo. Tener en cuenta que si se ha bombeado una pldora pesada para la maniobra,los primeros tiros de caera retirados puedencausar errores en el nivel de llenado debido a queel tapn tiende a caer empujando el lodo, que esms liviano, en la caera y hacia afuera. En todocaso, si se detecta el pistoneo, puede bajarse lacaera al fondo y circular el pozo para quitar elfluido invasor. Generalmente se puede reducir oeliminar el pistoneo disminuyendo la velocidad de

sacada del tubo.Algunas veces se agrega un margen deseguridad o maniobra a la densidad de lodo para


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contrarrestar los efectos del pistoneo, ya que ladensidad de lodo utilizada para ahogar un pozogeneralmente es suficiente para equilibrar la presin de formacin y frecuentemente noincluye el margen de seguridad que algunosoperadores consideran necesario paraoperaciones de perforacin normales. Estemargen de seguridad o margen de maniobraquiz sea necesario para compensar el pistoneoque puede ocurrir durante las conexiones y lasmaniobras. Tambin para compensar lareduccin peridica en la presin hidrostticaque ocurre si el pozo se llena de maneraintermitente cuando se retira la tubera. Los procedimientos para determinar el aumento de ladensidad del lodo, para un determinado margen

de maniobra, se basan generalmente en elaumento deseado de la presin de fondo del pozo. Para pozos poco profundos se recomienda50 psi; para perforaciones ms profundas serecomienda de 200 psi a 300 psi.

Para una determinada presin de fondo, elincremento de la densidad del lodo se puedecalcular como sigue:

dL = Pf 0,052 h (Ec. 11)dondedL = aumento de densidad de lodo, ppgPf = aumento deseado de presin de fondo de

pozo, psih = profundidad vertical real del pozo, pie

Como ejemplo, consideremos que se ahogaun pozo de 10.000 pies (h) luego de unasurgencia. Para determinar la densidad adicionalnecesaria del lodo que provea un margen demaniobra igual a un incremento de presin defondo de pozo de 250 psi ser:

dL = 250 0,052 10.000= 0,48

dL = 0,5 ppgLa densidad del lodo deber incrementarse

aproximadamente 0,5 ppg para proveer unmargen de maniobra igual a un incremento de presin de fondo de 250 psi.

Tambin se puede calcular el margen demaniobra usando el punto de fluencia del lodo.Comnmente puede encontrarse en el informede lodo de los ingenieros, o con la utilizacin de

un viscosmetro. La ecuacin es:Mm = y p [11,7 x ( p es)] (Ec. 12)

donde:Mm = margen de maniobra, ppgy p = punto de fluencia, lb/100 pie2

p = dimetro del pozo, pulg.es = dimetro exterior del sondeo, pulg.

Como ejemplo, considere una situacin conestos valores:

y p = 8 lb/100 pie2

p = 8,5 pulg.

es = 4,5 pulg.La solucin es:

Mm = 8 [11,7 x (8,5- 4,5)] = 8 46,8

Mm = 0,2 ppg.La solucin indica que la densidad de lodo

deber incrementarse en 0,2 ppg para lograr unadecuado margen de maniobra, teniendo comodatos el punto de fluencia, tamao de pozo ytamao de tubera.

Muchos operadores recomiendan que elmargen de maniobra sea agregado al lodo de

perforacin solamente despus de ahogar el pozo.Si el margen de seguridad se agrega al lodo condensidad de ahogue, y si el lodo con densidad deahogue calculado es menor que el actualmentenecesitado para ahogar el pozo, entonces ladensidad del lodo que se supone contener unmargen de seguridad puede solo ser suficiente para equilibrar la presin de formacin. En estecaso, puede ocurrir otra surgencia cuando sereanuden las operaciones de perforacin.

Por lo tanto se recomienda que primero seequilibre la presin de formacin y luego circularel lodo que contiene el margen de maniobra.

Pistoneo de Bajada o SurgingSurging es el aumento de la presin en el

pozo provocado por la bajada de la sarta de perforacin. La tendencia del lodo de adherirse ala caera de perforacin y a la pared del pozocrea friccin a medida que la caera desciende.La presin necesaria para superar esta friccinest relacionada con el movimiento del lodo que pasa por la tubera; esto es, cuanto ms rpido se

fuerza el fluido a moverse con respecto a lacaera ms alta debe ser la presin de surging.Las presiones en el pozo ocasionadas por surging


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pueden causar prdida de circulacin. Paraminimizar el pistoneo de bajada, (1) baje la sartade sondeo en forma suave y lenta; (2) mantengael lodo en el sistema en buenas condiciones, conla viscosidad y resistencia de gel al mnimo; (3)circule peridicamente mientras maniobra con lasarta; (4) asegrese que el volumen de lodo quesalga del pozo iguale el volumen de caera quese ingresa; y (5) estar atento a puntos deestrechamiento de calibre en el pozo. Dado quela resistencia de gel del lodo esta relacionadacon el pistoneo en ambos sentidos (swabbing ysurging), cunto ms alta sea la resistencia delgel, mayor ser la presin requerida para lograrque el lodo fluya nuevamente. Existe unafrmula til para calcular la presin necesaria

para superar la resistencia de gel de lodo:Pg = ( 300 is) x Ls (Ec. 13)

dondePg = presin requerida para vencer la

resistencia de gel, psi

= 10 min de resistencia de gel de fluido de perforacin, lb/100 pie2

is = dimetro interno de barra de sondeo, pulg.

Ls = longitud de barra de sondeo, pie.Como ejemplo, asumir que se estn usando12000 pie de barra de sondeo con un dimetrointerno de 4,276 pulg. y que la resistencia de gelen 10 min del lodo es 10 lb/100 pie2, por lotanto:

= 10 lb /100 pie2

is = 4,276 pulg.Ls = 12 000 pie

La solucin es:Pg = (10 300 4,276) x 12 000

= 0,007795 x 12 000Pg = 93,5 psi.

La solucin indica que se necesitanalrededor de 94 psi para romper la resistenciadel gel de lodo y lograr que fluya nuevamente.La velocidad de la bomba, al arrancarla, se debeaumentar lentamente para lograr la presinnecesaria para romper la gelificacin, de locontrario, se podra fracturar una formacinsensible y causar la prdida de circulacin porcausa de un pistoneo.

Prdida de CirculacinLa perdida de circulacin, un problema

bastante comn en operaciones de perforacin de pozos, puede causar la cada del nivel del lodo enel pozo. Como resultado, puede variar el balancehidrosttico que provee el control principal de un pozo. Dado que una de las causas de prdida decirculacin es una fractura en la formacin, ydado que el lodo pesado puede fracturarla, sedeber tener siempre presente esta posibilidadcuando se circula lodo pesado para controlar presiones de formacin.

La resistencia de la formacin, que es lacapacidad de una formacin expuesta de soportarfluido de perforacin de cierta densidad sin la prdida de circulacin, est relacionada con el peso de la sobrecarga y la presin del fluido enlos espacios porales de la formacin. Si la presinejercida por la columna de fluido de perforacinen el pozo es mayor que la presin de fractura deuna formacin, entonces la formacin sefracturar, se perder todo el lodo del pozo ydescender el nivel de fluido del pozo. La cadaen el nivel de fluido, debido a la prdida decirculacin, puede ocasionar que la presin defondo de pozo disminuya por debajo del nivelrequerido para equilibrar la presin poral de unaformacin expuesta, provocando entonces, unasurgencia o posiblemente un descontrol. La prdida de circulacin puede ocurrir an cuandono se ha excedido la presin de fractura de laformacin. Por ejemplo, cuando se penetranformaciones cavernosas, falladas, agrietadas, ofisuradas, stas pueden tomar todo el lodo del pozo cuando la presin de formacin es menorque la presin hidrosttica.

Presin AnormalLas presiones anormales de formacin son

aquellas mayores que la ejercida por una columnallena de fluido de formacin de peso normal. Enla mayora de las reas, el fluido considerado de peso normal es agua salada de formacin. El valorde la presin normal se expresa frecuentementecomo 0,465 psi/pie (gradiente de presin del aguasalada con una densidad ligeramente menor a 9 ppg) y puede variar dependiendo de la salinidaddel agua local de formacin.

Como se mencion anteriormente, algunascausas de presiones anormales son las estructurasfalladas, domos de sal y aportes subterrneos quecargan otras formaciones penetradas por el pozo.Otras causas son las elevaciones, la erosin y lasarcillas subcompactadas. Puede producirse


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presin anormal en aquellas reas donde lossedimentos compuestos de arena o arcilla fuerondepositados rpidamente y el agua de formacin(agua en los espacios de poro de roca que estaba presente cuando la roca se deposit) no pudoescapar de la roca. Para predecir tales zonas se pueden utilizar mtodos tales como el registro de pozos y medicin mientras se perfora (MWD),que son capaces de medir la compactacin de laarcilla o la densidad. Tambin se pueden evaluarlas presiones anormales con estudios de los parmetros de perforacin, evaluacinsilicoclstica de erosin, anlisis geofsicos,medicin directa de presin y el uso del valornormalizado de penetracin o exponente d.

ADVERTENCIAS DE SURGENCIASFrecuentemente es posible detectar estas

presiones antes que puedan causar un descontrol,dado que las leyes fsicas determinan laocurrencia de presiones en la tierra. Los indiciosde presin en la tierra y la respuesta de unequipo de perforacin a estos indicios soncomnmente muy claros y directos. Por tanto, un perforador o jefe de perforacin atento deberaser capaz de reconocer estos indicios y actuaradecuadamente.

Las indicaciones incluyen cambios en lavelocidad de perforacin, incremento en el flujode lodo desde el pozo, ganancia de nivel de pileta, disminucin en la presin de bomba yaumento en la velocidad de bomba, incrementoen el torque de rotacin, incremento en elarrastre y relleno, cambio en el tamao decuttings, incremento en el peso de herramienta,incremento en diferentes tipos de gases,incremento en salinidad, incremento en latemperatura de la lnea de flujo, cambio de ladensidad de arcilla, lodo cortado por gas, cambio

en el valor normalizado de penetracin,indicaciones de anlisis ssmicos, indicacionesde registros de pozo, cambios en la propiedadesdel lodo e indicaciones de registros de valoresdel lodo.

Cambios en la Velocidad de PerforacinUn mtodo directo para detectar arcilla o

formaciones de arena con sobrepresin es atravs de la observacin de cambios envelocidad de perforacin. Generalmente, cuandoel trpano atraviesa una formacin consobrepresin la velocidad de penetracinaumenta. Contrariamente, cuando se usa un lodode perforacin a base de petrleo y un trpano

de diamante, la velocidad de penetracin puededecrecer. Cuando ocurre un aumento repentino dela velocidad de perforacin se dice que se ha producido un quiebre de la perforacin (drilling break), y cuando ocurre lo contrario, es decir unadisminucin repentina de la velocidad de perforacin se dice que se ha producido unquiebre inverso (reverse drilling break). Unaumento de velocidad es generalmente ms fcilde detectar que una disminucin de la misma.

Un quiebre en la perforacin puede indicarque el trpano est penetrando una seccin dearena con sobrepresin. Generalmente se perforams rpido cuando ocurre una reduccin delsobrequilibrio de presiones, esto es, cuando la presin en la formacin iguala o excede la presin

hidrosttica de la columna de lodo. Generalmente,cuando se detecta un quiebre en una formacin,no se perfora ms de 2 a 4 pies dentro de lamisma y se realiza un control de flujo.

La velocidad de penetracin tambin se veafectada por factores tales como la capacidad delimpieza del lodo en el fondo del pozo, el pesosobre el trpano, velocidad de la mesa rotativa ylas propiedades de fluidez del lodo. El tipo detrpano y su condicin tambin influyen en lavelocidad de penetracin. Sin embargo, cuando lavelocidad de penetracin cambia sbitamente, puede indicar que la formacin que se est perforando ha cambiado y todo el equipo detrabajo deber estar alerta a la posibilidad de unasurgencia.

Incremento del Flujo de Lodo de RetornoSi el pozo surge, la cantidad de flujo del lodo

de retorno aumentar. Cuando un fluido proveniente de una formacin ingresa al pozo provocar el aumento del nivel del flujo, a pesarde que el incremento puede ser difcil de detectar.

La mejor manera de detectar un incremento delflujo de retorno es generalmente mediantedispositivos de medicin de flujo. Si se sospechaque el pozo puede estar fluyendo, y no se cuentacon tales dispositivos, pare la perforacin, eleveel vstago sobre la mesa rotativa, pare la bomba ycontrole la lnea de retorno de flujo desde el pozo.Este procedimiento se denomina control de flujo.Al parar la bomba se detiene la circulacin ycausa una reduccin en la presin del fondo del pozo equivalente a la cada de presin anular. Siel pozo contina fluyendo con la bomba parada,

entonces debe estar surgiendo.Si el pozo no fluye cuando se detiene la bomba y permanece esttico por un corto perodo


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de tiempo (se recomienda esperar dos o tresminutos) probablemente no est ocurriendoninguna surgencia. Si se est usando lodo a basede petrleo, ser conveniente un mayor tiempode observacin de la lnea de flujo (serecomienda hasta 30 min) por que el lodo a basede petrleo absorbe gas. De hecho, 1 bbl de lodoa base de petrleo puede absorberaproximadamente 100.000 pie3 de gas. Por lotanto, se debe esperar el tiempo suficiente paraque el gas emigre hacia arriba, abandone el lodoy se expanda.

Si el pozo fluye con la bomba parada,ocurrir entonces una ganancia en el volumen de piletas.

Algunas veces, las piletas dejan de ganar

fluido con la bomba funcionando. En tales casos,se debe parar la bomba y cerrar el pozo paracontrolar la presin en el sondeo y en elmanmetro de presin del anular. Siempre el paso ms importante, en caso de ser necesarioahogar el pozo, es parar la bomba y cerrar el pozo para ver si existe presin.

Si el pozo fluye con la bomba apagada, peroaparece poca o ninguna presin cuando se cierrael pozo, es probable que solo sea necesarioincrementar ligeramente la densidad del lodo para sobreequilibrar la presin hidrosttica a la presin de formacin.Si aparecen presiones en el sondeo y en elcasing cuando las BOP estn cerradas y el pozoest completamente cerrado, entonces, se debeiniciar los procedimientos para ahogar el pozo.

Se debe tener en cuenta que en una locacinoffshore, los instrumentos de medicin de flujode retorno pueden proveer indicaciones pococonfiables debido a los movimientos del barcode perforacin. Tales movimientos afectan soloal censor de lnea de flujo. El equipo totalizadorde volumen de pileta agrega movimiento en las piletas y generalmente es confiable. Sinembargo, el tiempo puede ser mayor antes deobservar cualquier cambio.

Aumento del Nivel de PiletaUna ganancia de pileta es una positiva

indicacin de que est ingresando fluido deformacin al pozo, a menos que sea provocadauna ganancia de fluido en los tanques o piletas,cuando se cambian los fluidos en los tanques omediante alguna accin similar. Muchos

operadores requieren que cada equipo de perforacin y terminacin tenga algn tipo dedispositivo indicador de nivel de pileta que

indique rpidamente la ganancia o prdida delodo (Fig. 6). Para pozos de exploracin y pozosde desarrollo, donde se espera que las presionessean altas, muchos operadores y contratistasconsideran esencial el uso de instrumental deindicacin y registro de nivel de pileta. Elregistrador se debe ubicar de forma tal que el perforador pueda ver el medidor mientras perforao realiza maniobras y deber ser notificado encualquier momento en que se agrega lodo o se losaca de una pileta en funcionamiento.

GANANCIA OPRDIDA DE LODO

VOLUMEN DE LODOEN PILETAS

Figura 6. Un dispositivo que indica el nivel de pileta muestra una ganancia o prdida en el volumen de la pileta.

Se deben llevar a cabo simulacros sorpresivos(no programados) de cambios en nivel de piletas para entrenar al perforador y la cuadrilla para queestn alertas a los cambios de nivel de las piletas.Una ganancia de pileta es evidencia segura de queese fluido, en el pozo, est siendo desplazado porfluido de formacin que est ingresando al pozo.

La cantidad de presin anular necesaria paracontener una surgencia depende principalmentede la rapidez de cierre del pozo. Un rpido cierreretiene ms lodo que el cierre lento. Cuandograndes cantidades de lodo abandonan el pozo,

ser necesaria una mayor presin en la superficie para contener la presin de formacin, debido alacortamiento de la columna de lodo que queda enel pozo. A medida que sea necesaria una mayor presin de anular en superficie mayor es el riesgode fracturar la formacin y de provocar undescontrol subterrneo. Por lo tanto, el equipo detrabajo debe ser capaz de reconocerinmediatamente una ganancia de pileta, realizarun control de flujo y cerrar el pozo.

Cuando no se est circulando lodo en un pozo, los niveles en cada pileta del sistema delodo son esencialmente los mismos. Cuandocomienza la circulacin, el nivel en la pileta desuccin baja ms que en las otras piletas; la ms


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cercana al retorno del pozo ser la de nivel msalto. Debido a esta diferencia de niveles, lamayora de los dispositivos de registro deniveles de pileta se disean para medir y promediar el nivel en cada una y combinar ototalizar el promedio del registro en unaindicacin nica. La mayora de los dispositivosde indicacin proporcionan una lectura constantede barriles ganados o perdidos. Una ganancia enel volumen de pileta es, para el perforador, unaseal para realizar inmediatamente un control deflujo. Si el pozo fluye, se debe cerrar.

El valor de la ganancia en pileta puede serun indicativo de la permeabilidad de laformacin surgente. Por ejemplo, un flujo rpidode lodo desde el pozo y un rpido ascenso del

nivel de pileta indica una surgencia de alta permeabilidad. El lodo no acusa contaminacin por gas hasta que un considerable volumen delodo fluye desde el pozo. El flujo puedecomenzar casi en el mismo momento en que secruza la zona de alta presin. Una surgencia deuna formacin de alta permeabilidad puede serrepentina y muy peligrosa.

Si una formacin de alta permeabilidadtiene una presin ligeramente por sobre la presin de lodo, puede resultar difcil detectarrpidamente la surgencia. Inicialmente el valordel flujo es bajo y la ganancia de pileta puedeser muy gradual hasta que el gas est cerca de lasuperficie. All comienza la expansin, el pozose descarga rpidamente, se reduce la presin defondo pozo y el flujo del lodo aumentarpidamente. Un quiebre de perforacin puedeasociarse con una ganancia de pileta, pero estaganancia puede ser pequea hasta que el gas seencuentre muy arriba en el pozo.

Si la surgencia se origina en una formacinde baja permeabilidad o compacta,desbalanceada por presin de lodo, solo puedeocurrir una lenta ganancia de pileta. Si eldesbalance es pequeo, puede aparecer solo lodocontaminado por gas. Ms an, puede no ocurrirun cambio en el valor de penetracin. Como elaporte de fluidos desde formaciones compactases lento, la cuadrilla tiene mucho tiempo parareaccionar. Puede ser peligroso, sin embargo,asumir que una surgencia viene de unaformacin compacta sin experienciaconsiderable en el rea, Las surgencias deformaciones de alta permeabilidad que son sololigeramente desbalanceadas tambin comienzancon una ganancia lenta de pileta.

Disminucin de la Presin de Bomba yAumento de Velocidad de Bomba

La presin de circulacin est relacionada conla prdida de presin por friccin en el equipo desuperficie, en las barras de sondeo y en los portamechas, en las boquillas del trpano y en elanular. Adems, cualquier desequilibrio en la presin hidrosttica entre el interior y el exteriorde la herramienta de perforacin afecta a la presin de circulacin. Por ejemplo, si seencuentra gas durante la perforacin, ste sube yse expande en el anular. La expansin del gasdesplaza parte del fluido del anular, de modo queahora se tendr una columna de fluido en elanular ms liviana que la del interior del sondeo.Existir una condicin de desequilibrio entre elfluido en el interior del sondeo y la columnamixta de lodo y gas en el anular a menos que secierre la BOP. La presin de circulacindisminuye gradualmente con la presencia defluidos ms livianos en el anular y a menos que secambie la aceleracin de la bomba, la velocidaddel bombeo aumentar lentamente. Si hay muchogas involucrado, aumenta el flujo desde el pozo,ocurre una rpida ganancia de pileta y estar encamino un descontrol a menos que se cierre laBOP.

Aumento del Torque de RotacinEl torque aumenta con la profundidad en

zonas de presin normal, pero muestra unaumento mayor en una zona de transicin dondelas presiones de formacin pasan a ser anormales.En una zona de transicin, pueden caer al pozograndes cantidades de recortes de lutitas,aprisionar el trpano e impedir su rotacin. Eltrpano tambin corta recortes ms grandes enuna formacin que est cambiando. Comoresultado, los recortes se acumulan arriba yalrededor de los portamechas y aumentan eltorque de rotacin. As, un aumento del torque puede ser un buen indicador de presin deformacin creciente y de una potencial surgencia.

Aumento en el Arrastre y RellenoSi la presin de formacin es mayor que la

presin hidrosttica durante el tiempo en que sedetiene la circulacin para realizar una conexin omaniobra, la formacin puede aprisionar elsondeo o el portamechas (relleno). Este

aprisionamiento ocasiona que el sondeo arrastre almoverse. Por otro lado, algunas arcillas sonsensibles al agua del lodo, se expanden y se


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desmoronan dentro del pozo cuando estnexpuestas al agua del lodo, causando arrastre yrelleno. Cuando el arrastre y relleno aumentadurante las maniobras y conexiones, puede seruna seal de una creciente presin de formaciny no simplemente de problemas de arcillas.

Cambios en el Tamao de los Recortes(Cuttings)

En formaciones duras, a medida queaumenta la presin poral puede ocurrir unaumento en el tamao de cuttings. Por otro lado,los cuttings pueden disminuir en tamao ohacerse muy pequeos en sedimentos de origencostero y marino. O a veces la tela de zaranda se puede cubrir completamente con esquirlas largasde arcilla (en la jerga petrolera: "se empasta").Una zaranda empastada puede ser un indicio de presin de fondo ms alta. En todo caso, uncambio en las caractersticas y en el tamao delos recortes sobre la zaranda es una advertenciade un cambio del fondo de pozo que puedeindicar una presin mayor.

Aumento en el Peso de HerramientaLa herramienta pesa menos en un pozo lleno

de lodo que en el aire debido al efecto flotante

en el lodo. Igual que un barco flota en el agua,de la misma forma flota la herramienta en un pozo que contiene lodo de perforacin. Cuantoms denso es el lodo, ms pesa y mayor es elempuje sobre la herramienta. Por lo tanto,cuando ocurre una surgencia y los fluidos deformacin son menos densos que el lodo de perforacin, se reduce el empuje del lodo,ocasionando un aumento en el peso de la sarta.Este aumento puede algunas veces observarsesobre el indicador de peso en la superficie.

Incremento en Diferentes Tipos de GasAlgunos indicadores de surgencia requieren

instrumentacin especial para su deteccin yanlisis. Un aumento en los diferentes tipos degases un indicador. Usando un detectoranalizador de gas puede establecerse una base, olnea de tendencia normal, para los gases dehidrocarburo provenientes del pozo. Estatendencia normal puede compararse a datossubsiguientes. Si el tipo de gas encontrado en ellodo se incrementa, es posible que hayan

incrementado las presiones porales. En general,el gas puede aparecer como gas de cutting, deconexin y de maniobra.

Gas de Cutting

Durante operaciones de perforacin, se puedemedir el gas contenido en los recortes y que llegaa la superficie. Generalmente, es muy poco.Midiendo estas pequeas cantidades se estableceuna base o lnea de tendencia. Al monitorear lalnea base del gas de cutting se puede detectar unaumento, y este aumento puede indicar que ocurreo est por ocurrir una surgencia.

Gas de Conexin

Cuando se retira el vstago para agregar una barra de sondeo a la herramienta, puede ocurrir pistoneo. Cuando se paran las bombas, la presinde fondo de pozo disminuye debido a la reduccin

de la presin de circulacin por friccin en elanular (prdida de presin anular). Si alguna deestas situaciones provoca que la presin de fondocaiga por debajo de la presin de formacin,entonces pueden entrar los fluidos de laformacin (incluyendo el gas), o fluir hacia el pozo. Estos pequeos ingresos de fluidos no pueden detectarse en la lnea de flujo, pero unanalizador de gas puede dar una lectura dedesviacin de la tendencia de base una vez que elinflujo se ha circulado a superficie.

Gas de ManiobraEl ingreso de gas al pozo puede ocurrir

durante la maniobra de sacado de caera por pistoneo y tambin por la ausencia de prdida de presin por friccin en el anular, dado que se ha parado la bomba. Si el gas de maniobra se circulaa la superficie, aparecer como un aumento en laslecturas de gas, a la vez que puede desbalancear el pozo si descarga el espacio anular al expandirse.

Incremento de Salinidad o Cloruros

Cuando la presin aumenta en una formacin,esta empuja al agua fuera de la formacin y dejauna concentracin ms alta de sales en el agua deformacin residual; por lo tanto, puede esperarseque la salinidad del agua de formacin aumentecuando el trpano perfora una zona consobrepresin. Como la salinidad aumenta, losrecortes y derrumbes disueltos en el lodoaumentarn la salinidad del filtrado. Tambin es probable que la salinidad del filtrado de lodo seaafectada si el agua de una formacin fluye o sevierte en el pozo. En cualquiera de estos casos,salinidad o cloruros, los controles del filtrado delodo pueden indicar el aumento de salinidad (Fig.7).


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donde la presin hidrosttica es alta, el volumende gas es pequeo y ocurre muy poca reduccinen la presin de fondo de pozo.

El lodo se puede contaminar con gas pordiversas razones. Por ejemplo, cuando se perforauna formacin portadora de gas, el gas seintroduce en el lodo desde la roca que esdestruida por el trpano. En este caso, el gas decutting es comnmente un indicio de que se ha penetrado un reservorio de roca o arcilla condepsito de gas. No es el resultado de unadensidad de lodo demasiado baja como parasobre equilibrar la presin de formacin. Siexiste alguna duda, se debe parar la bomba yhacerse un control de flujo del pozo.

El gas de cutting tambin se manifiesta al

perforar una formacin de baja permeabilidadque contiene gas a presin mayor que la presinocasionada por la columna de lodo. Dado que laformacin no es muy permeable, el influjo degas es lento. El gas de tal fuente puede causar unincremento en gas de cutting, de maniobra o gasde conexin y es un aviso de que se puede estaracumulando presin en el pozo.

Cuando la presin del lodo es cercana a la presin de formacin, el gas de conexin o demaniobra puede ocasionar tambin que el lodose contamine. Cuando la bomba se para, la presin de fondo de pozo se reduce en lacantidad de la prdida de presin por friccin enel anular. Adicionalmente, la presin de fondode pozo se reduce cuando se saca caera debidoa la prdida de presin por friccin del lodo quecae por alrededor del trpano.

Por lo tanto, entre la perforacin con la bomba encendida y el retirando de caera con la bomba parada, puede existir una diferenciarelativamente grande en la presin de fondo de pozo. Esta diferencia puede ser suficiente para eldesbalance momentneo del pozo, permitiendoas el ingreso de gas de conexin o de maniobraal pozo. Para reducir la presin del fondo, el gastiene que reemplazar al lodo del pozo, entoncesel lodo va a las piletas como una ganancia envolumen.

La reduccin en la presin de fondo de pozo puede calcularse por el aumento de volumen de pileta. Generando un valor de presin por unidadde volumen en el anular (en este caso psi/bbl) ymultiplicando este valor por el incremento delvolumen de pileta en bbl, puede determinarse lareduccin en la presin de fondo como:

Pf = (Glodo CA) GP (Ec.14)donde:

Pf = reduccin en presin de fondo de pozo, psi

Glodo = gradiente de lodo, psi/pieCA = capacidad anular, bbl/pieGP = ganancia de pileta, bblPor ejemplo, suponga un pozo de 20 000 pie

de profundidad y que el lodo se ha contaminadocon gas disminuyendo su densidad desde 18 ppg a9 ppg. El gradiente del lodo es 0,936 psi/pie(determinado por 0,052 x 18 ppg), el volumenanular es 0,0896 bbl/pie, y el aumento devolumen de pileta es 10 bbl. Cunto se hareducido la presin de fondo de pozo?

Pf = (0,936 0,0896) x 10= 10,4 x 10

Pf = 104 psi.De este ejemplo, puede verse que, aunque la

densidad del lodo en superficie ha bajado a 9 ppg,la mitad de las 18 ppg de densidad del lodo enfondo, la presin de fondo de pozo se reduce solo104 psi. Aunque 104 psi es un valor relativamente pequeo en vistas de lo mucho que se ha reducidola densidad del lodo en la superficie, puede sersuficiente para que el pozo surja. Es vlido hacernotar que, incluso cuando el gas de cutting es tanextremo como en el ejemplo, puede tener menosefecto sobre la presin de fondo que cuando sedetiene la bomba durante la perforacin.

En resumen, el gas de cutting no ocasiona unagran reduccin en la presin de fondo; por lotanto, la densidad de lodo nunca se debe aumentarsolo por la contaminacin de lodo con gas. Sinembargo, si existe alguna duda de que el gas de

cutting est reduciendo la presin de fondo de pozo debido a una cantidad lo suficientementegrande como para permitir que los fluidos de laformacin entren al pozo, deber pararse la bomba y hacerse un control de flujo. Finalmente,si el pozo surge, la ganancia de pileta es unaforma de determinar cuanto se ha reducido la presin de fondo de pozo.


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Peso sobre el trpanoW (1000 lb)t

Velocidad de penetracin (R)

Velocidad deRotacin N

(rpm)

Tamao del trpanoD (pulgadas)

250

200

150

100

5040

30

20

108

65

0,001

0,002

0,003

0,004

0,0060,008

0,010

0,020

0,030

R = 20N = 100W = 25.000D = 9d = 1,64

7/8

Ejemplo d

0,200 12 W106t

0,100

0,0500,040

0,020

0,0100,008

0,006

0,004

0,003

Log R60 N

d =Log12 Wt

106t

1

2

3

4

6

810

20

30

4050

668

9 7/812

250200150100

50

3020

10

R60N

1 ,0

2 ,0

3 ,0

4 ,0

Figura 8. Tomgrafo desarrollado por Jorden y Shirley para determinar rpidamente el exponente d.

Cambio en el Valor Normalizado dePenetracin (Exponente d)

El exponente d como un valor para predecirformaciones de presin anormales en la Costadel Golfo se ide en 1966 por Jorden y Shirleyde la Shell Oil Company. Ellos postularon que la penetracin o velocidad de penetracin (ROP), podra usarse para identificar formaciones

sobrepresionadas ya que la ROP dependa deldiferencial entre la presin de pozo y la presinde formacin. Es decir, la ROP se incrementabaa medida que la presin diferencial disminua.

Al estudiar datos de varios pozos perforadosen el Sur de Luisiana, Jorden y Shirleyconcluyeron en que "los datos obtenidos en la perforacin se pueden usar para detectar el topede sedimentos con sobrepresin en zonas dondese conoce la profundidad aproximada desobrepresin. Un grfico de velocidad de penetracin normalizada mostrar una tendencia de continuidad decreciente de la velocidad de penetracin con la profundidad, y una inversin

de esta tendencia cuando el trpano penetrasedimentos con sobrepresin.

Se puede usar esta tcnica como un mtodo para evitar una surgencia y para identificarsobrepresiones antes de registrarlas. Dedujeron elexponente d de la ecuacin general de perforacin:

R N = a x (Wtd t) (Ec.15)donde

R = velocidad de penetracin, pie/hr N = velocidad rotativa, rpma = una constante sin dimensionesWt = peso sobre el trpano, lb.d = exponente en la ecuacin general de

perforacin, adimensional

t = dimetro del trpano, pulg.

Jorden y Shirley encontraron que, si laconstante a se hace desaparecer tomandologaritmos, podra reestructurarse la ecuacin y


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resolverse para el exponente d. La ecuacinreestructurada y resuelta es:

d = log(R 60N) log(12Wt 1000t)

(Ec. 16)donde

d = exponente d; adimensionalR = velocidad de penetracin, pie/hr

N = velocidad rotativa, rpmWt = peso sobre el trpano, 1000 lb.

t = dimetro del trpano, pulg.Como ejemplo de resolucin de la ecuacin,asumir que:

R = 30 pie/hr N = 120 rpmW =35Dt = 8,5 pulg.

Por lo tanto:d = log [30 (60 x 120)]

log [(12 x 35) (1000 x 8,5)]= log (30 7200) log (420 8500)

= log 0,0042 log 0,0494= -2,377 -1,306

d = 1,82 Normalmente, los valores para el exponente

d aumentan con la profundidad hasta que se penetra con el trpano una zona de transicin ode sobrepresin. Entonces los valores para ddisminuyen. Dado que el exponente d deberagraficarse por cada 5 a l0 pie de pozo cuando seest buscando la inflexin de la zona de presinirregular, Jorden y Shirley desarrollaron unnomgrafo para determinar rpidamente elexponente d (fig.8). Para usar el baco, primerose debe determinar la velocidad de penetracin(R) y velocidad rotativa (N).

Como ejemplo, asumir que R = 20 pie/hr y N = 100 rpm. Trace una lnea recta uniendo losdos puntos sobre las rayas R y N en elnomgrafo, 20 y 100 respectivamente. Marqueel punto de interseccin con la lnea R/60N; eneste caso, est entre 0,003 y 0,004.

Por otro lado, determine el peso sobre

trpano (Wt) y el dimetro del trpano (t). Porejemplo, supongamos que Wt = 25000 libras yque t = 9,718 pulgadas. Uniendo estos dos

puntos con una lnea recta se determina un tercer punto sobre la recta de 12Wt/106 t (0,030 en estecaso). Finalmente, trace una lnea recta entre lamarca en la lnea R/60N y la marca sobre la lnea

12Wt/106 t y lea el valor del exponente d dondela lnea recta cruza la raya d en el baco. En esteejemplo, d = 1,64.

Lo importante de recordar sobre el uso delexponente d es que su valor debera aumentar conla profundidad; si disminuye, es posible que sehaya penetrado una zona de transicin osobrepresin.

Dado que el exponente d depende de lasvariaciones de la densidad de lodo, se han hechomodificaciones para corregirlo por cambios de lamisma. La frmula es la siguiente:

dc = d x (dl1 dl2) (Ec. 17)donde

dc = exponente d corregidodl1 = densidad normal del lodo, 9,0 ppgdl2 = densidad actual del lodo, ppg

Algunos operadores y contratistas de perforacin prefieren modificar la ecuacin 17asignndole un valor diferente a dl1. En lugar deasumir una densidad normal de lodo de 9,0 ppg, adl1 se le da el valor de densidad de lodo en usoantes de cambiarla. Entonces a dl2 se le da elvalor de la densidad de lodo en uso despus deque cambi. Por lo tanto:

dl1 = densidad de lodo original, ppgdl2 = densidad de lodo nuevo, ppg.

Por ejemplo, sid = 1,64

dl1 = 12,1 ppg

dl2 = 12,7 ppg,entonces

dc = 1,64 x (12,1 12,7)= 1,64 x (0,95)

dc = 1,56El exponente d corregido es 1,56.

Indicaciones por medio de Anlisis SsmicosFrecuentemente se pueden identificar,

mediante registros ssmicos, las grandesestructuras, las arcillas masivas, las fallas y otras posibles fuentes de formacin de presiones


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irregularmente altas. A partir de tales registrosse pueden obtener los primeros indicios de posibles presiones anormales en un rea. Losintrpretes pueden predecir la presencia de presin anormal, ya que pueden ver en lassecciones ssmicas los tamaos de lasestructuras, los movimientos de fallas, la profundidad y el espesor de lechos de salinos yotras estructuras.

Dado que la medicin de presiones en latierra es una parte comn de la interpretacinssmica, pueden identificarse y medirse conexactitud las presiones que se desarrollan en lasarcillas masivas. Las modernas tcnicas ssmicasy mtodos de interpretacin proveen aoperadores y contratistas de informacin que les

permite prepararse para zonas de presionesirregulares.

Indicaciones por medio de Registros de DatosLos registros de formaciones perforadas

pueden ser muy tiles para obtenerconocimientos sobre altas presiones deformacin. Aunque tales registros pueden noayudar a predecir zonas de alta presin en el pozo que se est registrando, pueden ser de granayuda para subsiguientes pozos que se perforanen la misma zona. Algunas de las caractersticasregistradas para confirmar que se ha traspasado presiones anormales son: la resistividad de laarcilla, el tiempo de transmisin acstica, laconductividad y la radioactividad. Un mtodoque se usa para la identificacin de formacionesde presiones irregulares durante la perforacines comparando las medidas de los registrosactuales de arcillas con tendencias establecidasen lechos arcillosos normalmente compactos. Lacompactacin de la pizarra normal provoca una porosidad decreciente con la profundidad,

aumentando la resistividad con la profundidad ydisminuyendo el tiempo de transmisin snicocon la profundidad. Si se observan desviacionesde estas tendencias, probablemente se presentarn presiones de poro anormales.

Cambio en las Propiedades del LodoLas propiedades del lodo de perforacin

pueden variar a medida que aumenta la presin deformacin. Por ejemplo, cuando la presin en laformacin aumenta ms rpido que la presin dela columna de lodo, ms cuttings y esquirlas pueden disolverse en el lodo y aumentar suviscosidad. Si se perfora una roca sello de yesosobre un domo de sal o el mismo domo,generalmente aumenta la viscosidad del lodo. Unincremento de viscosidad determina una mayor prdida de agua y, en el caso de la sal, unaumento de salinidad en el filtrado del lodo. Loscambios en las propiedades del lodo pueden ser elresultado de cambios en las condiciones del fondode pozo y deben verificarse en cuanto se detectan.

Indicaciones por medio de UnidadesRegistradoras de Lodo

Ocasionalmente, los registros de lodo permiten encontrar e interpretar otras indicaciones

de presin anormal, pero estas indicaciones pueden ser difciles de reconocer para la cuadrilla.Por ejemplo, los registros de lodo permiten

detectar reacciones sutiles entre el lodo de perforacin, el trpano y la formacin que puedendar indicios de que se est penetrandoformaciones con presin anormal. Incluso otraindicacin que puede detectar un registro de lodoson los cambios en el tipo de arcillas o lutitas queel trpano est penetrando.


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Captulo 3

PROCEDIMIENTOS DE CIERRE YPRESIONES DE CIERRE DE POZOS


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Captulo 3. Procedimientos de cierre y presiones de cierre.

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3PROCEDIMIENTOS DE CIERRE Y

PRESIONES DE CIERRE ____________________________________

Cuando ocurre una surgencia, generalmente el pozo puede cerrarse sin riesgo si el casing se encuentrainstalado y cementado de manera adecuada en una formacin competente. A pesar de que los

procedimientos de cierre son bsicamente los mismos para cada pozo, las condiciones del pozo y las polticas de cada compaa a menudo tienen variaciones. Por lo tanto, muchos

Manual Control de Surgencias 2006

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