Manual Control de Surgencias

PRCTICAS

de

CONTROL de SURGENCIAS

Tercera Edicin IR AL NDICE

Por Jim Fitzpatrick Editado por Ron Baker

Publicado por PETROLEUM EXTENSION SERVICE

Divisin de Educacin Continua Universidad de Texas en Austin

1991

Traduccin al espaol expresamente autorizada a la Escuela Argentina de Control de Surgencias. Ttulo original: Practical Well Control Third Edition PETEX (Petroleum Extension Sevice) Universidad de Texas Austin U.S.A. Mendoza, Argentina 1996 Este manual o partes del mismo no pueden ser reproducidos en ninguna forma sin permiso de Petroleum Extension Service, The University of Texas ata Austin y la Escuela Argentina de Control de Surgencias. Facultad de Ingeniera U.N.C. Mendoza, Argentina.

Escuela Argentina de Control de Surgencia Mendoza - Argentina

III

CONTENIDO

Ilustraciones ............................................................................................................................... V

Tablas ......................................................................................................................................... VII

Prefacio ....................................................................................................................................... IX

Captulo 1: Conceptos de Presin .......................................................................................... 1

Captulo 2: Causas y Seales de Advertencia de Surgencia ................................................. 9

Captulo 3: Procedimientos de Cierre y Presiones de Cierre de Pozos .............................. 27

Captulo 4: Circulacin y Control de Surgencia .................................................................. 43

Captulo 5: Gradiente de Fractura de la Formacin .... .......................................................... 53

Captulo 6: Mtodos de Control de Surgencia ...................................................................... 63

Captulo 7: Operaciones de Control de Pozo Inusuales ........................................................ 83

Captulo 8: Control de Pozo para Terminacin y Reparacin . ............................................ 101

Captulo 9: Control de Pozos y Equipos Perforadores Flotantes ...................................... 123

Captulo 10: Equipo de Prevencin de Descontroles ............................................................ 137

Captulo 11: Como Organizar y Dirigir Operaciones de Control de Pozos ..................... 163

Apndice A. Consideraciones Relativas al cido Sulfhdrico ............................................. 169

Gua de H2S para Operaciones Costa Afuera ..................................................................... 172

Gua de Operaciones con H2S en Tierra ............................................................................... 175

Corrosin y H2S .................................................................................................................... 175

Apndice B. Tablas de Referencia ........................................................................................ 177

Apndice C. Ecuaciones .......................................................................................................... 207

Abreviaturas .......................................................................................................................... 225

Glosario ..................................................................................................................................... 229


IV

ILUSTRACIONES

1. No puede existir una presin mayor que la normal si la capa aflora a la superficie ................................3 2. La geometra del pozo no afecta a la presin hidrosttica. ......................................................................4 3. Estando el pozo perforado direccionalmente, la profundidad vertical verdadera es

distinta de la profundidad medida ............................................................................................................6 4. Las prdidas de presin anular son ms altas cuando el flujo de lodo es laminar, menores

cuando el flujo de lodo es turbulento. .......................................................................................................6 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 a medida que se quite el sondeo de l .....................13 6. Un dispositivo que indica el nivel de pileta muestra una ganancia o prdida en el

volumen de la pileta .................................................................................................................................18 7. 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 ..................23 9. 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 presin en 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 cierre del 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 del standpipe 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 ..................................................................34

12. Estimacin de la Resistencia de la Formacin en la zona de la Costa del Golfo de Louisiana ...............56 13. Prdida de presin por gelificacin del lodo versus miles de pies de sondeo de 5 pulgadas

y 19,5 libras por pie ..................................................................................................................................57 14. Tpico grfico de ensayo de admisin.......................................................................................................59 15. Si el trabajo de cementacin fue pobre, la presin se cae mucho antes llegar a la presin

de admisin anticipada..............................................................................................................................60 16. Planilla de ahogue de pozos, mtodo del perforador ................................................................................66 17. Cuando se conocen la PIC y la PFC, se puede trazar un grfico para la correcta presin de sondeo .......69 18. Tpica planilla de ahogue de pozo para el mtodo de Esperar y Densificar .............................................71 19. Una lnea recta conecta la PIC y la PFC en el mtodo esperar y densificar. ...........................................72 20. La PCS cae aproximadamente 30 psi por cada divisin del grfico entre la PIC y la

PFC en el mtodo esperar y densificar......................................................................................................72 21. 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 sucesivamente hasta 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 divisin luego 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 ..........................................................74 24. Planilla de ahogue de pozo para el mtodo concurrente ...........................................................................75 25. Planilla de ahogue de pozo para el mtodo concurrente ..........................................................................76 26. Normalmente una vlvula flotadora se instala en un sustituto especial por encima del trpano ..............88 27. Una vlvula reguladora de presin en posicin de venteo permite que una conexin pase

fcilmente el preventor..............................................................................................................................89 28. Si se monta un cilindro acumulador cerca del anular permitir el ingreso de fluido

y facilita la maniobras bajo presin ..........................................................................................................90 29. Unidad Snubb ...........................................................................................................................................94 30. Unidad Snubbing hidrulica .....................................................................................................................95


V

31. Jet de perforacin......................................................................................................................................112 32. Procedimientos de empaquetamiento de grava para control de arena ......................................................115 33. Pozo desviado lateralmente ......................................................................................................................117 34. Equipamiento en una terminacin de doble zona. ....................................................................................118 35. Paquer hidrulico de accionamiento dual .................................................................................................119 36. Cabezal de terminacin dual.....................................................................................................................120 37. Un desviador. Cuando est cerrado, los fluidos del pozo fluyen por una de las dos tuberas

de venteo de gran dimetro. .....................................................................................................................126 38. API RP53, Seccin 7-B ............................................................................................................................128 39. Sistema de control de BOP submarina......................................................................................................133 40. Disposiciones de BOP como ejemplo de la API RP 53 ...........................................................................140 41. BOP anular instalada en un equipo de superficie .....................................................................................141 42. BOP anular Hydril GX .............................................................................................................................142 43. BOP anular esfrica Shaffer .....................................................................................................................142 44. BOP anular Cameron ...............................................................................................................................143 45. Cabeza Rotativa .......................................................................................................................................144 46. BOP esclusas ............................................................................................................................................144 47. Esclusas parcial, ciega y de corte..............................................................................................................145 48. Las esclusas de dimetro variable estn diseadas para cerrar en varios tamaos de caera .................146 49. Dispositivos de trabas de las esclusas Cameron y NL-Shaffer a control remoto......................................146 50. Vlvula del vstago de tipo bola...............................................................................................................147 51. Vlvula cnica. ........................................................................................................................................147 52. Vlvula flotadora que utiliza una charnela a resorte.................................................................................158 53. Vlvula de control tipo bombeable ...........................................................................................................158 54. Estrangulador Cameron activado hidrulicamente ...................................................................................159 55. Panel de control del estrangulador Cameron ............................................................................................159 56. Dos platos de carburo de tungsteno con orificios en forma de medialuna forman una

abertura para el flujo de lodo en el estrangulador Super Swaco ...............................................................150 57. Panel de control del estrangulador Swaco ................................................................................................150 58. Unidad acumuladora de la bomba para la operacin de prevencin.........................................................151 59. Botella acumuladora de 3.000 psi.............................................................................................................151 60. Indicador de nivel de pileta. Los flotadores en cada pileta transmiten las variaciones del

nivel a una consola y a un registrador.......................................................................................................156 61. Cuenta emboladas de bomba y sensor de flujo de lodo. ...........................................................................157 62. Disposicin del tanque de maniobras de flujo gravitatorio.......................................................................157 63. Separador lodo-gas y el equipamiento correspondiente ...........................................................................158 64. Instalacin de un desgasificador de vaco.................................................................................................159 65. Desgasificador de fuerza centrfuga..........................................................................................................160 66. Desgasificador de bomba centrfuga y vaco ............................................................................................161


VI

TABLAS 1. Efecto de Varios Problemas en las Presiones, Peso, Nivel de Piletas y EPM...........................................86 2. Tapones de baritina ...................................................................................................................................97 3. Rangos de Densidad de Fluido..................................................................................................................108 4. Punto de Cristalizacin de las Salmueras..................................................................................................109 5. Medidas de Casing y Tubing en Teminacin Multizona ..........................................................................118 6. Terminacin Mltiple sin Tubing .............................................................................................................121 7. Volmenes de Fluidos Almacenados y Utilizados por el acumulador......................................................152


VII

PREFACIO

De los muchos problemas enfrentados por aquellos que perforan pozos, uno de los ms importantes 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 juega un rol importante en el xito del control de pozos, porque una cuadrilla de perforacin que conoce y entiende los principios y procedimientos tcnicos, es una cuadrilla que es menos probable que experimente 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. Su intencin 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 o cualquiera 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 una cuadrilla debera saber y ser capaz de hacer de manera de controlar un pozo. Adems es el libro de texto bsico usado por aquellos que realizan cursos de control de pozos conducidos por Petroleum Extension Service (PETEX). Los cursos de control de pozos de PETEX se ofrecen en principio a la industria para ayudar a proveer conocimientos tcnicos y habilidades necesarias para que el personal de perforacin alcance ciertos estndares.

La edicin original de este manual fue comisionada por Hill Butler de Simtran Corporation y fue escrita por Bill Rehm, una reconocida autoridad en control de pozos. La segunda edicin fue autora de Jim Fitzpatrick, quin dicta los cursos de control de pozos de PETEX. Fitzpatrick actualiz, 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 actualizaciones sobre normas y reglamentaciones federales referentes a la industria del petrleo.

Se debe extender el agradecimiento a aquellos en la industria del petrleo quienes desinteresadamente revisaron el material y prestaron apoyo para el esfuerzo de actualizacin. En particular, Paul Sonnemann, el gerente de entrenamiento de SEDCO/FOREX Schlumberger, debe ser reconocido 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 dedicacin de los escritores, editores, tipistas y dems personas del staff de produccin, este manual no podra haber sido revidado.

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

Ron Baker, Director Petroleum Extension Service.


VIII


1

Captulo 1

CONCEPTOS DE PRESIN

Captulo 1. Conceptos de presin.

2


3

1 CONCEPTOS 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. Se mide a la profundidad de la formacin con el pozo cerrado. Es tambin llamada presin del reservorio, o dado que se mide comnmente en el fondo del pozo con el pozo cerrado, presin de cierre de fondo de pozo.

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

EL ORIGEN DE LA PRESIN DE FORMACIN

Una teora generalmente aceptada, sobre el origen de las presiones de las formaciones por debajo de la superficie, se relaciona con los procesos de formacin de las cuencas sedimentarias. A medida que se depositan unas capas de sedimentos sobre otras, aumenta la presin de sobrecarga en las que se depositaron en un primer momento, ocurriendo as la compactacin. La presin de sobrecarga es la presin ejercida a cualquier profundidad por el

peso de los sedimentos o rocas y por el peso de los fluidos que llenan los espacios porales de la roca. Generalmente se considera que la presin de sobrecarga es 1 libra (lb) por pulgada cuadrada por pie (psi/pie). Puede variar en diferentes zonas debido a que el espacio poral y la densidad de la roca vara de un lugar a otro. As mismo, cuando aumenta la sobrecarca, habr ms compactacin y disminuye la porosidad de la roca. A medida que aumenta esta presin se produce la compactacin y decrece la porosidad de 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.


4

Debido a la compactacin, cualquier fluido que se encuentre presente en la formacin es impulsado hacia capas permeables, tales como las areniscas. Si esta capa es continua y eventualmente emerge a la superficie no pueden generarse presiones ms altas que las normales (fig 1). Sin embargo, si el fluido de una capa es entrampado por causa de una falla u otra anomala, se pueden producir presiones ms altas que las normales; en este caso estamos en presencia de una capa sobrepresurizada. Estas presiones puede ser resultado de diferentes condiciones geolgicas.

En algunos casos, los mismos procesos que entrampan los hidrocarburos pueden ocasionar una presin ms alta que lo normal. Ejemplos de tales procesos geolgicos son las fallas, las grandes 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 presin anormalmente alta.

Dado que una falla es una rotura sbita en una formacin, cuando se perfora una formacin fallada, es posible encontrarse con una zona sobrepresurizada, pasando desde una presin normal a una presin anormalmente alta en un

intervalo de tiempo muy corto. Por lo tanto, cuando se perforan este tipo de zonas, el personal debe estar alerta a la posibilidad de encontrar presiones anormalmente altas, con muy poca advertencia. Las altas presiones que aparecen a diferentes profundidades en el campo del Lago Arthur en el Sur de Luisiana son el resultado de una estructura altamente fallada. En perforaciones prximas a domos salinos suelen encontrarse altas presiones como consecuencia de fallas locales alrededor del domo. Tambin pueden encontrarse altas presiones relacionadas con fallas en reas montaosas.

Las grandes estructuras

Cualquier estructura tal como un anticlinal o un domo pueden tener presiones anormalmente altas por encima del contacto gas-agua o petrleo-agua en la zona del petrleo o del gas, porque los hidrocarburos son menos densos que el agua. Si el anticlinal o el domo es grande, las presiones anormales pueden ser bastantes altas. Frecuentemente se perfora en estructuras tales como anticlinales y domos ya que en muchas ocasiones sirven como trampas para los hidrocarburos. 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 perforar en los lechos del reservorio de cualquier estructura (comnmente arenisca, piedra caliza o dolomita).

PROFUNDIDAD(h)

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


5

Las presiones altas que se experimentaron en las primeras pocas en los campos del este de Texas surgieron de una estructura anticlinal. Dado que frecuentemente las grandes estructuras son perforadas primero por el grupo de perforacin de exploracin, stos deberan ser concientes de la posibilidad de encontrarse con altas presiones.

Los Lechos de Esquistos Masivos

En las zonas de transicin (formaciones en las que la presin comienza a diferir de la normal) y dentro de lechos esquistos masivos puede desarrollarse presin anormalmente alta debido a que la pizarra gruesa o esquisto impermeable restringe el movimiento del fluido.

Como los sedimentos yacen sobre la superficie y luego se hunden a mayor profundidad, stos soportarn el peso de la sobrecarga considerable. Los fluidos atrapados dentro de la pizarra o esquisto no pueden escapar lo suficientemente rpido y tambin soportan el peso de la sobrecarga. Estos lquidos confinados estarn bajo una presin ms alta que la normal debido a la profundidad.

Por lo tanto, cuando se encuentran pizarras gruesas, se debe esperar que la presin aumente anormalmente con la profundidad. La presin relacionada a la pizarra puede darse a cualquier profundidad, desde cerca de la superficie hasta una gran profundidad. Las presiones altas en la Costa del Golfo (US), en el Mar del Norte, en el Mar del Sur de China y en otras cuencas profundas del mundo estn frecuentemente relacionadas a lechos de esquistos masivos.

Lechos Salinos Masivos

Dado que los lechos de sal son plsticos, stos transmiten todo el peso de la sobrecarga a la roca de abajo. Por lo tanto, debera esperarse una alta presin en y debajo de los lechos salinos gruesos. Sin embargo, no se encuentran comnmente altas presiones en los lechos de sal errticos y delgados. Los lechos de sal plstica gruesa ocasionan presiones altas en el Medio Oriente en formaciones por debajo de la salina de Farrs y en los Estados Unidos en lechos por debajo de la salina de Louann. Las presiones en la salina de Zechstein en el Mar del Norte y en Alemania del Norte tambin se relacionan con el mismo fenmeno. Para controlar las presiones en el lecho y por debajo del lecho masivo salino puede ser necesario un lodo con densidades entre 16 libras por galn (ppg) y 19 ppg.

Las Arenas Cargadas

Se puede encontrar una presin de formacin anormalmente alta en arenas relativamente someras que han sido cargadas por un descontrol subterrneo. Cuando un pozo se cierra por una surgencia que se origina en una zona ms profunda que la arena, sta puede resultar cargada. Entonces, la presin de la zona inferior ingresa al pozo y escapa en la arena superior. En consecuencia, la arena superior resulta sobrepresionada por los fluidos de la zona inferior. Luego, cuando se perfora otro pozo en la esa zona, la cuadrilla de perforacin puede estar desprevenida cuando la arena cargada surge.

PRESIN HIDROSTTICA

El trmino hidrosttico deriva de hydra, que significa agua o lquido, y esttica, que significa en reposo. Ambos, el fluido de la formacin y el fluido en el pozo estn bajo presin hidrosttica, pero en la mayora de las discusiones de control de pozos, la presin de formacin se refiere a la presin del fluido en la formacin y la presin hidrosttica se refiere a la presin de fluido de perforacin en el pozo. La presin hidrosttica aumenta proporcionalmente con la densidad del fluido y con la profundidad del pozo. La geometra del pozo (el dimetro y la forma de la columna de fluido) no tiene efecto en la presin hidrosttica (fig. 2). En el pozo, la presin hidrosttica es el resultado de la densidad del fluido de perforacin y de la profundidad vertical real o verdadera (h) de la columna de fluido.

La profundidad vertical real es la longitud de una lnea vertical recta desde la superficie al fondo del pozo. La profundidad medida o total es la longitud del pozo medida siguiendo el curso real del pozo. Por lo tanto, la profundidad vertical real y la profundidad medida pueden diferir, especialmente en pozos perforados direccionalmente (fig. 3). Cuando se desea encontrar 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 unidad

usada para expresar la densidad del lodo)


6

dL = densidad del lodo en ppg u otras unidades

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

La densidad del lodo puede expresarse en ppg, libras por pie cbico (pcf), gravedad especfica u otras unidades. En los Estados Unidos, la densidad del lodo se expresa comnmente en ppg, excepto sobre la Costa Pacfica donde se expresa comnmente en pcf. Si la densidad del lodo se mide en ppg, el valor de C en la ecuacin 1 es 0,052. Si el peso del lodo se mide en pcf, el valor de C en la ecuacin 1 es 0,00694.

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

Ejemplo: Encontrar la presin hidrosttica en

un 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 = 7 066,8 Ph = 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 de cada lado se llena con una sustancia que pesa 1 ppg, la sustancia ocupa 1 pie3, 7,48 gal y pesa 7,48 lb, porque 7,48 gal x 1 ppg = 7,48 lb. Para encontrar la presin en psi ejercida sobre el fondo del recipiente, 7,48 lb se divide por 144 pulgadas cuadradas (in2), porque 144 in2 estn contenidas en 1 pie cuadrado (pie2). Dado que 7,48 / 144 = 0,05194, 0,052, una columna de lquido de 1 pie de alto y densidad de 1 ppg ejerce 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 de que un recipiente sin peso que mide 1 pie sobre cada lado contiene 1 pie3. Si el recipiente se llena de una sustancia que pesa 1 lb, entonces la sustancia tiene una densidad de 1 pcf. Para encontrar la presin en psi ejercida sobre el fondo del recipiente, 1 lb se divide por 144 in2, porque 144 in2 estn contenidas en 1 pie2. Dado que 1 / 144 es igual a 0,006944, 0,00694, una columna de lquido de 1 pie de alto y de densidad de 1 pcf ejerce 0,006594 psi sobre el fondo.

Gradiente de Lodo

La presin hidrosttica tambin se puede calcular multiplicando el gradiente de presin del fluido por la h. El gradiente de presin, o del lodo, es la cantidad de cambio de la presin con la profundidad. Se obtiene al multiplicar la densidad del lodo en ppg por la constante 0,052:

Glodo = dL x C (Ec. 2)

donde: Glodo = gradiente del lodo, psi/pie dL = densidad del lodo, ppg C = constante (el valor depende de la

unidad usada para expresar la densidad del lodo)

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

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

Entonces, en la ecuacin 1, se puede reemplazar la densidad del lodo y la constante C por el gradiente del lodo:

Ph = Glodo x h (Ec. 3)

donde


7

Ph = presin hidrosttica en psi Glodo = gradiente del lodo, psi/pie h = profundidad vertical verdadera, pie

(pies)

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

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

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

dL = Glodo 0,052 (Ec. 4)

donde dL = densidad del lodo, ppg Glodo = gradiente del lodo, psi/pie

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

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

PRDIDA DE PRESIN ANULAR

En las operaciones de control de pozos se debe tener en cuenta la presin perdida en el anular (Ppa), que es la presin que necesita la bomba para mover el lodo hacia arriba por el anular. Aunque esta presin generalmente es menor a 200 psi, a velocidades reducidas de bomba, usadas para ahogar un pozo, es muy significativa, ya que contribuye a la contra-presin en el fondo del pozo. Debido a esto, se incrementa la presin del fondo del pozo. Es decir, cuando se est circulando el lodo, la presin del fondo del pozo equilibra la presin hidrosttica ms la presin requerida para mover el lodo hacia arriba por el anular. Existe prdida de presin en el anular solo cuando se est circulando lodo y acta por la friccin que se opone al flujo de lquido por el anular. Cuando la bomba se detiene, la prdida de presin en el anular desaparece. Sin embargo, cuando el lodo

se mueve hacia arriba por el pozo, se deben superar las prdidas producidas por la friccin del lodo contra la caera de perforacin y las paredes del pozo ms la resistencia del lodo a fluir.

DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCUALCIN

Otra manera de observar el aumento de presin del fondo del pozo causado por las prdidas por friccin en el anular est en trminos de densidad equivalente de circulacin. La densidad equivalente de circulacin es una combinacin de la densidad original del lodo ms el aumento equivalente de densidad de lodo debido a la prdida de presin en el anular.

Para calcularla se puede usar la siguiente ecuacin:

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

donde DEC = densidad equivalente de circulacin,

ppg dL = densidad del lodo, ppg Ppa = prdida de presin en el anular, psi h = profundidad vertical real, pie

Como un ejemplo de clculo, supongamos que: dL = 13 ppg Ppa = 100 psi h = 8.000 pie

entonces DEC = 13 + (100 / 0,052 / 8 000) = 13 + 0,24 DEC = 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 est circulando lodo que cuando la bomba est parada. En el ejemplo, 0,24 ppg ejercen un adicional 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

Captulo 2. Causas y seales de advertencia en surgencia.

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11

2 CAUSAS Y SEALES DE

ADVERTENCIA EN SURGENCIA ____________________________________

El personal de perforacin debera conocer las causas y seales de advertencia de surgencias y ser

capaz de identificarlas fcilmente. Dado que el pozo y el equipamiento de circulacin de lodo es un sistema cerrado, cualquier fluido de la formacin que ingrese al sistema comnmente se evidenciar como un cambio en el caudal de retorno y en el volumen total de fluido en las piletas. Pueden ocurrir excepciones. Por ejemplo, cuando se usa lodo de perforacin a base de petrleo, la surgencia de gas puede disolverse en el petrleo del lodo y no mostrar indicios hasta que el gas se acerque a la superficie, se separe de 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 se observarn 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 un aumento del volumen. En cualquier caso, los medios ms efectivos para detectar surgencias y prevenir descontroles son el entrenamiento del personal, procedimientos especficos y una buena supervisin. CARACTERSTICAS DE LAS SURGENCIAS

Una surgencia es un aporte de fluidos desde la formacin al pozo, tal como petrleo, gas o agua salada, procedente de una formacin que ha sido perforada. Ocurre cuando la presin ejercida por la columna de lodo en el pozo es inferior que la presin poral en la formacin y cuando la formacin es lo suficientemente permeable como para permitir el ingreso de fluidos hacia el pozo. Cuando ocurre una surgencia, el fluido que ingresa reduce la presin de la columna de lodo, dado que los fluidos de formacin son generalmente menos densos que los lodos de perforacin. Como resultado, el fluido de la formacin puede fluir hacia el pozo a un caudal creciente. Por lo tanto, una surgencia se debera detener o controlar lo antes posible para impedir la entrada adicional de fluidos de la formacin. Mientras ms grande es la surgencia, ms difcil puede resultar tener el pozo nuevamente bajo control.

Se puede usar un modelo matemtico para ilustrar que tan rpido puede crecer la surgencia si el pozo no se ahoga con prontitud. De la ley de Darcy sobre la permeabilidad de la roca (la permeabilidad es la facilidad con que los fluidos fluyen en las rocas), puede demostrarse que el flujo de gas hacia el pozo aumenta a medida que aumenta la penetracin del pozo en la arena gasfera:

Q = (0,007 x md x P x L) ( x ln (Rd Rp) x 1440) (Ec.8)

donde: Q = caudal, (bbl/min) md = permeabilidad; milidarcys (md)

P = presin diferencial, psi L = longitud de seccin abierta de drenaje del pozo, pie = viscosidad de gas ingresante, cp Rd = radio de drenaje, pie Rp = radio del pozo, pie. Como ejemplo, se presume que: md = 200 md

P = 624 psi L = 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) = 17 472 864 Q = 20 bbl/min

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


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

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

La presin de la formacin ser mayor que la presin del lodo cuando supere a la presin hidrosttica ejercida por la columna de lodo. Tambin ser mayor cuando la columna de lodo disminuye su altura en el pozo. Aunque la densidad del lodo sea la adecuada para controlar la presin de formacin con el pozo lleno de lodo, si la altura de la columna de lodo disminuye, como consecuencia bajar la presin hidrosttica. Generalmente, la cada ocurre porque no se reemplaza el volumen de la caera que se saca por el lodo suficiente. La prdida de circulacin tambin puede ocasionar la cada de la altura de la columna de lodo.

TIPOS DE DESCONTROLES

Un descontrol es el flujo descontrolado del fluido proveniente del pozo. Un descontrol subterrneo es el flujo del fluido dentro de una formacin subterrnea. Si ocurre una surgencia y se cierra el pozo, puede romperse o fracturarse una 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 fracturada ocurriendo un descontrol subterrneo. Otro tipo de descontrol subterrneo ocurre si se fractura la formacin en la zona del zapato del casing y se crateriza el pozo. La presin se canaliza por fuera de la caera de entubacin y escapa hacia la superficie.

Los descontroles ocurren con la misma frecuencia tanto durante la perforacin como durante la extraccin del sondeo. Por lo general, ocurren durante la perforacin por causa del aumento de la presin de formacin, y durante la

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

CAUSAS DE SURGENCIAS

Una surgencia ocurre cuando la presin hidrosttica ejercida por la columna de fluido de perforacin en el pozo es menor que la presin de los fluidos en una formacin porosa y permeable que se est atravesando. Por lo tanto, la manera principal para controlar un pozo es manteniendo la presin hidrosttica correcta.

Sin embargo, durante la perforacin de un pozo pueden darse condiciones que permitan que la presin de formacin exceda a la presin hidrosttica, y el pozo puede surgir. El personal debera ser consciente de estas condiciones y prepararse para una rpida y apropiada accin tendiente a controlar el pozo. En general, las surgencias son ocasionadas por: una insuficiente densidad de lodo, no mantener el pozo lleno de lodo, pistoneo de sacada y pistoneo de bajada, prdida de circulacin y presin anormal.

Densidad Insuficiente de Lodo

Durante las operaciones de perforacin, el elemento principal para controlar un pozo es la densidad del lodo. Si la densidad de lodo provoca menos presin que la presin poral de la formacin, tendremos una condicin de desequilibrio y los fluidos provenientes de una formacin permeable podrn ingresar al pozo. En estas condiciones puede ser de gran dificultad controlar el pozo. Por otro lado, una condicin de desequilibrio tal que la densidad de lodo genere ms presin que la presin poral de la formacin, puede provocar problemas tales como la fractura de formaciones dbiles, bajos niveles de penetracin y prdida de circulacin. Normalmente se prefiere perforar bajo condiciones prximas al equilibrio, aunque una condicin de desequilibrio puede mejorar el grado de penetracin.

Falla en Mantener el Pozo Lleno de Lodo

Probablemente la causa ms comn de surgencias de pozos es no mantener el pozo lleno de lodo durante las maniobras de sacada o bajada de 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 a medida que se quite el sondeo de l. del volumen de acero retirado (fig.5). Esta disminucin del nivel de lodo reduce la presin hidrosttica. La frmula de la presin hidrosttica

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

donde: Ph = presin hidrosttica, psi dL = densidad de lodo, ppg h = profundidad vertical verdadera, pie. indica que, si por cualquier razn se cambian la dL o la h, tambin cambia la Ph. Si se permite que baje el nivel de lodo en el pozo, cambia la h y tambin cambiar la Ph. Se puede calcular la cantidad de presin hidrosttica perdida al retirar caera fuera del pozo.

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

retirado mojado, psi Glodo = gradiente de lodo, psi/pie Cs = capacidad del sondeo, bbl/pie Ds = desplazamiento del sondeo, bbl/pie Cc = capacidad de casing o pozo, bbl/pie. Como ejemplo, considere que:

Glodo = 0,624 psi/pie Cs = 0,01393 bbl/pie Ds = 0,00648 bbl/pie Cc = 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 retira mojada del pozo. A un valor de 0,27 psi/pie, por cada tiro de caera de 90 pies que se la presin hidrosttica se reduce aprox. 25 psi. Por tanto, cinco tiros de caera reducirn la presin hidrosttica en 125 psi y diez tiros de caera la reducirn en 250 psi.

Si la caera se retira seca o vaca, la prdida de presin por cada pie de tubera se puede calcular como:

Ppts = (Glodo x Ds) (Cc - Ds) (Ec. 10)

donde Ppts = presin perdida por cada pie de tubera

retirada seca, psi Glodo = gradiente de lodo, psi/pie Ds = 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/pie Cc = 0,07019 bbl/pie. Por lo tanto: Ppts = (0,624 x 0,00648) (0,07019 - 0,00648) = 0,00404 0,06371 Ppts = 0,06 psi

En este ejemplo, la presin hidrosttica se reduce en 0,06 psi por cada pie de caera que se retira seca del pozo. Por cada tiro de caera de 90 pie que se retira seco, a un valor de 0,06 psi/pie, ocurre una reduccin de aprox. 5,4 psi en la presin hidrosttica. Por lo tanto, cinco tiros de caera reducen la presin hidrosttica en 27 psi y diez tiros de caera la reducen en 54 psi.

Para prevenir la cada de la presin hidrosttica al retirar la caera, debe reemplazarse con fluido el volumen de acero y el lodo removidos del pozo. Se debe conocer la cantidad exacta de fluido necesario para llenar el pozo. Entonces, si el pozo toma menos fluido que el calculado para llenarse, est ocurriendo un aporte o alimentacin de fluido desde la formacin hacia el pozo.

El llenado frecuente o continuo del pozo es esencial para mantener la presin suficiente en el fondo del pozo e impedir el aporte de fluidos desde formacin. El llenado del pozo debera realizarse con un programa regular de trabajo, dependiendo de su dimetro y del dimetro de la caera. En general, un pozo de dimetro pequeo debera llenarse con mayor frecuencia que un pozo de dimetro grande. Bajo condiciones normales, muchos operadores solicitan llenar el pozo luego de retirar no ms de cinco tiros de caera de perforacin.

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

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

tomado por el pozo durante las maniobras es con el uso de un tanque de maniobras. Este tanque calibrado permite al equipo de operarios medir cambios relativamente pequeos en el volumen de lodo (frecuentemente en incrementos de 1/4 bbl o 1/2 bbl). Si el pozo no toma la cantidad correcta de lodo durante una sacada, se deber bajar el sondeo al fondo y circular el aporte hacia afuera antes de continuar con la sacada de sondeo.

Si ocurre una surgencia durante la sacada de sondeo, la mayora de los operadores recomiendan que, de ser posible, y despus de cerrar el pozo, bajar la tubera nuevamente al fondo. Un procedimiento comn es cerrar el pozo y bajar la tubera bajo presin. Se recomienda que la tubera se baje hasta el fondo, porque puede ser difcil, si no imposible, ahogar el pozo con mtodos de ahogo desde superficie y evitar la fractura de una formacin dbil todava expuesta al pozo abierto.

Pistoneo

El pistoneo se produce cuando el lodo es incapaz de escurrir entre la superficie del sondeo y las paredes del pozo tan rpido como se retira el sondeo. Incluso aunque el pozo est lleno de lodo de 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 aumenta cuando: (1) se retira la tubera demasiado rpido; (2) se usa lodo de alta viscosidad y alta resistencia de gel; (3) se tiene un trpano embolado por barro; (4) el sondeo est tapado; (5) el revoque es demasiado grueso o (6) se tiene poca luz entre el sondeo y el pozo. Por lo general el pistoneo ocurre cuando se retiran los primeros tiros.

Para determinar la probabilidad de que ocurra un pistoneo, es prctica comn hacer una carrera corta sacando unos pocos tiros de sondeo y muy cuidadosamente 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 pueden causar errores en el nivel de llenado debido a que el tapn tiende a caer empujando el lodo, que es ms liviano, en la caera y hacia afuera. En todo caso, si se detecta el pistoneo, puede bajarse la caera al fondo y circular el pozo para quitar el fluido invasor. Generalmente se puede reducir o eliminar el pistoneo disminuyendo la velocidad de sacada del tubo.

Algunas veces se agrega un margen de seguridad o maniobra a la densidad de lodo para


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contrarrestar los efectos del pistoneo, ya que la densidad de lodo utilizada para ahogar un pozo generalmente es suficiente para equilibrar la presin de formacin y frecuentemente no incluye el margen de seguridad que algunos operadores consideran necesario para operaciones de perforacin normales. Este margen de seguridad o margen de maniobra quiz sea necesario para compensar el pistoneo que puede ocurrir durante las conexiones y las maniobras. Tambin para compensar la reduccin peridica en la presin hidrosttica que ocurre si el pozo se llena de manera intermitente cuando se retira la tubera. Los procedimientos para determinar el aumento de la densidad del lodo, para un determinado margen de maniobra, se basan generalmente en el aumento deseado de la presin de fondo del pozo. Para pozos poco profundos se recomienda 50 psi; para perforaciones ms profundas se recomienda de 200 psi a 300 psi.

Para una determinada presin de fondo, el incremento de la densidad del lodo se puede calcular como sigue:

dL = Pf 0,052 h (Ec. 11) donde

dL = aumento de densidad de lodo, ppg Pf = aumento deseado de presin de fondo de

pozo, psi h = profundidad vertical real del pozo, pie

Como ejemplo, consideremos que se ahoga un pozo de 10.000 pies (h) luego de una surgencia. Para determinar la densidad adicional necesaria del lodo que provea un margen de maniobra igual a un incremento de presin de fondo de pozo de 250 psi ser:

dL = 250 0,052 10.000 = 0,48

dL = 0,5 ppg La densidad del lodo deber incrementarse

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

Tambin se puede calcular el margen de maniobra usando el punto de fluencia del lodo. Comnmente puede encontrarse en el informe de lodo de los ingenieros, o con la utilizacin de un viscosmetro. La ecuacin es:

Mm = yp [11,7 x (p es)] (Ec. 12)

donde: Mm = margen de maniobra, ppg

yp = punto de fluencia, lb/100 pie2

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

Como ejemplo, considere una situacin con estos valores:

yp = 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 un adecuado margen de maniobra, teniendo como datos el punto de fluencia, tamao de pozo y tamao de tubera.

Muchos operadores recomiendan que el margen de maniobra sea agregado al lodo de perforacin solamente despus de ahogar el pozo. Si el margen de seguridad se agrega al lodo con densidad de ahogue, y si el lodo con densidad de ahogue calculado es menor que el actualmente necesitado para ahogar el pozo, entonces la densidad del lodo que se supone contener un margen de seguridad puede solo ser suficiente para equilibrar la presin de formacin. En este caso, puede ocurrir otra surgencia cuando se reanuden las operaciones de perforacin.

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

Pistoneo de Bajada o Surging

Surging es el aumento de la presin en el pozo provocado por la bajada de la sarta de perforacin. La tendencia del lodo de adherirse a la caera de perforacin y a la pared del pozo crea friccin a medida que la caera desciende. La presin necesaria para superar esta friccin est 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 la caera 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. Para minimizar el pistoneo de bajada, (1) baje la sarta de sondeo en forma suave y lenta; (2) mantenga el lodo en el sistema en buenas condiciones, con la viscosidad y resistencia de gel al mnimo; (3) circule peridicamente mientras maniobra con la sarta; (4) asegrese que el volumen de lodo que salga del pozo iguale el volumen de caera que se ingresa; y (5) estar atento a puntos de estrechamiento de calibre en el pozo. Dado que la resistencia de gel del lodo esta relacionada con el pistoneo en ambos sentidos (swabbing y surging), cunto ms alta sea la resistencia del gel, mayor ser la presin requerida para lograr que el lodo fluya nuevamente. Existe una frmula til para calcular la presin necesaria para superar la resistencia de gel de lodo:

Pg = ( 300 is) x Ls (Ec. 13) donde Pg = 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 usando 12000 pie de barra de sondeo con un dimetro interno de 4,276 pulg. y que la resistencia de gel en 10 min del lodo es 10 lb/100 pie2, por lo tanto:

= 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 12 000 Pg = 93,5 psi.

La solucin indica que se necesitan alrededor de 94 psi para romper la resistencia del gel de lodo y lograr que fluya nuevamente. La velocidad de la bomba, al arrancarla, se debe aumentar lentamente para lograr la presin necesaria para romper la gelificacin, de lo contrario, se podra fracturar una formacin sensible y causar la prdida de circulacin por causa de un pistoneo.

Prdida de Circulacin

La perdida de circulacin, un problema bastante comn en operaciones de perforacin de pozos, puede causar la cada del nivel del lodo en el pozo. Como resultado, puede variar el balance hidrosttico que provee el control principal de un pozo. Dado que una de las causas de prdida de circulacin es una fractura en la formacin, y dado que el lodo pesado puede fracturarla, se deber tener siempre presente esta posibilidad cuando se circula lodo pesado para controlar presiones de formacin.

La resistencia de la formacin, que es la capacidad de una formacin expuesta de soportar fluido de perforacin de cierta densidad sin la prdida de circulacin, est relacionada con el peso de la sobrecarga y la presin del fluido en los espacios porales de la formacin. Si la presin ejercida por la columna de fluido de perforacin en el pozo es mayor que la presin de fractura de una formacin, entonces la formacin se fracturar, se perder todo el lodo del pozo y descender el nivel de fluido del pozo. La cada en el nivel de fluido, debido a la prdida de circulacin, puede ocasionar que la presin de fondo de pozo disminuya por debajo del nivel requerido para equilibrar la presin poral de una formacin expuesta, provocando entonces, una surgencia o posiblemente un descontrol. La prdida de circulacin puede ocurrir an cuando no se ha excedido la presin de fractura de la formacin. Por ejemplo, cuando se penetran formaciones cavernosas, falladas, agrietadas, o fisuradas, stas pueden tomar todo el lodo del pozo cuando la presin de formacin es menor que la presin hidrosttica.

Presin Anormal

Las presiones anormales de formacin son aquellas mayores que la ejercida por una columna llena de fluido de formacin de peso normal. En la mayora de las reas, el fluido considerado de peso normal es agua salada de formacin. El valor de la presin normal se expresa frecuentemente como 0,465 psi/pie (gradiente de presin del agua salada con una densidad ligeramente menor a 9 ppg) y puede variar dependiendo de la salinidad del agua local de formacin.

Como se mencion anteriormente, algunas causas de presiones anormales son las estructuras falladas, domos de sal y aportes subterrneos que cargan otras formaciones penetradas por el pozo. Otras causas son las elevaciones, la erosin y las arcillas subcompactadas. Puede producirse


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presin anormal en aquellas reas donde los sedimentos compuestos de arena o arcilla fueron depositados rpidamente y el agua de formacin (agua en los espacios de poro de roca que estaba presente cuando la roca se deposit) no pudo escapar 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 la arcilla o la densidad. Tambin se pueden evaluar las presiones anormales con estudios de los parmetros de perforacin, evaluacin silicoclstica de erosin, anlisis geofsicos, medicin directa de presin y el uso del valor normalizado de penetracin o exponente d.

ADVERTENCIAS DE SURGENCIAS

Frecuentemente es posible detectar estas presiones antes que puedan causar un descontrol, dado que las leyes fsicas determinan la ocurrencia de presiones en la tierra. Los indicios de presin en la tierra y la respuesta de un equipo de perforacin a estos indicios son comnmente muy claros y directos. Por tanto, un perforador o jefe de perforacin atento debera ser capaz de reconocer estos indicios y actuar adecuadamente.

Las indicaciones incluyen cambios en la velocidad de perforacin, incremento en el flujo de lodo desde el pozo, ganancia de nivel de pileta, disminucin en la presin de bomba y aumento en la velocidad de bomba, incremento en el torque de rotacin, incremento en el arrastre y relleno, cambio en el tamao de cuttings, incremento en el peso de herramienta, incremento en diferentes tipos de gases, incremento en salinidad, incremento en la temperatura de la lnea de flujo, cambio de la densidad de arcilla, lodo cortado por gas, cambio en el valor normalizado de penetracin, indicaciones de anlisis ssmicos, indicaciones de registros de pozo, cambios en la propiedades del lodo e indicaciones de registros de valores del lodo.

Cambios en la Velocidad de Perforacin

Un mtodo directo para detectar arcilla o formaciones de arena con sobrepresin es a travs de la observacin de cambios en velocidad de perforacin. Generalmente, cuando el trpano atraviesa una formacin con sobrepresin la velocidad de penetracin aumenta. Contrariamente, cuando se usa un lodo de perforacin a base de petrleo y un trpano

de diamante, la velocidad de penetracin puede decrecer. Cuando ocurre un aumento repentino de la velocidad de perforacin se dice que se ha producido un quiebre de la perforacin (drilling break), y cuando ocurre lo contrario, es decir una disminucin repentina de la velocidad de perforacin se dice que se ha producido un quiebre inverso (reverse drilling break). Un aumento de velocidad es generalmente ms fcil de detectar que una disminucin de la misma.

Un quiebre en la perforacin puede indicar que el trpano est penetrando una seccin de arena con sobrepresin. Generalmente se perfora ms rpido cuando ocurre una reduccin del sobrequilibrio 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 la misma y se realiza un control de flujo.

La velocidad de penetracin tambin se ve afectada por factores tales como la capacidad de limpieza del lodo en el fondo del pozo, el peso sobre el trpano, velocidad de la mesa rotativa y las propiedades de fluidez del lodo. El tipo de trpano y su condicin tambin influyen en la velocidad de penetracin. Sin embargo, cuando la velocidad de penetracin cambia sbitamente, puede indicar que la formacin que se est perforando ha cambiado y todo el equipo de trabajo deber estar alerta a la posibilidad de una surgencia.

Incremento del Flujo de Lodo de Retorno

Si 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 pesar de que el incremento puede ser difcil de detectar. La mejor manera de detectar un incremento del flujo de retorno es generalmente mediante dispositivos de medicin de flujo. Si se sospecha que el pozo puede estar fluyendo, y no se cuenta con tales dispositivos, pare la perforacin, eleve el vstago sobre la mesa rotativa, pare la bomba y controle la lnea de retorno de flujo desde el pozo. Este procedimiento se denomina control de flujo. Al parar la bomba se detiene la circulacin y causa una reduccin en la presin del fondo del pozo equivalente a la cada de presin anular. Si el 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 tres minutos) probablemente no est ocurriendo ninguna surgencia. Si se est usando lodo a base de petrleo, ser conveniente un mayor tiempo de observacin de la lnea de flujo (se recomienda hasta 30 min) por que el lodo a base de petrleo absorbe gas. De hecho, 1 bbl de lodo a base de petrleo puede absorber aproximadamente 100.000 pie3 de gas. Por lo tanto, se debe esperar el tiempo suficiente para que el gas emigre hacia arriba, abandone el lodo y 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 para controlar la presin en el sondeo y en el manmetro de presin del anular. Siempre el paso ms importante, en caso de ser necesario ahogar el pozo, es parar la bomba y cerrar el pozo para ver si existe presin.

Si el pozo fluye con la bomba apagada, pero aparece poca o ninguna presin cuando se cierra el pozo, es probable que solo sea necesario incrementar ligeramente la densidad del lodo para sobreequilibrar la presin hidrosttica a la presin de formacin.

Si aparecen presiones en el sondeo y en el casing cuando las BOP estn cerradas y el pozo est completamente cerrado, entonces, se debe iniciar los procedimientos para ahogar el pozo.

Se debe tener en cuenta que en una locacin offshore, los instrumentos de medicin de flujo de retorno pueden proveer indicaciones poco confiables debido a los movimientos del barco de perforacin. Tales movimientos afectan solo al censor de lnea de flujo. El equipo totalizador de volumen de pileta agrega movimiento en las piletas y generalmente es confiable. Sin embargo, el tiempo puede ser mayor antes de observar cualquier cambio.

Aumento del Nivel de Pileta

Una ganancia de pileta es una positiva indicacin de que est ingresando fluido de formacin al pozo, a menos que sea provocada una ganancia de fluido en los tanques o piletas, cuando se cambian los fluidos en los tanques o mediante alguna accin similar. Muchos operadores requieren que cada equipo de perforacin y terminacin tenga algn tipo de dispositivo indicador de nivel de pileta que

indique rpidamente la ganancia o prdida de lodo (Fig. 6). Para pozos de exploracin y pozos de desarrollo, donde se espera que las presiones sean altas, muchos operadores y contratistas consideran esencial el uso de instrumental de indicacin y registro de nivel de pileta. El registrador se debe ubicar de forma tal que el perforador pueda ver el medidor mientras perfora o realiza maniobras y deber ser notificado en cualquier momento en que se agrega lodo o se lo saca 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 que estn alertas a los cambios de nivel de las piletas. Una ganancia de pileta es evidencia segura de que ese fluido, en el pozo, est siendo desplazado por fluido de formacin que est ingresando al pozo.

La cantidad de presin anular necesaria para contener una surgencia depende principalmente de la rapidez de cierre del pozo. Un rpido cierre retiene ms lodo que el cierre lento. Cuando grandes cantidades de lodo abandonan el pozo, ser necesaria una mayor presin en la superficie para contener la presin de formacin, debido al acortamiento de la columna de lodo que queda en el pozo. A medida que sea necesaria una mayor presin de anular en superficie mayor es el riesgo de fracturar la formacin y de provocar un descontrol subterrneo. Por lo tanto, el equipo de trabajo debe ser capaz de reconocer inmediatamente una ganancia de pileta, realizar un control de flujo y cerrar el pozo.

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


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cercana al retorno del pozo ser la de nivel ms alto. Debido a esta diferencia de niveles, la mayora de los dispositivos de registro de niveles de pileta se disean para medir y promediar el nivel en cada una y combinar o totalizar el promedio del registro en una indicacin nica. La mayora de los dispositivos de indicacin proporcionan una lectura constante de barriles ganados o perdidos. Una ganancia en el volumen de pileta es, para el perforador, una seal para realizar inmediatamente un control de flujo. Si el pozo fluye, se debe cerrar.

El valor de la ganancia en pileta puede ser un indicativo de la permeabilidad de la formacin surgente. Por ejemplo, un flujo rpido de 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 de lodo fluye desde el pozo. El flujo puede comenzar casi en el mismo momento en que se cruza la zona de alta presin. Una surgencia de una formacin de alta permeabilidad puede ser repentina y muy peligrosa.

Si una formacin de alta permeabilidad tiene una presin ligeramente por sobre la presin de lodo, puede resultar difcil detectar rpidamente la surgencia. Inicialmente el valor del flujo es bajo y la ganancia de pileta puede ser muy gradual hasta que el gas est cerca de la superficie. All comienza la expansin, el pozo se descarga rpidamente, se reduce la presin de fondo pozo y el flujo del lodo aumenta rpidamente. Un quiebre de perforacin puede asociarse con una ganancia de pileta, pero esta ganancia puede ser pequea hasta que el gas se encuentre muy arriba en el pozo.

Si la surgencia se origina en una formacin de baja permeabilidad o compacta, desbalanceada por presin de lodo, solo puede ocurrir una lenta ganancia de pileta. Si el desbalance es pequeo, puede aparecer solo lodo contaminado por gas. Ms an, puede no ocurrir un cambio en el valor de penetracin. Como el aporte de fluidos desde formaciones compactas es lento, la cuadrilla tiene mucho tiempo para reaccionar. Puede ser peligroso, sin embargo, asumir que una surgencia viene de una formacin compacta sin experiencia considerable en el rea, Las surgencias de formaciones de alta permeabilidad que son solo ligeramente desbalanceadas tambin comienzan con una ganancia lenta de pileta.

Disminucin de la Presin de Bomba y Aumento de Velocidad de Bomba

La presin de circulacin est relacionada con la prdida de presin por friccin en el equipo de superficie, en las barras de sondeo y en los portamechas, en las boquillas del trpano y en el anular. Adems, cualquier desequilibrio en la presin hidrosttica entre el interior y el exterior de la herramienta de perforacin afecta a la presin de circulacin. Por ejemplo, si se encuentra gas durante la perforacin, ste sube y se expande en el anular. La expansin del gas desplaza parte del fluido del anular, de modo que ahora se tendr una columna de fluido en el anular ms liviana que la del interior del sondeo. Existir una condicin de desequilibrio entre el fluido en el interior del sondeo y la columna mixta de lodo y gas en el anular a menos que se cierre la BOP. La presin de circulacin disminuye gradualmente con la presencia de fluidos ms livianos en el anular y a menos que se cambie la aceleracin de la bomba, la velocidad del bombeo aumentar lentamente. Si hay mucho gas involucrado, aumenta el flujo desde el pozo, ocurre una rpida ganancia de pileta y estar en camino un descontrol a menos que se cierre la BOP.

Aumento del Torque de Rotacin

El torque aumenta con la profundidad en zonas de presin normal, pero muestra un aumento mayor en una zona de transicin donde las presiones de formacin pasan a ser anormales. En una zona de transicin, pueden caer al pozo grandes cantidades de recortes de lutitas, aprisionar el trpano e impedir su rotacin. El trpano tambin corta recortes ms grandes en una formacin que est cambiando. Como resultado, los recortes se acumulan arriba y alrededor de los portamechas y aumentan el torque de rotacin. As, un aumento del torque puede ser un buen indicador de presin de formacin creciente y de una potencial surgencia.

Aumento en el Arrastre y Relleno

Si la presin de formacin es mayor que la presin hidrosttica durante el tiempo en que se detiene la circulacin para realizar una conexin o maniobra, la formacin puede aprisionar el sondeo o el portamechas (relleno). Este aprisionamiento ocasiona que el sondeo arrastre al moverse. Por otro lado, algunas arcillas son sensibles al agua del lodo, se expanden y se


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desmoronan dentro del pozo cuando estn expuestas al agua del lodo, causando arrastre y relleno. Cuando el arrastre y relleno aumenta durante las maniobras y conexiones, puede ser una seal de una creciente presin de formacin y no simplemente de problemas de arcillas.

Cambios en el Tamao de los Recortes (Cuttings)

En formaciones duras, a medida que aumenta la presin poral puede ocurrir un aumento en el tamao de cuttings. Por otro lado, los cuttings pueden disminuir en tamao o hacerse muy pequeos en sedimentos de origen costero y marino. O a veces la tela de zaranda se puede cubrir completamente con esquirlas largas de arcilla (en la jerga petrolera: "se empasta"). Una zaranda empastada puede ser un indicio de presin de fondo ms alta. En todo caso, un cambio en las caractersticas y en el tamao de los recortes sobre la zaranda es una advertencia de un cambio del fondo de pozo que puede indicar una presin mayor.

Aumento en el Peso de Herramienta

La 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. Cuanto ms denso es el lodo, ms pesa y mayor es el empuje sobre la herramienta. Por lo tanto, cuando ocurre una surgencia y los fluidos de formacin 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 observarse sobre el indicador de peso en la superficie.

Incremento en Diferentes Tipos de Gas

Algunos indicadores de surgencia requieren instrumentacin especial para su deteccin y anlisis. Un aumento en los diferentes tipos de gases un indicador. Usando un detector analizador de gas puede establecerse una base, o lnea de tendencia normal, para los gases de hidrocarburo provenientes del pozo. Esta tendencia normal puede compararse a datos subsiguientes. Si el tipo de gas encontrado en el lodo se incrementa, es posible que hayan incrementado las presiones porales. En general, el gas puede aparecer como gas de cutting, de conexin y de maniobra.

Gas de Cutting

Durante operaciones de perforacin, se puede medir el gas contenido en los recortes y que llega a la superficie. Generalmente, es muy poco. Midiendo estas pequeas cantidades se establece una base o lnea de tendencia. Al monitorear la lnea base del gas de cutting se puede detectar un aumento, y este aumento puede indicar que ocurre o 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 presin de fondo de pozo disminuye debido a la reduccin de la presin de circulacin por friccin en el anular (prdida de presin anular). Si alguna de estas situaciones provoca que la presin de fondo caiga por debajo de la presin de formacin, entonces pueden entrar los fluidos de la formacin (incluyendo el gas), o fluir hacia el pozo. Estos pequeos ingresos de fluidos no pueden detectarse en la lnea de flujo, pero un analizador de gas puede dar una lectura de desviacin de la tendencia de base una vez que el influjo se ha circulado a superficie.

Gas de Maniobra

El 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 circula a la superficie, aparecer como un aumento en las lecturas 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 deja una concentracin ms alta de sales en el agua de formacin residual; por lo tanto, puede esperarse que la salinidad del agua de formacin aumente cuando el trpano perfora una zona con sobrepresin. Como la salinidad aumenta, los recortes y derrumbes disueltos en el lodo aumentarn la salinidad del filtrado. Tambin es probable que la salinidad del filtrado de lodo sea afectada si el agua de una formacin fluye o se vierte en el pozo. En cualquiera de estos casos, salinidad o cloruros, los controles del filtrado de lodo pueden indicar el aumento de salinidad (Fig. 7).


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Figura 7. El filtrado de lodo controlado por contenido de cloruro o salinidad. Luego de agregar cloruro de potasio al filtrado, se agrega nitrato de plata hasta que persista un color rojo-anaranjado por ms de treinta segundos.

Un cambio de salinidad en el filtrado de

lodo indica un cambio y, si esto ocurre, se debe determinar el origen de dicho cambio. Primero, debe verificarse el agua constituyente del lodo de perforacin. Si no muestra un cambio en la salinidad, el problema debe venir desde el pozo.

Generalmente, los cambios de cloruros o de salinidad en el lodo son detectados primero por el ingeniero de lodo, quien rutinariamente hace pruebas de cloruro en el lodo. Mientras el procedimiento usual para el ingeniero de lodo es informar hallazgos para alertar a los supervisores, es importante para el perforador reconocer la importancia de la prueba de cloruro y ser consciente del tipo de agua de constitucin en el lodo de perforacin en uso en el pozo. Si ocurriera un aumento de cloruro, puede muy bien ser un indicio de aumento de las presiones porales.

Incremento en la Temperatura de Lnea de Flujo

Dado que la temperatura y la presin se relacionan, el gradiente trmico puede bajar considerablemente en una zona de transicin y puede aumentar rpidamente en una zona de presin. Si es posible medir con precisin la temperatura de lnea de flujo, puede predecirse la zona anormal.

Es necesario usar un trazado punto a punto que muestre todas las variables que afectan a la temperatura de lnea de flujo. Un trazado as, es til para confirmar que la causa de un cambio de temperatura de lnea de flujo es un cambio en una de las variables en lugar de un cambio en la presin de formacin. La causa y la magnitud del cambio se anota sobre el trazado, y esa

cantidad se agrega o resta de la lectura real para producir un trazado continuo. Puede establecerse una lnea de tendencia normal y reconocerse fcilmente las salidas de esta tendencia. Los puntos altos y bajos podran tener 5 a 6 F de diferencia. Es difcil un trazado preciso debido a la naturaleza variable de un sistema circulante. Algunas de las variables que afectan la temperatura de lnea de flujo son: (1) densidad de lodo, (2) contenido de slidos, (3) propiedades del flujo, (4) niveles de circulacin y (5) geometra del pozo.

Cambio en la Densidad de la Arcilla

Normalmente, la densidad de las arcillas aumenta con la profundidad, debido a que el peso unitario de arcilla es mayor, el agua libre es expulsada por el proceso de compactacin y emigra hacia formaciones de arena. Se puede sospechar de un aumento de presin de formacin cuando la densidad disminuye por debajo de una lnea normal de tendencia. Es difcil el uso de este mtodo para detectar la presin de formacin debido a problemas en seleccionar partculas representativas de arcilla y en hacer medidas precisas de densidad.

La densidad de las arcillas disminuye a medida que se penetra una zona de transicin de presin mayor, porque la arcilla anormalmente presionada contiene ms agua. La penetracin y el tamao de los cuttings tambin aumentan. Se pueden hacer mediciones directas de densidad de las arcillas, pero la interpretacin debe hacerse con cuidado, porque tales medidas son frecuentemente enmascaradas por cambios en la mineraloga.

Lodo Contaminado con Gas

Frecuentemente, el lodo de perforacin contaminado con gas no es una seal de una surgencia de pozo ya que el gas de cutting no reduce la presin de fondo de pozo en una cantidad importante. El gas de cutting comnmente no ocasiona una gran reduccin en la presin de fondo de pozo debido a que el gas se comprime; el peso del lodo encima del gas lo mantiene en un volumen pequeo. Si el volumen de gas en el lodo es pequeo, entonces la reduccin de presin de fondo de pozo es tambin pequea. Como el gas se circula hacia la superficie, la presin hidrosttica disminuye y el volumen de gas aumenta. El gas se expande cerca de la superficie y por lo tanto aliviana al lodo en la lnea de flujo. Sobre el fondo, sin embargo,


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donde la presin hidrosttica es alta, el volumen de gas es pequeo y ocurre muy poca reduccin en la presin de fondo de pozo.

El lodo se puede contaminar con gas por diversas razones. Por ejemplo, cuando se perfora una formacin portadora de gas, el gas se introduce en el lodo desde la roca que es destruida por el trpano. En este caso, el gas de cutting es comnmente un indicio de que se ha penetrado un reservorio de roca o arcilla con depsito de gas. No es el resultado de una densidad de lodo demasiado baja como para sobre equilibrar la presin de formacin. Si existe alguna duda, se debe parar la bomba y hacerse un control de flujo del pozo.

El gas de cutting tambin se manifiesta al perforar una formacin de baja permeabilidad que contiene gas a presin mayor que la presin ocasionada por la columna de lodo. Dado que la formacin no es muy permeable, el influjo de gas es lento. El gas de tal fuente puede causar un incremento en gas de cutting, de maniobra o gas de conexin y es un aviso de que se puede estar acumulando presin en el pozo.

Cuando la presin del lodo es cercana a la presin de formacin, el gas de conexin o de maniobra puede ocasionar tambin que el lodo se contamine. Cuando la bomba se para, la presin de fondo de pozo se reduce en la cantidad de la prdida de presin por friccin en el anular. Adicionalmente, la presin de fondo de pozo se reduce cuando se saca caera debido a la prdida de presin por friccin del lodo que cae 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 diferencia relativamente grande en la presin de fondo de pozo. Esta diferencia puede ser suficiente para el desbalance momentneo del pozo, permitiendo as el ingreso de gas de conexin o de maniobra al pozo. Para reducir la presin del fondo, el gas tiene que reemplazar al lodo del pozo, entonces el lodo va a las piletas como una ganancia en volumen.

La reduccin en la presin de fondo de pozo puede calcularse por el aumento de volumen de pileta. Generando un valor de presin por unidad de volumen en el anular (en este caso psi/bbl) y multiplicando este valor por el incremento del volumen de pileta en bbl, puede determinarse la reduccin 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/pie CA = capacidad anular, bbl/pie GP = ganancia de pileta, bbl

Por ejemplo, suponga un pozo de 20 000 pie de profundidad y que el lodo se ha contaminado con gas disminuyendo su densidad desde 18 ppg a 9 ppg. El gradiente del lodo es 0,936 psi/pie (determinado por 0,052 x 18 ppg), el volumen anular es 0,0896 bbl/pie, y el aumento de volumen de pileta es 10 bbl. Cunto se ha reducido 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 en fondo, la presin de fondo de pozo se reduce solo 104 psi. Aunque 104 psi es un valor relativamente pequeo en vistas de lo mucho que se ha reducido la densidad del lodo en la superficie, puede ser suficiente para que el pozo surja. Es vlido hacer notar que, incluso cuando el gas de cutting es tan extremo como en el ejemplo, puede tener menos efecto sobre la presin de fondo que cuando se detiene la bomba durante la perforacin.

En resumen, el gas de cutting no ocasiona una gran reduccin en la presin de fondo; por lo tanto, la densidad de lodo nunca se debe aumentar solo por la contaminacin de lodo con gas. Sin embargo, si existe alguna duda de que el gas de cutting est reduciendo la presin de fondo de pozo debido a una cantidad lo suficientemente grande como para permitir que los fluidos de la formacin entren al pozo, deber pararse la bomba y hacerse un control de flujo. Finalmente, si el pozo surge, la ganancia de pileta es una forma 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

10

8

65

0,001

0,002

0,003

0,004

0,006

0,008

0,010

0,020

0,030

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

7/8

Ejemplo d

0,200 12 W106t

0,100

0,050

0,040

0,020

0,0100,008

0,006

0,004

0,003

Log R60 N

d = Log 12 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 de Penetracin (Exponente d)

El exponente d como un valor para predecir formaciones de presin anormales en la Costa del Golfo se ide en 1966 por Jorden y Shirley de 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 del diferencial entre la presin de pozo y la presin de formacin. Es decir, la ROP se incrementaba a medida que la presin diferencial disminua.

Al estudiar datos de varios pozos perforados en el Sur de Luisiana, Jorden y Shirley concluyeron en que "los datos obtenidos en la perforacin se pueden usar para detectar el tope de sedimentos con sobrepresin en zonas donde se conoce la profundidad aproximada de sobrepresin. 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 penetra sedimentos con sobrepresin.

Se puede usar esta tcnica como un mtodo para evitar una surgencia y para identificar sobrepresiones antes de registrarlas. Dedujeron el exponente 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, rpm a = una constante sin dimensiones Wt = 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 la

constante a se hace desaparecer tomando logaritmos, podra reestructurarse la ecuacin y


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resolverse para el exponente d. La ecuacin reestructurada

Documents

Manual Control de Surgencias