control de pozos unidad1 teoria de presiones final

Manual de Control de Pozos

Procesos asociados al Gas

1era Edición

Aspectos Generales del Gas Natural

Copyright © 2009


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Créditos

Este material fue diseñado por el siguiente equipo de trabajo:

Especialista en contenido:- Arturo Vásquez.

Revisión Técnica- Arturo Vásquez.

Especialista en Diagramación y Diseño Gráfico- T.S.U. Ninoska Marín.

________________________________________________________________

Código:

Primera Versión, Julio 2009.

CONTENIDO


Unidad 1. Principios Fundamentales y Teoría de Presiones.....6Lección 1. Principios Fundamentales................................................7

Bloque 1. Origen del yacimiento y las presiones de formación...8Bloque 2. Generalidades sobre el comportamiento del gas........11

Lección 2. Tipos de Presiones...........................................................17Bloque 1. Principios básicos de los tipos de presión - Cálculos...18

Lección 3. Fluidos de perforación......................................................34Bloque 1. Aspectos principales....................................................35

Unidad 2. Causas e indicaciones de una arremetida...............48Lección 1. Causas de una arremetida (flujo no intencional).............49

Bloque 1. Condiciones que inciden en la ocurrencia de la arremetida...................................................................................50Bloque 2. Llenado inadecuado del hoyo......................................51Bloque 3. Suabeo o achique........................................................55Bloque 4. Presiones de Surgencia...............................................57Bloque 5. Perdida de Circulación.................................................58Bloque 6. Fluido de perforación con densidad insuficiente.........59Bloque 7. Presiones anormales...................................................63

Lección 2. Indicaciones de una arremetida.......................................64Bloque 1. Durante la perforación................................................65Bloque 2. Durante viajes.............................................................69Bloque 3. Señales de Advertencia de un Influjo..........................71

Unidad 3. Procedimientos para el cierre de pozos..................78Lección 1. Prueba de Integridad de Presiones (PIP)..........................79

Bloque 1. Principios básicos de la PIP..........................................80Lección 2. Cierre de pozos................................................................92

Bloque 1. Tipos de cierres...........................................................93Bloque 2. Procedimientos de cierre.............................................96

Unidad 4. Equipos para el cierre y control de pozos...............105Lección 1. Equipos y accesorios........................................................106

Bloque 1. ¿Qué equipos utilizar para el cierre de un pozo?.........107


Bloque 2. Accesorios usados para el cierre de pozos..................124

Unidad 5. Métodos de control de pozos con la sarta en el fondo...........................................................................................153

Lección 1. Definiciones básicas.........................................................154Bloque 1. Parámetros Pre-Establecidos.......................................155Bloque 2. Simulacros (Drills) ......................................................159

Lección 2. Principio del Tubo en “U".................................................162Bloque 1. Teoría fundamental.....................................................163

Lección 3. Procedimientos de Control...............................................166Bloque 1. Métodos de Control.....................................................167

Unidad 6. Métodos No Convencionales..................................201Lección 1. Métodos especializados de control de pozos (Métodos no

convencionales)..................................................................202Bloque 1. Tipos de Métodos Especiales o no Convencionales.....203

Unidad 7. Problemas al realizar el control de presiones..........232Lección 1. Problemas especiales asociados con el control de presiones..........................................................................................................233

Bloque 1. Problemas más comunes.............................................234

Apéndice A: Especificaciones de Válvulas VIRs (BOP).............248

Apéndice B: Fórmulas y Variables.........................................256

Apéndice C: Simbología........................................................262

Apéndice D: Tablas de Capacidad y Desplazamiento...............269

Apéndice E: Glosario de términos .........................................281

Anexo: Hoja para control de arremetidas...............................313

Bibliografía..........................................................................315

5

MANUAL DE CONTROL DE POZOS

Introducción

Durante el proceso de construcción y/o reparación de un pozo; son innumerables los problemas y adversidades que pudieran presentarse. Sin embargo, la ocurrencia de una arremetida del pozo y un manejo no adecuado de la misma; puede conducir a un reventón (blowout); cuyas consecuencias son en todo caso impredecibles, puesto que toca aspectos muy sensibles, como el peligro potencial de fatalidad para el personal, perdida y/o daños severos a equipos e instalaciones, daños a veces irrecuperables al ecosistema y al propio yacimiento y por último, la imagen de la empresa operadora resulta siempre seriamente afectada.

En este manual se presentan las herramientas fundamentales para minimizar la ocurrencia de este tipo de siniestros; mediante el cabal entendimiento del fenómeno de la arremetida, sus causas, detección temprana y cierre adecuado y a tiempo del pozo. Igualmente en el texto se discuten y analizan los métodos universalmente aceptados para el control del pozo; así como las técnicas no convencionales utilizadas con igual propósito.

Es importante destacar que para la consecución de esta meta es necesario aplicar una buena dosis de sentido común en la conducción de las operaciones de perforación; además de implantar y cumplir un programa regular de capacitación en la materia.

Contenido

A continuación se presentan las unidades que conforman este manual:

Unidades Página

Unidad 1. Principios Fundamentales y Teoría de Presiones

6

Unidad 2. Causas de indicaciones de una arremetida 48

Unidad 3. Procedimientos para el cierre de pozos 78

Unidad 4. Equipos para el cierre y control de pozos 105

Unidad 5. Métodos de control de pozos con la sarta 153


en el fondo

Unidad 6. Métodos No Convencionales 201

Unidad 7. Problemas al realizar control de presiones 232

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PRINCIPIOS FUNDAMENTALES Y

TEORÍA DE PRESIONES

Introducción

En la presente unidad se describen ciertos Principios Fundamentales y las diferentes presiones presentes durante la perforación de un pozo, así como la relación entre ellas para la mejor comprensión del fenómeno de arremetida y evitar la entrada de fluidos de la formación al hoyo.

Contenido

A continuación se mencionan las lecciones que conforman esta unidad de conocimiento:

Lección Página

1. Principios Fundamentales 7

2. Tipos de presiones 17

3. Fluidos de perforación 34

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

Introducción

En esta lección se enfocan diferentes temas y definiciones que son indispensables para entender a cabalidad el fenómeno de las arremetidas y que van desde el origen mismo del yacimiento y las presiones de formación; así como el comportamiento del gas y otros tópicos relacionados con la materia tratada.

Contenido

A continuación se mencionan el bloque de conocimiento que conforma esta unidad:

Bloque de Conocimiento Página

1. Origen del yacimiento y las presiones de formación

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2. Generalidades sobre el comportamiento del gas 11


BLOQUE DE CONOCIMIENTO 1ORIGEN DEL YACIMIENTO Y LAS PRESIONES DE

FORMACIÓN

Fundamentación

Geología

Es la ciencia que tiene por objeto el estudio de los materiales que componen el globo terráqueo; sus orígenes, naturaleza y evolución.

Litología

Rama auxiliar de la Geología que estudia la composición de los diferentes estratos o formaciones geológicas presentes en la envoltura sólida del globo terrestre.

Figura Nº 1-1

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Fundamentación (Viene…)

Yacimiento Petrolífero

Es una unidad geológica de volumen limitado, poroso y permeable con la potencialidad de acumular hidrocarburos líquidos y/o gaseosos.

Por otra parte se ha establecido que los yacimientos tienen origen orgánico y que para que exista una acumulación de petróleo y/o gas, se precisan de ciertas condiciones entre las que destacan:

Existencia de un ambiente rico en materia orgánica tales como: desembocaduras de grandes ríos (deltas), vastas zonas inundadas y zonas de pantanos.

Ocurrencia en el tiempo geológico de procesos rápidos de sedimentación que permitan el adecuado “enterramiento” del material orgánico.

Presencia de una estructura geológica capaz de albergar durante miles de millones de años estos elementos orgánicos que posteriormente se convertirán en petróleo y/o gas. Estas trampas de hidrocarburos generalmente son de tipo estratigráfico (lentes de arena, arrecifes) y estructurales (anticlinales, domos de sal).

Figura Nº 1-2 Yacimiento Tipo estratigráfico

Figura Nº 1-3 Yacimiento Tipo Estructural

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Fundamentación (Viene…)

Origen de las presiones del yacimiento o formación

La comprensión de este asunto en su justa dimensión: requiere el análisis y entendimiento de ciertos fenómenos ocurridos en las diferentes eras geológicas por las que ha pasado el planeta Tierra; entre los que destacan principalmente.

Deposición: Una vez que el material orgánico arrastrado por los ríos hacia el mar supera la fase de suspensión; comienzan a depositarse y se constituyen en sedimentos poco consolidados y de alta porosidad y permeabilidad. Estas características favorecen la existencia de canales de comunicación entre el fondo y la superficie; de tal manera que la presión de formación existente sea igual a la presión hidrostática de la columna de agua salada.

Compactación: Esto sucede a medida que transcurre el tiempo geológico y sucesivas capas de sedimentos se van depositando sobre las primeras capas, generando un esfuerzo de sobrecarga que hace que el espacio intergranular se vaya reduciendo debido a la compactación. A medida que la sobrecarga aumenta debido a la profundidad de enterramiento, y el espacio intergranular se reduce y se produce la expulsión de agua desde el espacio poroso; sin embargo la comunicación puede mantenerse, y las presiones de formación así generadas son consideradas presiones normales. Cuando por alguna razón geológica, la comunicación hidráulica con la superficie se interrumpe, entonces es muy probable que en esa zona se desarrollen altas presiones que son denominadas presiones anormales.

En la gráfica se muestra el comportamiento típico de las presiones de formación en cuencas productoras de hidrocarburos.

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Figura Nº 1-4 Yacimiento Tipo Estructural

BLOQUE DE CONOCIMIENTO 2GENERALIDADES SOBRE EL COMPORTAMIENTO DEL

GAS

Aspectos Principales

Introducción

Para la correcta interpretación del comportamiento de un influjo de gas; es necesario tener en cuenta algunos conceptos relativos a este tipo de fluidos. Por ejemplo se debe recordar que los gases son altamente compresibles y que el volumen que ocupan depende de la presión a la cual se encuentran sometidos; así tenemos que si la presión se incrementa, el volumen se reduce.

Densidad

Los gases poseen densidades relativamente bajas comparadas con las del fluidos de perforación, razón por la cual cuando se produce un influjo de gas, este generalmente migra hacia la superficie a una velocidad que dependerá entre otros parámetros de la densidad del lodo de perforación, es decir, mientras más pesado sea el lodo menor

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será la velocidad de migración del gas. La densidad de los gases es difícil de determinar a priori, sin embargo conociendo la composición del gas o la mezcla de gases se puede establecer a nivel de laboratorio la densidad de los mismos. En general para efectos de cálculos se utiliza un valor de gravedad especifica relativa entre 0,6 - 0,7 (Aire = 0,1).

Migración del Gas

Cabe señalar que un lodo pesado y además viscoso afecta seriamente la migración del gas y en algunos casos la anula completamente. Otros casos donde el gas puede permanecer en el fondo sin migrar se produce en pozos altamente desviados u horizontales donde ocurra una arremetida; por lo que debe procederse con sumo cuidado al momento de controlar el pozo pues al iniciar la circulación el gas se moverá rápidamente hacia arriba expandiéndose abruptamente; lo que pudiera provocar ciertos inconvenientes durante la operación de control. Por otra parte, se debe poner especial atención cuando se cierra el pozo después de una arremetida; y no se toman acciones para el control, en un tiempo perentorio, el gas puede migrar y acumular presiones en algunos casos igual a la presión de formación que pudiera causar daños en los equipos de superficie y en algunos casos, producir o generar reventones subterraneos.

Aspectos Principales (Viene…)

Relación volumen/presión

Otras consideraciones a tener en cuenta es que la relación volumen/presión es diferente para cada tipo o mezcla de gases; sin embargo, el comportamiento del gas natural puede ser explicado aplicando el principio de proporcionabilidad inversa.

Esto significa que si aplica el doble de presión, el volumen se reducirá aproximadamente a la mitad de su valor original.

Ley General de los Gases

Tomando en consideración las leyes de Boyle – Mariotte, Charles Gay Lussac y Dalton, puede expresarse de acuerdo a la siguiente fórmula:

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(I)

Donde, Z es el factor de compresibilidad del gas o mezcla de gases. Cabe señalar que este factor Z es el que marca la diferencia entre lo que es considerado como gas real o gas ideal. Así tenemos que un gas con comportamiento ideal; el valor de Z será siempre la unidad (Z=1), mientras que los gases nobles (nitrógeno, argón, neón, etc.) tendrán un valor de Z diferente a la unidad (Z1). Ahora bien; si tomamos en consideración lo antes expresado y si además despreciamos el efecto de temperatura, la ecuación I para gases ideales puede ser expresada así:

(II)Donde:P1 ; V1 : Presión y Volumen OriginalesP2 ; V2 : Presión y Volumen a otras condiciones.

Cambio de Fase o de Estado de los Gases

Estas transiciones o cambios de estado que pudieran experimentar los gases cuando cambian de estado gaseoso a liquido o viceversa; están íntimamente ligados al movimiento, atracción y espacio entre las moléculas del gas, de acuerdo a las condiciones de presión, temperatura y volumen que se apliquen. Así por ejemplo, a bajas temperaturas el movimiento de las moléculas se reduce y a altas presiones o volúmenes reducidos, el espacio intermolecular disminuye y la atracción entre las moléculas se acelera; produciendo cambios de estado en los gases, los cuales se alcanzan a ciertas condiciones de presión, temperatura y volúmenes denominados por Van Der Wals como puntos críticos.


Comportamiento del gas en el pozo

Para todo efecto práctico, existen tres situaciones que pudieran presentarse y que deben ser consideradas:

No se permite la expansión del gas.

La expansión del gas ocurre sin control.

Se controla la expansión del gas.

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No se permite la expansión del gas

Para ilustrar este caso, supongamos que durante un viaje en un pozo de 10.000 pies (Pvv) ocurre un influjo de 10 bls. El hoyo está lleno con lodo de 10 lpg. Asuma igualmente que la capacidad anular del hoyo es de 0.05 bls/pie, y que la presión de la formación es de 6000 lppc. Se cierra el pozo, y se observa una presión en superficie de 250 lppc. Etapa II; el gas migra hacia la superficie sin que se permita su expansión, por lo tanto el volumen a 5000 sigue siendo 10 bls; pero la presión del gas en el tope es de 6000 lppc de acuerdo a la Ley de gases; y la presión en el fondo del pozo es de 8600 lppc; mientras que la presión en superficie aumente hasta 3500 lppc. Etapa III; cuando el gas alcanza la superficie, la burbuja mantiene la presión de 6000 lppc, el volumen sigue siendo de 10 bls; pero la presión en el fondo del pozo habrá aumentado hasta 11.100 lppc aproximadamente.

Figura Nº 1-5

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La expansión del gas ocurre sin control

Para analizar esta situación consideremos que cinco (05) barriles de gas entran al mismo pozo descrito anteriormente. Se decide circular la burbuja sin cerrar el pozo. Veamos el comportamiento del gas cuando la burbuja alcanza la mitad del recorrido hacia la superficie (5000'); aquí el volumen del gas será aproximadamente el doble del volumen original; es decir 10 barriles. La presión en superficie es la presión atmosférica; pero la presión en el fondo comienza a disminuir para situarse en aproximadamente 5100 lppc. Cuando la burbuja alcance 2500' antes de la superficie, su volumen será aproximadamente de 20 bls y la presión en el fondo estará alrededor de psi; y muy probablemente otro influjo estará entrando al hoyo. Para el momento en que el gas llegue a la superficie, su volumen habrá alcanzado los 1730 bls aproximadamente. La presión en el fondo es difícil de estimar; pero ciertamente un nuevo influjo se estará produciendo.

Figura Nº 1-6

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Se controla la expansión del gas

Esto se logra cuando se circula una burbuja, manteniendo la presión en el fondo del pozo igual o ligeramente superior a la presión de la formación. Al aplicar una adecuada contrapresión a través del estrangulador (choke) y sumando la presión ejercida por el gas, mas la presión hidrostática de los fluidos en el hoyo; se consigue una presión de fondo que resulta igual a la presión de la formación.

Este es el principio en que se basan los métodos convencionales de control de pozos; es decir el método del perforador, Ingeniero y concurrente; con lo cual se logra una expansión moderada del gas, se eliminan las presiones de su superficie y se evita que un nuevo influjo entre al hoyo.

Figura Nº 1-7

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Solubilidad de los gases en el lodo de perforación

Esta propiedad que presentan los gases de permanecer en solución con el fluido de perforación debe ser concienzudamente analizada por el personal responsable de la perforación, puesto que en muchos casos la ocurrencia de severas arremetidas se ha debido al desconocimiento, que a veces tiene el personal de cuadrillas y muchos supervisores, sobre el comportamiento del gas en el hoyo.

Cuando ocurre una arremetida de gas, y sobretodo si esta es de pequeños volúmenes, a veces es muy difícil detectarlas en superficie puesto que no hay incremento sustancial de flujo en la línea de retorno ni de ganancia en los tanques. Sin embargo, a medida que el gas en solución se aproxima a la superficie el volumen de retorno aumenta, y a veces en forma tan abrupta, que termina por sorprender a la cuadrilla.

En muchos casos sucede también que al detectarse un influjo y se procede a cerrar el pozo; observándose pequeñas diferencias en las magnitudes de las presiones de cierre en la tubería, comparada con las presiones de cierre en el anular o revestidor. Este tipo de situaciones tiende a confundir a la cuadrilla pensando que se trata de un influjo de agua salada. No obstante al poco tiempo del cierre cuando se rompe el estado de solución del gas en el lodo, el gas se expande rápidamente y la presión anular alcanza valores elevados. Esto ha conducido a que la mayoría de los contratistas de perforación han fijado como norma considerar a todos los influjos como si fuesen arremetidas de gas y entonces darles el tratamiento correspondiente.

Finalmente cabe destacar que la debida capacitación de la cuadrilla en lo concerniente al comportamiento del gas durante la perforación del hoyo es una pieza fundamental para responder adecuadamente a las situaciones de arremetida del pozo.

19

TIPOS DE PRESIONES

Introducción

El proceso de construcción de un pozo precisa entre otros aspectos de acciones permanentes para mantener un adecuado control de las presiones encontradas. En este tema se discutirán los fundamentos teóricos de los distintos tipos de presiones, a fin de establecer pautas que faciliten la comprensión del mecanismo de ocurrencia de los fenómenos de arremetida y reventón.

Contenido

A continuación se menciona el bloque de conocimiento que conforma esta unidad:


1. Principios básicos de los tipos de presión - Cálculos

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BLOQUE DE CONOCIMIENTO 1PRINCIPIOS BÁSICOS DE LOS TIPOS DE PRESIÓN -

CÁLCULOS

Presión

Introducción

En el fenómeno de la arremetida del pozo ocurre fundamentalmente por un desequilibrio entre los diferentes tipos de presiones que están en juego durante la construcción del pozo. En este bloque de conocimientos se definen cada una de ellas y su eventual incidencia en la ocurrencia de un influjo durante las operaciones de perforación o viajes por tubería.

Definición

Presión es el valor resultante al aplicar una fuerza sobre un área determinada.

Figura Nº 1-1

Expresión matemática

Seguidamente la ecuación matemática que representa el cálculo de presión:

Donde:

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P = presión (Sistema internacional: Kg-f/cm2) ó (Sistema británico: lb-f/pulg2).

F = fuerza aplicada (unidad de fuerza Kg-f ó lb-f).

A = área especificada (unidad de superficie cm2 ó pulg2).

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Presión (Viene…)

Tipos de presiones

Durante el proceso de construcción de un pozo se pueden encontrar los tipos de presiones siguientes:

Presión hidrostática.

Presión de formación.

Presión de sobrecarga.

Presión de fractura.

Presión de circulación.

Presión hidrostática (Ph)

Definición

Es la presión ejercida por una columna de fluido estática de densidad “D” y de altura “h”.

Figura Nº 1-2

Conceptos básicos

A continuación se definen algunos conceptos que son esenciales para una mejor comprensión del efecto físico de la presión hidrostática y su respectiva formulación matemática:

Densidad.

Gradiente de Presión.

Gravedad Específica (G.E.).

Profundidad vertical verdadera (Pvv).

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Presión hidrostática (Viene…)

Densidad o Peso

Es la relación de masa por unidad de volumen. Sin embargo, para efectos prácticos los términos “masa” y “peso” se pueden utilizar indistintamente. Luego la densidad o peso de un fluido de perforación expresado por ejemplo en libras por galón (lpg) sería:

Gradiente de Presión

Se expresa como la variación de presión por unidad de profundidad. De esta manera se puede hablar entonces de:

Gradiente de presión hidrostática.

Gradiente de presión de formación.

Gradiente de presión de sobrecarga.

Gradiente de presión de fractura.

Gravedad Específica (G.E.)

Se expresa como el cociente entre la densidad de la sustancia y la densidad del agua fresca o dulce. La expresión matemática correspondiente sería:

Donde:

Df = densidad del fluido (lpg).

D.A.F = densidad agua fresca (lpg).

Profundidad vertical verdadera (Pvv)

Profundidad vertical que va desde la superficie hasta el fondo del pozo. En pozos direccionales esta profundidad se determina tomando en consideración la profundidad medida y el ángulo de inclinación del pozo.

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La comprensión de este concepto es fundamental para los efectos del cálculo de la presión hidrostática, analizando la figura.

Continúa…

25



Profundidad vertical verdadera (Pvv) (Viene…)

Observemos por ejemplo que el pozo “A” tiene una profundidad medida de 10.000' que corresponde exactamente a una profundidad vertical verdadera de 10.000. Note igualmente que el efecto gravitacional “g” es un vector vertical. Examinando el pozo “B” se observa que ha sido perforado direccionalmente hasta una profundidad medida de 11.700' y que el efecto gravitacional no sigue la orientación de la trayectoria del pozo, sino que es siempre un vector vertical; lo cual implica que para calcular la presión hidrostática en pozos direccionales se debe utilizar la profundidad vertical verdadera; que en este caso particular es de 10.000'.

Ecuación general de la presión hidrostática

La fórmula general utilizada para el cálculo de la presión hidrostática se expresa así:

Donde:

Ph = Presión hidrostática (lbs/pulg2); lppc.

K = Constante de conversión.

DL = Densidad del fluido de perforación en lbs/gal (lpg) ó lbs/pie3 (lpc).

Pv.v = Profundidad vertical verdadera (pies).

En función de lo anterior:

1. Si DL se expresa en libras/gal

Ph = 0,052 x DL x

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Pvv

2. Si DL se expresa en lbs/pie3

Ph = 0,0069 x DL x Pvv

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Proporcionalidad entre Presión hidrostática (Ph) y sus variables

Se puede constatar en la ecuación general para el cálculo de la presión hidrostática una proporcionalidad directa entre las variables densidad (DL) y profundidad vertical verdadera (Pvv).

Sí se conserva el mismo valor de la densidad del fluido, la presión hidrostática se incrementará a medida que se avanza en la profundización del hoyo. De igual manera; si se incrementa la densidad del fluido, el valor de la presión hidrostática también aumentará.

Gradiente de presión hidrostática

Es la variación de la presión hidrostática derivada del fluido de perforación; por unidad de profundidad. Este valor se puede calcular mediante la siguiente relación:

Ejercicios de cálculo

Ejemplo 1:

Calcular el gradiente de presión hidrostática de un fluido de 12 lpg de densidad.

Solución: Gh = 0,052 x DL.

Gh = 0,052 x 12.

Gh = 0.624 lppc/pie.

Ejemplo 2:

Un pozo ha sido perforado hasta 12.550 pies (Pvv) utilizando un fluido cuya gravedad específica es de 1,5. Calcular la presión hidrostática en el fondo del pozo.

Solución: Ph = 0,052 x DL x Pvv

En primer término se calculará el valor de la densidad del fluido en lbs/gal, utilizando el concepto de gravedad especifica.

Df = 8.33 lpg x 1.5 = 12.5 lpg

Ahora se puede calcular la presión hidrostática así:

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Ph = 0,052 x 12.5 x 12.550.

Ph = 8157.5 lppc.

Continúa…

29



Ejercicios de cálculo (Viene…)

Ejemplo 3:

Se tienen los siguientes datos de un pozo perforado direccionalmente en el Campo Ceuta del Lago de Maracaibo.

Profundidad medida (Pm) = 16750’. Profundidad vertical verdadera (Pvv) = 15970’.

Densidad del lodo = 150 lbs/pie3.

Se requiere calcular la presión hidrostática a la profundidad final.

Ph = 0,0069 x DL x Pvv.

Ph = 0,0069 x 150 x 15970.

Ph = 16529 lppc.

Presión de formación (Py)

Definición

Es la presión a la cual se encuentran los fluidos confinados dentro del espacio poroso de una formación o roca.

Esta presión es el resultado de los esfuerzos de sobrecarga ejercidos por las capas suprayacentes a la formación considerada, tanto en la matriz (granos) como en los fluidos dentro de los poros.

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Presión de formación (Py) (Viene…)

Clasificación

De acuerdo con el valor del gradiente de presión las formaciones pueden clasificarse en normales, anormales y subnormales.

Formaciones de presión normal

Son aquellas formaciones cuya presión es similar a la generada por una columna de fluido nativo cuyo gradiente de presión varía entre 0.433 lppc/pie y 0.465 lppc/pie. Este rango de valores puede variar según la región y edad geológica considerada.

Es conveniente señalar que en zonas geológicas normalmente presurizadas, el esfuerzo de sobrecarga es absorbido principalmente por los granos de la matriz rocosa, lo que hace que a medida que la sobrecarga aumenta, los fluidos dentro de los poros se muevan libremente y el espacio poroso se reduce debido a la compactación generada.

Formaciones de presión anormal

Son aquellas formaciones con gradiente de presión superiores a 0.465 lppc/pie. Esto en general ocurre cuando debido a movimientos tectónicos o algún otro fenómeno geológico; el movimiento de los fluidos a través de los poros se ve restringido o completamente interrumpido, lo cual produce una presurización anormal de estos fluidos debido que el esfuerzo de sobrecarga es soportado en mayor proporción por los fluidos porales que por los granos de la matriz rocosa.

Ocurre también en numerosas cuencas sedimentarias del mundo; que formaciones profundas con presiones de poros considerados normales, son desplazadas hacia arriba por efecto de mecanismos geológicos,

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conservando su presión de poro original; convirtiéndose así en formaciones con gradientes superiores a 0.465 lppc/pie, debido a que ahora se encuentran a menor distancia de la superficie.

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Formaciones de presión subnormal

Si el valor del gradiente de presión de una determinada formación cae por debajo del gradiente del agua fresca; es decir inferior a 0.433 lppc/pie, se estará en presencia de una zona de presión subnormal.

Este fenómeno puede ocurrir principalmente debido a que por alguna razón el esfuerzo de sobrecarga se haga prácticamente nulo. También la depletación de los fluidos originales de la formación por efectos de evaporación y dilución; puede generar gradientes subnormales.

Conversión de Presión de Formación a Densidad de Lodo Equivalente

Ejemplo de Cálculo

Datos:

Py: 4750 lppc.

Pvv : 8950 pies.

Análisis:

Para balancear esta presión de formación a la profundidad indicada debe asumirse que a esa profundidad la presión hidrostática es igual a la presión de formación, es decir:

Ph = Py = 0,052 x x Pvv ; Entonces

; Finalmente

Relación entre volumen, altura y presión en el fondo

Para un determinado volumen de lodo de densidad conocida, se puede establecer una relación matemática para calcular la altura que éste volumen alcanza dentro de una tubería y/o hueco abierto.

Así tenemos que,

; Donde:

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Relación entre volumen, altura y presión en el fondo

h: altura del fluido en la tubería u hoyo abierto (pies).

Vol.: volumen de fluido (bls).

Cv: capacidad volumétrica de la tubería u hoyo abierto (bls/pie)

En consecuencia, se puede concluir que a menor diámetro interno de tubería, la altura alcanzada por un determinado volumen de fluido será mayor; y por ende, la presión hidrostática ejercida en el fondo también será mayor a la ejercida por el mismo volumen de fluido en el fondo de un tubo de mayor diámetro interno; a condición de que la densidad del fluido sea la misma en ambos casos.

Ejemplo:

Calcular la presión hidrostática ejercida en el fondo de la tubería, en los siguientes casos:

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Ph

5” x 11,50

Caso 1

h=1450,1

Vol=30 bls

Cv=0,0202

Ph

Caso 2

h=

Vol=30 bls

Cv=0,0415



Técnicas de detección de presiones anormales

La presencia de formaciones con gradientes de presión anormales constituye un elemento que afecta directamente el proceso de construcción de un pozo petrolero; para tal fin se clasifican las técnicas de detección e indicadores de presiones anormales, bajo la perspectiva de antes, durante y después del mencionado proceso.

Gradiente de Presión de Formación

Este parámetro representa la variación de la presión de formación (Py) con respecto a la profundidad. Luego la expresión matemática para el cálculo del mismo sería:

(lppc/pie)

Donde la presión (Py) puede ser obtenida a través de mediciones directas con herramientas (RFT); registros especiales y muchas veces con medidas indirectas cuando ocurre una arremetida.

Proceso de construcción del pozo

Técnicas de detección

Antes de la construcción del pozo

Análisis e interpretación de datos símicos y uso de correlaciones empíricas.

Durante la construcción del pozo

Registros de tasas de penetración vs. Profundidad.

Técnica del exponente “d” y del exponente “d” corregido (dc).

Técnica basada en el procesamiento de datos de salinidad, temperatura y densidad del fluido de perforación.

Registro de densidad de lutita vs. Profundidad.

Después de la construcción del Método basado en la

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7” x 17 lbs/pie


pozo porosidad de las lutitas. Uso del registro sónico y las

correlaciones de Hottman y Johnson, Eaton, y Mathews y Kelly.

Uso de los registros de resistividad y conductividad y correlaciones empíricas.

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Presión de sobrecarga

Definición

Es la presión derivada del esfuerzo combinado del peso de la matriz rocosa suprayacente y de los fluidos contenidos en el volumen poroso de la misma; actuando sobre un estrato particular. La evaluación exacta de la magnitud de este parámetro es una tarea complicada debido a la complejidad de la litología y naturaleza de los diferentes fluidos presentes en el interior de la corteza terrestre.

No obstante esto, para la mayoría de las cuencas sedimentarias productoras de hidrocarburos en el mundo, se han establecido valores de gradiente de sobrecarga que varían entre 0.7 y 1.05 lppc/pie y que han sido verificados posteriormente en forma indirecta al realizar trabajos de fracturamiento hidráulico en dichas zonas. Cabe señalar igualmente que para efectos prácticos, generalmente se asume un valor de 1.00 lppc/pie.

Ecuación general

La expresión matemática para evaluar la magnitud de la presión de sobrecarga es:

Donde:Psc = Presión de sobrecarga (lppc/pie). = Porosidad de matriz (fracción).h= espesor (pies).m = Densidad de matriz rocosa (lbs/pie3).f = Densidad de fluidos (lbs/pie3).

Gradiente de presión de sobrecarga

Es la variación de la presión de sobrecarga por unidad de profundidad.

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Presión de fractura (Pf)

Definición

Es la máxima resistencia en términos de presión que exhibe una formación cuando se le inyecta un fluido para inducir una fractura en la misma.

Relación entre presión de fractura y presión de sobrecarga

En un modelo geológico matemático sencillo; se puede establecer que para que ocurra la fractura de la formación, durante un proceso de estimulación mecánica; la presión del fluido hidráulico inyectado, debe vencer o levantar la presión del yacimiento más el valor de presión generado por el componente horizontal de la presión de sobrecarga.

Gradiente de presión de fractura

Es la variación de la presión de fractura por unidad de profundidad.

Presión de circulación

Definición

Es la presión de bombeo necesaria para poner en movimiento el fluido de perforación, venciendo la resistencia generada por la fricción entre el fluido y las paredes del circuito de circulación.

En la práctica este valor se puede leer en el manómetro del tubo vertical o “stand pipe”; y corresponde a la sumatoria de las caídas de presión que ocurren en: Conexiones y Equipos de superficie, Sarta de perforación, Mecha y Espacio anular.

Densidad Equivalente de Circulación

Esto se refiere al incremento de presión que se ejerce en el fondo del pozo debido a las pérdidas de presión por fricción que se generan en el espacio anular cuando se circula el fluido de perforación. Matemáticamente esta densidad equivalente de circulación se puede expresar mediante la siguiente ecuación:

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Presión de circulación (Viene…)

Densidad Equivalente de Circulación (Viene…)

Donde:

DEC : Densidad Equivalente de Circulación (lbs/gal).

: Densidad Original del Lodo

Pa : Pérdida de Presión en el Anular.

Pvv : Profundidad Vertical Verdadera.

Ejemplo de Cálculo

Datos:

Densidad del Lodo: 12.5 lpg

Profundidad Vertical Verdadera: 10500 pies

Pérdida de Presión Anular: 150 lppc

Luego tenemos;

Esto significa que mientras el fluido se mantenga en circulación, en el fondo se estará ejerciendo una presión hidrostática adicional de 150 lppc cuyo efecto desaparecerá cuando se apague la bomba. Por lo tanto deben tomarse las precauciones necesarias para evitar un influjo.

Presiones de Superficie

Como su enunciado lo indica son las presiones que ocurren a nivel o muy cerca de la superficie cuando se construye un pozo, por ejemplo las presiones que desarrolla las bombas de lodo cuando el fluido de circulación es circulado a través de la sarta de perforación. Otro ejemplo de presión de superficie son las presiones leídas en los manómetros de la tubería de perforación y del revestidor o del espacio anular cuando ocurre una arremetida y el pozo es cerrado.

También se consideran presiones superficiales las presiones desarrolladas cerca de la superficie por un influjo de gas. Estas presiones, sobre todo las anulares, deben manejarse con sumo cuidado pues dependiendo del tamaño o volumen del influjo pudiera superarse el gradiente de fractura de la formación; con la consecuente pérdida de presión Hidrostática que terminaría en un reventón subterráneo, esto si la fractura ocurre a nivel del último revestidor instalado.

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Presión de circulación (Viene…)

Presiones Entrampadas

Este tipo de presiones se define como la cantidad o magnitud de presión superficial en exceso con respecto a la presión necesaria para balancear la presión de formación. Este exceso puede generarse por diferentes razones, por ejemplo manejo inadecuado del gas migrando, mal manejo e interpretación de las lecturas de los manómetros cuando se arranca la bomba en una operación de control.

Una forma de eliminar estas presiones entrampadas podría hacerse siguiendo el siguiente procedimiento:

1. Dejar que las presiones de cierre en la tubería y en el casing se estabilicen y tomar nota.

2. Abrir el choque hasta lograr una reducción en la presión de cierre anular de más o menos 100 lppc.

3. Cerrar el choque completamente y esperar hasta verificar que la presión de cierre de la tubería disminuye y se estabiliza 100 psi por debajo.

4. Repetir las etapas 2 y 3.

5. Si la presión de cierre en la tubería permanece estable o trata de incrementarse, esto significa que las presiones entrampadas han sido eliminadas; por lo tanto no se debe continuar con el procedimiento de purga pues esto equivaldría a un influjo adicional.

Relación entre presiones

Descripción

Durante el proceso de construcción de un pozo, entran en juego un conjunto de variables entre las que destacan la presión hidrostática, la presión de poros o de formación y la presión de fractura. Un cabal conocimiento de la relación que debe existir entre estas variables, es de vital importancia para construir el pozo en condiciones seguras y sin daño a la formación.

Para lograr este objetivo, se requiere mantener en todo momento:

Ph > Py: La presión hidrostática debe ser siempre mayor que la presión de poros; a fin de evitar que se produzca una entrada de fluidos de la formación hacia el hoyo.

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Relación entre presiones (Viene…)

Descripción (Viene…)

Ph < Pf: La presión hidrostática se debe mantener siempre menor a la presión de fractura de la formación, evitándose así eventuales pérdidas de fluido de perforación.

Diferencial de presión (P)

Descripción

Es la diferencia entre presión hidrostática y presión de formación; es decir:

P = Ph - Py

En este caso este diferencial es positivo; y aunque no existe un criterio universal para establecer la magnitud de este diferencial de presión; la norma API (American Petroleum Institute) al respecto, recomienda un P en términos de densidad de lodo equivalente de 0.2 a 0.5 lpg.

Por otra parte; es conveniente puntualizar que valores altos de sobrebalance pueden derivar en situaciones problemáticas tales como: pérdida de circulación, atascamiento diferencial y con un impacto menor en las operaciones, la disminución de la tasa de penetración.

Igualmente se puede deducir que si la presión de la formación es mayor que la presión hidrostática entonces p es negativo; y estaremos en presencia de un influjo.

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Arremetida y reventón

Arremetida

Es un flujo de fluidos desde la formación hacia el hoyo, debido a que por alguna razón la presión hidrostática en el pozo en construcción; se hizo menor a la presión de poros. La arremetida es un fenómeno controlable.

Reventón

Es un flujo de fluidos desde el interior del pozo hacia la superficie en forma incontrolable.

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FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Introducción

Se inicia formalmente con la aparición de la perforación rotatoria en 1850. Se utilizó agua como FDP.

En 1884 un Norteamericano recibió una patente para perforar usando lodo, el cual consistía de Arcilla, Fibra, Granos y Cemento. Después de ese año, el uso de arcillas se hizo común. Usado para limpieza del hoyo y construcción de revoques.

La necesidad de perforar pozos en ambientes geológicos cada vez más hostiles ha originado la diversificación de los FDP que existen actualmente.

Contenido

A continuación se menciona el bloque de conocimiento que conforma esta unidad:


1. Aspectos Principales 35


BLOQUE DE CONOCIMIENTO 1ASPECTOS PRINCIPALES

Fluido o Lodo de Perforación

Definición

Es un fluido circulante, a base agua ó aceite, cuyas propiedades han sido modificadas y controladas por sólidos y líquidos, comerciales y/o nativos, que pueden encontrarse disueltos o suspendidos.

Usado principalmente para extraer los recortes de la mecha hacia la superficie, además de otras funciones, durante las operaciones de perforación de un pozo.

Funciones

Las funciones del FDP describen las tareas que el mismo, es capaz de desarrollar. La importancia de cada una, esta condicionada por las operaciones, que para el momento, se estén realizando. Estas funciones son:

1. Conducir los cortes desde el fondo del hoyo a la superficie.

2. Soporte de las paredes del hoyo.

3. Control de presiones sub–superficiales.

4. Mediante el efecto de flotación soportar parte del peso de los tubulares.

5. Enfriar la mecha y lubricar la sarta.

6. Protección de las Formaciones Productoras.

7. Transmitir potencia hidráulica y limpiar la mecha.

8. Suspender los cortes cuando se interrumpe la circulación.

9. Transmitir información desde el pozo (muestras de cortes, registros eléctricos).

10. Existen otras funciones del fluido de perforación, catalogadas como menores, en su mayoría, relacionadas con la prevención de problemas operacionales.

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Fluido o Lodo de Perforación (Viene…)

Tipos y Composición

Los tipos de fluidos de perforación se clasifican, de acuerdo a su naturaleza, en:

Fluidos de Perforación en Base Agua.

Fluidos de Perforación en Base Agua (Químicamente Tratados).

Fluidos de Perforación en Base Aceite.

Fluidos de Perforación Sintéticos.

Fluidos de Perforación en base agua

Dentro de este tipo de fluidos tenemos:

FLUIDO DE ARRANQUE O INICIO / SPUD MUD: Usados para comenzar la perforación del pozo. Contiene arcilla comercial para incrementar viscosidad y construir revoque. Su utilización se realiza principalmente cuando la formación a perforar esta mayormente compuesta por arenas inconsolidadas y grava. Se puede convertir a otro sistema mediante la adición de productos químicos.

FLUIDOS NATURALES / FLUIDOS NATIVOS: Se denominan así cuando la perforación se inicia con agua y la formación a perforar

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FLUIDO BASE

NEUMÁTICOS AGUA ACEITE SINTÉTICOS

GAS SECO

NIEBLA

ESPUMA

AIRE

NATURAL

DE INICIO(SPUD MUD)

QUÍMICAMENTETRATADOS

CRUDO

DIESEL

MINERAL

1era Generación

Ester, Polialfaoleofina,

Acetal, Éter

2da Generación

Alquilbenceno Lineal

Alfaoleofinas Lineales

Olefinas Internas

Parafinas Lineales


aporta cantidades significativas de arcillas reactivas, confiriéndole propiedades aceptables. Algo de bentonita y pequeñas cantidades de química pueden ser usados para proveer calidad al revoque y prevenir problemas en el hoyo.

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Fluidos de Perforación en base agua (Químicamente Tratados)

Independientemente del nombre que se le asignen, usualmente contienen todos ó algunos de los siguientes compuestos: arcillas, químicos solubles (incluyendo sales), un aditivo para control de pH, uno ó mas polímeros orgánicos, surfactante y desfloculante. En esta categoría entran los denominados Inhibitivos, Dispersos y No Dispersos. Este tipo de fluidos tiene la siguiente clasificación:

LIGERAMENTE TRATADOS: Son usualmente no densificados y son usados se esperan problemas menores en el hoyo. Se emplean en hoyos superficiales y hoyos de producción de yacimientos someros. Ejemplo: Sistemas Gel – PAC, Agua – Goma Xántica.

ALTAMENTE TRATADOS: Generalmente son densificados (barita, hematita, Carbonato de calcio) y contienen significativas concentraciones de productos químicos y arcilla comercial en su formulación para mantener control estricto de la reología, perdida de filtrado, densidad e inhibición de arcillas y lutitas. Los productos químicos utilizados pueden ser los considerados como convencionales, como el lignosulfonato, lignito, tanino, asfalto, cal, KCl, etc. ó especializados como complejo de aluminio, glicoles y aminas.

FLUIDOS DE BAJOS SÓLIDOS: Fluidos no densificados con menos de 6% de sólidos, no deben contener mas de 3% v/v de sólidos totales de arcillas y exhibir una relación sólidos perforados a bentonita, no menor de 2:1. Son costosos de mantener debido a la necesidad de mantener los sólidos bajos. Los principales productos que se utilizan en sus formulaciones son bentonitas de alto rendimiento, bentonita sódica convencional, entendedores de bentonita, almidones, goma xántica, KCl y algunas veces PHPA.

FLUIDOS POLIMÉRICOS: Se caracterizan por su bajo contenido de arcilla comercial, pueden ser densificados y por la utilización de uno o varios polímeros, ya sea para inhibir arcillas (encapsulación), controlar propiedades de acarreo y/o propiedades de filtración. El agua a utilizar en su preparación puede ser fresca, de mar y salmueras. Los sistemas Viscoelásticos y PHPA son ejemplos clásicos de esta categoría.

EMULSIONES DIRECTAS: Consiste de una emulsión estable de aceite en agua, mediante la acción de uno o más surfactantes, para obtener una densidad mínima de 7,3 lb./gal. son utilizados tanto como fluidos de perforación como fluidos de terminación en

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yacimientos de baja presión. El control de las propiedades Reológicas y de filtrado se realiza con productos convencionales como goma xántica, PAC y Almidones. La inhibición de arcillas es lograda mediante la incorporación de sales de cloruro, formiatos, glicoles, aminas o combinaciones de estos productos. Utilizando equipos especiales y agentes espumantes pueden ser aireados para obtener densidades menores a 7,3 lb./gal.

Continúa…

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Fluidos de Perforación en base agua (Químicamente Tratados) (Viene…)

SISTEMAS DE FLUIDO AGUA DE MAR: El agua de mar es a menudo usada para la formulación y mantenimiento de lodos de perforación en operaciones costa afuera, principalmente debido a su disponibilidad y características inhibitivas.

El proceso de hidratación, hinchamiento y dispersión de arcillas y lutitas reactivas, es minimizado por el NaCl, Ca++ y Mg++ contenidos en el agua de mar. Estas propiedades inhibitivas son particularmente útiles cuando se diseña un sistema de lodo de bajo pH, no disperso. Pero, para un sistema disperso, hacen más difícil y costoso su manejo y mantenimiento.

Los productos que comúnmente se utilizan para formular fluidos a base agua de mar son: Atapulgita, Bentonita prehidratada, CMC (carboximetil celulosa), almidón tratado, soda cáustica, soda ash, lignosulfonato, lignito, tanino, PHPA, y antiespumante.

Tabla: Composición Típica del Agua de Mar

Componente Mg/L

Sodio 10.400

Potasio 375

Magnesio 1.270

Calcio 410

Cloruros 18.970

Sulfatos 2.720

Dioxido de Carbono 90

Densidad > 8.56 lbs. / gal.

SISTEMAS DE FLUIDO SATURADO CON SAL: Inicialmente su uso estaba limitado a operaciones de perforación de formaciones salinas y de workover, con el advenimiento de los fluidos Drill – In, su utilización se extendió conjuntamente con el uso de sales de tamaño controlado. Son preparados adicionando NaCl al agua hasta su saturación (±10,6 lb./gal), posteriormente se le adicionan los demás aditivos.

Los productos que generalmente se utilizan en la formulación de estos sistemas son: Atapulgita, Bentonita prehidratada, soda

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cáustica, almidones tratados, taninos, lignosulfonatos y diversos polímeros para funciones muy especificas.

Continúa…

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Fluidos de Perforación en base agua (Químicamente Tratados) (Viene…)

SISTEMAS DE FLUIDO DE ALTO RENDIMIENTO (HIGH PERFORMANCE): Sistemas en base agua que cierran el espacio de rendimiento en perforación entre los sistemas en base agua convencionales y los sistemas en base aceite y sintéticos. Proveen los beneficios técnicos de sistemas en base aceite sin las responsabilidades ambientales que estos conllevan.

Son una alternativa, no un reemplazo técnico, a los sistemas en base aceite y están diseñados para poseer los atributos de los sistemas en base aceite y sintéticos, tales como:

Estabilidad de lutitas.

Inhibición de arcillas.

Estabilidad de cortes y eficiencia de remoción de equipos de control de sólidos.

Altas tasas de penetración.

Minimización de embolamiento y acreción.

Reducción de torque y arrastres.

Minimización de pegas de tubería por diferencial de presión.

Fluidos de Perforación en Base Aceite

Contienen aceite como fase liquida continua. Son los sistemas de fluidos de perforación que proveen la mayor inhibición y estabilidad de lutitas. Además son muy estables y resistentes a la mayoría de los contaminantes. Usados principalmente para perforar estratos de lutitas inestables y reactivas al agua y ambientes difíciles con alta presión y alta temperatura.

Este tipo de fluidos tiene la siguiente clasificación:

BASE ACEITE VERDADERO ó 100% ACEITE: La fase liquida consiste en 95-100% aceite y el agua emulsionada es menor al 5%. Usado normalmente para la perforación de formaciones productoras y toma de núcleos. En Venezuela, desde hace aproximadamente 10 años se ha venido utilizando para la perforación de estratos lutíticos.

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EMULSIÓN INVERSA: Se denomina de esta manera debido a que se emulsiona agua en aceite. Su uso principal es como estabilizador de lutitas en ambientes severos. Utiliza la técnica de Control de Actividad del Agua mediante el fenómeno denominado Osmosis.

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Fluidos de Perforación de Base Sintética

Son una relativamente nueva clase de fluidos de perforación, desarrollados para combinar las ventajas técnicas de los fluidos en Base Aceite con la baja persistencia y toxicidad de los fluidos en Base Agua. En los sintéticos la fase liquida continua es un compuesto orgánico sintético muy bien caracterizado, producido por reacción de materias químicas específicas y purificadas, por lo que son típicamente libres de hidrocarburos aromáticos policíclicos.

Son formulados y manejados de manera similar a los fluidos en base aceite de emulsión inversa. A pesar de que también son reciclables, su alto costo inicial y de mantenimiento, solo se justifica en perforaciones dentro de áreas ambientalmente sensibles, tales como: perforaciones costa afuera, parques nacionales, estuarios, pantanos, etc.

Composición de los Fluidos de Perforación

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COMPONENTES BÁSICOS

LÍQUIDOS SÓLIDOSADITIVOS QUÍMICOS



Tipos de Sólidos

Tipos de Líquidos

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SÓLIDOS

INERTES REACTIVOS

MATERIAL DENSIFICANTE

SÓLIDOS PERFORADOS

ARCILLA COMERCIAL

ARCILLAS PERFORADAS

ADITIVOS

Galena

Hematita

Tetraoxido Manganeso

Barita

Carbonato Calcio

Caolinita

Clorita

Algunas Ilitas

Limo

Arena

Bentonitas

Atapulgitas

Sepiolitas

Hectoritas

Esméctitas

Algunas Ilitas

Capas Mixtas

Adelgazantes

Proveer Reología

Inhibidores Arcillas

Estabilizantes Lutitas

Control Filtrado, etc..

LÍQUIDOS

AGUA ACEITE SINTÉTICOS ADITIVOS

FrescaDe Mar

SalmuerasSalobreMezclas

CrudoDieselMineral

1era Generación

Ester, Polialfaoleofina,

Acetal, Éter

2da Generación

Alfaoleofinas Lineales

Olefinas Internas

Parafinas Lineales

SurfactantesControl

Arcillas/Lutitas

Lubricantes

Inhibidores Corrosión

Bactericidas, etc..

SÓLIDOS

INERTES REACTIVOS

MATERIAL DENSIFICANTE

SÓLIDOS PERFORADOS

ARCILLA COMERCIAL

ARCILLAS PERFORADAS

ADITIVOS

Galena

Hematita

Tetraoxido Manganeso

Barita

Carbonato Calcio

Caolinita

Clorita

Algunas Ilitas

Limo

Arena

Bentonitas

Atapulgitas

Sepiolitas

Hectoritas

Esméctitas

Algunas Ilitas

Capas Mixtas

Adelgazantes

Proveer Reología

Inhibidores Arcillas

Estabilizantes Lutitas

Control Filtrado, etc..



Volúmenes de los Tanques de Lodo

Tanque Rectangular:

Donde:V : Volumen del tanque (bls)L : Longitud (pies)h : Altura (pies)P : Profundidad (pies)

Reología de los Fluidos de Perforación

Es la ciencia que se encarga del estudio de la deformación y del flujo de los materiales. Provee un medio de evaluar las propiedades de flujo de un fluido de perforación, determinando la efectividad con que lleva a cabo las funciones que debe cumplir.

La reología se estudia en los fluidos de perforación porque esta asociada y permite determinar y controlar:

Capacidad de limpieza del hoyo.

Propiedades de Suspensión.

Caídas de presión en el sistema de circulación.

Presiones de surgencia.

Tratamientos del Fluido.

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Tanque Cilíndrico

D

L

P

h

Donde:V : Volumen del tanque (bls)D : Diámetro (pies)h : Altura (pies)



Propiedades básicas de los Fluidos de Perforación

A continuación se presentan propiedades básicas de los Fluidos de Perforación:

Densidad del lodo: Se refiere al peso por unidad de volumen y esta expresada en libras por galón, libras por pie cúbico, etc. La densidad del lodo debe ser suficiente para contener el fluido de la formación, pero no demasiado alta como para fracturarla.

Balanza Convencional para pesar el lodo.

Para “pesar” u obtener la densidad del lodo se usan dos dispositivos, uno es la balanza de lodo convencional mostrada en la gráfica cuyo uso es el más difundido en la industria petrolera pero cuyas lecturas no son tan precisas a las obtenidas con la balanza presurizada, la cual logra eliminar el aire o gas contenido en la muestra de lodo que se analiza, sin embargo su uso no es tan expandido y se utiliza en aquellos casos donde el cliente requiera un alto grado de precisión en las lecturas de la densidad del lodo.

Procedimiento de medición, Balanza Convencional:

Instalar el instrumento en una superficie completamente nivelada.

Limpiar y secar el recipiente y luego llenarlo con el fluido a ser pesado.

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Balanza de Lodo Presurizada

Bomba Presurizadora

Válvula Chek

Muestra de Lodo

Tapa Sellante


Colocar la tapa en envase, presione suavemente y luego aplique un movimiento giratorio a la tapa hasta observar que parte del lodo sale por el orificio de la tapa.

Desplace el cursor y realice la medida.

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Propiedades básicas de los Fluidos de Perforación

Procedimiento de medición, Balanza presurizada:

Coloque el instrumento en una superficie nivelada.

Llene la bomba del instrumento con lodo presionando en el pistón hasta llenar el recipiente completamente y que no se pueda añadir más lodo.

Limpie cuidadosamente todos los restos de lodo alrededor del recipiente y otras partes del instrumento.

Instale el cursor en el apoyo moviéndolo a lo largo del brazo graduado hasta lograr el balance entre el recipiente y el brazo.

La densidad del lodo se puede leer en la parte izquierda del cursor.

Después de realizar la medición, limpie cuidadosamente todas las partes del recipiente.

Viscosidad Plástica: Es la resistencia al flujo causada por fricción mecánica. Se ve afectada por el tamaño y forma de las partículas, la concentración de sólidos y la viscosidad de la fase fluida.

Punto Cedente: Es la resistencia al flujo causada por las fuerzas de atracción entre partículas sólidas del lodo. Es consecuencia de las cargas eléctricas sobre la superficie de las partículas dispersas en la fase fluida.

Resistencia Gel: Fuerza mínima de tensión de corte necesaria para producir un deslizamiento en un fluido, después que este ha estado en reposos por un periodo determinado de tiempo.

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Viscosímetro Rotacional para medidas reológicas.

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Comentario

Tomando en consideración que los geles y el punto cedente son responsables de la limpieza del hoyo; se debe ser especialmente cuidadoso en mantener estos valores en los rangos óptimos de operación, para el tipo de lodo, al momento de realizar operaciones de dilución o de incremento de peso del lodo, puesto que un descuido en este sentido podrían traer problemas derivados de las presiones de surgencia y suabeo, sobre todo cuando estos valores se sitúan por encima del máximo del rango permitido. Por otra parte valores altos de viscosidad plástica y punto cedente durante las operaciones de control pueden derivar en un incremento de la densidad equivalente de circulación (DEC) aumentando la potencialidad de una perdida de circulación que complicaría indudablemente las operaciones de control.

Pérdida o caídas de presión en el sistema de circulación

Una vez que el lodo sale de la bomba para recorrer el circuito de circulación, tal como se muestra en la figura, el mismo va perdiendo presión en cada una de las secciones que atraviesa, desde la superficie hasta regresar nuevamente al tubo de descarga. Estas caídas de presión ocurren debido a la fricción entre el lodo y las paredes de los conductos que atraviesa; el diámetro y longitud de estos conductos y el caudal de descarga de la bomba. Igualmente se debe destacar que la

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densidad y la viscosidad afectan las caídas de presión en el sistema de circulación, así tenemos que si la densidad aumenta también se incrementará la caída de presión por este efecto. Por lo tanto, si la viscosidad del fluido aumenta esto producirá un incremento en las caídas de presión en el circuito de circulación.

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Clasificación reológica de los Fluidos de Perforación

Entre los cuales existen:

Fluidos Newtonianos: Relación lineal entre el esfuerzo de corte (shear stress) y la tasa de corte (shear rate) aplicada. Se ilustra como una línea recta que pasa por el origen (0, 0). La viscosidad es el único parámetro necesario para definir su comportamiento. Ejemplos: Agua, Alcohol, Aceites (diesel, mineral y sintético), muy pocos fluidos de perforación.

Fluidos No-Newtoniano ó Plástico de Bingham: No exhiben relación lineal entre el esfuerzo de corte (shear stress) y la tasa de corte (shear rate) aplicada. Requieren de un determinado esfuerzo de corte para iniciar flujo La viscosidad del fluido depende de la tasa de corte. Ejemplo: La mayoría de los fluidos de perforación.

Modelos Reológicos

Es un Modelo Matemático que describe el comportamiento de flujo de un fluido expresando una relación matemática entre la Velocidad ó Tasa de Corte y el Esfuerzo de Corte.

En esta sección, estudiaremos el Modelo Plástico de Bingham y Modelo de Ley Exponencial (Power Law).

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Modelo Plástico de Bingham

La relación Esfuerzo de Corte / Punto Cedente para el Modelo Plástico de Bingham es dada por:

= 0 + µpγ donde:

= Esfuerzo de Corte

0 = Punto Cedente

µp = Viscosidad Plástica

γ = Tasa de Corte

Modelo de Ley Exponencial

La expresión matemática que define la relación esfuerzo de corte vs. velocidad de corte es:

= k . γ n

Donde:

: Esfuerzo de corte (Dinas / cm2).

k : Índice de Consistencia (Dinas-seg / cm2).

: Velocidad de Corte (seg-1).

n : Índice de Comportamiento.

Factores que afectan la Reología

La reología de los fluidos de perforación se ve afectada por la temperatura, presión y tiempo.

Un aumento en la temperatura del fluido conlleva a la disminución de la viscosidad, mientras que el tiempo influye directamente en la propiedad de gel del lodo. La presión poco afecta a las propiedades reológicas del fluido de perforación.

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control de pozos unidad1 teoria de presiones final

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