Manual Control de Surgencias 2006

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(1)PRÁCTICAS de CONTROL de SURGENCIAS Tercera Edición. IR AL ÍNDICE Por Jim Fitzpatrick Editado por Ron Baker. Publicado por PETROLEUM EXTENSION SERVICE División de Educación Continua Universidad de Texas en Austin 1991.

(2) Traducción al español expresamente autorizada a la Escuela Argentina de Control de Surgencias. Título 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 Ingeniería – U.N.C. – Mendoza, Argentina..

(3) Escuela Argentina de Control de Surgencia. Mendoza - Argentina. CONTENIDO Ilustraciones ............................................................................................................................... V Tablas ......................................................................................................................................... VII Prefacio ....................................................................................................................................... IX Capítulo 1: Conceptos de Presión .......................................................................................... 1 Capítulo 2: Causas y Señales de Advertencia de Surgencia ................................................. 9 Capítulo 3: Procedimientos de Cierre y Presiones de Cierre de Pozos .............................. 27 Capítulo 4: Circulación y Control de Surgencia .................................................................. 43 Capítulo 5: Gradiente de Fractura de la Formación .... .......................................................... 53 Capítulo 6: Métodos de Control de Surgencia ...................................................................... 63 Capítulo 7: Operaciones de Control de Pozo Inusuales ........................................................ 83 Capítulo 8: Control de Pozo para Terminación y Reparación. ............................................ 101 Capítulo 9: Control de Pozos y Equipos Perforadores Flotantes ...................................... 123 Capítulo 10: Equipo de Prevención de Descontroles ............................................................ 137 Capítulo 11: Como Organizar y Dirigir Operaciones de Control de Pozos ..................... 163 Apéndice A. Consideraciones Relativas al Ácido Sulfhídrico ............................................. 169 Guía de H2S para Operaciones Costa Afuera ..................................................................... 172 Guía de Operaciones con H2S en Tierra ............................................................................... 175 Corrosión y H2S. .................................................................................................................... 175. Apéndice B. Tablas de Referencia ........................................................................................ 177 Apéndice C. Ecuaciones .......................................................................................................... 207 Abreviaturas. .......................................................................................................................... 225. Glosario ..................................................................................................................................... 229. III.

(4) Escuela Argentina de Control de Surgencia. Mendoza - Argentina. ILUSTRACIONES 1. No puede existir una presión mayor que la normal si la capa aflora a la superficie ................................3 2. La geometría del pozo no afecta a la presión hidrostática. ......................................................................4 3. Estando el pozo perforado direccionalmente, la profundidad vertical verdadera es distinta de la profundidad medida ............................................................................................................6 4. Las pérdidas de presión anular son más 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 líquido de un cilindro cae cuando se quita una varilla de acero, así cae el nivel de lodo en el pozo a medida que se quite el sondeo de él .....................13 6. Un dispositivo que indica el nivel de pileta muestra una ganancia o pérdida en el volumen de la pileta .................................................................................................................................18 7. El filtrado de lodo controlado por contenido de cloruro o salinidad ........................................................21 8. Tomógrafo desarrollado por Jorden y Shirley para determinar rápidamente el exponente d ..................23 9. Con el sondeo y el espacio anular llenos de lodo con presión hidrostática mayor que la presión de la formación, las bombas detenidas y el pozo cerrado, no aparece presión en los manómetros del sondeo y del casing. ............................................................................................34 10. A causa de los fluidos de surgencia más livianos en el espacio anular, la presión de cierre del casing es más alta que la presión de cierre del sondeo .......................................................................34 11. Cuando el lodo se está circulando, la presión de la bomba se indica en el manómetro del standpipe o del sondeo. La presión del casing, o del anular se lee cero porque toda la presión de la bomba se gasta a medida que se circula el lodo ..................................................................34 12. Estimación de la Resistencia de la Formación en la zona de la Costa del Golfo de Louisiana ...............56 13. Pérdida de presión por gelificación del lodo versus miles de pies de sondeo de 5 pulgadas y 19,5 libras por pie ..................................................................................................................................57 14. Típico gráfico de ensayo de admisión.......................................................................................................59 15. Si el trabajo de cementación fue pobre, la presión se cae mucho antes llegar a la presión de admisión anticipada..............................................................................................................................60 16. Planilla de ahogue de pozos, método del perforador ................................................................................66 17. Cuando se conocen la PIC y la PFC, se puede trazar un gráfico para la correcta presión de sondeo .......69 18. Típica planilla de ahogue de pozo para el método de Esperar y Densificar .............................................71 19. Una línea recta conecta la PIC y la PFC en el método esperar y densificar. ...........................................72 20. La PCS cae aproximadamente 30 psi por cada división del gráfico entre la PIC y la PFC en el método esperar y densificar......................................................................................................72 21. La cantidad total de emboladas de la superficie al trépano (EST) es 800, por lo tanto la primer división luego del cero tendrá un valor de 80, la segunda 160, la tercera 240 y así sucesivamente hasta alcanzar el total de 800, en el método de esperar y densificar 73 22. El tiempo total desde la superficie al trépano (TST) es de 50 min., por lo tanto la primer división luego del cero tendrá el valor 5, la segunda 10, la tercera 15 hasta que se alcanza el total de 50, en el método esperar y densificar .............................................................................................................73 23. Planilla de ahogue de pozo para el método de esperar y densificar ..........................................................74 24. Planilla de ahogue de pozo para el método concurrente ...........................................................................75 25. Planilla de ahogue de pozo para el método concurrente ..........................................................................76 26. Normalmente una válvula flotadora se instala en un sustituto especial por encima del trépano ..............88 27. Una válvula reguladora de presión en posición de venteo permite que una conexión pase fácilmente el preventor..............................................................................................................................89 28. Si se monta un cilindro acumulador cerca del anular permitirá el ingreso de fluido y facilita la maniobras bajo presión ..........................................................................................................90 29. Unidad Snubb ...........................................................................................................................................94 30. Unidad Snubbing hidráulica .....................................................................................................................95 IV.

(5) Escuela Argentina de Control de Surgencia. 31. 32. 33. 34. 35. 36. 37. 38. 39. 40. 41. 42. 43. 44. 45. 46. 47. 48. 49. 50. 51. 52. 53. 54. 55. 56. 57. 58. 59. 60. 61. 62. 63. 64. 65. 66.. Mendoza - Argentina. Jet de perforación......................................................................................................................................112 Procedimientos de empaquetamiento de grava para control de arena ......................................................115 Pozo desviado lateralmente ......................................................................................................................117 Equipamiento en una terminación de doble zona. ....................................................................................118 Paquer hidráulico de accionamiento dual .................................................................................................119 Cabezal de terminación dual.....................................................................................................................120 Un desviador. Cuando está cerrado, los fluidos del pozo fluyen por una de las dos tuberías de venteo de gran diámetro. .....................................................................................................................126 API RP53, Sección 7-B ............................................................................................................................128 Sistema de control de BOP submarina......................................................................................................133 Disposiciones de BOP como ejemplo de la API RP 53 ...........................................................................140 BOP anular instalada en un equipo de superficie .....................................................................................141 BOP anular Hydril GX .............................................................................................................................142 BOP anular esférica Shaffer .....................................................................................................................142 BOP anular Cameron ...............................................................................................................................143 Cabeza Rotativa .......................................................................................................................................144 BOP esclusas ............................................................................................................................................144 Esclusas parcial, ciega y de corte..............................................................................................................145 Las esclusas de diámetro variable están diseñadas para cerrar en varios tamaños de cañería .................146 Dispositivos de trabas de las esclusas Cameron y NL-Shaffer a control remoto......................................146 Válvula del vástago de tipo bola...............................................................................................................147 Válvula cónica. ........................................................................................................................................147 Válvula flotadora que utiliza una charnela a resorte.................................................................................158 Válvula de control tipo bombeable ...........................................................................................................158 Estrangulador Cameron activado hidráulicamente ...................................................................................159 Panel de control del estrangulador Cameron ............................................................................................159 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 Panel de control del estrangulador Swaco ................................................................................................150 Unidad acumuladora de la bomba para la operación de prevención.........................................................151 Botella acumuladora de 3.000 psi.............................................................................................................151 Indicador de nivel de pileta. Los flotadores en cada pileta transmiten las variaciones del nivel a una consola y a un registrador.......................................................................................................156 Cuenta emboladas de bomba y sensor de flujo de lodo. ...........................................................................157 Disposición del tanque de maniobras de flujo gravitatorio.......................................................................157 Separador lodo-gas y el equipamiento correspondiente ...........................................................................158 Instalación de un desgasificador de vacío.................................................................................................159 Desgasificador de fuerza centrífuga..........................................................................................................160 Desgasificador de bomba centrífuga y vacío ............................................................................................161. V.

(6) Escuela Argentina de Control de Surgencia. Mendoza - Argentina. TABLAS 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.. VI. Efecto de Varios Problemas en las Presiones, Peso, Nivel de Piletas y EPM...........................................86 Tapones de baritina ...................................................................................................................................97 Rangos de Densidad de Fluido..................................................................................................................108 Punto de Cristalización de las Salmueras..................................................................................................109 Medidas de Casing y Tubing en Teminación Multizona ..........................................................................118 Terminación Múltiple sin Tubing .............................................................................................................121 Volúmenes de Fluidos Almacenados y Utilizados por el acumulador......................................................152.

(7) Escuela Argentina de Control de Surgencia. Mendoza - Argentina. PREFACIO De los muchos problemas enfrentados por aquellos que perforan pozos, uno de los más importantes es el control de pozos. Es de especial importancia actualmente debido al énfasis en la perforación offshore y perforación profunda y al incremento en la concientización de la necesidad de prevenir accidentes del personal y daño al medio ambiente. El entrenamiento técnico intensivo juega un rol importante en el éxito del control de pozos, porque una cuadrilla de perforación que conoce y entiende los principios y procedimientos técnicos, es una cuadrilla que es menos probable que experimente una explosión de pozo fuera de control. Este manual se presenta con la visión de que el entrenamiento es vital en el control de pozos. Su intención es que sea un entrenamiento de apoyo para el personal comprometido con el control de pozos (perforadores, maquinistas, representantes de la compañía, ingenieros de perforación o cualquiera cuyo trabajo lo o la lleve directamente a una locación de equipo perforadote. El libro presenta un acercamiento práctico al control de pozos en aquello que enfatiza las cosas que una cuadrilla debería saber y ser capaz de hacer de manera de controlar un pozo. Además es el libro de texto básico 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 técnicos y habilidades necesarias para que el personal de perforación alcance ciertos estándares. La edición 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 edición fue autoría de Jim Fitzpatrick, quién dicta los cursos de control de pozos de PETEX. Fitzpatrick actualizó, reorganizó y agregó más texto a técnicas actuales de control de pozos para operaciones de perforación en tierra y offshore. La tercera edición tiene información adicional y actualizaciones sobre normas y reglamentaciones federales referentes a la industria del petróleo. Se debe extender el agradecimiento a aquellos en la industria del petróleo quienes desinteresadamente revisaron el material y prestaron apoyo para el esfuerzo de actualización. En particular, Paul Sonnemann, el gerente de entrenamiento de SEDCO/FOREX Schlumberger, debe ser reconocido por su extensa revisión del texto y tantos comentarios plenos de ayuda. El excelente trabajo del staff de PETEX debe ser reconocido también, porque sin la dedicación de los escritores, editores, tipistas y demás personas del staff de producción, este manual no podría haber sido revidado. A pesar del aporte recibido de muchos individuos de la industria del petróleo, PETEX es únicamente responsable por en contenido del manual. Mientras todo esfuerzo fue realizado para asegurar su exactitud, la intención del manual es ser una ayuda de entrenamiento, y nada en él debe considerarse aprobación o desaprobación de cualquier producto o práctica específica. Ron Baker, Director Petroleum Extension Service. VII.

(8) Escuela Argentina de Control de Surgencia. VIII. Mendoza - Argentina.

(9) Escuela Argentina de Control de Surgencia. Mendoza - Argentina. Capítulo 1. CONCEPTOS DE PRESIÓN. 1.

(10) Capítulo 1. Conceptos de presión.. 2.

(11) Escuela Argentina de Control de Surgencia. Mendoza - Argentina. 1 CONCEPTOS DE PRESIÓN ____________________________________ En control de surgencias, las dos presiones de interés fundamental son la presión de la formación y la presión hidrostática. La presión de la formación es la fuerza ejercida por los fluidos de una formación. Se mide a la profundidad de la formación con el pozo cerrado. Es también llamada presión del reservorio, o dado que se mide comúnmente en el fondo del pozo con el pozo cerrado, presión de cierre de fondo de pozo. La presión hidrostática es la fuerza ejercida en el pozo debida al fluido de perforación. Si la presión de formación es mayor que la presión hidrostática, los fluidos de la formación pueden entrar al pozo. Si esto sucede, estará ocurriendo una surgencia. Puede ocurrir un descontrol si no se actúa rápidamente para controlar la surgencia o ahogar el pozo. Para controlar un pozo se debe mantener un adecuado equilibrio entre la presión de formación y la presión hidrostática; y ésta última debería ser igual o ligeramente más alta que la presión de formación. EL ORIGEN DE LA PRESIÓN DE FORMACIÓN Una teoría generalmente aceptada, sobre el origen de las presiones de las formaciones por debajo de la superficie, se relaciona con los procesos de formación de las cuencas sedimentarias. A medida que se depositan unas capas de sedimentos sobre otras, aumenta la presión de sobrecarga en las que se depositaron en un primer momento, ocurriendo así la compactación. La presión de sobrecarga es la presión 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 presión 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 varía de un lugar a otro. Así mismo, cuando aumenta la sobrecarca, habrá más compactación y disminuye la porosidad de la roca. A medida que aumenta esta presión se produce la compactación y decrece la porosidad de la capa de roca.. SUPERFICIE AFLORAMIENTO. CAPA PERMEABLE. Figura 1. No puede existir una presión mayor que la normal si la capa aflora a la superficie.. 3.

(12) Capítulo 1. Conceptos de presión.. Debido a la compactación, cualquier fluido que se encuentre presente en la formación es impulsado hacia capas permeables, tales como las areniscas. Si esta capa es continua y eventualmente emerge a la superficie no pueden generarse presiones más altas que las normales (fig 1). Sin embargo, si el fluido de una capa es entrampado por causa de una falla u otra anomalía, se pueden producir presiones más altas que las normales; en este caso estamos en presencia de una capa sobrepresurizada. Estas presiones puede ser resultado de diferentes condiciones geológicas. En algunos casos, los mismos procesos que entrampan los hidrocarburos pueden ocasionar una presión más alta que lo normal. Ejemplos de tales procesos geológicos son las fallas, las grandes estructuras, los lechos esquistos masivos, los lechos masivos de sal y las arenas cargadas. Fallas Normalmente la presión de formación aumenta con la profundidad, pero si las rocas profundas se han quebrado pueden tener presiones más altas que las normales. La falla puede atrapar los fluidos en la formación y permitir que se desarrolle una presión anormalmente alta. Dado que una falla es una rotura súbita en una formación, cuando se perfora una formación fallada, es posible encontrarse con una zona sobrepresurizada, pasando desde una presión normal a una presión 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 próximas a domos salinos suelen encontrarse altas presiones como consecuencia de fallas locales alrededor del domo. También pueden encontrarse altas presiones relacionadas con fallas en áreas montañosas. Las grandes estructuras Cualquier estructura tal como un anticlinal o un domo pueden tener presiones anormalmente altas por encima del contacto gas-agua o petróleo-agua en la zona del petróleo 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 perforación 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 (comúnmente arenisca, piedra caliza o dolomita).. PROFUNDIDAD (h). Figura 2. La geometría del pozo no afecta a la presión hidrostática. La presión en el fondo es la presión estática. La presión ejercida en el fondo es la misma para todos los contenedores porque la densidad del fluido y la profundidad son las mismas.. 4.

(13) Escuela Argentina de Control de Surgencia. Las presiones altas que se experimentaron en las primeras épocas 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 perforación de exploración, éstos deberían ser concientes de la posibilidad de encontrarse con altas presiones. Los Lechos de Esquistos Masivos En las zonas de transición (formaciones en las que la presión comienza a diferir de la normal) y dentro de lechos esquistos masivos puede desarrollarse presión 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, éstos soportarán el peso de la sobrecarga considerable. Los fluidos atrapados dentro de la pizarra o esquisto no pueden escapar lo suficientemente rápido y también soportan el peso de la sobrecarga. Estos líquidos confinados estarán bajo una presión más alta que la normal debido a la profundidad. Por lo tanto, cuando se encuentran pizarras gruesas, se debe esperar que la presión aumente anormalmente con la profundidad. La presión 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 están frecuentemente relacionadas a lechos de esquistos masivos. Lechos Salinos Masivos Dado que los lechos de sal son plásticos, éstos transmiten todo el peso de la sobrecarga a la roca de abajo. Por lo tanto, debería esperarse una alta presión en y debajo de los lechos salinos gruesos. Sin embargo, no se encuentran comúnmente altas presiones en los lechos de sal erráticos y delgados. Los lechos de sal plástica 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 también se relacionan con el mismo fenómeno. 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 galón (ppg) y 19 ppg.. Mendoza - Argentina. Las Arenas Cargadas Se puede encontrar una presión de formación anormalmente alta en arenas relativamente someras que han sido cargadas por un descontrol subterráneo. Cuando un pozo se cierra por una surgencia que se origina en una zona más profunda que la arena, ésta puede resultar cargada. Entonces, la presión 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 perforación puede estar desprevenida cuando la arena cargada surge. PRESIÓN HIDROSTÁTICA El término “hidrostático” deriva de hydra, que significa agua o líquido, y estática, que significa en reposo. Ambos, el fluido de la formación y el fluido en el pozo están bajo presión hidrostática, pero en la mayoría de las discusiones de control de pozos, la presión de formación se refiere a la presión del fluido en la formación y la presión hidrostática se refiere a la presión de fluido de perforación en el pozo. La presión hidrostática aumenta proporcionalmente con la densidad del fluido y con la profundidad del pozo. La geometría del pozo (el diámetro y la forma de la columna de fluido) no tiene efecto en la presión hidrostática (fig. 2). En el pozo, la presión hidrostática es el resultado de la densidad del fluido de perforación y de la profundidad vertical real o verdadera (h) de la columna de fluido. La profundidad vertical real es la longitud de una línea 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 presión hidrostática, se debe usar la profundidad vertical real. Matemáticamente, la presión hidrostática se puede calcular como: Ph = C x dL x h. (Ec. 1). donde Ph = presión hidrostática en psi C = constante (el valor depende de la unidad usada para expresar la densidad del lodo) 5.

(14) Capítulo 1. Conceptos de presión.. 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 cúbico (pcf), gravedad específica u otras unidades. En los Estados Unidos, la densidad del lodo se expresa comúnmente en ppg, excepto sobre la Costa Pacífica donde se expresa comúnmente en pcf. Si la densidad del lodo se mide en ppg, el valor de C en la ecuación 1 es 0,052. Si el peso del lodo se mide en pcf, el valor de C en la ecuación 1 es 0,00694.. 1 pie cúbico (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, ó 7,48 gal y pesa 7,48 lb, porque 7,48 gal x 1 ppg = 7,48 lb. Para encontrar la presión en psi ejercida sobre el fondo del recipiente, 7,48 lb se divide por 144 pulgadas cuadradas (in2), porque 144 in2 están contenidas en 1 pie cuadrado (pie2). Dado que 7,48 / 144 = 0,05194, ó 0,052, una columna de líquido 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, también 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 presión en psi ejercida sobre el fondo del recipiente, 1 lb se divide por 144 in2, porque 144 in2 están contenidas en 1 pie2. Dado que 1 / 144 es igual a 0,006944, ó 0,00694, una columna de líquido de 1 pie de alto y de densidad de 1 pcf ejerce 0,006594 psi sobre el fondo. Gradiente de Lodo. Figura 3. Estando el pozo perforado direccionalmente, la profundidad vertical verdadera es distinta de la profundidad medida.. La presión hidrostática también se puede calcular multiplicando el gradiente de presión del fluido por la h. El gradiente de presión, o del lodo, es la cantidad de cambio de la presión con la profundidad. Se obtiene al multiplicar la densidad del lodo en ppg por la constante 0,052: Glodo = dL x C. Ejemplo: Encontrar la presión hidrostática 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. 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). Ph = 7 067 psi. Si la densidad del lodo es 90 pcf y la h es 11 325 pie, el cálculo de la presión hidrostática será: 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. 6. (Ec. 2). Por ejemplo: el gradiente de un lodo con una densidad de 12 ppg será: Glodo =. 12 x 0,052. Glodo =. 0,624 psi/pie. Entonces, en la ecuación 1, se puede reemplazar la densidad del lodo y la constante C por el gradiente del lodo: Ph = Glodo x h donde. (Ec. 3).

(15) Escuela Argentina de Control de Surgencia. Mendoza - Argentina. Ph. = presión hidrostática 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 ecuación 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 términos de la ecuación 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. PÉRDIDA DE PRESIÓN ANULAR En las operaciones de control de pozos se debe tener en cuenta la presión perdida en el anular (Ppa), que es la presión que necesita la bomba para mover el lodo hacia arriba por el anular. Aunque esta presión generalmente es menor a 200 psi, a velocidades reducidas de bomba, usadas para ahogar un pozo, es muy significativa, ya que contribuye a la contrapresión en el fondo del pozo. Debido a esto, se incrementa la presión del fondo del pozo. Es decir, cuando se está circulando el lodo, la presión del fondo del pozo equilibra la presión hidrostática más la presión requerida para mover el lodo hacia arriba por el anular. Existe pérdida de presión en el anular solo cuando se está circulando lodo y actúa por la fricción que se opone al flujo de líquido por el anular. Cuando la bomba se detiene, la pérdida de presión en el anular desaparece. Sin embargo, cuando el lodo. se mueve hacia arriba por el pozo, se deben superar las pérdidas producidas por la fricción del lodo contra la cañería de perforación y las paredes del pozo más la resistencia del lodo a fluir. DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCUALCIÓN Otra manera de observar el aumento de presión del fondo del pozo causado por las pérdidas por fricción en el anular está en términos de densidad equivalente de circulación. La densidad equivalente de circulación es una combinación de la densidad original del lodo más el aumento equivalente de densidad de lodo debido a la pérdida de presión en el anular. Para calcularla se puede usar la siguiente ecuación: DEC = dL + (Ppa / 0,052 / h). (Ec. 7). donde DEC = densidad equivalente de circulación, ppg dL = densidad del lodo, ppg Ppa = pérdida de presión en el anular, psi h = profundidad vertical real, pie Como un ejemplo de cálculo, 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 pérdida de presión por fricción en el anular, existe mayor presión en el fondo del pozo cuando se está circulando lodo que cuando la bomba está 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.. 7.

(16) Capítulo 1. Conceptos de presión.. 8.

(17) Escuela Argentina de Control de Surgencia. Mendoza – Argentina. Capítulo 2. CAUSAS Y SEÑALES DE ADVERTENCIA DE SURGENCIA. 9.

(18) Capítulo 2. Causas y señales de advertencia en surgencia.. 10.

(19) Escuela Argentina de Control de Surgencia. Mendoza – Argentina. 2 CAUSAS Y SEÑALES DE ADVERTENCIA EN SURGENCIA ____________________________________ El personal de perforación debería conocer las causas y señales de advertencia de surgencias y ser capaz de identificarlas fácilmente. Dado que el pozo y el equipamiento de circulación de lodo es un sistema cerrado, cualquier fluido de la formación que ingrese al sistema comúnmente se evidenciará 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 perforación a base de petróleo, la surgencia de gas puede disolverse en el petróleo 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 comúnmente satura el lodo en el área donde entró al pozo. Lo mismo puede suceder con el sulfhídrico (H2S) en lodos a base de agua. Los indicios de que se observarán en la superficie dependen del tamaño de la surgencia, de la temperatura y de la presión. Probablemente el indicador más confiable de una surgencia de gas en el lodo a base de petróleo es un aumento del volumen. En cualquier caso, los medios más efectivos para detectar surgencias y prevenir descontroles son el entrenamiento del personal, procedimientos específicos y una buena supervisión. CARACTERÍSTICAS DE LAS SURGENCIAS. Q = (0,007 x md x ∆P x L) ÷ (µ x ln (Rd ÷ Rp) x 1440). Una surgencia es un aporte de fluidos desde la formación al pozo, tal como petróleo, gas o agua salada, procedente de una formación que ha sido perforada. Ocurre cuando la presión ejercida por la columna de lodo en el pozo es inferior que la presión poral en la formación y cuando la formación es lo suficientemente permeable como para permitir el ingreso de fluidos hacia el pozo. Cuando ocurre una surgencia, el fluido que ingresa reduce la presión de la columna de lodo, dado que los fluidos de formación son generalmente menos densos que los lodos de perforación. Como resultado, el fluido de la formación puede fluir hacia el pozo a un caudal creciente. Por lo tanto, una surgencia se debería detener o controlar lo antes posible para impedir la entrada adicional de fluidos de la formación. Mientras más grande es la surgencia, más difícil puede resultar tener el pozo nuevamente bajo control. Se puede usar un modelo matemático para ilustrar que tan rápido 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 penetración del pozo en la arena gasífera:. donde:. (Ec.8) Q = caudal, (bbl/min) md = permeabilidad; milidarcys (md) ∆P = presión diferencial, psi L = longitud de sección abierta de drenaje del pozo, pie µ = 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 µ = 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 gasífera, la cantidad de gas que entra al pozo será de 20 bbl/min aprox. Si se necesitan 2 minutos 11.

(20) Capítulo 2. Causas y señales de advertencia en surgencia.. para cerrar el pozo, habrá un aumento de pileta de 40 barriles además del aumento ocurrido durante la perforación de la porción de esos 20 pie. Por lo tanto, puede verse que la cantidad de fluido que ingresa al pozo desde una formación, en principio depende de (1) la permeabilidad de la formación y (2) de la diferencia entre la presión ejercida por el lodo y la ejercida por la formación. En el general, si la formación no es muy permeable, el valor del aporte de fluido es bajo, en cambio si la formación es altamente permeable, el valor del aporte de fluido es elevado. De igual modo, si la presión diferencial entre el lodo y el fluido de formación es baja, el influjo es lento. Si existe una presión diferencial alta, el aporte será rápido. La presión de la formación será mayor que la presión del lodo cuando supere a la presión hidrostática ejercida por la columna de lodo. También será mayor cuando la columna de lodo disminuye su altura en el pozo. Aunque la densidad del lodo sea la adecuada para controlar la presión de formación con el pozo lleno de lodo, si la altura de la columna de lodo disminuye, como consecuencia bajará la presión hidrostática. Generalmente, la caída ocurre porque no se reemplaza el volumen de la cañería que se saca por el lodo suficiente. La pérdida de circulación también puede ocasionar la caída de la altura de la columna de lodo. TIPOS DE DESCONTROLES Un descontrol es el flujo descontrolado del fluido proveniente del pozo. Un descontrol subterráneo es el flujo del fluido dentro de una formación subterránea. Si ocurre una surgencia y se cierra el pozo, puede romperse o fracturarse una zona ubicada a menor profundidad que la formación surgente debido a las elevadas presiones necesarias para controlar la surgencia. Entonces, el lodo y los fluidos de formación pueden dirigirse hacia la zona fracturada ocurriendo un descontrol subterráneo. Otro tipo de descontrol subterráneo ocurre si se fractura la formación en la zona del zapato del casing y se crateriza el pozo. La presión se canaliza por fuera de la cañería de entubación y escapa hacia la superficie. Los descontroles ocurren con la misma frecuencia tanto durante la perforación como durante la extracción del sondeo. Por lo general, ocurren durante la perforación por causa del aumento de la presión de formación, y durante la 12. extracción del sondeo, debido a la disminución de la presión hidrostática. La mayoría de los operadores recomiendan el uso en todo momento de los instrumentos para detectar una surgencia o para ayudar en el pronóstico de la misma, ya que son relativamente económicos. CAUSAS DE SURGENCIAS Una surgencia ocurre cuando la presión hidrostática ejercida por la columna de fluido de perforación en el pozo es menor que la presión de los fluidos en una formación porosa y permeable que se está atravesando. Por lo tanto, la manera principal para controlar un pozo es manteniendo la presión hidrostática correcta. Sin embargo, durante la perforación de un pozo pueden darse condiciones que permitan que la presión de formación exceda a la presión hidrostática, y el pozo puede surgir. El personal debería ser consciente de estas condiciones y prepararse para una rápida y apropiada acción 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, pérdida de circulación y presión anormal. Densidad Insuficiente de Lodo Durante las operaciones de perforación, el elemento principal para controlar un pozo es la densidad del lodo. Si la densidad de lodo provoca menos presión que la presión poral de la formación, tendremos una condición de desequilibrio y los fluidos provenientes de una formación permeable podrán ingresar al pozo. En estas condiciones puede ser de gran dificultad controlar el pozo. Por otro lado, una condición de desequilibrio tal que la densidad de lodo genere más presión que la presión poral de la formación, puede provocar problemas tales como la fractura de formaciones débiles, bajos niveles de penetración y pérdida de circulación. Normalmente se prefiere perforar bajo condiciones próximas al equilibrio, aunque una condición de desequilibrio puede mejorar el grado de penetración. Falla en Mantener el Pozo Lleno de Lodo Probablemente la causa más común 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 perforación, el nivel de fluido disminuye a causa.

(21) Escuela Argentina de Control de Surgencia. Mendoza – Argentina. Figura 5. Del mismo modo en que el nivel de líquido de un cilindro cae cuando se quita una varilla de acero, así cae el nivel de lodo en el pozo a medida que se quite el sondeo de él.. del volumen de acero retirado (fig.5). Esta disminución del nivel de lodo reduce la presión hidrostática. La fórmula de la presión hidrostática Ph = 0,052 x dL x h. (Ec. 1). Glodo = 0,624 psi/pie. Cs = 0,01393 bbl/pie Ds = 0,00648 bbl/pie Cc = 0,07019 bbl/pie.. donde:. Por lo tanto:. Ph = presión hidrostática, psi. Pptm = 0,624 (0,01393 + 0,00648) ÷. dL = densidad de lodo, ppg. ÷ [0,07019 - (0,01393 + 0,00648)]. h = profundidad vertical verdadera, pie. indica que, si por cualquier razón se cambian la dL o la h, también cambia la Ph. Si se permite que baje el nivel de lodo en el pozo, cambia la h y también cambiará la Ph. Se puede calcular la cantidad de presión hidrostática perdida al retirar cañería fuera del pozo. Si la cañería se retira mojada (esto es, si la cañería se mantiene llena de lodo), se puede usar la siguiente ecuación: Pptm = Glodo x (Cs + Ds) ÷ [Cc - (Cs + Ds)]. (Ec.9). donde Pptm. = Presión 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:. = 0,624 x 0,02041 ÷ (0,0719 - 0,02041) = 0,01274 ÷ 0,0478 Pptm = 0,27 psi. En este caso, la presión hidrostática se reduce en 0,27 psi por cada pie de cañería que se retira mojada del pozo. A un valor de 0,27 psi/pie, por cada tiro de cañería de 90 pies que se la presión hidrostática se reduce aprox. 25 psi. Por tanto, cinco tiros de cañería reducirán la presión hidrostática en 125 psi y diez tiros de cañería la reducirán en 250 psi. Si la cañería se retira seca o vacía, la pérdida de presión por cada pie de tubería se puede calcular como: Ppts = (Glodo x Ds) ÷ (Cc - Ds). (Ec. 10). donde Ppts = presión perdida por cada pie de tubería retirada seca, psi Glodo = gradiente de lodo, psi/pie. Ds = desplazamiento del sondeo, bbl/pie 13.

(22) Capítulo 2. Causas y señales de advertencia en surgencia.. 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 presión hidrostática se reduce en 0,06 psi por cada pie de cañería que se retira seca del pozo. Por cada tiro de cañería de 90 pie que se retira seco, a un valor de 0,06 psi/pie, ocurre una reducción de aprox. 5,4 psi en la presión hidrostática. Por lo tanto, cinco tiros de cañería reducen la presión hidrostática en 27 psi y diez tiros de cañería la reducen en 54 psi. Para prevenir la caída de la presión hidrostática al retirar la cañería, 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, está ocurriendo un aporte o alimentación de fluido desde la formación hacia el pozo. El llenado frecuente o continuo del pozo es esencial para mantener la presión suficiente en el fondo del pozo e impedir el aporte de fluidos desde formación. El llenado del pozo debería realizarse con un programa regular de trabajo, dependiendo de su diámetro y del diámetro de la cañería. En general, un pozo de diámetro pequeño debería llenarse con mayor frecuencia que un pozo de diámetro grande. Bajo condiciones normales, muchos operadores solicitan llenar el pozo luego de retirar no más de cinco tiros de cañería de perforación. Es importante recordar que cuando se están retirando los portamechas, y como éstos tienen un diámetro mayor que las barras de sondeo, el pozo debe llenarse con más 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 tubería retirado. El método más preciso para determinar la cantidad de fluido 14. 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 pequeños 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 deberá 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 mayoría de los operadores recomiendan que, de ser posible, y después de cerrar el pozo, bajar la tubería nuevamente al fondo. Un procedimiento común es cerrar el pozo y bajar la tubería bajo presión. Se recomienda que la tubería se baje hasta el fondo, porque puede ser difícil, si no imposible, ahogar el pozo con métodos de ahogo desde superficie y evitar la fractura de una formación débil todavía 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 rápido como se retira el sondeo. Incluso aunque el pozo esté lleno de lodo de densidad correcta, el pistoneo puede reducir la presión opuesta a una formación permeable y permitir que el fluido de la formación entre al pozo. La probabilidad de pistoneo aumenta cuando: (1) se retira la tubería demasiado rápido; (2) se usa lodo de alta viscosidad y alta resistencia de gel; (3) se tiene un trépano embolado por barro; (4) el sondeo está 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 práctica común 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 píldora pesada para la maniobra, los primeros tiros de cañería retirados pueden causar errores en el nivel de llenado debido a que el tapón tiende a caer empujando el lodo, que es más liviano, en la cañería y hacia afuera. En todo caso, si se detecta el pistoneo, puede bajarse la cañería 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.

(23) Escuela Argentina de Control de Surgencia. Mendoza – Argentina. contrarrestar los efectos del pistoneo, ya que la densidad de lodo utilizada para ahogar un pozo generalmente es suficiente para equilibrar la presión de formación y frecuentemente no incluye el margen de seguridad que algunos operadores consideran necesario para operaciones de perforación normales. Este margen de seguridad o margen de maniobra quizá sea necesario para compensar el pistoneo que puede ocurrir durante las conexiones y las maniobras. También para compensar la reducción periódica en la presión hidrostática que ocurre si el pozo se llena de manera intermitente cuando se retira la tubería. 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 presión de fondo del pozo. Para pozos poco profundos se recomienda 50 psi; para perforaciones más profundas se recomienda de 200 psi a 300 psi. Para una determinada presión 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 presión 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 presión de fondo de pozo de 250 psi será: ∆dL = 250 ÷ 0,052 ÷ 10.000 = 0,48. donde: Mm = margen de maniobra, ppg. yp = punto de fluencia, lb/100 pie2. φp φes. = diámetro del pozo, pulg. = diámetro exterior del sondeo, pulg.. Como ejemplo, considere una situación con estos valores:. yp = 8 lb/100 pie2. φp. = 8,5 pulg.. φes. = 4,5 pulg.. La solución es: Mm = 8 ÷ [11,7 x (8,5- 4,5)] = 8 ÷ 46,8 Mm = 0,2 ppg. La solución indica que la densidad de lodo deberá incrementarse en 0,2 ppg para lograr un adecuado margen de maniobra, teniendo como datos el punto de fluencia, tamaño de pozo y tamaño de tubería. Muchos operadores recomiendan que el margen de maniobra sea agregado al lodo de perforación solamente después 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 presión de formación. En este caso, puede ocurrir otra surgencia cuando se reanuden las operaciones de perforación. Por lo tanto se recomienda que primero se equilibre la presión de formación y luego circular el lodo que contiene el margen de maniobra.. ∆dL = 0,5 ppg. Pistoneo de Bajada o Surging. La densidad del lodo deberá incrementarse aproximadamente 0,5 ppg para proveer un margen de maniobra igual a un incremento de presión de fondo de 250 psi. También se puede calcular el margen de maniobra usando el punto de fluencia del lodo. Comúnmente puede encontrarse en el informe de lodo de los ingenieros, o con la utilización de un viscosímetro. La ecuación es:. Surging es el aumento de la presión en el pozo provocado por la bajada de la sarta de perforación. La tendencia del lodo de adherirse a la cañería de perforación y a la pared del pozo crea fricción a medida que la cañería desciende. La presión necesaria para superar esta fricción está relacionada con el movimiento del lodo que pasa por la tubería; esto es, cuanto más rápido se fuerza el fluido a moverse con respecto a la cañería más alta debe ser la presión de surging. Las presiones en el pozo ocasionadas por surging. Mm = yp ÷ [11,7 x (φp –φes)]. (Ec. 12). 15.

(24) Capítulo 2. Causas y señales de advertencia en surgencia.. pueden causar pérdida de circulación. 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 mínimo; (3) circule periódicamente mientras maniobra con la sarta; (4) asegúrese que el volumen de lodo que salga del pozo iguale el volumen de cañería 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), cuánto más alta sea la resistencia del gel, mayor será la presión requerida para lograr que el lodo fluya nuevamente. Existe una fórmula útil para calcular la presión necesaria para superar la resistencia de gel de lodo:. = 10 lb /100 pie2. La perdida de circulación, un problema bastante común en operaciones de perforación de pozos, puede causar la caída del nivel del lodo en el pozo. Como resultado, puede variar el balance hidrostático que provee el control principal de un pozo. Dado que una de las causas de pérdida de circulación es una fractura en la formación, y dado que el lodo pesado puede fracturarla, se deberá tener siempre presente esta posibilidad cuando se circula lodo pesado para controlar presiones de formación. La resistencia de la formación, que es la capacidad de una formación expuesta de soportar fluido de perforación de cierta densidad sin la pérdida de circulación, está relacionada con el peso de la sobrecarga y la presión del fluido en los espacios porales de la formación. Si la presión ejercida por la columna de fluido de perforación en el pozo es mayor que la presión de fractura de una formación, entonces la formación se fracturará, se perderá todo el lodo del pozo y descenderá el nivel de fluido del pozo. La caída en el nivel de fluido, debido a la pérdida de circulación, puede ocasionar que la presión de fondo de pozo disminuya por debajo del nivel requerido para equilibrar la presión poral de una formación expuesta, provocando entonces, una surgencia o posiblemente un descontrol. La pérdida de circulación puede ocurrir aún cuando no se ha excedido la presión de fractura de la formación. Por ejemplo, cuando se penetran formaciones cavernosas, falladas, agrietadas, o fisuradas, éstas pueden tomar todo el lodo del pozo cuando la presión de formación es menor que la presión hidrostática.. = 4,276 pulg.. Presión Anormal. Pg = (γ ÷ 300 ÷ φis) x Ls. (Ec. 13). donde Pg = presión requerida para vencer la resistencia de gel, psi. γ. = 10 min de resistencia de gel de fluido de perforación, lb/100 pie2. φis = diámetro interno de barra de sondeo, pulg. Ls = longitud de barra de sondeo, pie. Como ejemplo, asumir que se están usando 12000 pie de barra de sondeo con un diámetro interno de 4,276 pulg. y que la resistencia de gel en 10 min del lodo es 10 lb/100 pie2, por lo tanto:. γ φis. Ls = 12 000 pie La solución es: Pg = (10 ÷ 300 ÷ 4,276) x 12 000 = 0,007795 x 12 000 Pg = 93,5 psi. La solución 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 presión necesaria para romper la gelificación, de lo contrario, se podría fracturar una formación sensible y causar la pérdida de circulación por causa de un pistoneo. 16. Pérdida de Circulación. Las presiones anormales de formación son aquellas mayores que la ejercida por una columna llena de fluido de formación de peso normal. En la mayoría de las áreas, el fluido considerado de peso normal es agua salada de formación. El valor de la presión normal se expresa frecuentemente como 0,465 psi/pie (gradiente de presión del agua salada con una densidad ligeramente menor a 9 ppg) y puede variar dependiendo de la salinidad del agua local de formación. Como se mencionó anteriormente, algunas causas de presiones anormales son las estructuras falladas, domos de sal y aportes subterráneos que cargan otras formaciones penetradas por el pozo. Otras causas son las elevaciones, la erosión y las arcillas subcompactadas. Puede producirse.

(25) Escuela Argentina de Control de Surgencia. presión anormal en aquellas áreas donde los sedimentos compuestos de arena o arcilla fueron depositados rápidamente y el agua de formación (agua en los espacios de poro de roca que estaba presente cuando la roca se depositó) no pudo escapar de la roca. Para predecir tales zonas se pueden utilizar métodos tales como el registro de pozos y medición mientras se perfora (MWD), que son capaces de medir la compactación de la arcilla o la densidad. También se pueden evaluar las presiones anormales con estudios de los parámetros de perforación, evaluación silicoclástica de erosión, análisis geofísicos, medición directa de presión y el uso del valor normalizado de penetración o exponente d. ADVERTENCIAS DE SURGENCIAS Frecuentemente es posible detectar estas presiones antes que puedan causar un descontrol, dado que las leyes físicas determinan la ocurrencia de presiones en la tierra. Los indicios de presión en la tierra y la respuesta de un equipo de perforación a estos indicios son comúnmente muy claros y directos. Por tanto, un perforador o jefe de perforación atento debería ser capaz de reconocer estos indicios y actuar adecuadamente. Las indicaciones incluyen cambios en la velocidad de perforación, incremento en el flujo de lodo desde el pozo, ganancia de nivel de pileta, disminución en la presión de bomba y aumento en la velocidad de bomba, incremento en el torque de rotación, incremento en el arrastre y relleno, cambio en el tamaño de cuttings, incremento en el peso de herramienta, incremento en diferentes tipos de gases, incremento en salinidad, incremento en la temperatura de la línea de flujo, cambio de la densidad de arcilla, lodo cortado por gas, cambio en el valor normalizado de penetración, indicaciones de análisis sísmicos, indicaciones de registros de pozo, cambios en la propiedades del lodo e indicaciones de registros de valores del lodo. Cambios en la Velocidad de Perforación Un método directo para detectar arcilla o formaciones de arena con sobrepresión es a través de la observación de cambios en velocidad de perforación. Generalmente, cuando el trépano atraviesa una formación con sobrepresión la velocidad de penetración aumenta. Contrariamente, cuando se usa un lodo de perforación a base de petróleo y un trépano. Mendoza – Argentina. de diamante, la velocidad de penetración puede decrecer. Cuando ocurre un aumento repentino de la velocidad de perforación se dice que se ha producido un quiebre de la perforación (drilling break), y cuando ocurre lo contrario, es decir una disminución repentina de la velocidad de perforación se dice que se ha producido un quiebre inverso (reverse drilling break). Un aumento de velocidad es generalmente más fácil de detectar que una disminución de la misma. Un quiebre en la perforación puede indicar que el trépano está penetrando una sección de arena con sobrepresión. Generalmente se perfora más rápido cuando ocurre una reducción del sobrequilibrio de presiones, esto es, cuando la presión en la formación iguala o excede la presión hidrostática de la columna de lodo. Generalmente, cuando se detecta un quiebre en una formación, no se perfora más de 2 a 4 pies dentro de la misma y se realiza un control de flujo. La velocidad de penetración también se ve afectada por factores tales como la capacidad de limpieza del lodo en el fondo del pozo, el peso sobre el trépano, velocidad de la mesa rotativa y las propiedades de fluidez del lodo. El tipo de trépano y su condición también influyen en la velocidad de penetración. Sin embargo, cuando la velocidad de penetración cambia súbitamente, puede indicar que la formación que se está perforando ha cambiado y todo el equipo de trabajo deberá 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 aumentará. Cuando un fluido proveniente de una formación ingresa al pozo provocará el aumento del nivel del flujo, a pesar de que el incremento puede ser difícil de detectar. La mejor manera de detectar un incremento del flujo de retorno es generalmente mediante dispositivos de medición de flujo. Si se sospecha que el pozo puede estar fluyendo, y no se cuenta con tales dispositivos, pare la perforación, eleve el vástago sobre la mesa rotativa, pare la bomba y controle la línea de retorno de flujo desde el pozo. Este procedimiento se denomina control de flujo. Al parar la bomba se detiene la circulación y causa una reducción en la presión del fondo del pozo equivalente a la caída de presión anular. Si el pozo continúa fluyendo con la bomba parada, entonces debe estar surgiendo. Si el pozo no fluye cuando se detiene la bomba y permanece estático por un corto período 17.

(26) Capítulo 2. Causas y señales de advertencia en surgencia.. de tiempo (se recomienda esperar dos o tres minutos) probablemente no está ocurriendo ninguna surgencia. Si se está usando lodo a base de petróleo, será conveniente un mayor tiempo de observación de la línea de flujo (se recomienda hasta 30 min) por que el lodo a base de petróleo absorbe gas. De hecho, 1 bbl de lodo a base de petróleo 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, ocurrirá 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 presión en el sondeo y en el manómetro de presión del anular. Siempre el paso más importante, en caso de ser necesario ahogar el pozo, es parar la bomba y cerrar el pozo para ver si existe presión. Si el pozo fluye con la bomba apagada, pero aparece poca o ninguna presión cuando se cierra el pozo, es probable que solo sea necesario incrementar ligeramente la densidad del lodo para sobreequilibrar la presión hidrostática a la presión de formación. Si aparecen presiones en el sondeo y en el casing cuando las BOP están cerradas y el pozo está completamente cerrado, entonces, se debe iniciar los procedimientos para ahogar el pozo. Se debe tener en cuenta que en una locación offshore, los instrumentos de medición de flujo de retorno pueden proveer indicaciones poco confiables debido a los movimientos del barco de perforación. Tales movimientos afectan solo al censor de línea 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 indicación de que está ingresando fluido de formación 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 acción similar. Muchos operadores requieren que cada equipo de perforación y terminación tenga algún tipo de dispositivo indicador de nivel de pileta que 18. indique rápidamente la ganancia o pérdida de lodo (Fig. 6). Para pozos de exploración y pozos de desarrollo, donde se espera que las presiones sean altas, muchos operadores y contratistas consideran esencial el uso de instrumental de indicación 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 O PÉRDIDA DE LODO. VOLUMEN DE LODO EN PILETAS. Figura 6. Un dispositivo que indica el nivel de pileta muestra una ganancia o pérdida 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 estén alertas a los cambios de nivel de las piletas. Una ganancia de pileta es evidencia segura de que ese fluido, en el pozo, está siendo desplazado por fluido de formación que está ingresando al pozo. La cantidad de presión anular necesaria para contener una surgencia depende principalmente de la rapidez de cierre del pozo. Un rápido cierre retiene más lodo que el cierre lento. Cuando grandes cantidades de lodo abandonan el pozo, será necesaria una mayor presión en la superficie para contener la presión de formación, debido al acortamiento de la columna de lodo que queda en el pozo. A medida que sea necesaria una mayor presión de anular en superficie mayor es el riesgo de fracturar la formación y de provocar un descontrol subterráneo. 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 está circulando lodo en un pozo, los niveles en cada pileta del sistema de lodo son esencialmente los mismos. Cuando comienza la circulación, el nivel en la pileta de succión baja más que en las otras piletas; la más.