01pb(Full Permission)
of 20
Transcript of 01pb(Full Permission)
-
7/25/2019 01pb(Full Permission)
1/20
CAPTULO
1
-
7/25/2019 01pb(Full Permission)
2/20
Entender la presin y las relaciones de
la presin es importante se queremos
comprender el control del pozo. Por
definicin, la presin es la fuerza que se ejerce sobre
una unidad de rea, tal como libras sobre pulgadas
cuadradas (psi). Las presiones con las que nosotros
tratamos a diario en la industria petrolera incluyen
las de los fluidos, formacin, friccin y mecnicas.
Cuando se exceden ciertos lmites de presin,
pueden resultar consecuencias desastrosas, incluso
descontroles y / o la prdida de vidas.
PRESINDEUNFLUIDO
Que es un fluido? Un fluido es simplemente
algo que no es slido y puede fluir. El agua y el
petrleo son obviamente fluidos. El gas tambin es
un fluido. Bajo temperatura extrema y/o presin
Recuerde, debe pensar
sobre el fondo
del pozo. Los
conceptos propuestos
en esta seccin cubren los
fundamentos para un
buen control de pozos.
PRINCIPIOSDELAPRESIN
1-1
-
7/25/2019 01pb(Full Permission)
3/20
CAPTULO11-2
FACTORDECONVERSINDEDENSIDAD
El factor de conversin usado para convertir la
densidad en gradiente en el sistema ingls es 0.052.
En el sistema mtrico, es 0.0000981. Recuerde que
la definicin de gradiente de presin es el aumento
de presin por unidad de profundidad debido asu densidad. Para nuestro texto, nosotros usaremos
libras por galn (ppg) para medir la densidad y pies
(pie) para las medidas de profundidad en el sistema
ingls y kilogramos por metro cbico (el kg/m)
para medir densidad y metros (m) para las medidas
de profundidad en el sistema mtrico.
La manera como 0.052 se deriva es usando un
pie cbico (un pie de ancho por un pie de largo por
un pie de alto). Se necesita aproximadamente 7.48
galones para llenar ese cubo con fluido. Si el f luido
pesa una libra por galn, y se tienen 7.48 galones,
entonces el peso total del cubo es 7.48 libras, o7.48 libras por pie cbico. El peso de cada una
de las pulgadas cuadradas, por un pie de altura
puede encontrarse dividiendo el peso total del cubo
por 144:
7.48 144 = 0.051944
El factor de conversin 0.052 que normalmente
se usa para los clculos en el campo petrolero.
casi todo se torna fluido. Bajo ciertas condiciones
la sal o las rocas se tornan fluidos. Para nuestros
propsitos, los fluidos que consideraremos son
aquellos normalmente asociados con la industria
del petrleo, tales como el petrleo, el gas, el agua,
los fluidos de perforacin, los fluidos de empaque,
las salmueras, los f luidos de terminacin, etc.
Los fluidos ejercen presin. Esta presin es el
resultado de la densidad del fluido y la altura de
la columna de fluido. La densidad es normalmente
medida en libras por galn (ppg) o kilogramos por
metro cbico (kg/m). Un fluido pesado ejerce ms
presin porque su densidad es mayor.
La fuerza o presin que un fluido ejerce en
cualquier punto dado es normalmente medida en
libras por pulgada cuadrada (psi) o en el sistema
mtrico, bar. Para averiguar cuanta presin ejerce
un fluido de una densidad dada por cada unidad de
longitud, usamos el gradiente de presin.
El gradiente de presin normalmente se expresa
como la fuerza que el fluido ejerce por pie (metro)
de profundidad; es medido en libras por pulgada
cuadrada por pie (psi/ft) o bar por metro (bar/m).
Para obtener el gradiente de presin debemos
convertir la densidad del fluido en libras por galn,
en libras por pulgada cuadrada por pie (kilogramos
por metro cbico, kg/m a bar/m).
Presin
Fluido
Presin
(Fuerza)
Presin
(Fuerza)Que es la presin?
Presin: 1:La
fuerza por unidad
de rea que es
ejercida sobre una
superficie2: La fuerza que
un fluido ejerce
cuando de
alguna manera es
confinado en un
recipiente.
-
7/25/2019 01pb(Full Permission)
4/20
PRINCIPIOSDELAPRESIN1-3
GRADIENTEDEPRESIN
Para encontrar el gradiente de presin de un fluido, multiplique la densidad del fluido por 0.052;
o en el sistema mtrico, por 0.0000981.
Gradiente de Presin = Densidad del fluido x Factor de ConversinPor tanto el gradiente de presin de un fluido de 10.3 ppg (1234 kg/m) puede ser calculada
multiplicando el peso del fluido por el factor de conversin.
Gradiente de Presinpsi/ pie= Densidad del Fluidoppgx Factor de Conversin
= 10.3 ppg 0.052
= 0.5356 psi/pie
Gradiente de Presinbar/m = Densidad del fluido kg/m x Factor de conversin
= 1234 kg/mx 0.0000981
= 0.1211 bar/m
EJEMPLO1
Cul es el gradiente de presin de un fluido con una densidad de 12.3 ppg (1474 kg/m )?
Gradiente de Presinpsi/ pie= Densidad del Fluidoppgx Factor de Conversin
= 12.3 X 0.052
= 0.6396psi/pie
Gradiente de Presinbar/m = Densidad del fluidokg/mx Factor de conversin
= 1474kg/m x 0.0000981
= 0.1446bar/m
PROBLEMA1A
Cul es el gradiente de presin de un fluido que pesa
9.5 ppg (1138 kg/m)?
Gradiente de Presinpsi/pie =
Densidad del fluidoppgX Factor de conversin
Gradiente de Presinbar/m=
Densidad del fluidokg/mX Factor de conversin
PROBLEMA1B
Cul es el gradiente de presin de un fluido que pesa
8.33 ppg (998 kg/m)?
Si un fluido que pesa una librapor galn, el peso de una
pulgada cuadrada y unpie de largo es 0.052 libras
1'
1'
1'
Para calcular la
presin en elfondo de un pozo
utilice la
profundidad
vertical
-
7/25/2019 01pb(Full Permission)
5/20
CAPTULO11-4
Una vez que sabemos determinar la presin ejercida
por pie, se podr calcular la presin hidrosttica a
una determinada profundidad. Todo lo que tenemosque hacer es multiplicar el gradiente de presin
por el numero de pies a dicha profundidad vertical.
Entonces necesitamos distinguir la profundidad medida
(MD) de la profundidad vertical verdadera (TVD).
En la ilustracin de abajo se puede ver que
la profundidad directamente para abajo (como la
gravedad atrae) para ambos pozos es 10000 pies
(3048 m). El pozo A tiene una profundidad medida
de 10.000 pies (3048 m), y una profundidad vertical
verdadera de 10000 pies (3048 m). Como la
gravedad atrae directamente para abajo, a lo largo
del camino vertical (directamente para abajo), paracalcular la presin en el fondo del pozo usaremos la
profundidad 10000 pies (3048 m).
El pozo B tiene una profundidad medida de
11.650 pies (3550.92 m), y su profundidad vertical
es 10000 pies (3048 m). La gravedad se mantiene
atrayendo en forma vertical, no a
lo largo del camino del pozo.
Se tiene una profundidad vertical
de 10000 pies (3048 m) desde la
superficie directamente hasta el
fondo del pozo. Por tanto, para
calcular la presin en el fondo
del pozoB, es necesario utilizar la
profundidad vertical verdadera de
10000 pies (3048 m).
La ilustracin de la pagina
siguiente ofrece otra forma de ver
la diferencia entre la profundidad
vertical verdadera y la profundidad
medida. En dicha ilustracin,
tenemos una figura de bloques
cuadrados, 15 por 10. Cuente
cuantos bloques cubre el pozo.
Esto representa la profundidad
medida del pozo. Ahora cuente
los bloques desde el fondo
directamente hasta la superficie.
El numero de esos bloques
representa la profundidad vertical
verdadera.
La presin hidrosttica es la presin total
creada por el peso de una columna de fluido,
actuando en cualquier punto dado en un pozo
Hidro significa agua, o fluido, que ejerce presin
como agua, y esttica significa sin movimiento. As
presin hidrosttica es la presin originada por la
densidad y la altura de una columna estacionaria
(sin movimiento) de fluido.
Ya conocemos cmo calcular un gradiente
de presin del peso de un fluido. La presin
hidrosttica puede ser calculada de un gradiente de
presin a un punto determinado:
Presin hidrosttica =
Gradiente de Presin x ProfundidadPVVO, puede ser calculada por:
Presin hidrosttica = Densidad del fluido x Factor de
conversin x ProfundidadPVV
10,000'
10.0PPGMUD
Well A Well B
10.0PPGMUD
11,6
50'M
D
Profundidad vertical verdadid vs profundidad media
Presin
Hidrosttica:
Fuerza ejercida
por un cuerpo o
fluido parado;
aumenta con el
peso y la longitudde la columna de
fluido.
PRESINHIDROSTTICAPROFUNDIDADVERTICALVERSUSMEDIDA
-
7/25/2019 01pb(Full Permission)
6/20
PRINCIPIOSDELAPRESIN1-5
EJEMPLO2
Cul es la presin hidrosttica en el fondo de un pozo el cual tiene un
fluido con una densidad de 9.2 ppg (1102 kg/m), una MD de 6.750
(2057.4 m) y una TVD de 6.130 (1868.42 m)?
Presin Hidrostticapsi = Densidad del Fluidoppg
x Factor de Conversin x Profundidadpies, TVD
= 9.2 ppg x 0.052 x 6130 pies
= 2933 psi
Presin Hidrostticabar = Densidad del fluidokg/mx Factor de Conversin
x Profundidadm, TVD
= 1102 bar x 0.0000981 x 1868.42 m
= 201.99 bar
PROBLEMA2A
Encontrar la presin hidrosttica en el fondo del pozo es la presin
hidrosttica en el fondo de un pozo el cual tiene un fluido con una
densidad de 9.7 ppg (1162 kg/m), una MD de 5570 (1697.74 m) y una TVD de 5420 (1651.02 m).
Presin Hidrostticapsi= Densidad del Fluidoppg 0.052 Profundidadpies TVD
Presin Hidrostticabar= Densidad del fluidokg/m 0.0000981 Profundidadm, TVD
PROBLEMA2B
Encontrar la presin hidrosttica a 4300 (1310.64 m) TVD, de un pozo con un fluido con una
densidad de 16.7 ppg (2001 kg/m). El pozo tiene una MD de 14980 (4565.9 m) y una TVD
13700 (4175.76 m).
Las ecuaciones precedentes para gradiente de fluido y presin hidrosttica son bsicas para
comprender los fundamentos de las presiones en los pozos. Para prevenir que un pozo fluya, la
presin del fluido en el pozo debe ser por lo menos igual que la presin de formacin.
Aunque un manmetro sea colocado en el fondo de una columna de fluido leer la columna
hidrosttica de dicha columna, tambin leer la presin atmosfrica ejercida sobre dicha columna. Esta
presin vara con las condiciones del clima y la elevacin sobre el nivel del mar y es considerada normalmente
14,7 psi (aproximadamente un bar) al nivel del mar. Si un manmetro tiene la notacin psig, indica que esta
incluyendo la columna atmosfrica encima del mismo. Si el manmetro lee en psi, indica que este ha sido
calibrado substrayendo la columna atmosfrica encima del mismo.
MD
TVD
Prefondidad verticalverdadid vs
profundidad media.
La presin
atmosfrica al
nivel del mar es
mas o menos 15
psi; su equivalente
en el sistema
mtrico es
aproximadamente
un bar.
PRESINATMOSFRICA/ MANOMTRICA
-
7/25/2019 01pb(Full Permission)
7/20
Esto es a menudo evidente cuando se est
perforando rpido debido a la densidad efectiva en
el anular incrementada por los recortes.
Otro ejemplo del tubo en U es cuando se
bombea un colchn o pldora. La pldora con
mayor densidad es con el propsito de permitir
que los tubos sean sacados vacos o secos, debido
a la cada del nivel del fluido por debajo de la
longitud media del tiro que esta siendo extrado.La profundidad a la que la pldora debe caer y la
cantidad de fluido que entra en el efecto del tubo
en U dentro del pozo puede calcularse utilizando
las siguientes ecuaciones:
Ganancia en Tanques =
(Densidad de la pldora - Densidad en anular) x
Volumen de la pldora densidad en anular
Distancia de la cada = Ganancia en tanques
capacidad de tubera.
EJEMPLO3Cul ser la ganancia en tanques, y cunto
caer la pldora si la densidad del fluido es 10
ppg (1198 kg/m), la capacidad de los tubos es de
0.0178 bbls/pie (0.00929 m/m)? El volumen de la
pldora es de 30 bbls (4.77 m) y pesa 11 ppg (1318
kg/m).(1318 kg/m).
Es muy til visualizar el pozo como un tubo en
U (ver arriba). Una columna del tubo representa el
anular y la otra columna representa el interior de
la tubera en el pozo. El fondo del tubo representa
el fondo del pozo.
En la mayora de los casos, hay fluidos creandopresiones hidrostticas, en ambos lados, en la
tubera y el anular. La presin atmosfrica puede
ser omitida, puesto que tiene el mismo efecto en
las dos columnas. Si hubiera un fluido de 10 ppg
(1198 kg/m) tanto en el anular como al interior
de la tubera, las presiones hidrostticas seran
iguales y el fluido estara esttico en ambos lados
del tubo U.
Sin embargo, qu pasara si el fluido en el
anular fuera de mayor densidad que el fluido en
la columna de tubera?. El fluido mas pesado del
anular ejerciendo mayor presin hacia abajo fluir
hacia la tubera, desplazando algo del f luido livianofuera de la sarta, originando un f lujo en superficie.
El nivel del fluido caer en el anular, igualando
la presiones.
Cuando hay una diferencia en las presiones
hidrostticas, el f luido tratar de alcanzar un punto
de equilibrio. Esto es llamado de efecto de tubo en
U, y nos explica por qu siempre hay flujo en los
tubos cuando se hacen las conexiones.
Anular
Analoga del tubo en U
Anular
Columna
Columna
Fluido de Mayor
densidadEfecto tubo en U
Efecto del Tubo en U
Efecto tubo en U:
la tendencia de
los lquidos de
buscar un punto
de balance de
presin en un
pozo abierto.
1-6
TUBOENU
CAPTULO1
-
7/25/2019 01pb(Full Permission)
8/20
Ganancia en Tanques bbls = (Densidad de pldorappg- Densidad en anularppg) x
Volumen de pldorabbls Densidad en anularppg = (11ppg - 10ppg) x 30 bbls 10ppg = 3 bbls
Distancia de la cadapies
= Ganancia en tanquesbbls
capacidad de tuberabbls/pie
= 3 bbls 0.0178bbls/pie
= 168.5 pies
Ganancia en Tanquesm = (Densidad de pldorakg/m- Densidad en anularkg/m) x Volumen de pldoram
Densidad en anularkg/m
= (1318kg/m - 1198kg/m) x 4,77 m 1198kg/m
= 0.478m
Distancia de la cadam = Ganancia en tanquesm capacidad de tuberam/m
= 0.478m 0.00929m/m
= 51.45m
PROBLEMA3
Cul ser la ganancia en tanques, y cunto caer la pldora si la densidad del fluido es 11.6 ppg
(1390 kg/m), la capacidad de la tubera es 0.00579 bbls/pie (0.00302 m/m)?. El volumen de la
pldora es 15 bbls (2.39 m) y su densidad es 22.4 ppg (1486 kg/m).
Ganancia en Tanquesbbls= (Densidad de pldorappg Densidad en anularppg)
Volumen de pldorabbls Densidad en anularppgDistancia de la cadapies = Ganancia en tanquesbbls Capacidad De Tuberabbls/pie
Ganancia en Tanquesm = (Densidad de pldorakg/m- Densidad en anularkg/m) x Volumen de pldoram Densidad en anularkg/m
Distancia de la cadam = Ganancia en tanquesm capacidad de tuberam/m
Dos caractersticasimportantes de las rocasreservorio son la porosidad,aberturas microscpicas enla roca (a la izquierda)y la permeabilidad, laconexin de esas aberturas,que permiten a los fluidosmoverse (a la derecha)
La porosidad es la
medida de las
aberturas ohuecos dentro de
la roca expresada
como porcentaje.
1-7PRINCIPIOSDELAPRESIN
-
7/25/2019 01pb(Full Permission)
9/20
CAPTULO11-8
La porosidad y la permeabilidad, junto con las
presiones diferenciales, deben ser consideradas si
queremos entender el control de pozos. Una roca
reservorio parece slida a simple vista. Un examen
microscpico revela la existencia de aberturas
diminutas en la roca. Estas aberturas se llaman
poros. La porosidad de la roca se expresa en
porcentaje. Esta es la relacin de los espacios (poros)
y el volumen slido. Otra caracterstica de la roca
reservorio es que debe ser permeable. Esto es, que
los poros de la roca deben estar conectados de
tal manera que los hidrocarburos se muevan entre
ellos. De otra manera los hidrocarburos quedaran
presos en la roca sin poder fluir a travs de ella.
La presin de formacin, es la presin dentro
de los espacios porosos de la roca reservorio.
Esta presin puede ser afectada por el peso de
la sobrecarga (capas de rocas) por encima de la
formacin, la cual ejerce presin en los granos y los
poros con fluidos de la roca reservorio. Los granos
son el elemento slido o roca, y los poros son los
espacios entre estos granos. Si los fluidos tienen
libertad para moverse y pueden escapar, los granospierden parte de su soporte y se aproximan entre si.
Este proceso se denomina compactacin.
Las formaciones con presin normal, ejercen
una presin igual a la columna del f luido nativo de
dicha formacin hasta la superficie. El gradiente de
presin de los fluidos nativos generalmente flucta
de 0,433 psi/pie (0.0979 bar/m) a 0.465 psi/pie
(0.1052 bar/m), y vara de acuerdo con la regin
geolgica. Las formaciones presurizadas dentro de
este rango, son llamadas normales, dependiendo del
rea. Para simplicidad, en este texto designaremos
un gradiente de 0.465 psi/pie (0.1052 bar/m) como
normal. En las formaciones con presin normalla mayor parte de la sobrecarga es soportada por
los granos que conforman la roca. Cuando la
sobrecarga aumenta con la profundidad, los f luidos
porales se mueven libremente reducindose el
espacio poral debido a la compactacin.
Las formaciones con presin anormal ejercen
una presin mayor que la presin hidrosttica
(o gradiente de presin) que la de los fluidos
contenidos en la formacin.
Cuando se desarrollan presiones anormales,
durante la fase de la compactacin, el movimiento
de los fluidos de los poros es restringido o
paralizado. La presin en los poros aumenta,
generalmente excediendo 0.465 psi/pie (0.1052
bar/m). El resultado causado por un incremento de
sobrecarga, hace que sta sea soportada parcialmentepor los fluidos porales ms que por los granos
de la roca. Para controlar estas formaciones puede
necesitarse trabajar con altas densidades de fluidos,
y a veces, mayores que 20 ppg (2397 kg/m).
Puede haber otras causas para la existencia de
presiones anormales, tales como la presencia de
fallas, domos de sal, levantamientos, y diferencias
de elevacin de las formaciones subterrneas. En
muchas regiones cientos de pies de capas de rocas
preexistentes (sobrecarga) fueron desapareciendo
por efecto de la erosin. Al final, a profundidades
superficiales por esta prdida de sobrecarga debido
a la erosin, estas formaciones pueden originarque la presin se convierta en anormal, encima de
0.465 psi/pie (0.01052 bar/m), o 8.94 ppg (1072
kg/m)
Cuando una formacin normalmente
presurizada es levantada hacia la superficie
previniendo que no pierda su presin poral durante
el proceso, cambiar de presin normal (a mayor
profundidad) a presin anormal a profundidad
superficial). Cuando esto sucede, y se tiene que
perforar en estas formaciones, puede ser necesario
usar densidades de fluido de 20 ppg (2397 kg/m)
para controlarlas. Este proceso es la causa de
muchas de las presiones anormales en el mundo.
En reas donde hay presencia de fallas,
se pueden predecir capas o domos de sal, o
son conocidos gradientes geotrmicos altos, las
operaciones de perforacin pueden encontrar
presiones anormales. Las formaciones con presiones
anormales pueden a menudo ser detectadas usando
antecedentes de otros pozos, la geologa superficial,
los perfiles del pozo y por medio de investigaciones
geofsicas..
Las formaciones con presiones subnormales
tienen gradientes menores que los del agua dulce, o
menores que 0.433 psi/pie (0.0979 bar/m).Formaciones con presiones subnormales
pueden ser desarrolladas cuando la sobrecarga ha
sido erosionada, dejando la formacin expuesta a
la superficie.
Presin de fractura
es la cantidad de
presin necesaria
para deformar en
forma permanentela estructura de
una roca de una
formacin.
CARACTERISTICASDELASFORMACIONES
PRESIONDEFORMACIN
-
7/25/2019 01pb(Full Permission)
10/20
PRINCIPIOSDELAPRESIN1-9
La reduccin de los fluidos porales originales a
travs de la evaporacin, accin de la capilaridad y
dilucin producen gradientes hidrostticos inferiores
a los 0.433 psi/pie (0.0979 bar/m). Las presiones
subnormales pueden ser tambin inducidas a travs
de la depletacin de los fluidos de la formacin.
La presin de fractura es la cantidad de presin
necesaria para deformar permanentemente (fallar
o separar) la estructura rocosa de la formacin.
Superar la presin de formacin generalmente
no es suficiente para causar una fractura. Si el
fluido poral no est libre de movimiento entonces
una fractura o deformacin permanente pueden
ocurrir.
La presin de fractura puede ser expresada
como un gradiente (psi/pie), un fluido con densidad
equivalente (ppg) o por la presin total calculada
de la formacin (psi). Los gradientes de fractura
normalmente aumentan con la profundidad debido
al incremento de la presin por sobrecarga.
Formaciones profundas, altamente compactadas
requieren presiones de fractura muy altas para
superar la presin de formacin existente y la
resistencia estructural de la roca. Formaciones poco
compactadas, tales como las que se encuentran
debajo de aguas profundas, pueden tener gradientes
de fractura bajos.
Las presiones de fractura a una profundidad
dada, pueden tener gran variacin en funcin
de la geologa regional.
MATIONINTEGRITYTESTSUna evaluacin exacta de los trabajos
de cementacin del casing as como de la
formacin es de extrema importancia durante
la perforacin de un pozo as como para
los trabajos subsecuentes. La informacin
resultante de las Pruebas de Integridad de la
Formacin (PIT por las iniciales en ingles), es
usada durante la vida productiva del pozo y de
los pozos vecinos.
Profundidades de casing, opciones decontrol de pozo, y densidades lmites de los
fluidos de perforacin, pueden basarse en esta
informacin. Para determinar la resistencia y
la integridad de una formacin, deben realizarse
Pruebas de Admisin (prdida) (LOT en ingles)
o Pruebas de Integridad de la Formacin (PIT).
Cualquiera que sea la denominacin, estas pruebas
son primero: un mtodo para verificar el sello del
cemento entre el casing y la formacin, y segundo:
para determinar la presin y/o la densidad del
fluido que puede soportar la zona de prueba debajo
del casing.
Cualquiera que sea la prueba efectuada, debeobservarse algunas consideraciones generales. El
fluido en el pozo debe ser circulado hasta quedar
limpio para asegurar que es de una densidad
conocida y homognea. Si se utiliza lodo para la
prueba, debe ser acondicionado en forma adecuada
y su resistencia a la gelificacion minimizada. La
bomba a utilizar puede ser de alta presin y bajo
volumen o bomba de cementacin. Las bombas del
equipo pueden ser utilizadas cuando tengan fuerza
motriz elctrica y puedan ser fcilmente accionadas
a bajas velocidades. Si las bombas del equipo tienen
que ser usadas y no puedan ser accionadas a bajas
velocidades, entonces debe ser modificada la tcnicade admisin. La alternativa sera confeccionar un
grafico de presin versus tiempo o volumen para
todas las pruebas de admisin como se muestra en
las figuras de la pgina siguiente.
Prueba de
Integridad
Casing
Cemento
Prueba delCemento
Formacin
La informacin
resultante de una
prueba de
integridad de
formacin es
utilizada a lo largo
de la vida de un
pozo.
PRESINDEFRACTURA
PRUEBASDEINTEGRIDAD
-
7/25/2019 01pb(Full Permission)
11/20
Una prueba de admisin es utilizada para
estimar la presin o peso de lodo mximo (densidad
del fluido) que el punto de la prueba puede
aguantar antes de romper o fracturar la formacin.
TCNICADEADMISINN 1Se aplica presin al pozo en incrementos de
100m psi (6.9 bar) o se bombea fluido al pozo
en incrementos de volumen aproximados de medio
barril (0.079m). Despus de cada incremento de
presin, la bomba se detiene y la presin se mantienedurante aproximadamente 5 minutos. Si se logra
mantener la presin, se prueba el incremento
siguiente. Si la presin no se mantiene, se presuriza
nuevamente el pozo. La prueba se termina cuando la
presin no se mantiene despus de varios intentos,
o no es posible aumentarla.
TCNICADEADMISINN 2El estrangulador del manifold se abre y se
comienza a operar la bomba en vaco. Se cierra
el estrangulador para aumentar la presin en
incrementos de 100 psi (6.9 bar). Para cada intervalo
se verifica el volumen en los tanques hasta estar
seguro que la formacin no admite fluido. La
prueba se considera completada cuando se alcanza
una presin en la que la formacin comienza
a admitir fluido en forma continua. Para cada
incremento de presin se pierde algo de fluido. Si
esta tcnica es aplicada, se debe utilizar un
tanque pequeo para noforzar grandes cantidades
de fluido hacia la formacin. Las prdidas de
presin por friccin que estn presentes durante estaoperacin aumentan inadvertidamente la presin
aplicada a la formacin probada, las cuales darn
resultados ligeramente diferentes (presiones de
fractura menores) que las obtenidas en la tcnica
N 1.
Una prueba de integridad de formacin limitada
(PIT limitada), tambin llamada prueba de jarro, serealiza cuando no es aceptado producir una fractura
de la formacin. Puede ser usada tambin en los
pozos perforados en reas de desarrollo. En dichos
casos, los operadores tienen buena informacin
referente a la resistencia de la formacin y no
esperan acercarse a las presiones de fractura. En
las pruebas de integridad limitada de formacin, el
pozo es presurizado a un valor de presin o densidad
equivalente predeterminadas. Si la formacin
aguanta las presiones aplicadas se considera buena
la prueba.
Las dos pruebas, PIT y LOT, tienen sus ventajas
y desventajas. En las pruebas PIT limitadas, laformacin no se rompe; sin embargo, la presin a la
que la formacin comienza a admitir no es conocida
En las LOT, la presin a la que la formacin
comienza a admitir fluido es determinada, pero hay
la posibilidad de fracturar la formacin.
Incrementos de VolumenGeneralmente unos 20 Gal (75 Lt) Volumen Acumulado Bombeado Incrementos de Presin
PRESIN
PRESIN
EN
SUPERFIC
I E
PRESIN
TIEMPO EMBOLADAS DEBOMBA TIEMPO
Incrementos dePresin por peso
Pare Aqu
Pare Aqu
Slack in System
Tiempo de
Cierre
Lmite de recta
Detener Bomba
Presinde cierre
instantnea
Final deprueba
A
BD
C
E
Presin vs.
Tiempo o
volumen para la
prueba deformacin.
Prueba de jarro:
prueba de
integridad
limitada de la
formacin,
efectuada
comnmentecuando el riesgo
de daar la
formacin es alto.
1-10
PRUEBADEADMISIN(LOT)
PRUEBADEINTEGRIDADLIMITADA
CAPTULO1
-
7/25/2019 01pb(Full Permission)
12/20
Densidad estimada del fluido de Integridadppg= (Presin de la pruebapsi 0.052 Profundidad de la pruebapies TVD) + Densidad
del fluido de pruebappg
Densidad estimada del fluido de Integridadkg/m = (Presin de la pruebabar 0.000098 Profundidad de la pruebam TVD)+
Densidad del fluido de pruebakg/m
La densidad del fluido de la prueba a manudo es usada a lo largo de todo el pozo. Si esta densidad cambia, entonces la presin
de superficie que podra daar la formacin debe ser re-calculada. Para encontrar la nueva presin de integridad estimada con
diferente densidad de fluido:
Presin de Integridad estimadapsi= (Densidad Est. del fluido de Integridadppg Densidad del fluido de pruebappg) Profundidad
de la pruebapies, TVD 0.052
Presin de Integridad estimadabar= (Densidad Est. del fluido de Integridadkg/m Densidad del fluido de pruebakg/m) Profundidad de la
pruebam, TVD 0.0000981
EJEMPLO4Resolver las siguientes ecuaciones para la densidad estimada del fluido de integridad (peso mximo del fluido sin causar dao de
formacin), y la presin estimada de integridad que podra causar dao, utilizando densidad de fluido diferente usando los datos
siguientes. Nota: Cuando se efecten los siguientes ejercicios, los decimales en las respuestas no deben ser redondeados para arriba. Laseguridad contra la fractura de la formacin se basa en los valores menores.
El pozo tiene una profundidad total (TD) de 11226 pies (3421.68 m) y el zapato del casing est asentado a 5821 pies (1774.24 m) TVD.
La presin de la prueba de admisin fue de 1250 psi (86.19 bar), con un fluido de prueba de 9.6 ppg (1150 kg/m). La densidad
del fluido actual es 10.1 ppg (1210 kg/m).
Primero encontrar la densidad estimada del fluido de integridad:
Densidad estimada del fluido de Integridadppg = (Presin de la pruebapsi 0.052 Profundidad de la pruebapies,TVD)
+ Densidad del fluido de pruebappg = (1250 0.052 5821) + 9,6
= 4.1 + 9.6 = 13.7 ppg
Densidad estimada del fluido de Integridadkg/m= (Presin de la pruebabar 0.0000981 Profundidad de la pruebam, TVD)
+ Densidad del fluido de pruebakg/m = (86.19 0.0000981 1774.24) + 1150
= 495 + 1150
= 1645 kg/m
La presin total aplicada causa admisin o dao
de formacin. Esto es generalmente una combinacin
de presin hidrosttica de un fluido ms una presin
adicional, tal como la presin de la bomba durante laprueba de admisin. Las presiones aplicadas aumentan
la presin total contra la formacin. De datos de la
prueba, se estima por medio de clculos la densidad
estimada del fluido de integridad.
Esta es la presin total, representada como una
densidad de fluido, encima de la cual admisin o
dao de formacin podran ocurrir. Esta tambin
puede ser llamada de densidad mxima permisible,
o densidad de fractura. Los clculos para determinarla densidad de integridad estimada del fluido son
como sigue:
Cuando se
estiman valores de
Integridad de
formacin los
decimales en
resultados no se
deben redondear.
1-11
RELACINENTREPRESIN/DENSIDAD
PRINCIPIOSDELAPRESIN
-
7/25/2019 01pb(Full Permission)
13/20
CAPTULO11-12
En los clculos de integridad de formacin, no se debe redondear el resultado para el decimal superior. Por lo
que en el calculo anterior se us 4,1 en lugar de 4,13 ppg (495 kg/m en lugar de 495,19 kg/m).
En el ejemplo, la densidad actual es mayor que la densidad de la prueba, por lo que es necesario calcular
la presin de integridad actual.
Presin de Integridad estimadaepsi
= (Dens. Est. del fluido de Integridadppg Densidad del fluido de pruebappg)
Profund. de la pruebapies, TVDx 0.052
= (13.7 - 10.1) x 5821 x 0.052
= 1089 psi.
Presin de Integridad estimadabar
= (Densidad Est. del fluido de Integridadkg/m Densidad del fluido de pruebakg/m)
Profundidad de la pruebam, TVD x 0.0000981
= (1645 - 1210) x 1774.24 x 0.0000981
= 75.71 bar
PROBLEMA4Cul ser la densidad estimada del f luido de integridad y la presin estimada de integridad que podra daar
la formacin para un pozo con una MD de 12000 pies (3657,6 m), TVD de 10980 pies (3346,7 m)?
El zapato del casing esta a 8673 pies (2643.23 m) TVD. La presin de la prueba de admisin fue de
1575 psi (108.59 bar) con un fluido de prueba con densidad de 11,1 ppg (1330 kg/m), la densidad
del fluido actual es 11.6 ppg (1390 kg/m).
Primero resolvamos la densidad estimada del f luido de integridad:
Densidad estimada del fluido de Integridadppg
= (Presin de la pruebapsi
0.052 Profundidad de la pruebapies TVD
) + Densidad del fluido de pruebappg
Densidad estimada del fluido de Integridadkg/m= (Presin de la pruebabar 0.0000981 Profundidad de la pruebam, TVD) + Densidad del fluido de pruebakg/m
Luego, resolvamos la presin estimada de integridad actual:
Presin de Integridad estimadapsi= (Dens. Est. del fluido de Integridadppg Densidad del fluido de pruebappg)
Profund. de la pruebapies TVD 0.052
Presin de Integridad estimadabar= (Densidad Est. del fluido de Integridadkg/m Densidad del fluido de pruebakg/m)
Profundidad de la pruebam, TVD 0.0000981
Generalmente se acostumbra colocar un grfico en el equipo, mostrando los incrementos de densidad del
lodo y la presin de integridad estimada para cada uno de ellos. Para hacer esto, calcule la ganancia en
presin hidrosttica para incrementos de 0.1 ppg (11.9 kg/m).
Presin hidrosttica = Incremento de peso de fluido x factor de conversin x profundidadTVD
La presin de integridad estimada que puede aplicarse se reduce por el incremento de presin hidrosttica
ganado a cada incremento de la densidad del lodo. Una tabla comenzando con la densidad actual del lodo
hasta la densidad estimada del fluido de integridad puede ser fcilmente preparada.
Si se cambia la
densidad del
fluido, la presin
de superficie que
podran daar la
formacin deben
ser recalculada.
-
7/25/2019 01pb(Full Permission)
14/20
PRINCIPIOSDELAPRESIN1-13
EJEMPLO5Prepare una tabla de presiones de integridad estimadas en la superficie para
densidades de lodo desde 10.1 hasta 11.1 ppg (1222 a 1330 kg/m). La profundidad
del zapato del casing es 5821 pies (1774.24 m) TVD y la presin estimada de
integridad para el lodo de 10.1 (1220 kg/m) es 1250 psi (86.19 bar). Primero
encuentre el incremento en presin hidrosttica para cada 0.1 ppg (11.98 kg/m):
Presin hidrostticapsi = Incremento de peso de fluido x factor de conversin
x profundidadTVD
= 0.1 x 0.052 x 5.281
= 30 psi
Presin hidrostticabar = Incremento de peso de fluido x factor de conversin
x profundidadTVD
= 11.98 x 0.0000981 x 1774.24
= 2.09 bar
Basado en la ganancia en presin hidrosttica, substraer este valor de la presin estimadade integridad para cada incremento correspondiente a la densidad de fluido.
PROBLEMA5Prepare una tabla de presiones estimadas de integridad en la superficie para densidades de lodo desde 11,7
hasta 12.6 ppg (1402 a 1510 kg/m). La profundidad del zapato del casing es 8672 pies (2643.23 m) TVD y
la presin estimada de integridad para el lodo de 11.6 (1390 kg/m) es 1352 psi (93.22 bar):
Presin hidrostticapsi= Incremento de peso de fluidoppg 0.052
profundidadTVD
Presin hidrostticabar= Incremento de peso de fluidokg/m 0.0000981
profundidadm, TVD
Luego, llene la tabla de la derecha.
Trminos alternativos tales como lodo con densidad de fracturas,
tambin MASP (Presin Mxima Permisible en Superficie) o
MAASP (Presin Mxima Anular Permisible en Superficie)
son tambin utilizados para estimar la densidad del fluido de
integridad y la presin estimada de integridad. Si tales trminos
juntos son utilizados como factores limitantes sin una adecuada
comprensin de los lmites de presiones versus el mantenimiento
del control del pozo, pueden resultar serias complicaciones enel control del pozo. Si esta informacin es utilizada durante
una operacin de control de pozos debe considerarse adems la
localizacin del influjo, su distribucin as como su densidad.
Presin de Integridad estimada en Superficie
Densidad Presin estim. Densidad Presin estim. del Fluido de integridad del Fluido de integridad (ppg) (psi) (kg/m) (bar)
Presin de Integridad estimada en Superficie
Densidad Presin estim. Densidad Presin estim. del Fluido de integridad del Fluido de integridad (ppg) (psi) (kg/m3) (bar)
10.1 1250 1210 86.19
10.2 1220 1222 84.1
10.3 1190 1234 82.01
10.4 1160 1246 79.92
10.5 1130 1258 77.83
10.6 1100 1270 75.74
10.7 1070 1282 73.65
10.8 1040 1294 71.56
10.9 1010 1306 69.47
11.0 980 1318 67.38
11.1 950 1330 65.29
-
7/25/2019 01pb(Full Permission)
15/20
De los anlisis precedentes puede ser deducido
que cualquier presin aplicada aumenta la presin
total en cualquier punto determinado. Si la presin
aplicada es conocida, entonces puede ser calculadasu densidad equivalente en dicho punto.
Alternativamente, si una zona debe ser presur-
izada a una densidad equivalente, entonces pueden
realizarse clculos para determinar la presin de
la prueba.
La densidad equivalente del lodo (EMW)
es tambin la sumatoria de todas las presiones
(hidrosttica, contrapresin del estrangulador
presiones aplicadas, presin del influjo, prdida de
presin por circulacin, etc.) a una profundidad
o zona dadas, y puede ser expresada como una
densidad de fluido. Si las presiones son conocidaso pueden ser estimadas, la EMW puede calcularse
como sigue:
Resistencia a la
friccin: La
oposicin al flujo
creada por un
fluido cuando
fluye a travs de
un conducto u
otro contenedor.
1-14
DENSIDAD EQUIVALENTE
CAPTULO1
EMW = (Presin Factor de Conversin Profundidad de IntersTVD) + Densidad actual
EJEMPLO6Cul es la EMW para una zona con una MD de 3.120 pies (950,97 m) y una TVD de 3.000
pies (914,4 m) cuando el pozo es cerrado con 375 psi (25,86 bar) registradas en el manmetro del
casing? La densidad del fluido actual es 8,8 ppg (1055 kg/m).
EMWppg = (Presinpsi 0.052 Profundidad de Interspies TVD) + Densidad actualppg
= (375 0.052 3000) + 8.8
= 2.4 + 8.8
= 11.2 ppg
EMWkg/m = (Presinbar 0.0000981 Profundidad de Intersm, TVD) + Present Fluid Densitykg/m
= (25.86 0.0000981 914.4) + 1055
= 288 + 1055
= 1343 kg/m3
PROBLEMA6
Cul es la EMW para una zona con una MD de 7320 pies (2231.14 m) y una TVD de 6985
pies (2129.03 m) se las presiones registradas en el casing compuestas por las presiones estimadas
en el estrangulador y la perdida de carga en el anular suman 730 psi (50.33 bar). La densidad delfluido actual es 13.8 ppg (1654 kg/m).
EMWppg= (Presinpsi 0.052 Profundidad de Interspies TVD) + Densidad actualppg
EMWkg/m= (Presinbar 0.0000981 Profundidad de Intersm, TVD) + Densidad actualkg/m
-
7/25/2019 01pb(Full Permission)
16/20
Para determinar cunta presin puede ser aplicada es necesario probar a una densidad equivalente
(EMW) a una profundidad dada:
Presin de Pruebapsi= (EMWppg Densidad Actualppg) 0.052 Profundidad. de Interspies TVD
Presin de Pruebabar= (EMWkg/m Dens. Actualkg/m) 0.0000981 Profundidad de Intersm, TVD
EJEMPLO7
Cunta presin de prueba puede ser aplicada para probar una formacin con una profundidad
medida MD de 5890 pies (1795.27 m) y una profundidad vertical TVD de 5745 pies (1751.08
m) a una densidad equivalente de 13.4 ppg (1606 kg/m)? La densidad actual es 9.1 ppg (1090
kg/m).
Presin de Pruebapsi= (EMWppg Densidad Actualppg) 0.052 Profundidad. de Interspies TVD
= (13.4 - 9.1) x 0.052 x 5.745
= 4.3 x 0.052 x 5.745
= 1285 psi
Presin de Pruebabar = (EMWkg/m Dens. Actualkg/m) 0.0000981 Profundidad de Intersm, TVD
= (1606 - 1090) x 0.0000981 x 1751,08
= 516 x 0.0000981 x 1751.08
= 88.64 bar
PROBLEMA7
Cunta presin de prueba puede ser aplicada para probar una formacin con una profundidad
medida MD de 5890 pies (1795.27 m) y una profundidad vertical TVD de 5745 pies (1751.08
m) a una densidad equivalente de 13,4 ppg (1606 kg/m)? La densidad actual es 9,1 ppg (1090
kg/m).
Presin de Pruebapsi= (EMWppg Densidad Actualppg) 0.052 Profundidad. de Interspies TVD
Presin de Pruebabar= (EMWkg/m Dens. Actualkg/m) 0.0000981 Profundidad de Intersm, TVD
La mayor parte
de la prdida de
presin ocurre en
la columna de
tubera y a travs
de restricciones
tales como las
boquillas del
trpano
1-15PRINCIPIOSDELAPRESIN
-
7/25/2019 01pb(Full Permission)
17/20
CAPTULO11-16
La friccin es la resistencia al movimiento. Es
necesario aplicar una fuerza, o presin, para superar
la friccin para mover cualquier cosa. La friccindebe ser superada para levantar una tubera, mover
un fluido, aun para caminar. La cantidad de friccin
que est presente para ser superada depende de
muchos factores, tales como la densidad o peso, tipo
y rugosidad de las dos superficies en contacto, rea
de las superficies, propiedades trmicas y elctricas
de las superficies, y la direccin y velocidad de
los objetos.
La cantidad de fuerza que se utiliza para
superar la friccin es denominada como perdida
por friccin y puede medirse de varias maneras.
Algunas de ellas son el torque, el arrastre (amperios,
pies-libras, [Kg.-m], Caballos Potencia HP [CV],etc.) y y la fuerza para mover el fluido (psi o bar). Se
pueden perder miles de psi (bar) de presin en el
sistema de los pozos mientras se bombea fluido por
las lneas de superficie, hacia abajo por la columna
de tubera y hacia
arriba por el espacio anular. La presin en la
bomba es en realidad, la cantidad de friccin que se
debe superar para mover el fluido por el pozo a un
determinado caudal. La mayor parte de la prdida
de presin ocurre en la columna de tubera y en larestricciones tales como las boquillas del trpano(1)
Las prdidas de presin tambin ocurren en otra
partes del sistema de circulacin, tales como
cuando se ajusta el estrangulador para mantener
contrapresin en el casing durante las operacione
de control de pozo. Cuando el fluido retorna
finalmente a los tanques, se encuentra a presin
atmosfrica, o casi cero.
Cuando se est circulando el pozo, la presin
en el fondo del pozo se aumenta en funcin de
la friccin que se necesita superar en el anular
Cuando las bombas estn paradas, la presin en e
pozo se reduce porque no hay fuerza de friccina ser superada.
Casing
Trpano
900
Flowline
Tanque
30002950
Tubo Vertical
Tubera de
Bomba
0
Presin deCirculacin
Presin de Fondo
de Pozo:
1:La presin
ejercida por una
columna de fluido
en el pozo.
2: Presin de la
formacin a la
profundidad de
inters.
PRDIDADEPRESINPORFRICC-IN/PRESINDECIRCULACIN
-
7/25/2019 01pb(Full Permission)
18/20
PRINCIPIOSDELAPRESIN1-17
Dado que la friccin agrega presin al pozo, el
peso efectivo o densidad equivalente de circulacin
(ECD) aumenta en el fondo. Su valor total es el
equivalente a la presin de fondo de pozo con la
bomba en funcionamiento. Si la presin de una
formacin permeable est casi en balance por efecto
de la ECD, el pozo puede fluir cuando la bomba
se detenga. Datos obtenidos de registros mientras se
perfora (LWD) pueden ser utilizados para obtener
lecturas aproximadas de la presin en el anular, con
la que se puede determinar la ECD.
Las paredes del pozo estn sujetas a presin.
La presin hidrosttica de la columna de fluido
constituye la mayor parte de la presin, pero la
presin que se requiere para mover el fluido tambin
acta sobre las paredes. En dimetros grandes esta
presin es muy pequea, raramente excede los 200
psi (13.79 bar). En pozos de pequeo dimetro
puede alcanzar hasta 400 psi (27.85 bar) a vecesms. La contrapresin, o presin ejercida en el
estrangulador, tambin aumenta la presin de fondo,
la que puede ser estimada sumndole todas las
presiones conocidas que actan sobre o en el
fondo. La presin de fondo puede ser estimada
durante las siguientes actividades.
POZOESTTICONo hay fluido en movimiento, el pozo esta
esttico. La presin de fondo (BHP) es igual a la
presin hidrosttica del fluido (HP) en el anular
del pozo mas la presin que hubiera en el casing
en superficie.
CIRCULACINNORMALDurante la circulacin, la presin de fondo del
pozo es igual a la presin hidrosttica del fluido
ms las prdidas de presin por friccin en el
anular (APL)
CIRCULACINCONCABEZAROTATIVACuando se circula con una cabeza rotativa la
presin en el fondo es igual a la presin hidrosttica
del fluido ms las prdidas de presin por friccin
en el anular, ms la contrapresin de la Cabeza
Rotativa.
CIRCULACINDEUNASURGENCIAALEXTERIORDELPOZO
La presin del fondo del pozo es igual a la
presin hidrosttica del fluido ms las prdidas depresin por friccin en el anular, ms la presin
en el estrangulador (casing). (para operaciones
submarinas, sume las prdidas de presin en la
lnea del estrangulador).
Bomba
BHP = HP
Pozo Esttico
Bomba
BHP = HP + APL
Circulacin Normal
BHP = HP + APL + Perdida de
Presin de Cabeza Rotaria
Bomba
Rotation
Head
Circulacin con Cabeza Rotativa
BHP = HP + APL + Presin
en el estrangulador
Bomba
BOP
Stack
Circulacin De Una SurgenciaAl Exterior Del Pozo
La presin
hidrosttica es
controlada a
travs de un
cuidadoso
monitoreo y
control de la
densidad del
fluido.
DENSIDAD EQUIVALENTE
-
7/25/2019 01pb(Full Permission)
19/20
La presin total que acta en el
pozo es afectada por los movimientos
para bajar y para sacar la columna del
pozo. En la sacada se genera una presin
de pistoneo (swab pressure), la cual reduce
la presin en el fondo del pozo. El
pistoneo ocurre porque el fluido en el pozo
no baja tan rpido como la columna es
subida. Esto crea una fuerza de succin y
reduce la presin debajo de la columna.
Esta fuerza puede ser comparada con
el efecto del embolo de una jeringa, la
que aspira fluido de la formacin haciael pozo.
Cuando se baja la columna muy
rpido, se crea una fuerza de compresin, porque el
fluido no tiene tiempo de desplazarse hacia arriba.
Como el fluido es mnimamente compresible, la
presin en el pozo puede aumentar y producir una
admisin o una fractura. Los dos fenmenos estn
afectados por la velocidad de movimiento de la
columna, el espacio entre la columna y la pared del
pozo y por las propiedades del fluido.
Si bien es casi imposible eliminar esas presiones,
pueden ser minimizadas reduciendo la velocidad de
la maniobra. Se pueden hacer clculos para estimarla velocidad mxima de la maniobra as como
las presiones de compresin (surge) y de pistoneo
(swab), sin embargo esos clculos estn fuera del
alcance de este manual.
A menos que haya un exceso de densidad de
fluido para compensar el efecto de pistoneo, los
fluidos de la formacin puede entrar al pozo yprovocar una surgencia. El margen de maniobra es
un incremento estimado en la densidad del fluido
antes de una maniobra para compensar la prdida
de presin por friccin que cesa al parar las bombas
(ECD).
El margen de maniobra tambin compensa las
presiones de pistoneo cuando la tubera es sacada
del pozo.
El uso de ajustes en la densidad para un margen
de seguridad o de maniobra requiere hacerlo en
forma juiciosa. Si el margen es muy alto, se puede
causar prdida de circulacin. Un margen muy bajo
podra permitir que el pozo entre en surgencia
El margen depende del dimetro del pozo, de
las condiciones, la velocidad de movimiento de
la tubera, las propiedades del fluido y de la
formacin.
La diferencia entre la presin de formacin
(PF) y la presin hidrosttica en el fondo del pozo
(PH) es la presin diferencial. Esta se clasifica como
Sobre balanceada, Sub balanceada y Balanceada.
SOBREBALANCEADASobre balanceada significa que la presin
hidrosttica ejercida en el fondo del pozo es mayor
que la presin de formacin:
PH > PF
SUBBALANCEADASub balanceada significa que la presin
hidrosttica ejercida en el fondo del pozo es menor
que la presin de formacin:
PH < PF
Swab
Propiedades del
Fluido
Movimiento de lo
tubos
Arena
Presin de
Pistoneo
Presin de Fondo
de Pozo: 1:La
presin ejercida
por una columna
de fluido en el
pozo.
2: Presin de la
formacin a la
profundidad de
inters.
1-18
MOVIENDOLATUBERA,PRESINDECOMPRESIN/ PISTONEO(SURGE/SWAB)CIRCULACIN
MARGENDEMANIOBRAYDESEGURIDAD
PRESIN DIFERENCIAL
CAPTULO1
-
7/25/2019 01pb(Full Permission)
20/20
BALANCEADABalanceada significa que la presin hidrosttica
ejercida sobre el fondo del pozo es igual a la presin
de formacin:
PH = PF
La mayora de los pozos son perforados oreparados, en condiciones de balance o sobre
balance. Si se est circulando o perforando, la
friccin y los recortes contribuyen a una presin
efectiva en el fondo del pozo.
Hay dos fuerzas principales que trabajan en
forma opuesta en un pozo. Estas son la presin
de la columna hidrosttica de fluido y la presin
de formacin. Si una de las presiones supera a laotra entonces puede ocurrir una surgencia o una
prdida de circulacin.
Debido a que la presin hidrosttica es funcin
de la densidad del fluido de trabajo en el pozo,
su valor debe ser muy controlado. Realizando
clculos pequeos y con cuidado, y manipulando
las ecuaciones para la presin hidrosttica, es
posible probar trabajos de cementacin, estimar la
presin de integridad de la formacin, proyectar
las densidades mximas del fluido de perforacin y
controlar la surgencia de los pozos.
Las surgencias y los reventones son prevenidos
por personas que son capaces de trabajar en forma
rpida y decidida bajo situaciones de estrs. Uno
de los aspectos ms importantes del entrenamiento
necesario para la prevencin de reventones es
entender los conceptos de presin y la habilidad
para realizar clculos exactos. t
Sobre balance
PH > PF
Sub balance
PH < PF
Balance
PH = PF
Presin diferencial es ladiferencia entre la presinde formacin y la presinhidrosttica
Las surgencias
son prevenidas
por personas que
son capaces
trabajar en forma
rpida y
decidida bajo
situaciones de
estrs.
1-19
RESUMEN
PRINCIPIOSDELAPRESIN
