Drilling is my passion by Rodrigo Amén

FUNDAMENTOS DE LA PERFORACION - REPASO

 

Perforacion de Pozos Petroleros de MagnusMG

PRUEBAS DE INTEGRIDAD

 Una evaluación exacta de los trabajos de cementación del casing así como de la formación es de extrema importancia durante la perforación de un pozo así como para los trabajos subsecuentes. 

La información resultante de las Pruebas de Integridad de la Formación (PIT por las iniciales en ingles), es usada durante la vida productiva del pozo y de los pozos vecinos. Profundidades de casing, opciones de control de pozo, y densidades límites de los fluidos de perforación, pueden basarse en esta información. Para determinar la resistencia y la integridad de una formación, deben realizarse Pruebas de Admisión (pérdida) (LOT en ingles) o Pruebas de Integridad de la Formación (PIT).

 Cualquiera que sea la denominación, estas pruebas son primero: un método para verificar el sello del cemento entre el casing y la formación, y segundo: para determinar la presión y/o la densidad del fluido que puede soportar la zona de prueba debajo del casing.

Cualquiera que sea la prueba efectuada, debe observarse algunas consideraciones generales. El fluido en el pozo debe ser circulado hasta quedar limpio para asegurar que es de una densidad conocida y homogénea. 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 presión y bajo volumen o bomba de cementación. Las bombas del equipo pueden ser utilizadas cuando tengan fuerza motriz eléctrica y puedan ser fácilmente 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 técnica de admisión. La alternativa sería confeccionar un grafico de presión versus tiempo o volumen para todas las pruebas de admisión como se muestra en las figuras  siguiente.

PRESIÓN DE FRACTURA

 La presión de fractura es la cantidad de presión necesaria para deformar permanentemente (fallar o separar) la estructura rocosa de la formación. 

 Superar la presión de formación generalmente no es suficiente para causar una fractura. Si el fluido poral no está libre de movimiento entonces una fractura o deformación permanente pueden ocurrir. 

La presión de fractura puede ser expresada como un gradiente (psi/pie), un fluido con densidad equivalente (ppg) o por la presión total calculada de la formación (psi). Los gradientes de fractura normalmente aumentan con la profundidad debido al incremento de la presión por sobrecarga. 

 Formaciones profundas, altamente compactadas requieren presiones de fractura muy altas para superar la presión de formación 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 variación en función de la geología regional.

PRESION DE FORMACIÓN

La presión de formación, es la presión dentro de los espacios porosos de la roca reservorio.

 Esta presión puede ser afectada por el peso de la sobrecarga (capas de rocas) por encima de la formación, la cual ejerce presión en los granos y los poros con fluidos de la roca reservorio. 

Los granos son el elemento sólido o roca, y los poros son los espacios entre estos granos. Si los fluidos tienen libertad para moverse y pueden escapar, los granos pierden parte de su soporte y se aproximan entre si. Este proceso se denomina compactación. Las formaciones con presión normal, ejercen una presión igual a la columna del fluido nativo de dicha formación hasta la superficie. 

El gradiente de presión de los fluidos nativos generalmente fluctúa de 0,433 psi/pie (0.0979 bar/m) a 0.465 psi/pie (0.1052 bar/m), y varía de acuerdo con la región geológica. Las formaciones presurizadas dentro de este rango, son llamadas normales, dependiendo del área. 

Para simplicidad, en este texto designaremos un gradiente de 0.465 psi/pie (0.1052 bar/m) como normal. En las formaciones con presión normal la mayor parte de la sobrecarga es soportada por los granos que conforman la roca.

 Cuando la sobrecarga aumenta con la profundidad, los fluidos porales se mueven libremente reduciéndose el espacio poral debido a la compactación. Las formaciones con presión anormal ejercen una presión mayor que la presión hidrostática (o gradiente de presión) que la de los fluidos contenidos en la formación.

Cuando se desarrollan presiones anormales, durante la fase de la compactación, el movimiento de los fluidos de los poros es restringido o paralizado. La presión en los poros aumenta, generalmente excediendo 0.465 psi/pie (0.1052 bar/m). El resultado causado por un incremento de sobrecarga, hace que ésta sea soportada parcialmente por los fluidos porales más 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/m³). Puede haber otras causas para la existencia de presiones anormales, tales como la presencia de fallas, domos de sal, levantamientos, y diferencias de elevación de las formaciones subterráneas. En muchas regiones cientos de pies de capas de rocas preexistentes (sobrecarga) fueron desapareciendo por efecto de la erosión. Al final, a profundidades superficiales por esta pérdida de sobrecarga debido a la erosión, estas formaciones pueden originar que la presión se convierta en anormal, encima de 0.465 psi/pie (0.01052 bar/m), o 8.94 ppg (1072 kg/m³) 

Cuando una formación normalmente presurizada es levantada hacia la superficie previniendo que no pierda su presión poral durante el proceso, cambiará de presión normal (a mayor profundidad) a presión 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/m³) para controlarlas. Este proceso es la causa de muchas de las presiones anormales en el mundo. 

En áreas donde hay presencia de fallas, se pueden predecir capas o domos de sal, o son conocidos gradientes geotérmicos altos, las operaciones de perforación pueden encontrar presiones anormales. Las formaciones con presiones anormales pueden a menudo ser detectadas usando antecedentes de otros pozos, la geología superficial, los perfiles del pozo y por medio de investigaciones geofísicas.. 

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 formación expuesta a la superficie. 

La reducción de los fluidos porales originales a través de la evaporación, acción de la capilaridad y dilución producen gradientes hidrostáticos inferiores a los 0.433 psi/pie (0.0979 bar/m). Las presiones subnormales pueden ser también inducidas a través de la depletación de los fluidos de la formación

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CARACTERISTICAS DE LAS FORMACIONES

Dos características importantes de las rocas reservorio son la porosidad, aberturas microscópicas en la roca (a la izquierda) y la permeabilidad, la conexión de esas aberturas, que permiten a los fluidos moverse (a la derecha)

 La porosidad y la permeabilidad, junto con las presiones diferenciales, deben ser consideradas si queremos entender el control de pozos. Una roca reservorio parece sólida a simple vista. Un examen microscópico 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 relación de los espacios (poros) y el volumen sólido. Otra característica 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 quedarían presos en la roca sin poder fluir a través de ella.

Mas Informacion: https://diferenciario.com/porosidad-y-permeabilidad/

FORMULARIO TIPO ENCUESTA

 

PRESIÓN ATMOSFÉRICA / MANOMÉTRICA

 Lectura de Manometro en un Pozo

Aunque un manómetro sea colocado en el fondo de una columna de fluido leerá la columna hidrostática de dicha columna, también leerá la presión atmosférica ejercida sobre dicha columna. 

Esta presión varía con las condiciones del clima y la elevación sobre el nivel del mar y es considerada normalmente 14,7 psi (aproximadamente un bar) al nivel del mar. Si un manómetro tiene la notación psig, indica que esta incluyendo la columna atmosférica encima del mismo. Si el manómetro lee en psi, indica que este ha sido calibrado substrayendo la columna atmosférica encima del mismo.

El pozo como un TUBO EN U  

Es muy útil 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 tubería en el pozo. El fondo del tubo representa el fondo del pozo. En la mayoría de los casos, hay fluidos creando presiones hidrostáticas, en ambos lados, en la tubería y el anular.

 La presión atmosférica puede ser omitida, puesto que tiene el mismo efecto en las dos columnas. Si hubiera un fluido de 10 ppg (1198 kg/m³) tanto en el anular como al interior de la tubería, las presiones hidrostáticas serían iguales y el fluido estaría estático en ambos lados del tubo U.

 Sin embargo, ¿Qué pasaría si el fluido en el anular fuera de mayor densidad que el fluido en la columna de tubería?.

 El fluido mas pesado del anular ejerciendo mayor presión hacia abajo fluirá hacia la tubería, desplazando algo del fluido liviano fuera de la sarta, originando un flujo en superficie. El nivel del fluido caerá en el anular, igualando la presiones. Cuando hay una diferencia en las presiones hidrostáticas, el fluido tratará de alcanzar un punto de equilibrio. Esto es llamado de efecto de tubo en U, y nos explica por qué siempre hay flujo en los tubos cuando se hacen las conexiones. 

Efecto tubo en U: la tendencia de los líquidos de buscar un punto de balance de presión en un pozo abierto.

Esto es a menudo evidente cuando se está perforando rápido debido a la densidad efectiva en el anular incrementada por los recortes. 

Otro ejemplo del tubo en U es cuando se bombea un colchón o píldora. 

La píldora con mayor densidad es con el propósito de permitir que los tubos sean sacados vacíos o secos, debido a la caída del nivel del fluido por debajo de la longitud media del tiro que esta siendo extraído. 

La profundidad a la que la píldora 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 píldora - Densidad en anular) x Volumen de la píldora ÷ densidad en anular 

Distancia de la caída = Ganancia en tanques ÷ capacidad de tubería

EJEMPLO ¿Cuál será la ganancia en tanques, y cuánto caerá la píldora si la densidad del fluido es 10 ppg (1198 kg/m³), la capacidad de los tubos es de 0.0178 bbls/pie (0.00929 m³/m)? El volumen de la píldora es de 30 bbls (4.77 m³) y pesa 11 ppg (1318 kg/m³).(1318 kg/m³).

Ganancia en Tanques(bbls) = (Densidad de píldora(ppg) - Densidad en anular(ppg)) x Volumen de píldora(bbls) ÷ Densidad en anular(ppg

                                                = (11ppg - 10ppg) x 30 bbls ÷ 10ppg = 3 bbls 

Distancia de la caída(pies) = Ganancia en tanques(bbls) ÷ capacidad de tubería(bbls/pie)

                                           = 3 (bbls) ÷ 0.0178(bbls/pie) = 168.5 pies 

Ganancia en Tanques(m³) = (Densidad de píldora(kg/m³) - Densidad en anular(kg/m³)) x Volumen de píldora(m³) ÷ Densidad en anular(kg/m³)

                                             = (1318kg/m³ - 1198kg/m³) x 4,77 m³ ÷ 1198kg/m³ = 0.478m³ 

Distancia de la caída(m) = Ganancia en tanques(m³) ÷ capacidad de tubería(m³/m) 

                                       = 0.478m³ ÷ 0.00929m³/m = 51.45m

PRESIÓN HIDROSTÁTICA

HYDROSTATIC PRESSURE

La presión hidrostática es la presión 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 presión como agua, y estática significa sin movimiento.

 Así presión hidrostática es la presión originada por la densidad y la altura de una columna estacionaria (sin movimiento) de fluido.

 Ya conocemos cómo calcular un gradiente de presión del peso de un fluido. 

La presión hidrostática puede ser calculada de un gradiente de presión a un punto determinado:

 Presión hidrostática = Gradiente de Presión x Profundidad (PVV)

O, puede ser calculada por: 

Presión hidrostática = Densidad del fluido x Factor de conversión x Profundidad (PVV)

Ejercicios

¿Cuál es la presión hidrostática en el fondo de un pozo el cual tiene un fluido con una densidad de 9.2 ppg (1102 kg/m³), una MD de 6.750’ (2057.4 m) y una TVD de 6.130’ (1868.42 m)? 

Presión Hidrostática(psi) = Densidad del Fluido(ppg) x Factor de Conversión x Profundidad(pies), (TVD)

                                         = 9.2 ppg x 0.052 x 6130 pies = 2933 psi 

Presión Hidrostática(bar)= Densidad del fluidokg/m³ x Factor de Conversión x Profundidadm)(TVD)

                                       = 1102 bar x 0.0000981 x 1868.42 m = 201.99 bar

PROFUNDIDAD MEDIDA VERSUS PRUFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA

 MEASURE DEPTH vs. TRUE VERTICAL DEPTH

Una vez que sabemos determinar la presión ejercida por pie, se podrá calcular la presión hidrostática a una determinada profundidad. Todo lo que tenemos que hacer es multiplicar el gradiente de presión por el numero de pies a dicha profundidad vertical.

 Entonces necesitamos distinguir la profundidad medida (MD) de la profundidad vertical verdadera (TVD). 

En la ilustración 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), para calcular la presión 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 presión en el fondo del pozo B, es necesario utilizar la profundidad vertical verdadera de 10000 pies (3048 m). 

PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN : GRADIENTE DE PRESIÓN

 GRADIENTE DE PRESION

El gradiente de presión 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 presión debemos convertir la densidad del fluido en libras por galón, en libras por pulgada cuadrada por pie (kilogramos por metro cúbico, kg/m³ a bar/m).

Para encontrar el gradiente de presión de un fluido

Gradiente de Presión = Densidad del fluido x Factor de Conversión

Multiplique la densidad del fluido por el factor de conversion 0.052 en el sistema ingles; o poren el sistema métrico, por 0.0000981. 

Por tanto el gradiente de presión de un fluido de 10.3 ppg (1234 kg/m³) puede ser calculada multiplicando el peso del fluido por el factor de conversión. 

Gradiente de Presión (psi/ pie) = Densidad del Fluido (ppg) x Factor de Conversión 

Gradiente de Presión (psi/ pie) = 10.3 ppg × 0.052 = 0.5356 psi/pie

Gradiente de Presión (bar/m) = Densidad del fluido (kg/m³) x Factor de conversión 

Gradiente de Presión (bar/m) = 1234 kg/m³ x 0.0000981 = 0.1211 bar/m

FACTOR DE CONVERSIÓN DE DENSIDAD

El factor de conversión usado para convertir la densidad en gradiente en el sistema inglés es 0.052. En el sistema métrico, es 0.0000981.

 Recuerde que la definición de gradiente de presión es el aumento de presión por unidad de profundidad debido a su densidad. Para nuestro texto, nosotros usaremos libras por galón (ppg) para medir la densidad y pies (pie) para las medidas de profundidad en el sistema inglés y kilogramos por metro cúbico (el kg/m³) para medir densidad y metros (m) para las medidas de profundidad en el sistema métrico. 

La manera como 0.052 se deriva es usando un pie cúbico (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 fluido pesa una libra por galón, y se tienen 7.48 galones, entonces el peso total del cubo es 7.48 libras, o 7.48 libras por pie cúbico. 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 conversión 0.052 que normalmente se usa para los cálculos en el campo petrolero.

Ejercicio tipo de gradiente de presion

Ejemplo 1 

¿Cuál es el gradiente de presión de un fluido con una densidad de 12.3 ppg (1474 kg/m³)?

 Gradiente de Presión(psi/pie) = Densidad del Fluido(ppg) x Factor de Conversión 

                                               = 12.3 X 0.052 

                                               = 0.6396psi/pie 

Gradiente de Presión(bar/m) = Densidad del fluido(kg/m³) x Factor de conversión 

                                               = 1474kg/m³ x 0.0000981 

                                               = 0.1446bar/m

PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN

Recuerde, debe pensar sobre el fondo del pozo. Los conceptos propuestos en esta sección cubren los fundamentos para un buen control de pozos.

Entender la presión y las relaciones de la presión es importante se queremos comprender el control del pozo. 

Por definición, la presión es la fuerza que se ejerce sobre una unidad de área, 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, formación, fricción y mecánicas. Cuando se exceden ciertos límites de presión, pueden resultar consecuencias desastrosas, incluso descontroles y / o la pérdida de vidas.

PRESIÓN DE UN FLUIDO

¿Que es un fluido?

Un fluido es simplemente algo que no es sólido y puede fluir. El agua y el petróleo son obviamente fluidos. El gas también es un fluido. Bajo temperatura extrema y/o presión. casi todo se torna fluido. Bajo ciertas condiciones la sal o las rocas se tornan fluidos. Para nuestros propósitos, los fluidos que consideraremos son aquellos normalmente asociados con la industria del petróleo, tales como el petróleo, el gas, el agua, los fluidos de perforación, los fluidos de empaque, las salmueras, los fluidos de terminación, etc.

Los fluidos ejercen presión. Esta presión es el resultado de la densidad del fluido y la altura de la columna de fluido. La densidad es normalmente medida en libras por galón (ppg) o kilogramos por metro cúbico (kg/m³). Un fluido pesado ejerce más presión porque su densidad es mayor.

La fuerza o presión que un fluido ejerce en cualquier punto dado es normalmente medida en libras por pulgada cuadrada (psi) o en el sistema métrico, bar.

 Para averiguar cuanta presión ejerce un fluido de una densidad dada por cada unidad de longitud, usamos el gradiente de presión.