4 Teoria de La Surgencia

C APÍTULO

4

4-1

T EORÍA D E L A S S URGENCIAS Q  El comportamiento del influjo varía en función del tipo de surgencia,  la geometría del pozo y el tipo de fluido en el pozo.

ue es una surgencia? Una surgencia es simplemente el desplazamiento del fluido en el tope del pozo por un influjo no deseado de fluido de formación. Una surgencia no debe ocurrir si la presión hidrostática del fluido en el pozo excede ligeramente a la de la presión de formación.

UN REVENTÓN, ES UNA SURGENCIA DESCONTROLADA Una surgencia que no es reconocida, o que se permite continuar, descargará fluido del pozo. Cuando se produce una surgencia, y no es reconocida, o no se toma la acción debida, entonces esta puede desarrollarse hasta convertirse en un descontrol. Se producirá un flujo descontrolado del fluido del pozo, de aquí este nombre. Si el pozo descarga de una zona hacia otra formación, se denomina descontrol subterráneo.

C APÍTULO 4 4-2

Surgencia: desplazamiento de fluido desde el tope del pozo debido a un influjo indeseable de fluido de formación

Cuando se produce una surgencia, la cuadrilla debe tomar las acciones correspondientes para retomar el control del pozo. Los efectos y el comportamiento comportam iento de las surgencias deben ser entendidos para evitar evitar que estas se conviertan en descontroles. Se debe permitir la expansión de una surgencia de gas a medida que se desplaza, con la máxima expansión casi en la superficie. Una surgencia no controlada o sin expansión pueden crear problemas que la conviertan en un descontrol. Si el pozo de deja cerrado, el gas puede migrar  y aumentar la presión del pozo. Por este motivo las presiones deben ser controladas. Cuando se cierra un pozo, se deben utilizar procedimientos de alivio de presión para permitir permitir la expansión del gas, gas, hasta iniciar los procedimientos de control del pozo. Con la finalidad de simplificar y para entender los principios básicos de las surgencias, serán presentadas como un volumen coherente único. En realidad el inf lujo puede extenderse en varios cientos o miles de pies (metros) a lo largo del pozo. poz o.

DETERMINANDO L A N ATURALEZA DEL F LUIDO I NVASOR Es importante saber si el fluido fl uido invasor es gas o líquido (petróleo / agua.) Se puede determinar aproximadamente calculando la densidad del fluido invasor, asumiendo que la diferencia entre las presiones de cierre (Cierre en Tubos y Cierre en Casing) se debe a la diferencia de densidad de la columna de la surgencia. Para determinar el tipo de fluido en el pozo, se debe medir con la mayor exactitud posible la ganancia de volumen en los tanques. Este es un indicador del tamaño de la surgencia. (Excluyendo el volumen en circulación del equipo de control de sólidos en superficie, si el pozo es cerrado antes de medir la ganancia.) La longitud de la surgencia se calcula dividiendo los barriles ganados por la capacidad anular entre el pozo y el conjunto de fondo y por su longitud; la densidad se puede calcular usando los cálculos mostrados a seguir.

1. Calcule la longitud estimada de la surgencia: Longitud estimada = Ganancia ÷ Capacidad Anular (en la posición de la sur gencia) Densidad Lodo – ([SICP – SIDPP] ÷ [Longitud de la surgencia surgencia × 0.052]) 2. Calcule la densidad aproximada: Densidad Surgencia = Densidad

E JE  JEMP MPLO LO 1 Calcule la densidad estimada de un influjo dada la siguiente información. SIDPP = 400 psi (27.58 (27.58 bar) SICP = 600 psi (41.37 (41.37 bar) Diámetro de pozo = 8 1/2" (215.9 mm) Diámetro Diámetro Portamech Portamechas as = 6 1/2" 1/2" (16 (165. 5.11 mm) mm) O.D. Densidad Densi dad Lodo = 11.8 ppg pp g (1414 kg/m kg/ m ³) Ganancia Ganancia = 15 bbls bbls (2.38 m³) Capacidad Anular Frente A Portamechas = 0.029 bbls/pies (0.01513 m ³ /m)  /m) Longitud Estimadapies = Gananciabbls ÷ Annular Capacidad Anular bbls/pies = 15 ÷ 0.029 = 517 pies Longitud Estimada m = Gananciam³ ÷ Capacidad Anular m³/m = 2.38 ÷ 0.01513 = 157.3 m  Surgenciappg = Densidad Lodoppg – ([SICPpsi – SIDPPpsi] ÷ [Longitud Gananciapies × 0.052]) = 11.8 - ([600 - 400] ÷ [517.24 x 0.052]) = 11.8 - (200 ÷ 26.896) = 11.8- 7.436 = 4.36 ó 4.4 ppg  Surgenciakg/m³ = Densidad Lodo kg/m³ – ([SICPbar  – SIDPPbar ] ÷ [Longitud Ganancia m × 0.0000981]) = 11.8 - ([600 - 400] ÷ [517.24 x 0.052]) = 11.8 - (200 ÷ 26.896) = 11.8- 7.436

T EORÍA  D E  L AS S URGENCIAS 4-3

La densidad del agua salada generalmente está entre 8.5 y 10 ppg (1019 y 1198 kg/m³) mientras que la densidad del gas es menor que 2 ppg (240 kg/m³.)Si la densidad está entre 2 ppg y 8.5 ppg (240  y 1019 1019 kg/m³), entonces entonces el fluido invasor invasor es una mezcla de gas, petróleo y agua. Determinar la diferencia entre una surgencia de gas y de líquido permitirá manipular ciertos problemas de diferente manera. Por el cálculo de la densidad de la surgencia, podremos determinar si el influjo fue de gas o de líquido. En realidad, debe considerarse que ya sea el influjo de petróleo o de agua habrá presencia de algo de gas. La mayoría de las surgencias son una mezcla de más de un fluido y por lo tanto todas las surgencias deben ser tratadas como influjos de gas a menos que se tengan evidencias reales para pensar que es solo líquido.

GAS EN EL POZ OZO O CON LODOS BAS ASEE AGU GUA A El gas es un fluido compresible. El volumen que ocupa depende de la presión a la que está sometido. Si la presión aumenta, su volumen disminuye. La relación Volumen / presión varía para las diferentes mezclas de gases. Sin embargo, el comportamiento de un gas natural puede calcularse aproximadamente utilizando una proporcionalidad inversa. Esto significa que si se duplica la presión el gas se comprimirá a mas o menos la mitad de su volumen. Si reducimos la presión a la mitad se duplicará su volumen. El gas es más liviano que el líquido, por lo tanto puede ocurrir migración ya sea con el pozo abierto o cerrado. Aunque el gas se puede separa en burbujas pequeñas, la mayoría de los análisis consideran el gas como una única burbuja de gas. Las generalidades del comportamiento del gas en el pozo deben ser comprendidas y anticipadas para poder mantener el control sobre una surgencia de gas.

LA LEY GENERAL DE LOS GASES La Ley General de los Gases establece que la presión del gas está relacionada al volumen que se permite que ocupe dicho gas. Los cambios de temperatura y la diferencia de un gas perfecto modifican esta relación. Observe la siguiente tabla. La ley general de los gases muestra que si no se permite que un gas se expanda, la presión se mantiene igual excepto por las variaciones de

LA L EY G ENERAL  D E L OS G ASES P1 × V1 = P2 × V2 T1 × Z1

T2 × Z 2

P1 = Presión absoluta original V1 = Volumen original T1 = Temperatura absoluta original Z1 = Factor de compresibilidad de gas perfecto. (P, V, T, Z) 2 = Valores a cualquier otra condición.

Si ignoramos T y Z la ecuación se convierte en: P1 × V1 = P2 × V2

Para nuestros propósitos nosotros generalmente ignoramos la temperatura T y el factor de compresibilidad Z, T no se utiliza prácticamente en la ecuación porque no medimos en forma simultánea la temperatura a lo largo de diferentes puntos en el pozo, El factor Z describe la desviación del gas de un gas ideal o gas perfecto. Los gases encontrados en el campo del petróleo son mezclas. Por ejemplo, el hidrógeno es un gas ideal, pero corrientemente asociado como gas compuesto tal como el metano, CH4  o ácido sulfhídrico compuestos evitan que la expansión y la compresión sean perfectamente proporcionales a la presión y la temperatura.

temperatura y del factor de compresibilidad. Esto significa que si una burbuja de gas de fondo de pozo llega a la superficie sin expandirse, tendrá la misma presión que tenía en el fondo. El gas presurizado por lo tanto presurizará el pozo a tal punto que el equipamiento de superficie falle, la formación se fracture o que ocurra pérdida de circulación. Por este motivo una surgencia de gas no debe ser controlada manteniendo el volumen en superficie constante o bombeando un barril (0.159 m³) por cada barril (0.159 m³) que sale del pozo. En realidad las presiones no son tan altas como se esperan debido al efecto de la temperatura. Cuando el gas sale del pozo, se enfría. También se enfría cuando se lo deja expandir. A medida que el gas se enfría su presión se reduce. Otro ítem adicional que no está en la ley general de los gases es la solubilidad del gas. Cuando un gas entra en solución en un liquido, el volumen de gas libre se reduce. Por lo tanto la presión final en la superficie se reducirá. Si el gas sube hasta la superficie y se expande sin ningún control, el gas ocupará tanto volumen en el anular que empujará grandes volúmenes de fluido fuera del pozo reduciéndose así la presión de fondo.

Trate todas las surgencias como si fueran surgencias de gas

C APÍTULO 4 4-4

0 PSI Presión de Superficie

1300 PSI

2600 PSI

3900 PSI

5200 PSI

0 Pies 1 bbl

2,500 Pies

1 bbl

5,000 Pies

1 bbl

7,500 Pies

1 bbl

10,000 Pies Presión de Fondo

1 bbl

5200 PSI

6500 PSI

7800 PSI

9100 PSI

0 Barriles Ganados

0 Barriles Ganados

0 Barriles Ganados

0 Barriles Ganados

10400 PSI

Tanques

Sin expansión

Entre no permitir permitir que el gas se expanda y permitir la libre expansión del gas, los procedimientos de control se han desarrollado controlando la expansión del gas, gas , y un control apropiado apropiado es esencial esencial para cualquier procedimiento de control exitoso.

EXPANSIÓN DEL GAS No trate de controlar un pozo manteniendo el volumen en tanques de superficie constante.

Cuando el gas entra en el pozo, su efecto sobre el pozo depende de cómo se manipule el gas. Un manipuleo incorrecto de una surgencia de gas puede tener consecuencias desastrosas. Esto ha sido evidente a través de la historia del petróleo. Inclusive hoy en día, existen diversas prácticas y puntos de vista sobre como controlar un pozo. Los siguientes ejemplos muestran como actúa el gas en el pozo e ilustran la mejor solución a este problema. Para simplicidad, el gas será tratado como una única burbuja y los efectos de la temperatura, compresibilidad, tipo de fluido y solubilidad serán ignorados en los siguientes ejemplos.

SIN EXPANSIÓN En un pozo de 10000 pies (3048 m) conteniendo un lodo de 10 ppg (1198 kg/m³) un barril de gas es pistoneado durante una conexión. El pozo es cerrado y se permite la migración de

0 Barriles Ganados

la burbuja de gas hacia la superficie (o es circulada hacia la superficie manteniendo el volumen de los tanques constante.) En otras palabras no se permitirá la expansión del gas. Con la finalidad de simplificar, ignoramos los efectos de la temperatura  y la compresibili compresibilidad dad aunque tengan efecto en el proceso. La presión de fondo ejercida por la columna de fluido es 5200 psi (358.54 bar) y el volumen del gas es un barril (0.159 m³.) Si el gas migra hasta la mitad del pozo, la columna hidrostática encima de la burbuja de gas será solo de 2600 psi (179.27 bar.) Sin embargo, de acuerdo con la ley general de los gases, la presión de la burbuja será aún de 5200 psi (358.54 bar.) La presión anular en superficie será la diferencia entre la presión de la burbuja de gas  y la presión presión hidrostática hidrostática del fluido encima de la burbuja, ó 2600 psi (179.27 bar.) La presión de fondo será la presión hidrostática más la presión del casing ó 7800 psi (537.81 bar.) Cuando la burbuja llegue a la superficie, la presión en superficie será 5200 psi (358.54 bar) y la presión de fondo del pozo 10400 psi (717.08 bar.) Esto es equivalente a un fluido de 20 ppg (2397 kg/m³.) En la mayoría de los casos, antes que el gas alcance la superficie, se producirá la fractura de la formación más débil o el casing podría colapsar, limitando las opciones de control de pozo.

T EORÍA  D E  L AS S URGENCIAS 4-5

Hay dos lecciones a ser aprendidas del ejemplo de migración sin expansión: No trate de controlar un pozo con el método de volumen constante en superficie; y no permita que el pozo permanezca cerrado por mucho tiempo si las presiones continúan aumentando. Aumento de presiones probablemente signifique que el gas está migrando hacia la superficie. Si la presión aumenta, utilizando métodos de desahogo apropiados en el estrangulador, mantenga la presión de tubos constante.

EXPANSIÓN SIN CONTROL Lo opuesto a no permitir que el gas se expanda es circularlo sin mantener contrapresión sobre él. Nuevamente un barril (0.159 m³) de gas es pistoneado hacia el pozo. Esta vez el pozo no es cerrado y se empieza a circular con las bombas la burbuja hacia fuera del pozo. De acuerdo con la ley de los gases, cuando el gas alcanza la mitad del pozo, se expande a dos barriles (0.318 m³.)  A tres cuartas partes del camino a superficie, el gas se expande a cuatro barriles (0.636 m³.) En la siguiente mitad desde ese punto hacia arriba, el gas se expande a ocho barriles (1.272 m³.) Una o dos preguntas deben hacerse en este momento: Si la burbuja está expandiéndose y desplazando fluido del pozo, ¿Cuanta presión hidrostática se ha perdido?

0 PSI Presión de Superficie

0 PSI

¿Ésta pérdida de presión hidrostática puede causar que el pozo fluya? En este momento probablemente esté entrando más gas en el pozo, expandiéndose, desplazando más fluido y permitiendo un flujo más rápido. El pozo está en camino a un descontrol. Con expansión sin control, se dice que un 90% de la expansión del gas ocurrirá en el 10% del tope del pozo.

EXPANSIÓN CONTROLADA Si se bombea la burbuja de gas con expansión controlada, se debe permitir la expansión del gas manteniendo la presión de fondo igual o ligeramente liger amente superior que la presión de formación. Se debe permitir el incremento del volumen en superficie. Cuando se utilizan los métodos de control normales (Perforador, Espere y Densifique, Concurrente), se permite el retorno de mayor volumen que el bombeado, permitiendo la expansión del gas. El operador del estrangulador debe mantener una contrapresión que permita una suficiente expansión del gas de tal manera que la presión hidrostática en el pozo más la contrapresión tenga un valor ligeramente superior a la presión de formación. Los métodos de control normales permiten la expansión controlada del gas que está siendo bombeado a la superficie. (vea el ejemplo en la página siguiente)

0 PSI

0 PSI

Presiones en aumento en un pozo cerrado probablemente signifiquen que el gas está migrando hacia la superficie.

0 PSI

0 Pies  350 bbl

2,500 Pies

4 bbl

5,000 Pies

2 bbl

7,500 Pies

1.3 bbl

10,000 Pies Presión de Fondo

1 bbl

5200 PSI

5197 PSI

5190 PSI

5170 PSI

? PSI

0 Barriles Ganados

.3 Barriles Ganados

1 Barriles Ganados

3+ Barriles Ganados

350+ Barriles Ganados

Tanques Expansión de gas no controlada

C APÍTULO 4 4-6

MIGRACIÓN DEL GAS La migración del gas en un pozo cerrado puede aumentar la presión en el pozo y causar un descontrol subterráneo.

Siempre se deben observar las presiones de cierre. Las presiones pueden aumentar a medida que el gas migra hacia arriba a través del fluido del pozo cuando este está cerrado. La migración del gas puede aumentar las presiones en el pozo hasta que la formación y el equipamiento de superficie fallen. Esto podría resultar en daño a la formación o un descontrol subterráneo. Manteniendo la presión de tubos o casing constante dentro de los valores planeados. La presión en el tubing o tubería de perforación da la mejor indicación de los cambios de presión de fondo porque generalmente tiene un fluido conocido y consistente (en contraposición al fluido en el anular, contaminado por los recortes y el influjo.) Si se mantiene constante esta presión, la presión de fondo también se mantendrá constante. Esto puede requerir que se tenga que manipular el estrangulador para ajustar las presiones lo cual está señalizado en el capítulo de Métodos de Control de Pozo. Si no es posible usar la presión en el tubing o tubería de perforación, como cuando hay una  válvula de contrapresió contrapresión n en la columna columna o si la broca está taponada, o si la tubería está fuera del pozo, entonces la presión en el casing debe ser usada hasta que el problema pueda ser resuelto.

0 PSI Presión de Superficie

7 PSI

Si la presión del casing se mantiene constante, un volumen de fluido del pozo debe ser liberado del pozo. Este volumen debe ser se r medido cuidadosamente  ya que este este fluido estaba contribuyendo contribuyendo a la presión presión hidrostática por lo que debe permitirse que la presión en el casing aumente para compensar compensar la pérdida de la presión de este fluido liberado. A continuación se muestran algunas ecuaciones que ayudarán en los procedimientos de migración y liberación del gas.

PROBLEMA  1  1 Utilice la siguiente información para calcular la pérdida de presión hidrostática. La presión en superficie se mantiene a los  valores  valores apropiados, apropiados, se notó una ganancia ganancia de seis barriles (0.954 m³) en el tanque de maniobras. maniobras. La densidad del fluido es 13.0 ppg (1558 kg/m³) y el pozo tiene un diámetro de 9 5/8” (244.5 mm), con tubería de perforación de 4 ” (114.3 mm) capacidad anular, 0.070 bbls/pie [36.51m³/m.] Pérdida de Presión Hidrostática = [barriles ganados ÷ capacidad anular] x (Factor de conversión x Densidad del fluido)

PROBLEMA  2  2 Utilice la siguiente información para calcular la presión en superficie que sería necesaria para 14 PSI

28 PSI

185 PSI

0 Pies  27 bbl

2,500 Pies

4 bbl

5,000 Pies

2 bbl bbl

7,500 Pies 10,000 Pies Presión de Fondo

1.3 bbl

1 bbl

5200 PSI

5200 PSI

5200 PSI

5200 PSI

0 Barriles Ganados

.3 Barriles Ganados

1 Barriles Ganados

3 Barriles Ganados

5200 PSI

Tanques Expansión gas controlada

27 Barriles Ganados

T EORÍA  D E  L AS S URGENCIAS 4-7

reemplazar la presión hidrostática de un fluido a medida que este es liberado del pozo. La misma fórmula utilizada en el problema 1 es aplicada para determinar la cantidad de presión en superficie que se tendría que aplicar si se pierde presión hidrostática. El gas esta siendo controlado durante la migración por el pozo de 9 5/8” (244.5 mm) con una columna de perforación de 4 ” (114.3 mm.) Diez barriles (1.59 m³) de lodo de 13 ppg (1558 kg/m³) han sido liberados, la capacidad anular es 0.079 bbls/pie (36.51 bbls/m³.) Presión en Superficie = (Barriles ganados ÷ Capacidad anular) x  (Factor de conversión x Densidad del fluido)

SURGENCIA DE LÍQUIDOS El petróleo, agua y agua salada son casi incompresibles. No se expandirán a ningún valor apreciable a medida que la presión es reducida. En función de esta propiedad, los caudales de bombeo  y retorno retorno serán esencialmente esencialmente los mismos. mismos. Si una surgencia de liquido no se expande a medida que es circulada fuera del pozo, la presión en el casing no aumentará como en el caso de una surgencia de gas (mientras que no se permita un influjo adicional.) Utilizando los métodos de presión de fondo constante la presión hidrostática en el anular cambiará en función de las variaciones en la geometría del pozo. La presión en el casing también cambiará, debido a los ajustes del estrangulador, a medida que el lodo más denso reemplaza al lodo original y al fluido del influjo. Estos cambios no son tan pronunciados como los que suceden cuando la surgencia en el pozo es de gas. En comparación con las surgencias de gas las surgencias de líquidos no migran en un valor significativo. Si la surgencia de líquido no migra, las presiones de cierre no aumentarán (como consecuencia de la migración) en la misma extensión que la que se observa con surgencias de gas. La mayoría de los influjos de agua contienen algo de gas en solución que harán que la presión en superficie se comporte de la misma forma que una surgencia de gas, pero en un menor grado. Es importante tratar toda surgencia como si fuera una surgencia de gas.

GAS E N EL P OZ OZO O C ON LODOS BAS ASEE P ETROLEO / PETROLEO SINTÉTICO El comportamiento de las surgencia de gas en lodos base petróleo es diferente de las surgencias en lodos base agua. El gas que entra al pozo contiene fluidos oleosos que entraran en solución. Se estima que la mayoría (60 por ciento) del gas que entra en el pozo entrara en solución. Los lodos base de petróleo sintético mostrarán las mismas características de absorción de gas que los lodos de base petróleo natural. Con los fluidos base agua, la ganancia en los tanques de superficie reflejará el tamaño del influjo de gas. Por ejemplo, si el pozo fue cerrado con una ganancia de 10 bbls (1.59 m³) este es el reflejo de una intrusión de 10 bbls (1.59 m³) de gas. Con un lodo base petróleo, los mismos 10 bbls (1.59 m³) de gas causarán una ganancia en superficie de solamente 2 a 3 barriles ((0.318 a 0.477 m³.) Esta ganancia poco consistente de fluido puede enmascarar la severidad de la surgencia. Una vez cerrado el pozo, el gas en solución no migrará en un valor apreciable, por lo que tendrá apariencia de ser una surgencia de líquido. El asumir que se tiene una surgencia de petróleo o agua salada no debe ser hecha si se está utilizando lodo base petróleo. El influjo no se expandirá a medida que es circulado sino hasta que esté muy próximo a la superficie. Cuando el gas se libera de la solución, se expandirá rápidamente. Si el pozo está siendo circulado, esto resultará en una descarga repentina de fluido encima del gas a medida que se produce la expansión. Si la surgencia está siendo circulada a través del estrangulador, esta expansión rápida requerirá ajustes en el estrangulador para mantener la presión en el fondo constante. El operador del estrangulador deberá anticiparse a los cambios de líquido a gas a medida que la surgencia se aproxima a la superficie y debe estar preparado para realizar los ajustes necesarios.

Generalmente, las surgencias de líquidos no migraran hacia la superficie en un pozo en ninguna extensión considerable.

C APÍTULO 4 4-8

PRESIÓN MÁXIMA ESTIMADA DE UNA SURGENCIA EN SUPERFICIE Es imposible estimar la presión máxima en superficie de una surgencia que podría ser esperada en una surgencia mal controlada, debido a que la presión es regulada con la bomba y el estrangulador. Si la surgencia es de gas y se le permite migrar a la superficie sin aliviar la presión, entonces la presión en superficie (considerando que nada ha fallado pozo abajo o en la superficie) podría ser de entre la mitad a dos tercios de la presión de formación que ha producido el gas. La solubilidad del fluido de la surgencia en el fluido del pozo así como la temperatura generalmente reducirán el tamaño del influjo y por lo tanto reducirán su presión. La composición de la surgencia, la solubilidad del fluido de formación y la longitud exacta de la surgencia, nunca serán conocidas con exactitud. Por lo general, la presión máxima de una surgencia de gas en superficie controlada utilizando el método del Perforador será mayor que la presión máxima en el método Espere y Densifique. Esta presión será de alguna manera mayor que la presión de cierre en tubos original. La presión máxima con el método Concurrente caerá a un valor intermedio entre los valores de los métodos del Perforador y Espere y Densifique.

Surgencias mayores aumentan las presiones a lo largo del pozo, aumentando el potencial de las complicaciones.

EFECTO DE LA POSICIÓN DE LA SURGENCIA La mayor preocupación durante el control del pozo es evitar pérdida de circulación. Durante una surgencia, la presión en cualquier punto débil del pozo es igual a la presión hidrostática encima de dicho punto más la presión en el casing en la superficie. Por lo general el punto débil está cerca del zapato del casing. Si se utiliza un método de presión constante en el fondo del pozo (mientras se circula el influjo o permitiendo que el gas suba), las presiones en el punto débil aumentarán solamente hasta que el gas haya alcanzado dicho punto débil. Una vez que el fluido de la surgencia se eleva encima del punto débil, la presión hidrostática ejercida sobre el punto débil disminuye. Esto es debido a que la presión hidrostática del fluido de la surgencia es generalmente menor que la del lodo en uso, por esto la reducción de presión hidrostática.

Se debe notar que la presión en la superficie puede continuar subiendo para compensar la pérdida en la columna hidrostática por la expansión del gas  y el desplazamiento de fluido del pozo. Desde este punto hasta que la surgencia llega a la superficie, las presiones en el punto débil no se modificarán a menos que se esté circulando un fluido mas pesado encima del punto débil. Debe recordarse que esta es la presión contra el punto débil, no únicamente la presión observada en superficie, la que origina que la formación falle. Este es otro punto básico sobre las presiones en el pozo que es necesario de ser comprendido. La ecuación del fluido de control, como se muestra en el capítulo Fundamentos de las Surgencias, muestra como reemplazar la presión de cierre en superficie con un fluido densificado en el anular. Esto significa que si el pozo puede aguantar el cierre con una surgencia sin producirse pérdida de circulación, el pozo podrá mantener el fluido mas pesado sin que ocurra una pérdida de circulación. La figura de la página siguiente ilustra este punto importante para comprender los problemas de control de pozo. Después que la surgencia se ha bombeado dentro del casing, el peligro de una pérdida de circulación se reduce, porque la presión en el zapato del casing se estabiliza o se reduce.

TAMAÑO DE LA SURGENCIA Es importante recordar que cuanto más tiempo se tarda en reconocer una surgencia y e iniciar los procedimientos de control tanto mayor será la surgencia y mas difícil su control. Cuanto mayor la surgencia, mayor la presión en el casing. Unas cuantas reglas generales determinan la máxima presión esperada. Estas son: w La presión en el casing aumenta con la magnitud  y tamaño de la surgencia surgencia.. w Las presiones de formación y de circulación aumentan con la profundidad del pozo. w La presión de circulación aumenta con el aumento de la densidad del fluido. w Las presiones en superficie son más bajas con surgencias de agua salada y aumentan con las surgencias de gas. w El método de control de pozo afecta la presión

T EORÍA  D E  L AS S URGENCIAS 4-9

en superficie. Aumento de la densidad del fluido en el pozo antes de circular podría ayudar a minimizar la presión del casing en superficie. w La migración de gas mientras el pozo está cerrado puede aumentar las presiones de superficie acercándolas a la presión de formación. w Los márgenes de seguridad y la densidad adicional en el peso del fluido de control durante las operaciones de control pueden causar mayores presiones de circulación.

MAS DE UNA SURGENCIA Si no se mantiene una presión de fondo constante apropiada cuando se circula un influjo hacia fuera, puede ocurrir una segunda surgencia. Después de haber circulado el fluido de control hasta la superficie, la bomba debe ser detenida  y el pozo cerrado. cerrado. Si se observa presión en el casing, hay una posibilidad que haya ocurrido una segunda surgencia. Una segunda circulación es a  veces necesaria para desplazar desplazar un influjo fuera del pozo debido a desplazamiento ineficiente y por efecto de canalización del influjo. Esto no debe ser confundido con un segundo influjo. Las principales causas de surgencias secundarias son:

w Procedimientos

inadecuados de circulación después de haber cerrado el pozo. w Relación de presión en tubos versus emboladas en la bomba (caudal de circulación) inadecuado. w Gas o lodo saliendo a través del estrangulador. w Error humano - respuesta incorrecta a problemas mecánicos tales como lavado en los tubos, taponamientos, etc.

CORTES DE GAS Cortes de gas en el fluido, aunque sean aparentemente severos, crean solamente una pequeña reducción en la presión de fondo del pozo. Un influjo pequeño del fondo del pozo puede cortar severamente el fluido en la superficie debido a la naturaleza compresible del gas que causa una gran expansión cerca de la superficie. Cuando se circula una pequeña cantidad de gas hasta la mitad del pozo, la presión hidrostática del fluido será dividida. El volumen de gas se duplicara, pero prácticamente no tendrá efecto sobre la columna total de fluido. Cuando el gas alcance la mitad superior, el gas se duplicará otra vez, pero su efecto en el fondo aun no será significativo. Cada vez que el gas es circulado a la otra mitad

Si la presión de fondo permanece constante, el peligro de pérduda de circulación es reducido después que se ha bombeado la surgencia hacia la tubería de revestimiento.

0

0

1600

420

449

477

481

3020

3048

3077

3059

Efecto de la posición de la surgencia

C APÍTULO 4 4-10

Un arranque inequívoco de la bomba luego del cierre resultara en una surgencia secundaria

COMPORTAMIENTO Y SOLUBILIDAD DEL GAS

desde el punto anterior el volumen se duplicará nuevamente. Cuando se acerque a la superficie, estos puntos medios quedan más próximos, resultando en un rápido incremento del volumen del gas. El efecto total puede ser un corte severo del fluido por el lodo en la superficie, pero su efecto en el fondo del pozo es casi despreciable. Un ejemplo para ilustrar esto es un pozo de 20000 pies (6096 m) con un lodo de 18 ppg (2157 kg/m³), la presión de fondo es de más de 18000 psi (1241.05 bar.) Si el fluido cortado por gas en superficie muestra una densidad de 9 ppg (1078 kg/m³) la presión en el fondo puede haberse reducido entre 50 a 100 psi (3.45 a 6.99 bar.) Esto dependerá del tipo de gas. La reducción generalmente no causará una surgencia, pero el corte de gas nos alertará de la existencia de problemas potenciales. El corte de gas puede ser un problema significativo cuando se perforan pozos poco profundos. Dependiendo de la reducción de la columna hidrostática total, las surgencias y los reventones en pozos poco profundos han ocurrido por cortes de gas. Generalmente una vez que el casing superficial es asentado, este problema se minimiza.

El comportamiento y la solubilidad de los diferentes gases en los fluidos es un problema complejo. El tipo de fluido en uso, la presión, temperatura, pH y tipos y relaciones de gases encontrados todos en conjunto afectan la solubilidad. También, También, el tiempo que el gas está expuesto al liquido debería ser conocido, si las especificaciones de la solubilidad y del influjo pueden ser determinados con exactitud. Sin embargo, si la discusión se centraliza en los tipos generales de fluidos (base agua, petróleo o petróleo sintético) y un gas común simple (metano, H2S o CO2), se pueden observar las generalidades siguientes. w Si se ejerce suficiente presión, el gas puede ser comprimido a un estado liquido. Si sucede una surgencia de gas liquido, el fluido de la surgencia no migrará o se expandirá en un valor apreciable hasta que sea circulado a un punto en el que el gas no puede permanecer en estado líquido. Una vez que alcanza su punto de ebullición, el gas se expandirá rápidamente al

20,000              g                  p                  p                      6       .               6                  6              a                   O                   D                  A                  T                  R                   O                    C               g                  p                  p                      0                  1

10,000 8,000

   S    E    I    P6,000      D    A    D    I 4,000    D    N    U    F    O    R    P

2,000

               O                D                A                T                R                O                C                %                0                1

             g                  p                  p           .               2                  6                  1              a                   O                   D                  A                  T                  R                   O                    C               g                  p                  p                      8                  1

           g                 g                  p                p              g                p               p                p              g               p                    5   .                 5  .            p           6                3                7            p                  6                1    .            a        2        6            a        1                O      a       a                 O                D        O                D        O                A                D                A                T                D                T        A                R        A                T                R                T                O                 R                 O                R                C        O                C        O        C            g                    C            g                  p              g                p                p              g                p                 p                p                   0            p               p                   8                1        0                1        8

       1

       O                D        A                T                R        O        C               %               .  3        3        3

           O       D            A       T       R            O            C             %        5       2

     g        p       p       g        p         9      p       a        5       O      a        D       O        A        T        D        R        A        T       O        R       C       O      g         C      p       p       g        p         8        1      p         0        1

       1

      O        D       A        T        R       O       C        %        0        5

(Luego de Obrien &Goins , 1960)

1,000 El lodo cortado por gas generalmente no causa una gran reducción en la Presión de Fondo.

0

20

40

60

80

CAMBIO EN LA PRESIÓN DE FONDO DEL POZO

100

120

T EORÍA  D E  L AS S URGENCIAS 4-11 Cortes de gas causados por perforación de arenas de gas.

18    E    I    C    I    F 17    R    E    P 16    U    S    A 15    L    N    E 14    A    N    R 13    O    T    E 12    R    E    U 11    Q    O    D 10    O    L    L  9    E    D    D  8    A    D    I    S  7    N    E    D  6

D E   N S  I D  DA    E   N T   D D E   R A  L L  A L  O D  P O  O Q  1 6  Z   U E   O  L B   /  G  A L  M U  D 

1 4  L B   /  G  A

L M  U D 

1 2  2 L B   / G A L M  U D  1 0  0 LB   / G A L M  U D 

0

5

10

15

20

25

30

VELOCIDAD DE PERFORACIÓN PIES/HR  volumen  volumen que debería debería ocupar. ocupar. • La solubilidad cambia con variables tales como temperatura, pH, presión y tipo de fluido. • El metano y el ácido sulfhídrico son más solubles en soluciones de aceite que en soluciones de agua. • Cambios en condiciones (por ejemplo presión) pueden permitir que el gas se disuelva nuevamente y den como resultado expansiones inesperadas que pueden derivar que el fluido descargue desde ese punto para arriba.

RESUMEN Los efectos y el comportamiento de las surgencias deben ser conocidos con la finalidad de prevenir que las surgencias se conviertan en descontroles. Las surgencias de gas y de agua actuarán en forma diferente. Se debe permitir la expansión del gas, con la mayor expansión ocurriendo cerca de la superficie.

La expansión no controlada o la ausencia de expansión del gas puede crear problemas que pueden derivar en descontroles. Si una surgencia ocurre, recuerde que el tamaño de ella está en proporción inversa con la vigilancia de la cuadrilla. Surgencias grandes causan mayores presiones, y pueden dar mayores dificultades para el control del pozo. Recuerde que el gas migra para arriba del pozo, por lo que las presiones de cierre necesitan ser controladas y que los pozos no deben ser cerrados por intervalos de tiempo prolongados. Utilice procedimientos de liberación de presión con la finalidad de permitir la expansión controlada hasta que se inicien los procedimientos de control de pozo. Si se usan fluidos base de petróleo o petróleo sintético, las surgencias son más difíciles de detectar, por que la mayoría del influjo entrará en solución. Si se utilizan fluidos base de aceite, las pruebas de flujo deben durar más tiempo que las pruebas realizadas usando fluidos base agua. La alarma de  volumen  volumen de los tanques debe ser ajustada a los  valores  valores mínimos posibles posibles y siempre asumir asumir que una ganancia en volumen es resultado de una surgencia hasta que no se pruebe lo contrario. t

Tanto el metano como el ácido sulfhídrico son solubles en los fluidos base de aceite.