Presiones Anormales
REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA NÚCLEO COSTA ORIENTAL DEL LAGO PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO CABIMAS-ZULIA
PROBLEMAS ESPECIALES ASOCIADOS CON EL CONTROL DE PRESIONES PRES IONES
Autores: Ariacny Perozo C.I. 19.747.099 Jean Linares C.I. 17.391.770 Leover Sanchez C.I. 19.626.906 Luis Hernández C.I. 19.336.520 Wilmar Matos C.I. 18.794.719 Profesor: Ing. Chirinos Ronny
Cabimas, Febrero de 2012
ÍNDICE GENERAL
CONTENIDO
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INTRODUCCION………………………………………………………………….... 698 Problemas especiales asociados con el control de presiones ……………..….. 7 Presion hidrostática……………………………………………………………….... 7 Presion de sobrecarga……………………………………...……….…………….. 8 Presion de formación…………………………………..……….………………….. 8 Presion de fractura………………………………………………………................ 10 Deposición………………………………….………..…………………………….... 11 Compactación……………………………………………………………………….. 11 Equilibrio hidrostático………………………………………………………………. 12 Efecto de sobrecarga y compactación …………………………………………… 12 Actividad tectónica ………………………………………………………………….. 12 Efectos diageneticos……………………………………………………………….. 13 Osmosis……………………………………………………………………………… 13 Diferencial de presion……………………………………………………………… 13 Gradiente de presion……………………………………………………………….. 15
Determinación de la presion de circulación al matar el pozo ………………….. 16 Determinación de la presion de cierre de la sarta de perforación …………….. 17 Tipo de fluido que entra al pozo …………………………………………………... 18
Problemas encontrados si la arremetida ocurre cuando se está sacando la sarta de perforación………………………………………………………………… 23 Perdida de circulación cuando ocurre una arremetida …………………………. 23 CONCLUSION…………………………………………………………………...
26
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS……………………………………………... 27
ÍNDICE DE FIGURAS
CONTENIDO
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Figura # 1.
Presion hidrostática……………………………………….….……. 7
Figura # 2.
Presion de sobrecarga………………………………………..…… 8
Figura # 3.
Clasificación de la presion de formación ……………….…..…… 9
Figura # 4.
Presion de fractura….…………………………………….….……. 11
Figura # 5.
Diferencial de presion……………………………………..…….… 15
Figura #6.
Fluido de perforación base agua………………………………… 20
Figura #7.
Fluido de perforación base aceite……………………………….. 21
Figura # 8.
Perdida de circulación……………………................................... 24
INTRODUCCION Durante la perforación de pozos se pueden presentar diversidad de problemas con respecto al lodo, con respecto a la formación, con respecto a la presión de la formación y con respecto a la temperatura de fondo, que en la mayoría de los casos son muy difícil de solventar al momento, además que estos ocasionan grandes pérdidas y por ende elevados costos. Las consecuencias de las presiones anormales pueden ser indeseables, debido a que son a menudo impredecibles o incuantificables. La perforación exploratoria puede significar graves pérdidas en términos humanos y económicos debidos a un conocimiento incompleto de las presiones de formación. Cuando exista un riesgo de presiones anormales, el método de perforación a usarse debe consistir en una evaluación continua de la presión de formación, tan precisa como sea posible, para adaptar el programa de perforación a éstas evaluaciones El conocimiento de las presiones de formación y los gradientes de fractura son la base para perforar eficientemente, utilizando densidades de fluidos adecuadas, para diseñar las profundidades de asentamiento de los revestidores y para prevenir contingencias relacionadas con pérdidas de circulación y arremetidas.
PROBLEMAS ESPECIALES ASOCIADOS CON EL CONTROL DE PRESIONES Durante las operaciones de perforación del pozo ocurren con frecuencia ciertos problemas que aumentan los tiempos y los costos de perforación atribuidos a la inestabilidad del hoyo, condiciones del fluido de perforación y a prácticas inadecuadas de perforación. Los problemas más comunes encontrados durante la perforación se clasifican de acuerdo a las causas que los originan. Se hace una breve descripción de las teorías básicas que explican el origen de las presiones anormales en el subsuelo así como definiciones y conceptos básicos necesarios para una mejor comprensión del tema: Presión Hidrostática Es la ejercida por el peso de una columna de fluido sobre una unidad de área. No importa cuál sea el área de la sección de la columna y se expresa de la siguiente manera:
Figura 1. Presión Hidrostática Fuente. www.cedip.edu.mx
Presión de Sobrecarga Es la presión ejercida por el peso combinado de la matriz de la roca, y los fluidos contenidos en los espacios porosos de la misma (agua, Hidrocarburo, etc.), sobre las formaciones subyacentes. En la figura 2 se muestra la dirección en la que actúa el peso de sobrecarga sobre el espacio poroso y los fluidos contenidos en él.
Figura 2. Presion de sobrecarga Fuente. es.scribd.com La formación debe ser capaz de soportar mecánicamente las cargas bajo las cuales está sometida en todo momento. La presión de sobrecarga es función principalmente de las densidades tanto de los fluidos como de la matriz, así como también de la porosidad. Presión de Formación También conocida como presión de poro, presión del yacimiento o presión de la roca; es la presión ejercida por los fluidos o gases contenidos en los espacios porosos de las rocas. El peso de sobrecarga afecta las presiones de la formación, puesto que este es capaz de ejercer presión en los granos y los poros de la roca. La presión deformación se clasifica de acuerdo a su valor de gradiente de presión en: normal, subnormal y anormal; según el rango de valores indicado en la Figura 3.
Figura 3. Clasificación de la presión de formación Fuente. es.scribd.com Presión de Formación Normal Cuando son iguales a la presion hidrostática ejercida por una columna de fluidos de formación extendida hasta la superficie. El gradiente de presión normal es igual a (8.91lb/gal) en zonas costa afuera y (8.33 lb/gal) en áreas
terrestres. Presión de Formación Subnormal Son aquellas menores a la normal, es decir a la presión hidrostática de la columna de los fluidos de formación extendida hasta la superficie Presión de Formación Anormal Cuando son mayores a la presión hidrostática de los fluidos de formación. Las presiones anormales afectan el programa de perforación del pozo en muchos aspectos, dentro de los cuales se tienen:
La selección del tipo y densidad del lodo
La selección de las profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimiento.
La planeación de las cementaciones
Además deberán considerarse los siguientes problemas:
Brotes y reventones
Pegaduras de la tubería por presion diferencial
Perdidas de circulación por usar lodos densos
Derrumbes de lutita
Presión de Fractura Es la máxima presión que resiste la matriz de la formación antes de abrirse o fracturarse en un punto específico del hoyo, es decir, la capacidad que tienen las formaciones expuestas en un pozo para soportar la presión del fluido de perforación más cualquier presión añadida desde la superficie bien sea de forma intencional o no. Por lo tanto, si la presión en el hoyo es mayor que la presión de fractura de la formación esta se abrirá ocasionando la pérdida del fluido. Para que ocurra la fractura es necesario que la presión ejercida sobre la formación sea mayor al esfuerzo efectivo de ésta, es decir, debe ser mayor que la suma de la presión de poro más la componente horizontal de la presión de sobrecarga. Es importante determinar la presión de fractura de una formación porque a través de ella se pueden conocer parámetros de control del pozo y planificar adecuadamente cualquier operación que se desee realizar en el mismo como por ejemplo desde la velocidad de los viajes de tuberías o el control de una arremetida. Algunas ventajas que pueden obtenerse al conocer la presión de fractura de una formación son:
Determinar puntos de asentamiento de revestidores.
Minimizar pérdidas de circulación.
Determinar parámetros de control de bombeo y cementación.
Figura 4. Presion de fractura Fuente. www.cedip.edu.mx
Deposición A medida que el material detrítico es llevado por los ríos hasta el mar, se libera de suspensión y se deposita en el suelo. Inicialmente los sedimentos formados no están consolidados ni compactados por lo tanto las formaciones resultantes tienen una porosidad y permeabilidad relativamente alta. A través del espacio entre los granos, el agua de mar mezclada con estos sedimentos se mantiene comunicada con la formación generando una presión igual a la columna hidrostática del agua, lo cual ocasiona presiones normales en la formación. Compactación Una vez que la deposición ha ocurrido, el peso de las partículas sólidas a lo largo de la columna estratigráfica es soportado en los puntos de contacto de los granos presentes en la matriz, por lo tanto lo sólidos formados durante este proceso geológico no influyen en la presión hidrostática ejercida por los fluidos en los espacios porosos y la presión de la formación no se ve afectada. Por otra parte, a mayor profundidad de enterramiento, los granos de la roca previamente depositados están sujetos a incrementar su presión. Esto causa un reordenamiento en la matriz de la roca trayendo como consecuencia el cierre de los espacios intersticiales, reduciendo la porosidad en el sistema roca-fluidos.
Equilibrio Hidrostático A medida que ocurre el proceso de compactación de los sedimentos, el agua es expulsada continuamente de los espacios porosos, sin embargo mientras exista una vía de flujo relativamente permeable hacia la superficie la fuerza originada por la compactación para liberar el agua será despreciable y el equilibrio hidrostático se mantendrá, ocasionando que la presión de la formación no se vea afectada, es decir, se mantenga normal. Por otra parte, es necesario hacer mención que existen los siguientes tipos de presiones: Presiones sub-superficiales. Presiones de sobrecarga. Presiones normales: 0.465 psi/pie. Presiones anormales. Presiones altas o sobrepresiones. Presiones bajas o subpresiones. Efecto de Sobrecarga o Compactación Es ocasionado en la mayoría de los casos por las altas tasas de sedimentación. En general, a medida que ocurre la deposición, las capas superiores van generando sobrecarga en las capas inferiores, esto hace que la porosidad de la formación disminuya continuamente y vayan expulsándose los fluidos contenidos en ella. Cuando los sedimentos se depositan a mayor velocidad dela que pueden ser expulsados los fluidos del espacio poroso, la sobrecarga es soportada parcialmente por la presión de poro, causando presiones anormalmente altas. Actividad Tectónica Cuando ocurren grandes movimientos tectónicos pueden generarse fallas en la formación que pueden sellarla evitando así el escape de los fluidos del espacio intersticial.
Efectos Diagenéticos La diagénesis es un término que se refiere a la alteración química de los minerales de la roca por procesos geológicos. Las lutitas y carbonatos, sufren cambios en su estructura cristalina, lo cual da como resultado que se formen presiones anormales en la formación. Por ejemplo, la transformación de arcillas montmorilloníticas en arcillas ilíticas y caolinitícas es un proceso liberador de agua. De igual modo lo es la conversión de anhidrita en yeso que produce un aumento de volumen de hasta 40%. En estos procesos aumenta la cantidad de fluido contenido en la roca y al no poder escapar se generan zonas de sobrepresión. Osmosis Es el movimiento espontáneo de agua de la formación a través de un estrato semipermeable (arcilla o lutita) que separa dos formaciones (yacimientos) con diferentes concentraciones salinas, específicamente de una solución de baja concentración a una de alta. Durante este proceso la presión caerá en la formaciónde baja salinidad y aumentará en la formación más salina creando presiones anormales. Diferencial de Presion Es la diferencia de presión entre la presión hidrostática (PH) y la presión de la formación (PF) ejercida por el fluido de perforación en el fondo del pozo. Se puede determinar utilizando la ecuación: ΔP=PH-PF
Se clasifica en tres tipos:
Presión en Balance Se dice que la presión en el hoyo está en balance cuando la presión hidrostática (PH) ejercida sobre el fondo del pozo es igual a la presión de la formación (PF). Presión en Sobrebalance Se dice que la presión en el hoyo está en sobrebalance cuando la presión hidrostática ejercida en el fondo del pozo (PH) es mayor que la presión de la formación (PF) La mayoría de los pozos son perforados en condiciones de sobrebalance para evitar el flujo de fluidos desde el yacimiento hacia el hoyo. De acuerdo con el Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute “API” por su siglas en inglés), el diferencial de presión (ΔP) debe estar en un rango de 200 a 500 lpc Existen efectos negativos al perforar un hoyo en sobrebalance, puesto que a pesar de ser necesario mantener un sobrebalance entre PH y PF para sostener las paredes del hoyo y evitar la invasión de los fluidos al pozo, un valor excesivo de esta diferencia de presiones puede crear problemas que impidan la perforación de un hoyo hasta su objetivo final como por ejemplo: disminución de la tasa de penetración, la posibilidad de atascamiento diferencial y pérdida de circulación del pozo, los cuales se explicarán más adelante. Presión en Bajobalance Se dice que la presión en el hoyo está bajobalance si la presión hidrostática ejercida en el fondo del pozo (PH) es menor que la presión de la formación (PF) (Ver Figura 5). Cuando se perfora un pozo en condiciones de bajo balance, las pérdidas de circulación se reducen al máximo, por lo que la posibilidad de fracturar la formación disminuye considerablemente.
Figura 5. Diferencial de presion Fuente. es.scribd.com
Gradiente de Presión Es la variación de la presión por unidad de profundidad o longitud. Generalmente se expresa en lpc/pie, lo que es equivalente a la razón entre la presión hidrostática y la altura de la columna hidrostática como se muestra en la ecuación
Simplificando se obtiene la ecuación:
Donde: GL: gradiente del liquido, lpc/pie.
ρ: densidad del fluido, lb/gal.
La presión de formación puede ser el principal factor que afecte las operaciones de la perforación.
Si
esta
presión
no
es
conocida
apropiadamente,
puede
ocasionar problemas en la perforación como pérdidas de circulación, reventones, atascamiento de tuberías, e inestabilidad de hoyo. Todos estos problemas se tratarán más adelante. Desafortunadamente, no es fácil conocer con precisión los valores de la presión de la formación debido a la existencia de presiones anormales o subnormales Determinación de la presion de circulación al matar el pozo El lodo de matado circula a una velocidad constante, la velocidad de circulación lenta. Al iniciar el proceso de control de pozo, la sarta está llena de lodo original (nuevamente asumiendo que no encontrado afluencias en su camino hacia la parte superior, por el interior de la sarta) La presión de la bomba registrada será la presión SCR registrada y la SIDP requerida para balancear el pozo. Por lo tanto, al iniciar la operación del dominio del pozo: ICP= SIDP + Presión SCR Donde: ICP= Presión de Circulación Inicial Mientras se bombea el lodo de matado más pesado hacia la parte baja de la sarta, el lodo ligero original se desplaza de la sarta hacia el anular. Ya que el lodo pesado reemplaza al lodo liviano, la presión hidrostática de la sarta se incrementa. Por lo tanto se requiere un SIDP menos para mantener la BHP en balance, la velocidad del bombeo se mantiene en SCR.
Entonces la SIDP debe reducirse manualmente abriendo la válvula y así cada vez HYDmun +SIDP= BHP (Presión de la formación) Continuando con la circulación, vamos a asumir que el lodo de matado llegó a la broca, desplazando el lodo original de la sarta de perforación. Ya que el lodo de matado se ha calculado para controlar el pozo, la presión hidrostática del lodo de matado ahora balancea la BHP. Por lo tanto, no requiere aplicar desde la superficie una presión adicional de retorno. Determinación de la presión de cierre de la sarta de perforación Normalmente el fluido dentro de la tubería de perforación no está contaminado, por consiguiente la presión en el manómetro del tubo vertical más la presión hidrostática de la columna de fluidos en la tubería de perforación igualara la presión de la formación. Para determinar la presión de cierre en la tubería de perforación se debe realizar los pasos siguientes:
Lea directamente el manómetro si no hay una válvula de contra presión en la sarta
Si hay una válvula de contra presión en la sarta:
a) Arranque la bomba lentamente, continúe hasta que el fluido se mueva o la presión de la bomba aumente repentinamente. b) Observe la presión de la tubería de revestimiento, detenga la bomba cuando la presión anular empiece a aumentar. c) Lea la presión de la tubería de perforación en ese punto. d) Si la presión de la tubería de revestimiento aumenta por encima de la presión original, esto indica que existes presiones atrapadas de la bomba. Entonces, el
aumento de presión en la tubería de revestimiento deberá restarse de la presión de cierre en la tubería de perforación. Este procedimiento debe repetirse hasta que se alcance el mismo valor dos veces consecutivas; o e) Se ha registrado una presión y tasa baja predeterminada entonces:
Abra el estrangulador y arranque la bomba lentamente, mantenga la presión en la tubería de revestimiento al mismo nivel de la presión de cierre de esa tubería.
Acelere la bomba hasta la tasa baja predeterminada y mantenga constante la presión en la tubería de revestimiento.
Lea la presión circulante del manómetro del tubo vertical y reste la presión circulante predeterminada. Diferencia será la cantidad de sub-balance
o la
presión de cierre de la tubería de perforación. Tipo de fluido que entra al pozo Según el manual de Tecnología Aplicada a los s Fluidos de Perforación (1998), define el lodo de perforación como un fluido de características físicas y químicas apropiadas que puede ser aire o gas, agua, petróleo y combinación de agua y aceite con diferente contenido de sólido. No debe ser tóxico, corrosivo ni inflamable pero si inerte a las contaminaciones de sales solubles o minerales, y además estable a las 9 temperaturas. Debe mantener sus propiedades según las exigencias de las operaciones y debe ser inmune al desarrollo de bacterias. El propósito fundamental del lodo es ayudar a hacer rápida y segura la perforación, mediante el cumplimiento de ciertas funciones. Sus propiedades deben ser determinadas por distintos ensayos y es responsabilidad del especialista en lodos comparar las propiedades a la entrada y salida del hoyo para realizar los ajustes necesarios.
Los fluidos de perforación se clasifican de acuerdo al tipo de base en: fluido base agua y fluido base aceite; y de acuerdo a su comportamiento de flujo en: newtonianos y no newtonianos. De acuerdo al tipo de base en: a) Fluido de perforación a base de agua: El agua es uno de los mejores líquidos básicos para perforar, por su abundancia y bajo costo. Sin embargo, el agua debe ser de buena calidad ya que las sales disueltas que pueda tener, como calcio, magnesio, cloruros, tienden a disminuir las buenas propiedades requeridas. Por esto es aconsejable disponer de análisis químicos de las aguas que se escojan para preparar el fluido de perforación. El fluido de perforación más común está compuesto de agua y sustancia coloidal. Durante la perforación puede darse la oportunidad de que el contenido coloidal de ciertos estratos sirva para hacer el fluido pero hay estratos tan carentes de material coloidal que su contribución es nula. Por tanto es preferible utilizar bentonita preparada con fines comerciales como la mejor fuente del componente coloidal del fluido. La bentonita es un material de origen volcánico, compuesto de sílice y alúmina pulverizada y debidamente acondicionada, se hincha al mojarse y su volumen se multiplica. El fluido bentónico resultante es muy favorable para la formación del revoque sobre la pared del hoyo. Sin embargo, a este tipo de fluido hay que agregarle un material pesado, como la baritina (preparada del sulfato de bario), para que la presión que ejerza contra los estratos domine las presiones subterráneas que se estiman encontrar durante la perforación. Para mantener las características deseadas de este tipo de fluido como son: viscosidad, gelatinización inicial y final, pérdida por filtración, pH y contenido de sólidos, se recurre a la utilización de sustancias químicas como quebracho, soda cáustica, silicatos y arseniatos.
Figura 6. Fluido de perforación a base de agua Fuente. www.ingenieriadepetroleo.com b) Fluido de perforación a base de aceite: Una emulsión inversa es una emulsión de agua en petróleo; en la cual, la fase dispersa es el aguadulce o salada y la fase continua es el diesel, petróleo crudo o algún derivado del petróleo. Una emulsión se define como una dispersión de partículas finas de un líquido en otro líquido Una emulsión de agua en petróleo se estabiliza por medio de varios emulsionantes. En una buena emulsión no debe haber tendencia de separación de fases. En este tipo de fluidos, el agua está efectiva mente aislada; por tanto, el filtrado proviene de la fase continua y es el petróleo Se utilizan para perforar lutitas problemáticas por su alto grado de hidratación, zonas de arena productora con altas temperaturas o en zonas corrosivas. La emulsiones directas se emplean en zonas de presionadas o en donde las rocas están fracturadas y son susceptibles de pérdidas de circulación en combinación con nitrógeno y en donde lo permitan los gradientes de fractura .En este tipo de fluidos, el agua está efectivamente aislada; por tanto, el filtrado proviene de la fase continua y es el
petróleo .Se utilizan para perforar lutitas problemáticas por su
alto grado de
hidratación, zonas de arena productora con altas temperaturas o en zonas corrosivas. Las emulsiones directas se emplean en zonas depresionadas o en donde las rocas están fracturadas y son susceptibles de pérdidas de circulación en combinación con nitrógeno y en donde lo permitan los gradientes de fractura.
En este tipo de fluidos, el agua está efectivamente aislada; por tanto, el filtrado proviene de la fase continua y es el petróleo. Se utilizan para perforar lutitas problemáticas por su alto grado de hidratación, zonas de arena productora con altas temperaturas o en zonas corrosivas. Las emulsiones directas se emplean en zonas depresionadas o en donde las rocas están fracturadas y son susceptibles de pérdidas de circulación en combinación con nitrógeno y en donde lo permitan los gradientes de fractura. También se emplean en la reparación de pozos en campos productores de gas, para evitar el daño a la formación por su bajo contenido de sólidos. Este lodo se refuerza con polímeros que soportan altas temperaturas y son utilizados como estabilizadores térmicos y reductores de filtrado Los fluidos de baja densidad son emulsiones directas que se preparan a razón de hasta 80% de diesel de acuerdo a la densidad requerida, un18% de agua y un 2% de emulsificantes y proporcionan buena estabilidad de las paredes del agujero tanto en la perforación como en la reparación de pozos.
Figura 7. Fluido de perforación a base de aceite Fuente. www.ingenieriadepetroleo.com De acuerdo a su comportamiento de flujo: a)
Newtonianos:
Son
aquellos
cuya
viscosidad
se
mantiene
constante
independientemente de la velocidad a que están siendo cortados cuando se mueven en
conductos de régimen laminar. Es decir, mantienen una relación directa y proporcional entre el esfuerzo de corte que genera el movimiento y la velocidad de corte a la cual se mueve. Entre ellos se pueden encontrar el agua, aceite, gasolina, glicerina, entre otros. Características:
No tiene capacidad de suspensión.
La viscosidad es independiente del esfuerzo de corte y disminuye con Temperatura
Fluido incompresible
La relación punto cedente / viscosidad plástica es igual a cero
Perfil de velocidades constante, se asemeja a una Parábola
El índice de comportamiento de flujo igual a uno
Libre de sólidos.
b) No- Newtonianos: Son los fluidos cuya viscosidad cambia con el esfuerzo de corte, este cambio puede ser ascendente o descendente. Es decir que la relación entre el esfuerzo y la velocidad de corte ya no es lineal. Algunos ejemplos de estos fluidos son algunos polímeros, mezclas de arcillas con agua, lodos de perforación, pinturas, colas de pegar, entre otros. A continuación se presenta la clasificación de los fluidos no-newtonianos a) Fluidos pseudo-plástico: Cuyo movimiento se inicia con la aplicación de la fuerza, entre los cuales están los fluidos adelgazantes, que son aquellos cuya viscosidad disminuye al crecer la velocidad de corte entre los que se encuentran los fluidos de perforación y los dilatantes, aquellos cuya viscosidad aumenta al crecer la velocidad de corte. b) Fluidos Plásticos De Bhimgan: Son los que tienen cierta energía a vencer antes de iniciar el movimiento (tensión de cedencia) Existen otros fluidos No Newtonianos más
complejos en que la velocidad de corte no solo es función del esfuerzo de corte, sino también del tiempo y de la historia previa del esfuerzo aplicado al fluido, la viscosidad depende del tiempo y de la historia previa del esfuerzo aplicado al fluido, la viscosidad depende de la velocidad de corte y del tiempo durante el cual se aplica el esfuerzo. Entre estos tenemos: a) Tixotrópicos: si el esfuerzo aplicado disminuye con el tiempo de aplicación y b) Reopecticos, si el esfuerzo de corte aumenta con el tiempo de aplicación; estos fluidos tienen o adquieren una alta energía cuando están en reposo. Problemas encontrados si la arremetida ocurre cuando se está sacando la sarta de perforación Aumento de volumen en tanque, flujo sin circulación, el pozo toma menos volumen o desplaza mayor volumen, el volumen requerido para llenar el pozo, debe ser igual al volumen de acero de la tubería que ha sido extraída. Si la cantidad necesaria de lodo para llenar el pozo es mayor, se tiene una perdida y esta trae consigo el riesgo de tener una arremetida. En caso de introducir tubería, el volumen desplazado deberá ser igual al volumen de acero introducido en el pozo. Pérdida de circulación cuando ocurre una arremetida Las arremetidas son un factor que contribuye a que la pérdida de circulación sea considerada unos de los problemas más importantes en la industria petrolera, y uno de los sucesos que más afecta la estabilidad del hoyo. Existen muchos factores que originan pérdidas de circulación en el hoyo, cada uno de estos está relacionado con el tipo de formación que se está perforando, las condiciones del hoyo y la presión que ejerce la columna del fluido de perforación. Si la arremetida es reconocida y controlada a tiempo, puede ser fácilmente manipulada y circulada fuera del pozo en forma segura. Como una arremetida podría suceder en
cualquier momento, se debe estar en condiciones de reconocerla, identificarla y reaccionar ante todos los indicadores. Estos indicadores permiten saber tanto si las condiciones para una urgencia existen o si en el pozo pudiese estar ya una arremetida. Antes de reanudar las operaciones de perforación el influjo o arremetida debe ser circulado del hoyo. La circulación de un influjo de agua o petróleo no representa mayor dificultad en comparación con la circulación de un influjo de gas. Un flujo de gas es más complicado de remover debido a la necesidad de permitir la expansión del gas a medida que sube en el anular. Si el influjo del gas no se le permite que se expanda a medida que este sube en el hoyo, la presión de fondo en el hoyo será llevada hasta superficie. Debido a que muy pocos hoyos, revestidores y equipos de superficie pueden resistir una presión igual a la presión de fondo del pozo, se permite que la mayoría de los influjos de gas se expandan.
Figura 6. Perdida de circulación Fuente. es.scribd.com
Acciones para Prevenir la Pérdida de Circulación El control apropiado para prevenir la pérdida de circulación incluye mantener el hoyo lleno para prevenir un influjo, evitar el atascamiento de tubería, sellar las zonas de pérdida y vigilar cautelosamente la circulación. Generalmente, las pérdidas pueden ser corregidas añadiendo materiales especiales para pérdida de circulación al fluido de perforación, ya que los sólidos que contienen dichos materiales son más grandes que los usados en los fluidos de perforación convencionales, es por ello que sellan las zonas de pérdida. Pueden ser fibrosos (papel, semillas de algodón), granulares (conchas de nueces) o en hojuelas (mica). Cuando ocurren pérdidas parciales la mecha debe ser extraída de la zona de pérdida siesta ocurrió en el fondo, el hoyo se debe mantenerse lleno con un fluido de perforación de baja densidad para permitir su asentamiento entre 4 y 8 horas. Luego la mecha se debe llevar nuevamente hacia el fondo del hoyo cuidadosamente. Si aun así no se alcanza nuevamente la circulación del fluido de perforación se debe colocar una píldora o lechada en el sistema de circulación. Si el fluido de perforación es un fluido de perforación base aceite se recomienda colocar una arcilla organofílica enagua. Las pérdidas totales por su parte requieren un fluido de perforación especial para altas pérdidas o un tapón de cemento para sellar la zona. Otras medidas preventivas son minimizar las presiones de fondo ejerciendo buenas prácticas de perforación que mantengan los aumentos bruscos de presión al nivel dela presión de fractura y de formación, o interrumpiendo la circulación del fluido de perforación por varios intervalos de tiempo durante los viajes de tubería. Esta acción generalmente se aplica cuando se paran repentinamente las bombas puesto que con ello se generan grandes aumento de presión
CONCLUSIÓN Muchos problemas son causados por las presiones anormales. Si bien es casi imposible eliminarlas, pueden ser minimizadas reduciendo la velocidad de movimiento de la tubería durante los viajes, ya que mientras más rápida sea esta, mayores serán las presiones de compresión y de succión. El costo y los problemas inherentes a la perforación, pueden reducirse sustancialmente si se conoce con anterioridad a que profundidad se encuentran las presiones anormales y cuál es su magnitud. El cálculo de las presiones es difícil debido a la forma en que se mueven los fluidos y la tubería en el hoyo. Cuando se efectúa un viaje o se corre un revestidor se genera una situación en la cual la tubería se mueve a través del fluido más que el fluido a través de la tubería. El patrón de flujo que domina este movimiento puede ser laminar o turbulento dependiendo de la velocidad a la que se mueve la tubería. Uno de los principales problemas durante la perforación del pozo es ocasionado cuando la sarta de perforación o una herramienta se atasca en el hoyo. En estos casos se deben utilizar herramientas especiales para recuperarlas, lo cual puede ocasionar daño a la formación. Sin embargo, algunas formaciones pueden ser dañadas forzando fluido de perforación a través de ella, cuando se utiliza una presión de sobrebalance muy grande mientras se perfora, logrando que la permeabilidad de la roca disminuya en las cercanías del hoyo. Esta situación también puede ocasionar pérdidas de circulación cuando se encuentra una formación muy porosa y permeable. Prevenir situaciones como estas es el principal interés para quienes estén operando en el taladro, por lo que hay que tener en cuenta cada una de las técnicas de remediación que sean beneficiosas para uno u otro problema.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
ebookbrowse.com es.scribd.com www.cedip.edu.mx seminarioluzpetroleo.files.wordpress.com www.tauniversity.org
