Origen de Las Presiones Anormales

CONTENIDO INTRODUCCIÓN 1.- Conceptos Básicos. 1.1 Densidad. 1.2 Presión. 1.2.1 1.2.2 1.2.3 1.2.4 1.2.5 1.2.6 1.2.7 1.2.8 1.2.9 1.2.10 1.2.11 1.2.12 1.2.13 1.2.14 1.2.15 2.-

Presión Hidrostática. Presión de Formación. Presión de Fondo del Pozo. Presión de Fractura. Presión de Cierre de la Tubería de Perforación. Presión de Cierre del Revestimiento. Prueba de Integridad de Presión. Calculo de la Presión de Fractura de la Formación. Máxima Presión Anular. Presión Diferencial. Zona de Transición. Presión de Sobrecarga. Presión de Sobrecarga Efectiva. Densidad Equivalente de Circulación. Presión de Suaveo (SWAB).

Geopresiones.

2.1 Introducción. 2.2 Orígenes de Presiones Anormales. 2.2.1 Efecto de Sobrecarga (subcompactación). 2.2.2 Expansión Térmica del Agua. 2.2.3 Diagénesis de las Arcillas. 2.2.3.1 Procesos Diagenéticos. 2.2.4 Osmosis. 2.2.5 Depósitos de Evaporita. 2.2.6 Transformación de la Materia Orgánica. 2.2.7 Tectónica. 2.2.7.1 Fallas - Fracturas. 2.3

Predicción y Detección de Presiones Anormales.

2.3.1 Trend Normal de Compactación. 2.3.2 Características de Zonas Subcompactadas. 2.3.2.1 Zona de Transición. 2.3.2.2 Diagénesis de la Roca Capa 2.3.3 Geología Regional. 2.3.3.1 Métodos Geofísicos (Sísmica / Interpretación). 2.3.3.2 Gravimetría.

2.4

Detección de Presiones Anormales. 2.4.1 Durante la Perforación. 2.4.1.1 Métodos Tiempo Real. - Rata de Penetración. - Exponente “d”. - Otras Ratas de Penetración Normalizadas. -Torque. -Arrastre. -Llenado del Hoyo. -Nivel de lodo - diferencia de flujo - presión de bomba. 2.4.1.2 Método Dependiendo del Lag-Time. -Gas del Lodo. -Densidad del Lodo. -Temperatura del Lodo. -Resistividad del Lodo. 2.4.1.3 Método del Análisis de los Cortes. -Litología. -Densidad de Lutita. -Derrumbes.

2.4.2 Después de la Perforación. 2.4.2.1 Registros. -Resistividad / Conductividad. -Sónico. -Densidad. -Neutrón Porosidad. -Gamma Ray. 3.-

4.-

Evaluación Cuantitativa de Presiones - Programa Drill - Evaluación Cuantitativa de la Presión de Poro. - Evaluación del Gradiente de Sobrecarga. - Evaluación del Gradiente de Fractura.

Aspectos Básicos de Prevención de Arremetidas y control de Pozos. 4.1. – Causas de las Arremetidas 4.2.- Indicaciones de una Arremetida 4.3. - Procedimientos de Cierre y Operaciones básicas para Control. 4.4. - Métodos de Control de Pozos. 4.4.1. - Perforador 4.4.2. - Ingeniero 4.4.3. - Concurrente

INTRODUCCIÓN El principal propósito de las Compañías petroleras en la perforación de Pozos petroleros, es la de perforar convenientemente el pozo, y la completación del mismo. Pero la presencia de presiones anormales durante las operaciones de perforación incrementa las dificultades. Por esto es fundamental en la industria petrolera que todas las personas que están relacionadas con la misma tengan conocimientos básicos referentes a presiones de formación, para su mejor comprensión. Su efecto en la perforación, conocer las causas que las originaron, ventajas de la predicción exacta de las mismas, conocer el análisis de los parámetros aportados por la unidad de Mud Logging, cuya interpretación y exacta evaluación nos permiten conocer mejor el análisis cualitativo y cuantitativo de la presión de poro. Este curso está basado en desarrollar los aspectos enumerados arriba y va dirigido al personal de CORE SERVICES DE VENEZUELA, C.A., que supervisa actividades de Mud Logging con la finalidad de reforzar los conocimientos y técnicas en la predicción y evaluación de presiones anormales. CONCEPTOS BÁSICOS 1.1 Densidad La densidad de una sustancia se define como su masa por unidad de volumen. D=

P

LIBRA GALÓN

=

V

MASA (PESO) EN LIBRAS =

VOLUMEN EN GALONES

En la industria petrolera el término densidad es usado como peso del fluido. Ejemplo: Un tanque que tiene una capacidad de 3000 galones fue llenado con un fluido que pesa 30.000 libras. ¿ Cuál es la densidad de este fluido en libras/galón ? R : D = Libras = 30.000 Libras = 10 Lbs. Galón 3.000 Galones Gal. 1.2 Presión Se define como la fuerza por unidad de área.

P=

F A

=

Libras___ = Lppc Pulgadas²

1.2.1 Presión Hidrostática Es la presión ejercida por una columna de fluido, debido a su propio peso. D: Densidad de fluido (Libras/Galón) Ph = 0.052 x D x Prof.

Prof: Profundidad ( Pies) 0.052: Factor de Conversión (Gal/Pie³ x Pulg²)

Ejemplo: ¿ Cuál es la presión hidrostática de un pozo de 10.000 pies de profundidad el cual tiene un fluido de 10 libras/galón de densidad ? Ph = 0.052 x D x Prof.

R:

Ph = 0.052 Galones x 10 Lbs. x 10.000 Pies Pie³ x Pulg ² Gal. Ph = 5200 Lbs. = 5200 Lppc. Pulg ² La constante 0.052 se usa cuando el peso del fluido está dado en libras por galón y 0.007 cuando se requiere el peso en libras por pie cúbico. Profundidad Vertical Verdadera Es la perpendicular trazada desde la superficie hasta la profundidad donde se perforó el pozo. 1.2.2 Presión de Formación Se define como la presión de fluido en el espacio poroso de la formación. 1.2.3 Presión de Fondo del Pozo Es la suma de la presión hidrostática del fluido contenido en el pozo, más la presión impuesta en la superficie. Cuando se cierra el pozo después de una arremetida, se puede conocer la presión de fondo mediante la siguiente ecuación. P. Fondo = P. Hidrostática + P. Impuesta Donde:

P. Hidrostática = 0.052 x D x Prof. P. Impuesta = Es la presión registrada en el manómetro de la tubería de perforación.

1.2.4 Presión de Fractura Es la presión que hará que las fracturas se desarrollen en una roca. Cuando esto ocurre se produce perdida de circulación, esta puede ser parcial o total. Existen seis (6) causas principales de perdida de circulación: * Cuando se perfora una roca cavernosa (caliza) o muy alta permeabilidad. * Cuando se atraviesa fracturas abiertas o fallas que tienen comunicación con zonas de menor presión potencial. * Cuando la presión de circulación ejercida por el lodo excede la presión de fractura de la formación. * Debido a la pobre limpieza en el anular que resulta en un empacamiento en el anular, ocasionando fracturamiento por debajo del empacamiento. * Cuando se perfora una zona de presión de poro subnormal, se incrementa la presión diferencial si se mantiene el peso de lodo constante. * Por el efecto de pistón que ocasiona cuando se baja la tubería muy rápido. 1.2.5 Presión de Cierre de la Tubería de Perforación Es la presión que se lee en la tubería de perforación cuando se cierra un pozo y es igual a la cantidad con la cual la formación supera o excede a la columna hidrostática. 1.2.6 Presión de Cierre del Revestimiento Es la presión que se lee en el manómetro del espacio anular cuando se cierra el pozo. 1.2.7 Prueba de Integridad de Presión Durante la perforación es de suma importancia tener una apreciación exacta de la presión de fractura de la formación inmediatamente debajo de la zapata de revestimiento. Muchas de las decisiones críticas como la escogencia de puntos de asentamiento para el revestimiento u otras alternativas durante las operaciones de control del pozo se basan en esta apreciación de la presión. La medida de la presión puede obtenerse, realizando el procedimiento de campo relativamente denominado Prueba de Integridad de Presión. El mismo procedimiento básico puede emplearse para someter el revestimiento a pruebas de presión. Teoría y Procedimiento General La Prueba de Integridad de Presión (PIP) se realiza cerrando un impiderreventon, y bombeando lentamente fluido al pozo, hasta que se logre la presión especificada de prueba de revestimiento o el límite PIP especificado para hoyos desnudos. Durante el curso de la prueba se elabora un gráfico de presión en la superficie versus volumen bombeado acumulado, para determinar cuándo deberá pararse la bomba. La Figura Anexa, representa gráficamente el resultado de la prueba (PIP) en una sección corta de hoyo desnudo debajo del revestimiento. Una vez compensado el relajamiento (A) del sistema se produjo un aumento constante de presión por cada volumen de fluido bombeado, de tal manera que todos los puntos del gráfico cayeron en una línea recta. Este es el mismo efecto que se aprecia cuando

se somete una tubería de revestimiento a una prueba de presión antes de comenzar la perforación otra vez. Los datos de la Prueba PIP deben ser registrados en el mismo gráfico. La prueba se hace generalmente con 10-40 pies de hoyo desnudo debajo de la zapata. Una prueba del peso equivalente del fluido igual a/o sólo ligeramente mayor que el peso del fluido en el cual el revestimiento fue asentado, indica generalmente fallas en el trabajo de cementación. El curso de los aumentos constantes de presión para iguales volúmenes bombeados continúa hasta el punto B; de allí en adelante los puntos graficados empiezan a apartarse del rumbo de la recta. Empezando con el punto B, la formación ha empezado a ceder ya que se nota menos incremento de presión para un volumen igual de fluido bombeado. El punto B se denomina límite PIP y la presión en la superficie correspondiente a este mismo punto será usada para calcular la presión de fractura de la formación. Generalmente la presión de fractura se expresa en términos de peso equivalente del fluido. Como puede apreciarse en la gráfica, es necesario registrar varios puntos más a medida que la curva se aleja de la recta, para constar que se ha logrado el límite PIP. En el punto C, la bomba fue parada y la presión instantánea de cierre fue registrada. Entre los puntos C y D, el pozo se mantuvo cerrado hasta que se estabilizara la presión en la superficie. 1.2.8 Cálculo de la Presión de Fractura de la Formación. La presión registrada al Límite PIP es la que se usa para calcular la presión de fractura de la formación (en peso equivalente del fluido) de la siguiente forma: PEF = PFH + Donde:

LIMITE PIP CONSTANTE x Pw

Pef = Peso equivalente del fluido Pfh = Peso del fluido en el hoyo Pw = Profundidad vertical verdadera de la zapata

La constante 0.052 se usa cuando el peso del fluido está dado en libras por galón y 0.007 cuando se requiere el peso en libras por pie cúbico. (Véase figura Anexa) 1.2.9 Máxima Presión Anular Permisible en la Superficie (MPAPS) Es la máxima presión aplicada en el revestidor al momento del cierre del estrangulador, que provocaría el inicio de fracturamiento de la formación inmediatamente por debajo de la zapata del revestimiento. Matemáticamente se expresa con la fórmula: MPAPS = Pf - Ph

Donde: Pf es el valor de presión de fractura obtenido de la prueba de integridad y Ph es la presión hidrostática ejercida por la columna de fluido presente en el pozo a la profundidad de la zapata. Evidentemente, si la arremetida ocurre con fluido de densidad igual a la presente al momento de efectuar la prueba de integridad, el valor de MPAPS coincide con el valor indicado por la bomba de prueba tomado como referencia para el cálculo de Pf (o sea el límite PIP). Peso o Densidad de Control Peso del fluido que es necesario para controlar la presión de formación. 1.2.10 Presión Diferencial Es la diferencia entre la presión de poros y la presión ejercida por la columna de lodo. El sobrebalance ocurre cuando la presión del lodo es mayor que la presión de poros, y el sub-balance ocurre cuando la presión del lodo es menor que la presión de poros. 1.2.11 Zona de Transición Es una zona de presión de poro anormal producto de la fuerza ejercida por una zona subyacente de alta presión poral que contiene su propia causa de geopresión. (ejemplo: desequilibrio de compactación). 1.2.12 Presión de Sobrecarga Es la presión ejercida por el peso total de las diferentes capas de rocas suprayacentes y el contenido de agua de formación. La presión de sobrecarga puede ser calculada así: S = 0.433 x pb x D Donde:

S = sobrecarga para el intervalo D. (psi) pb = densidad global (gr/cc) D = intervalo (pies)

1.2.13 Presión de Sobrecarga Efectiva Es aquella porción de la presión de sobrecarga que no es soportada por la presión poral. Por lo que: Donde:

ò = S-P ò = presión de sobrecarga efectiva (psi) S = presión de sobrecarga (psi) P = presión de poro (psi)

1.2.14 Densidad Equivalente de Circulación Es la adición de la presión hidrostática causada por la columna de lodo en una condición estática, mas las fuerzas fricciónales causadas por el movimiento del lodo hacia arriba en el anular (caída de presión en el anular). ECD = P.L. + Donde:

Total de las caídas de presión anular 0.0519 * prof.

ECD = Densidad efectiva de circulación (lbs/gal) P.L. = Peso de lodo (lbs/gal) Prof. = Profundidad vertical (pie)

1.2.15 Presión de Suaveo (SWAB) Cuando se saca la tubería del pozo la presión hidrostática es reducida debido a el efecto de chupón que este movimiento produce. Se puede considerar que: Pswab = P.L. - Total de las caídas de presión anular 0.0519 * prof. 2. GEOPRESIONES 2.1 Introducción La presión de la formación, llamada también presión de poros, presión de la roca o presión del yacimiento, es la presión a la cual están los fluidos dentro de los poros de la formación. Cuando se está perforando un pozo la mecha va atravesando diferentes tipos de formaciones, desde la superficie hasta la profundidad total del pozo, las cuales contienen dentro de sus poros agua de diferentes salinidades, variando desde agua dulce en la superficie hasta aguas cuyo contenido de sal puede llegar a las 100000 partes por millón a grandes profundidades . La presión de la formación o presión de poros a una profundidad determinada, en un área en particular proviene de la presión hidrostática originada por una columna de agua de una densidad promedio (de acuerdo a las salinidades de agua de la región) que va desde la superficie hasta la profundidad considerada. En algunos de los pozos profundos que se perforan hoy en día se encuentran presiones de formación que llegan hasta 20.000 Lppc. Se han registrado presiones de formación superficiales que han alcanzado hasta 15.000 Lppc. No sería posible perforar tales pozos sin emplear un lodo de alta densidad, cuya columna hidrostática sea capaz de contrarrestar la presión de formación . La terminación de estos pozos requiere el uso de tuberías de revestimiento y cabezales de pozo de la más alta calidad (en algunos casos capaces de resistir los efectos del sulfuro de hidrógeno) para soportar las altísimas presiones del subsuelo. El riesgo de que surja un reventón siempre está presente cuando se están perforando formaciones porosas y permeables que contienen gas, petróleo o agua bajo presión. Es por esto que se han desarrollado procedimientos y equipos de prevención de reventones para manejar las presiones y dominar los problemas de control de pozos que surgen cuando se perfora a grandes profundidades. La presión hidrostática y también la presión de la formación pueden expresarse en diferentes unidades, tales como, libras por pulgada cuadrada, kilopascales, kg./cm² , etc. , pero en todo caso hay

que ser consistente con el sistema de medidas empleado y tener cuidado en utilizar las ecuaciones apropiadas para reducir unidades de un sistema a otro. La tabla anexa da presiones de formación a 10 pies, 100 pies y 1000 pies de profundidad para formaciones porosas y permeables, en las cuales los espacios de los poros están interconectados y saturados con agua dulce o salada, cuyos gradientes de presión son 0.433 y 0.465 Lppc/pie, respectivamente. Las presiones de formación encontradas cuando se perfora un pozo se clasifican en normales, anormales y subnormales. PRESIONES DE FORMACIÓN A DIVERSAS PROFUNDIDADES Profundidad del Agua (Pie)

Agua Dulce 0.433 lb/pg² por pie (Lppc)

10 100 1.000

4.3 43.3 433.0

Agua Salada 0.465 lb/pg² por pie (Lppc) 4.6 46.5 465.0

Presión Normal, Anormal y Subnormal Generalmente, se asume que la presión de formación es equivalente a la presión hidrostática ejercida por una columna de agua ligeramente salada con 8.000 Ppm de sal y con una gravedad específica de 1.074 . Así que, el gradiente de presión de formación normal es 0.465 Lppc por que suele ser utilizada en el área de la Costa de Venezuela. Este gradiente variará según el área donde se esté operando. Teóricamente, se considera como presiones anormales aquellas altas presiones de formación cuyos gradientes varían de 0.465 a 1.0 Lppc por pie. Mientras que las presiones subnormales son las presiones de formación con gradientes menores de 0.433 Lppc por pie, las cuales pueden encontrarse en yacimientos de formaciones parcial o completamente agotados, o en formaciones que afloran a la superficie en las laderas de las colinas. Es común que formaciones normal y subnormales presurizadas se encuentren presentes simultáneamente en un mismo pozo. Las formaciones anormales presurizadas se hallan en pozos en los cuales también están expuestas las presiones normales. Usando 0.465 Lppc por pie, como gradiente de presión normal de formación, se estima que una formación a 10000 pies de profundidad tendrá una presión de 4.650 Lppc (10000 pies x 0.465 Lppc por pie). Un pozo perforado con un lodo de 10 lb/gal, con gradiente de 0.520 Lppc por pie tendrá una presión hidrostática de 5.200 Lppc a 10000 pies. Habrá, pues, una sobrepresión de 550 Lppc ejercida desde el interior del pozo hacia la formación (5.200 - 4.650) , y ello evitará la entrada de fluidos de la formación al pozo. Esta sobrepresión controla la presión de formación. Se supone que las formaciones que contienen presión normal están conectadas con la superficie, pero sería sumamente raro que exista una conexión directa como la que se aprecia en la figura anexa. Sin embargo, el mismo efecto resultaría de la interconexión directa entre una zona de arena y otra. La mayoría de los yacimientos en el subsuelo son mantos de arena que mantienen una continuidad con las formaciones porosas expuestas en la superficie a través de conexiones subterráneas. Aun cuando la distancia horizontal puede que sea de muchos kilómetros, la distancia vertical acumulativa, que es la que genera la presión hidrostática, será igual a la profundidad de la formación. Gradiente de Presión de Formación Normalmente, la presión en una formación de debe a la presión hidrostática de los fluidos que se encuentran en los poros de las rocas que la forman. De la misma manera que la presión aumenta

dentro del agua con la profundidad, igual lo hace la presión de los fluidos acumulados en una formación permeable. A mayor profundidad mayor presión. Es la distancia vertical la que causa la presión del líquido, ya sea en un lago, en un pozo o en una formación subterránea. Pero bajo condiciones anormales, en donde las formaciones son completamente herméticas, la presión se debe a que el fluido tiene que soportar parcial o totalmente el peso de la roca suprayacente. Cuanto más profundo sea el pozo, tanto mayor será la presión de formación, puesto que el peso de la roca suprayacente irá aumentado. El aumento de presión por unidad de profundidad es lo que se denomina gradiente de presión y se expresa en lbs-pulg²/pie. Este varía según el peso específico o densidad del fluido bajo consideración, sea éste agua dulce, agua salada de formación, petróleo, gas o lodo. Deducción del Gradiente de Presión PH H

= Gradiente

0.052 x DL = Gradiente

Donde: PH = Presión Hidrostática H= Profundidad DL = Densidad del Lodo 0.052 = Constante

Se ha visto en las fórmulas descritas para el cálculo de la presión hidrostática, que ésta incrementa con la profundidad. Esto se puede graficar ploteando profundidad (eje vertical) contra presión (eje horizontal). La línea resultante es llamada gradiente de presión. 2.2 Orígenes de Presiones Anormales Muchos autores han escrito sobre el origen de Presiones Anormales durante muchos años. El origen de Presiones Anormales puede ser producto de una o de combinaciones de diferentes causas. Las causas más aceptadas y reconocidas son: * Efecto de Sobrecarga (Subcompactación). * Diagénesis de las Arcillas: * Mineralogía. * Procesos Diagenéticos. * Osmosis. * Depósitos de Evaporita. * Transformación de la Materia Orgánica. * Tectonismo: * Fallas/Fracturas. 2.2.1 Efecto de Sobrecarga ( Subcompactación ). Cuando los sedimentos se compactan normalmente la porosidad disminuye a medida que el fluido es expulsado. El incremento de la sobrecarga es la causa principal de la expulsión del fluido, si la rata de sedimentación es lenta, ocurre una compactación normal, debe haber un equilibrio entre el incremento, de la sobrecarga si la habilidad de expulsar los fluidos es mantenida. Terzaghi y Peck (1948) simularon en un laboratorio el drenaje en la compactación de las arcillas, esto permitió establecer la siguiente relación.

S = P+ó Donde:

S: Presión de Sobrecarga (o total strees). P: Presión del Fluido de Formación.

ó: Presión Soportada por la Matriz (efective strees). Los resultados del experimento de Terzaghi y Peck representa: A:

∆S = ∆P = Peso Adicional lo soporta el fluido.

B: ∆S = ∆ó + ∆P = Peso Adicional lo soporta la Matriz y el fluido. C: ∆S = ∆ó = El peso Adicional lo soporta enteramente la Matriz. Este modelo es simple, no toma en cuenta reducción de la porosidad y/o permeabilidad durante el soterramiento. La rata de expulsión de los fluidos es el factor que gobierna la magnitud y presencia de presión de fluidos en una roca argilacea. Cuando el fluido intersticial soporta parte de la sobrecarga, se denomina subcompactación existe un efecto simultáneo de retardo en la reducción de la porosidad o incremento en la densidad. Una reducción de la porosidad en las arcillas es acompañada por un incremento de la densidad. En la medición de la porosidad y densidad esta basado el estudio de compactación. En resumen la compactación normal de las arcillas es el resultado. * Permeabilidad de las Arcillas. * Sedimentación y Velocidad de Soterramiento. * Eficiente Drenaje. La Permeabilidad de las Arcillas es muy baja, lo que no permite que el agua salga expulsada inmediatamente, por eso requiere de una rata de sedimentación muy lenta, esta mínima permeabilidad (k.min) permite que el equilibrio en la compactación se mantenga. Si la permeabilidad es menor que (k.min) el proceso de expulsión del agua es más lento, y se crea una presión anormal hasta que la expulsión sea completa. Igualmente si la deposición es muy alta un gran volumen de fluido necesita ser expulsado requiriendo de un alto valor de (k.min) para mantener el equilibrio, en consecuencia parte del fluido queda entrampado incrementándose la presión de fluido. * La Intensidad o Magnitud de la Presión de Poro depende de la Rata de Sedimentación. * En conclusión el Efecto de Sobrecarga es definido como el resultado de la acción de subsistencia en la presión del fluido intersticio de una formación, si los fluidos tienen dificultad para ser expulsados estarán soportando parte del peso sobre los sedimentos. 2.2.2 Expansión Térmica del Agua El efecto de la expansión térmica del agua es un concepto emitido por Baker (1972). Donde la “Presurización Térmica”, es consecuencia de la expansión del agua por efectos térmicos en ambientes cerrados.

Si un cuerpo de agua es sometido a un incremento de temperatura incrementa su volumen, al encontrarse en un ambiente completamente cerrado. El incremento en la presión depende no solamente de la temperatura sino también de la densidad del agua. La Expansión Térmica del Agua únicamente tiene efecto si existen las siguientes condiciones: * El ambiente es completamente aislado. * La porosidad es constante. * Si el incremento de temperatura tiene lugar después del

aislamiento del ambiente.

Fuertes intrusiones, volcánicas o magmáticas pueden generar localmente sobrepresiones con un tiempo de duración estimado (generalmente menor que un millón de años). Muchas objeciones tiene esta teoría de origen de sobrepresiones de expansión térmica del agua por: * Formaciones completamente impermeables son raras. * La existencia de zonas de transición de presión de formación normal a anormal, refleja una transmisión hidráulica a través de arcillas. * Un incremento en temperatura reduce la viscosidad y hace los fluidos más expulsados.

presión fácil

de

ser

2.2.3 Diagénesis de las Arcillas Durante la transformación de las arcillas y expulsión del agua ocurre la Diagénesis, se considera que contribuye a la generación de presiones anormales. 2.2.3.1 Procesos Diagenéticos El estudio a los minerales arcillosos en pozos revela que en profundidad se presenta una alteración o sustitución de minerales que gradualmente convierten la arcilla Montmorillonita a Illita. Esta alteración es por efecto de temperatura y actividad iónica. La Montmorillonita cambia gradualmente a Illita absorbiendo el agua que es expulsada libremente. La adición de agua en los poros genera presión de formación adicional. La profundidad a la cual se presenta este cambio depende del gradiente geotermal. 2.2.4 Osmosis Osmosis se define como el movimiento espontáneo del agua a través de una membrana semipermeable que separa dos soluciones de diferente concentración (o una solución y agua). Dependiendo de la concentración de cada solución se genera una presión osmótica que hace que se mueva el fluido de la solución de baja concentración al de alta concentración existen arcillas que actúan de manera de membrana semi-permeable entre dos reservorios con agua de diferente salinidad. Esto fue sugerido en 1933 como una explicación de la variación de salinidad y presión observada en la Costa del Golfo. La Osmosis contribuye al desarrollo de presiones anormales si ocurre en un ambiente cerrado. 2.2.5 Depósitos de Evaporita

La formación de Domos Salinos es el resultado de una intrusión de flujo salino, creando diapirismo generando anomalias en la presión de formación, generalmente a profundidades someras, se presenta asociada a efecto de osmosis en formaciones con agua salinas y ambientes cerrados. 2.2.6 Transformación de la Materia Orgánica A profundidades someras el material orgánico contenido en los sedimentos es destruido através de la acción bacterial. En ambientes cerrados la expansión de este gas resulta en presiones anormales, pero esto rara vez ocurre ya que el gas generalmente migra a la superficie. La actividad bacterial disminuye con la profundidad, pero gradualmente se presenta un proceso termoquímico cracking, este proceso permite la transformación de productos pesados a livianos por la influencia de altas temperaturas. Esta transformación incrementa el número total de moléculas, que ocupan el espacio, si esto ocurre en ambientes cerrados causa un aumento en la presión. 2.2.7 Tectónica Cuando ocurren deformaciones por esfuerzos tectónicos esto causa modificaciones en la presión de los fluidos y la distribución de las masas, debido a: * La actividad tectónica crea deformación en las rocas que directa o afecta la distribución de los fluidos. * Una gran o menor extensión de fluidos son sometidos a altas presiones esfuerzo.

indirectamente producto

del

2.2.7.1 Fallas y Fracturas La efectividad con que las fallas afectan la distribución de la presión de los fluidos depende de algunos factores: * Que exista un sello efectivo. * Que se desplace el reservorio hasta el nivel de un estrato sello. * Se mantenga la distribución de la secuencia del sello y reservorio. 2.3 Predicción y Detección de Presiones Anormales La presencia de presiones anormales durante las operaciones de perforación incrementa las dificultades, es fundamental la aplicación de métodos de detección. Existen variedad de métodos de evaluación cualitativa y cuantitativa. Los primeros conciernen al estudio de la estructura y litoestratigrafia del área através de un sistema cerrado, el primer paso es detectar zonas de potencial aumento de presión, para preparar las diferentes etapas de la perforación. A continuación se discutirán algunos métodos de detección de presiones anormales basadas en el seguimiento al trend normal de compactación y características de zonas subcompactadas. 2.3.1 Trend Normal de Compactación En la evaluación de presiones anormales es necesario definir lo que es un trend normal de compactación.

La compactación representa una reducción en la porosidad con incremento de la profundidad, una relación lineal en un gráfico logarítmico de porosidad vs. Profundidad, confirma esta teoría. En realidad las arcillas y lutitas presentan varias fases, la pendiente de compactación normal puede estar influenciado por: * La proporción de minerales silicatos en las arcillas. * Contenido de minerales no-arcillosos (cuarzo,carbonatos,materia orgánica etc.). * Rata de sedimentación, lo cual condiciona la textura y el arreglo de las partículas la porosidad es baja si la sedimentación es lenta. * Gradiente Geotermal. 2.3.2 Características de Zonas Subcompactadas 2.3.2.1 Zona de Transición El movimiento hidrodinámico de los fluidos ocurre en zonas de alto potencial a áreas de bajo potencial, si estas zonas están aisladas por un sello donde no hay comunicación, entonces se observaría un cambio abrupto en la presión de formación. Pero los sellos no son perfectos y dejan escapar fluidos parcialmente por lo que se observa un gradual cambio en la presión del fluido de formación normal a anormal. Esta zona de cambio gradual se llama “Zona de Transición”. Estos cambios de presión en los fluidos en depósitos arcillosos corresponden con alteraciones de compactación, reflejando cambios en porosidad y densidad. Es fácil detectar una zona de presión anormal si la diferencia de presión es gradual y la zona de transición es monitoreada. 2.3.2.2 Diagenésis de Rocas - Capa Varios autores asocian la compactación de algunos niveles de capas de lutitas carbonatadas con zonas subcompactadas. Esto a generado discusiones ya que el origen minerológico es producto de una diagenésis secundaria al aceptar una zona de precipitación de carbonato en medio de la serie de arcillas. 2.3.3 Geología Regional Es necesario el conocimiento de la litoestratigrafía de la región, para el reconocimiento de presiones anormales, es primordial la investigación de las estructuras hidrodinámica, litología (sellos, drenajes, secuencia arenisca / lutita) , minerales arcillosos, gradiente geotermales, esta variada información disponible debe ser dibujada através de mapas y overlays con el propósito de predecir los aspectos litológicos de presión y compactación. 2.3.3.1 Métodos Geofísicos Hoy día los métodos de exploración sísmica proveen información acerca de zonas presurizadas. Esta información provee: * Velocidad estimada de los intervalos. * Secuencia aproximada de las facies litológicas. * Detección probable del Hidrocarburo.

Los diferentes métodos sísmicos están basados en el tiempo de transito de la onda para una determinada sección. La relación de imágenes del tiempo de los ecos recibidos en superficie, los quiebres de las reflexiones permiten reproducir las facies litoestatigraficas y las diferentes estructuras del subsuelo. 2.3.3.2 Gravimetría Este método es generalmente usado para investigar elementos estructurales a escala regional. Se basa en la medición en un punto determinado de la variación de densidad que ocurre en un intervalo vertical. Los diferentes contrastes de la densidad en formaciones geológicas crean anomalías gravimetrícas, las cuales son detectadas usando un gravimetro. Este método en conjunto con los métodos sísmicos ayuda a resolver incertidumbres de horizontes estatigraficos. 2.4 Detección de Presiones Anormales Los diferentes métodos para la evaluación de geopresiones son basados en las siguientes propiedades: * La compactación se incrementa uniformemente en rocas argilaceas que se encuentren normalmente presurizada a medida que se profundiza. * La porosidad y el contenido de agua de formación disminuye en rocas argilaceas que se encuentren normalmente presurizada con profundidad. * Factores relacionados a los movimientos de fluidos de formación, como son: saturación de hidrocarburo, intercambio de concentraciones iónicas pueden ser afectados en zonas presurizadas. * La presión diferencial se incrementa a medida que se profundiza con un peso de lodo constante en una zona de presión normal. 2.4.1 Durante la Perforación 2.4.1.1 Métodos Tiempo Real * Rata de Penetración: Declina gradualmente con la profundidad debido a la disminución de la porosidad causada por el peso de los sedimentos. El seguimiento a la rata de penetración es el método empleado para detectar cambios significativos en la porosidad de las rocas. Es bien conocido que la rata de penetración incrementa cuando se perfora lutitas subcompactadas. Un cambio significativo en la rata de penetración es la primera estimación de evaluación de valores de presión de formación. Existen varios factores que pueden influenciar a la rata de penetración y enmascarar este método. Estos Factores son: * Litología. * Compactación. * Diferencia de Presión. * Peso Sobre la Mecha. * Velocidad Rotaria. * Torque. * Hidráulica. * Tipo de Mecha y Desgaste. * Personal y Equipo.

Después de conocer cada uno de ellos se podrá minimizar su efecto en la rata de penetración. * Litología: Este es el factor principal que afecta la rata de penetración. La perforabilidad de la roca depende de la porosidad, permeabilidad, dureza, plasticidad, abrasibidad, consolidación de las partículas, cambios de litología, lo cual puede ser confirmado posteriormente al tomar la muestra de canal. Cambios pequeños en la composición litológica (minerales arcillosos, limolita, contenido de carbonato etc.) pueden significar alteración en la rata de penetración. Comúnmente un contenido de limolita reduce la perforabilidad hasta cierto punto. Compactación: La compactación de los sedimentos es reflejada por la porosidad , la rata de penetración declina con el incremento de la compactación , visto de otra manera si la rata de penetración incrementa uniformemente en una serie arcillosa , es un reflejo de subcompactación, los cambios relativos en la rata de penetración van en función del grado de compactación. * Diferencial de Presión: El diferencial de presión ( ∆P), es la diferencia entre la presión ejercida por la columna de lodo y la presión de formación (llamada presión de poro). Para una litología determinada, la rata de penetración baja a medida que el diferencial incrementa y viceversa. Por ejemplo si ∆P es 500 psi, puede causar una disminución en la rata de un 50% en comparación con ∆P de 0 psi. En lutitas subcompactadas, altas ratas de penetración son causadas por un bajo ∆P e incremento en la subcompactación. Una reducción en el ∆P puede ser por dos razones: una reducción en la presión Hidrostática o Incremento en la Presión de poro debido a la baja compactación. * Peso Sobre la Mecha: Cambios en el peso sobre la mecha afectan la rata de penetración. Un peso sobre la mecha mínimo “threshold weigth” es necesario para iniciar la perforación, es la mínima energía necesaria para que los dientes de la mecha inicien el rompimiento. El threshold weight puede ser negativo en caso que la formación sea inconsolidada,y la acción del jetting es suficiente para iniciar la penetración. Por encima del punto de iniciación. La rata de penetración es proporcional al peso. Por encima de cierto valor conocido como “flounder point” , los incrementos en la rata de penetración se detienen debido a que los dientes de la mecha se atascan. * Velocidad de Rotación: Inicialmente se consideró que la relación entre Rata de Penetración y Velocidad de Rotación era lineal. (Bigham 1964, Jorden & Shirley 1966) luego se consideró la relación exponencial Vidrine & Benit (1968), Prentite (1980). a

R=N Donde:

R = Rata de Penetración N= Velocidad de Rotación a= Exponente definido empíricamente basado en pruebas en pozos, tomando litología y peso sobre la mecha.

Se asume una relación exponencial ya que toma en cuenta el desgaste de los dientes contra la formación en función del tiempo. La relación en formaciones blandas es casi lineal pero en formaciones de mayor dureza aplica la gráfica logarítmica. * Torque: este parámetro casi nunca es tomado en cuenta debido a la dificultad para medirlo. El torque en superficie no logra diferenciar el de la tubería del de la mecha. Si el torque es medido mediante herramienta (MWD), probablemente muestre una relación entre la Rata de Penetración y el torque

medido en la mecha. El torque es una medida de la energía necesaria para perforar una roca, esta energía es proporcional al torque y a la velocidad de rotación. * Hidráulica: el efecto del flujo hidráulico en la Rata de Penetración varía según el grado de consolidación. Algunos autores sugieren una relación lineal entre el flujo hidráulico y la rata de penetración. Algunas propiedades del lodo pueden afectar la rata de penetración. Una efectiva limpieza en el fondo del hoyo a través de una óptima hidráulica mejoraría el avance en la perforación, al obtener un buen levantamiento de los ripios y una fuerza de impacto adecuada dependiendo de la formación. * Tipo de Mecha y Desgaste: en la optimización de la Rata de Penetración, el tipo de mecha a usar depende de la formación. Se debe tomar en cuenta, parámetros críticos como altura de los dientes, tipo de inserto, resistencia al desgaste. Las mechas son clasificadas de acuerdo a la dureza de la formación por el Código IADC. Una mala selección en el cambio de mechas puede afectar el rendimiento de la Rata de Penetración y enmascarar el posible tope de una zona de transición. Por esta razón cuando estamos cerca de una zona subcompactada no se debe cambiar el tipo de mecha que está en uso, ya que cada tipo de mecha muestra una resistencia al desgaste dependiendo de la formación atravesada. * Personal y Equipo: el seguimiento a estos parámetros de perforación y a la litología ayudan a optimizar la Rata de Penetración. Pero la experiencia del personal de campo es vital en el conocimiento del área y del equipo, pudiendo detectar cualquier cambio y relacionarlo con zonas de subcompactación. Exponente “d”: En los últimos años se han desarrollado varios métodos con la finalidad de normalizar la Rata de Penetración, de tal manera de eliminar el efecto en la perforación de los diferente parámetros enunciados antes. El método computarizado más usado en campo se conoce como “Exponente d”, siendo un método simple. Esta técnica fue formulada mediante estudios realizados a las lutitas de la costa del Golfo y hasta ahora es el método más frecuentemente usado. Bingham (1964): sugirió la siguiente relación entre la Rata de Penetración, peso sobre la mecha, velocidad de rotación y diámetro de la mecha.

R N

=a

d W D

DONDE: R = Rata de Penetración en pie por minuto N = Velocidad de Rotación en Revoluciones por minuto W= Peso sobre la mecha en Lbs. D = Diámetro de la mecha en pulgadas “a”= Constante Litológica “d” = Exponente de Compactación (adimensional) Jorden & Shiley (1966) resolvieron esta ecuación del exponente “d” utilizando medidas y unidades standard de la industria petrolera, haciendo el Exponente “d” más manejable. La constante “a “no es requerida donde la litología es constante, a=1, se asume por definición. R R= PIES/Hrs. 60N Log10 N= R.P.M. d= W= Libras 12W D= Pulgadas Log10 106 D

La relación R/60N es siempre menor que 1, y se representa en una tabla de Rata de Penetración Vs. Revoluciones. Donde la Litología es constante el exponente “d”es una buena indicación de lo siguiente: - El Estado de Compactación - Diferencial de Presión * Calculado el Exponente “d” en lutitas es posible seguir el estado de compactación y detectar una zona de subcompactación o presión anormal. Una disminución en el exponente “d”, cuando se perfora una secuencia arcillosa es una función del grado de subcompactación y es un valor asociado con presión anormal. Exponente “dxc” Rehm y McClendon (1971) estudiaron los efectos del peso del lodo en la Rata de Penetración y sugirieron la siguiente ecuación: “dxc” = “d” x

d1 d2

Donde: “dxc”= Exponente “d”corregido “d” = Exponente “d” d1 = Gradiente de presión del fluido de formación de la región (Presión de Poro) d2 = Peso del Lodo (Densidad equivalente de Circulación)

• •

Al tomar como referencia la aplicación de este método se debe examinar: La validez de las fórmulas del Exponente “d”y el “dxc”. El efecto de los diferentes parámetros no incorporados al “d”y “dxc”. Entre los parámetros que afectan al Exponente “d” tenemos: - Litología: El exponente “d”solo aplica para una sola litología (arcillas y lutitas en la detección de zonas subcompactadas) -Hidráulica del lodo: cuando cambian los parámetros de la hidráulica y existe una formación susceptible al efecto de la fuerza de impacto. Al igual en formaciones someras donde existe una pobre consolidación de la Roca y esta es perforada por el efecto de los chorros y no por la mecha en sí. - Tipo de Mecha y Desgaste: cada tipo de mecha mostrará su tendencia particular del exponente “d”. En conclusión, los datos seleccionados en el cálculo del exponente “d”: Rata de Penetración, Peso sobre la Mecha, Velocidad de Rotación deben tomarse como valores promedios para determinada sección Homogénea y no valores Instantáneos del momento. Cuando se usan unidades de Mud Logging en un sistema “On -line”, el cálculo del exponente “d” es automático, pero es importante verificar que la data sea correcta, si no se debe corregir manualmente. Para poder observar cambios de compactación en profundidad es esencial usar una escala reducida de 1:2000 para la interpretación día a día, 1:5000 para el reporte final y escala 1:10.000 para comparar con otros documentos y correlacionar el exponente “d”con otros parámetros de perforación. - Otras Ratas de Penetración Normalizadas. - Sigmalog: fue desarrollado entre AGIP y GEOSERVICES, se basa en la variación en profundidad del factor Sigma llamado “Total Rock Strength”, resistencia de la roca a la perforabilidad.

- Fórmula de Combs: en 1968, Combs propuso un modelo de perforación matemático que toma en cuenta otros parámetros adicionales al exponente “d”, como factor hidráulica y desgaste de la mecha. - Rata de Penetración Normalizada: (NDR): este modelo representa la Rata de Penetración normalizada si los valores de Hidráulica y ciertas variables mecánicas usadas son valores standard en determinada sección. - Modelo de Perforación “Nx” (EXLOG): en 1973, Bourgoyne y Young, desarrollaron un modelo donde incluyen el desgaste de la mecha y lo llamaron “Nx”. Este modelo es usado por Exploration Logging. - “LNDR” (BAROID): este modelo es basado en el modelo anterior y el de Combs (1968) pero incluye elementos del exponente “d” y Sigmalog. -

IDEL “A” Exponent (Anadrill): Este método es llamado “Registro de Evaluación instantáneo de perforación”. Es un procedimiento computarizado para el cálculo automático de la presión de poro, y está basado en la relación entre la energía gastada por la mecha en perforar una determinada sección de roca y la litología, porosidad y presión de poro. La energía equivalente es conocida como “Rock Strength”y es calculada de la perforación y parámetros hidráulicos en conjunto con el peso del lodo y características de la formación.

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Torque: la medida del torque en superficie es la suma del torque en la mecha y de la tubería de perforación contra las paredes del hoyo. Un incremento gradual del torque puede ser por varias razones una de ellas por cambio en la presión diferencial, si es negativo (peso del lodo muy bajo). El incremento del torque en las lutitas puede ser por dos razones:

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Hinchamiento de lutitas plásticas, cerrando el hoyo. Por acumulación de ripios en el anular alrededor de la mecha y estabilizadores. En formaciones plásticas como formaciones superficiales la mecha se puede embolar, pero este evento a grandes profundidades en indicativo de entrada a zona de transición.

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Sobretensión / Arrastre: Si al hallar la tubería de perforación se observa Arrastre (peso del gancho mayor que el peso de la tubería libre), o un peso adicional (apoyo) al bajar tubería que amerite repasar la sección puede ser debido al atascamiento de la tubería al cerrarse el hoyo por diferencial de presión bajo.

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Llenado del hoyo: después de un viaje o durante las conexiones, se debe prever el llenado y control del hoyo, ya que al estar en un área de presión anormal, la inestabilidad de las paredes puede causar derrumbe y entrada de fluido de la formación lo que puede ser detectado mediante el llenado del hoyo.

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Nivel de Lodo – Diferencia de Flujo – Presión de Bomba. Controlando estos parámetros se tiene información para reconocer un diferencial de presión Negativo. La medición del flujo a través de sensores electromagnéticos es fundamental en la detección de Kick, no siendo muy confiable el uso de sensores de paleta. Cambios en la presión de bonos que no sean por litología o efecto de la mecha pueden ser asociados con Kick. El incremento en el nivel de los tanques asociado con disminución del peso del lodo indica aporte de fluidos por la formación e indicios de arremetida.

2.4.1.2.- Métodos dependiendo del Lag Time gas en el Lodo.

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El monitoreo e interpretación del gas es fundamental en la detección de presiones anormales. El gas de fondo es liberado por la formación durante la perforación y generalmente existe siempre un bajo nivel de gas en el lodo, un incremento del Back-ground gas ocurre cuando se perfora una zona subcompactada por: Alto contenido de gas Incremento en la Rata de Penetración Disminución del Diferencial de Presión Si el diferencial de presión es alto enmascara y elimina las muestras de gas.

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Densidad del Lodo: Una disminución del peso del lodo saliendo (para un peso de lodo constante) puede ser por varias razones:

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Expansión del gas liberado durante la perforación por la formación a superficie. Un kick de hidrocarburo o agua (producto del suaveo) Difusión de gas (Si ∆P es negativo) Burbuja de aire (durante el viaje o conexión) Una brusca disminución del peso del lodo en superficie no necesariamente es reflejo de una disminución a través del anular ya que el gas se libera de presión al llegar a superficie. -Temperatura del Lodo: El gradiente de temperatura observado en zonas subcompactadas es anormalmente alto, por encima del de una secuencia de presión normal. El gradiente geotérmico, es calculado: T2 – T1 GT = 100 Z2 – Z1 DONDE: GT = Gradiente Geotermal (°F / 100Ft) T1 = Temperatura ((°F) a la profundidad Z1 T2 = Temperatura ((°F) a la profundidad Z2 El promedio de gradiente geotermal puede ser establecido para una región o campo en especial. El gradiente geotermal puede variar o ser afectado por: Cantidad de Cuarzo: es altamente conductivo La presencia del mineral arcilloso, especialmente caolinita reduce la conductividad de la matriz. Naturaleza de los fluidos entrampados.

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Resistividad del Lodo: En zonas de compactación normal la salinidad del agua intersticial incremente gradualmente con la profundidad, ya que se ha demostrado una relación entre la filtración ionica de las arcillas en el curso de la expulsión de agua durante el proceso de compactación. La retención de Iones en las arcillas aumenta con la profundidad. Monitoreando los cambios en la salinidad del agua de formación teóricamente es posible detectar zonas subcompactadas. Se usa un equipo para medir la Resistividad/conductividad continuamente durante la perforación. 2.4.1.3. - Métodos del Análisis de los Cortes Litológicos. La experiencia en conocer la secuencia litológica provee indicaciones de la existencia de presiones anormales. Pero en pozos exploratorios la entrada a zonas de porosidad es generalmente marcada por

un Drilling Break (cambio de compactación). Se monitorea la perforación mediante el seguimiento a la rata de penetración y circula el ciclo completo para realizar el análisis litológico a las muestras de canal. -

Densidad de Lutita: La medición de la densidad en las arcillas y lutitas en el método más antiguo en la detección de zonas anormalmente presurizadas, está basada en el principio que la densidad de las lutitas en una zona subcompactada disminuye. Uno de los métodos usados es el de la columna de densidad variable. La cual es preparada mezclando dos líquidos Inmiscibles de densidad conocida. La distribución de la densidad se chequea a través de un set bolitas de densidad conocida, se prepara un gráfico densidad Vs. Altura de la columna. Cada muestra es tomada por separado y sumergida en la columna después de haber sido secada en papel absorbente. Las sustancias más comúnmente usadas son: gr gr (Bromoformo: 2.89 /cc), (Tetracloruro: 1.59 /cc) o (Tricloroetano: 1.47 gr/cc) , este último de más baja toxicidad. - Derrumbes: Son ripios de mayor diámetro que los de corte de la mecha que puede ser visualizado fácilmente por los geólogos en el pozo. Pueden ser producto de un bajo balance (∆P negativo). La presencia de un alto porcentaje de derrumbes indica inestabilidad en paredes del hoyo producto de excesivo esfuerzo horizontal de matriz de roca. 3.- EVALUACIÓN CUANTITATIVA DE PRESIONES

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Los métodos de evaluación de la formación pueden clasificarse según sean utilizados: Mientras se realiza la perforación. Después que ha sido perforado el pozo (o al menos parte de el). El rol de CORE SERVICES DE VENEZUELA, C.A. (Mud Logging), en la industria petrolera está vinculado a la evaluación de la formación durante la perforación del pozo. Se cuenta con un conjunto de métodos y herramientas (equipo), que permiten el monitoreo y análisis de ciertos parámetros de perforación en la evaluación cualitativa y cuantitativa de la presión de poro. PRESION DE PORO El programa “Drill” de Core Services de Venezuela, C.A., para el cálculo de la presión de poro en secciones litológicas homogéneas (arcillosa – lutítica), estima la variación gradual de la rata de penetración producto del cambio en la presión de formación, y un aumento brusco de la rata a cambio litológico. El programa “Drill” posee dos ventanas: Alta y Baja, las cuales sirven de filtro para el cálculo de la presión de poro. Trabajan de manera que los valores de ROP fuera de ese rango no entran en el cálculo promedio de la presión de poro. De esta manera se elimina cualquier anormalidad producto de valores fuera del rango normal de perforación. La presión de poro se calcula de acuerdo a los últimos 10 valores promediados. De esta forma la presión de poro cambiará de acuerdo a una tendencia, la cual es gradual y no de un pie a otro, esto permite predecir la cercanía a una zona de transición y realizar los correctivos necesarios para la seguridad del pozo y del personal. De los métodos de evaluación de presión de poro ninguno es de gran valor por sí solo, debe tomarse en cuenta otros parámetros para verificar la existencia de cambios de presión. El parámetro más significativo evaluado por la unidad de Mud Logging en el cálculo de la presión de poro es la Rata de Penetración.

La Rata de Penetración a la cual una formación se perfora, está relacionado con el diferencial de presión que existe entre la presión hidrostática de la columna de lodo y la presión de poro de la formación. En general a menor sobrebalance, más rápido se perforará la formación. La Rata de Penetración disminuye continuamente con el aumento del diferencial de presión. Para determinar la magnitud exacta de la presión de poro, en base a la rata de penetración, debemos tomar en cuenta las variables que afectan la rata de penetración: Peso sobre la mecha, Velocidad de la Rotaria (RPM),diámetro de la mecha, tipo de roca, porosidad de la roca, tipo de mecha, sólido en el lodo y propiedades del fluido, presión diferencial, Hidráulica. Normalizando todas estas variables de tal manera que la rata de penetración, pueda ser relacionada directamente con la presión diferencial, se pueden determinar variaciones en la presión de formación. Core Services de Venezuela, C.A., utiliza el método del exponente “d”, el cual está basado en mantener constante por un período relativamente corto la mayoría de estas variables: (100 pies o 2 horas). El peso sobre la mecha y la rotaria son variables que cambian constantemente. Neutralizando estos dos parámetros y manteniendo constante los demás parámetros. Se debe tener una rata de penetración absoluta o exponente “d”. Esta rata de penetración absoluta varía solamente como resultado de los cambios de la formación o cambios de la presión diferencial. El exponente considera solamente los cambios en la rata de penetración, velocidad de la rotaria, peso sobre la mecha y el diámetro de la mecha, y normaliza cualquier efecto que ocurra durante los cambios de estas variables. Jordan y Shirley definieron la fórmula del exponente “d”: D= Log (12W/106D)

Log (R/60N)

Donde: R= Rata de Penetración (Pie/hr) N= Velocidad de la Rotaria W= Peso sobre la Mecha (Lbs) D= Diámetro de la mecha (Pulg) El exponente “d” aumenta numericamente con aumentos de presión diferencial, cuando se perfora una secuencia litológica homogénea muestra una tendencia normal. Cualquier cambio que se salga de esa tendencia debe ser interpretado como variaciones en la presión de formación, esto es útil en la predicción de zonas de presión anormal. PROGRAMA DRILL Es el programa de perforación de CORE SERVICES DE VENEZUELA, C.A., que monitorea, muestra, calcula y registra parámetros de perforación que recoge el sistema de adquisición de datos de las diferentes señales provenientes de los sensores y que permite junto con otro software, Data Master Recorder, Grabar y desplegar cada pie perforado en tiempo real. El Drill maneja tres tipos de datos: 1. Datos que se registran por sensor. 2. Datos ingresados por operador. 3. Datos que se calculan.

En el cálculo de la presión de poro los datos que entran en funcionamiento son: Datos Ingresados

Opción 1

Bit OD (Tamaño de la mecha) New Pipe (ODID) (Nueva tubería OD ID)

Opción 2

Shale Density (Densidad de Lutita)

Opción 3

Mud Wigth (Peso del Lodo) y Yield Point (Punto Cedente) WOB BIT NORMAL: (PSM de trabajo) WOB THRESHOLD (PSM Efectivo para perforar) RPM NORMAL (RPM de Trabajo) TOTAL SPM (SPM de Trabajo) TOTAL PUMP OUTPUT NORMAL (Eficiencia de la Bomba)

Opción 5 DXC).

RESET SLOPE TO NOW (Reinicialice el valor por defecto de la tendencia del Exponente

Esta operación es utilizada para cambiar el valor actual de la tendencia normal del Exponente DXC por el valor de la costa del golfo 0.0000400623 para 9.0 ppg de gradiente de presión normal dado el caso que usted haya cambiado previamente). Opción 6 HOLE ANGLE (Angulo del Hoyo) Ingrese la profundidad medida MD, profundidad vertical TVD y el ángulo de Hoyo del último survey. El drill mantendrá calculando el TDV, asumiendo el último ángulo del hoyo. Opción 21 SLOPE REVISION (Valor de Presión de Poro Normal) Opción para colocar directamente de la presión de poro normal para la tendencia DXC que se establece. Opción 25

FRAC DENSITY COEF (Coeficiente de densidad de Fractura)

Define el coeficiente de densidad de fractura En la página de “Drill”: Con la tecla “V”: Ingrese la presión de poro del intervalo. Con la tecla “X”: Ingrese el rango mínimo de trabajo de la rata de penetración. Con la tecla “W” Ingrese el rango máximo de trabajo de la rata de penetración. DATOS CALCULADOS -

Presión de Poro Presión de Fractura Exponente “DXC” Peso sobre la mecha.

CONFIGURAR LA TENDENCIA NORMAL DEL EXPONENTE DXC (Slope Revisión) Esta opción le permite calcular y configurar la tendencia normal del exponente DXC para mantener en forma precisa los cambios de presión, cambios de formación y otros cambios de perforación. Dos métodos están disponibles con la finalidad de determinar el nuevo valor de l tendencia DXC. Ellos son: a) Evaluación del Angulo Ofrece mejor aproximación de los cálculos Engorroso para trabaja con él. b) Método de dos puntos: Buena aproximación de los cálculos Mayor facilidad de uso. El sistema Drill basa sus cálculos de correlación en la tendencia y características de la Costa del Golfo de México. 1. 2. 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Presione simultáneamente las teclas Shift y */8. El sistema le preguntará: Costa del Golfo (Gulf Coast) Roca Dura (Hard Rock) Seleccione la opción 2. Seleccione el tipo de Método de Cálculo Evaluación del Ángulo (Angle) Método de los dos puntos (Two Points)

Si selecciona la opción 2, Métodos de los dos puntos: El sistema le presenta el siguiente mensaje: Pick 2 points at which you are fairly sure of the pressure Depth # 1 Ingrese el valor de la profundidad del punto 1 y presione Enter.

El sistema le preguntará por el valor DXC a esa profundidad dc @ depth # 1? Ingrese el valor del exponente dxc a esa profundidad y presiones Enter. El sistema le preguntará por el valor de la presión de poro (en libras por galón) a esa profundidad. Poro pressure @ depth # 1? Ingrese el valor de la presión de poro en libras por galón y presione Enter. Ingrese el valor de la profundidad del punto 2 y presione Enter. El sistema le preguntará por el valor dxc del punto 2. dc @ depth # 2? Ingrese el valor del exponente dxc a esa profundidad y presiones Enter. El sistema le preguntará por el valor de la presión de poro (en libras por galón) a esa profundidad. Poro pressure @ depth # 2? Ingrese el valor de la presión de poro en libras por galón y presione Enter. El sistema le preguntará si todos sus datos están correctos Are all entries OK? Y or N. Presiones Y y luego Enter si sus datos son correctos. Nota: Si usted quiere corregir algún dato presione N y luego Enter y repita los pasos a partir de 4.2.1. El sistema regresará a la pantalla de operación de Drill Nota: Si necesita colocar el valor por defecto de la tendencia normal (Costa del Golfo, 9 lpg) repita el paso 2.5 de la sección 3.3 Entrada de Datos de Operación. ANALISIS DE PRESIÓN DE POROS (PORE PRESSURE ANALYSIS). El término de presión de poro está solamente relacionado a las lutitas y en particular a las lutitas perforadas normalmente. Además, usted debe decirle al computador cuales son los valores normales de lutita y cuales no. Esto es realizado en un proceso de dos pasos. Primero usted debe conocer la rata promedio de perforación en el cual las lutitas normales están siendo perforadas. Cuando una rata de perforación con este valor ocurre presione la tecla “V”, ingrese la presión de poro y presione la tecla “Enter”. Este ajusta un valor dxc normal junto con un valor nuevamente calculado para el intercept de la tendencia dxc. Después de haber realizado esto, debe decidir el rango de rata de penetración sobre las cuales calcular las presiones de poro, por ejemplo, cuales son las lutitas reales y cuales son las arenas. Por ejemplo, si usted observa que la perforación de las lutitas normales a 40 pies/horas usted podría ajustar el corte bajo de las lutitas a 30 pies/hora el cual no permite el cálculo de presión del poro por debajo de ese valor. Presione la tecla “x”, ingrese 38 y presione “Enter”. Luego, usted podría ajustar la rata de perforación de la arena a 43 pies/hora y otra rata más rápida sería ignorada. Presione la tecla “w”, ingrese 43 y presione “Enter”. Con la revisión de la presión del poro y de cortes de lutita/arena, el computador ahora calculará los valores de presión del poro.

Si hay lapsos donde usted no desea que el computador calcule las presiones de poro, coloque los cortes de arena y lutita a cero. Luego presione la tecla “V”, e ingrese la presión del poro que usted desee que el computador despliegue. 4.- ASPECTOS BASICOS DE PREVENCION DE ARREMETIDAS Y CONTROL DE POZOS. - ARREMETIDA Es una condición que existe cuando la presión de la formación excede la presión hidrostática del fluido de perforación, permitiendo así una entrada de fluido de formación al hoyo que se perfora. - REVENTON Es un influjo de los fluidos de la formación en forma incontrolable. Una arremetida no es un reventón, pero si no es adecuadamente manejada puede convertirse en tal. Para que el fluido fluya de la formación hacia el hoyo es necesario que exista: a) Una presión de formación mayor que la presión hidrostática. b) Permeabilidad de la formación. 4.1.- CAUSAS DE LAS ARREMETIDAS El objetivo de las operaciones de control de pozos es evitar las arremetidas de fluidos (o sea la afluencia de los fluidos de la formación hacia el hoyo) y que se convierta en un reventón, o sea un flujo incontrolable de los fluidos que contiene la formación hacia la superficie. Conocer por qué lo pozos arremeten, y tener la habilidad para reconocer y evaluar los indicios que desde la superficie muestran las posibles ocurrencias de una arremetida, esto aumentará substancialmente la probabilidad de éxito en el control de un pozo. Las dos condiciones que deben ocurrir en el hoyo para que se produzca una arremetida son: 1) la presión interna ejercida en el hoyo y frente a la formación de donde proviene la arremetida tendrá que ser menor que la presión que acompaña a los fluidos almacenados en los poros de la formación, y 2) la formación que causa la arremetida deberá tener suficiente permeabilidad para permitir el flujo de fluidos hacia el hoyo. Como la permeabilidad no puede controlarse, el personal de perforación deberá utilizar las técnicas a su alcance para asegurarse de que la presión dentro del hoyo sea simpre mayor que la presión de la formación. La mayoría de las arremetidas ocurren cuando existen una o más de las siguientes condiciones: a) El hoyo no está Completamente Lleno de Fluido Las fallas en mantener el hoyo completamente lleno de fluido durante la extracción de inserción de la sarta de perforación son la causa fundamental del 50 al 70% de todos los reventones registrados en la industria. A medida que se extrae la sarta, el nivel del fluido en el hoyo bajará debido al volumen de metal que representan los tubos extraídos. Y a medida que baja el nivel del fluido, la presión hidrostática de la columna de fluido se reduce, ya que la altura de la columna disminuye. La disminución de la altura de la columna puede ser también ocasionada por filtración o pérdida de fluido desde el hoyo hacia las formaciones. Si no se le agrega más fluido al hoyo, a medida que se extrae la sarta, es posible que se reduzca la presión hidrostática a una presión menor que la contenida en la formación. Cuando esto sucede, puede ocurrir una arremetida. Para evitar esta pérdida de presión hidrostática, es solamente necesario llenar de fluido el hoyo a intervalos determinados o continuamente por medio del “tanque de viaje”, para reemplazar el volumen representado por el volumen de metal de la tubería que se extrae, y para compensar las pérdidas por filtración.

El volumen del metal de la tubería puede calcularse, pero las adiciones necesarias de fluido para reemplazar las pérdidas por filtración, pueden sólo predecirse por comparación con los volúmenes determinados anteriormente, para mantener el hoyo debidamente lleno, durante las extracciones e inserciones de la sarta. Por esta razón, es imperativo mantener en el taladro un registro del volumen de lodo requerido, correspondiente al número de tubos (parejas) extraídos durante cada operación. b) Achique durante la extracción de la Sarta Aún cuando el hoyo esté completamente lleno de fluido lo suficientemente pesado, la presión ejercida frente a una formación permeable puede ser reducida por el achique ocasionado durante la extracción de la tubería. Esta reducción de presión en el hoyo puede permitir que pequeños volúmenes de los fluidos de la formación entren al hoyo, durante el tiempo que la sarta está en movimiento. El achique puede hacer que el pozo empiece a fluir, ya que la presión hidrostática ejercida por el fluido es reducida por el fluido de la formación. Cierta pérdida de presión hidrostática es inevitable debido al achique. Sin embargo, la reducción de presión no debe exceder el sobrebalance de presión de la columna de fluido. El achique es función de la velocidad con que se extrae la tubería, de las propiedades del fluido y del tamaño del espacio anular. c) Peso Insuficiente del Fluido La presión hidrostática ejercida por la columna de fluido es el medio principal de control de pozos. Si esta presión hidrostática es igual o mayor que la presión de las formaciones expuestas en el hoyo desnudo, entonces el pozo no podrá fluir. Las arremetidas ocasionadas por insuficiencia de peso del fluido son más predominantes durante la perforación de pozos exploratorios en áreas de presiones anormales. Sin embargo, este tipo de arremetida puede ocurrir también en la perforación de pozos de desarrollo porque las formaciones están “cargadas”. En una formación cargada, la presión en los poros aumenta por las operaciones previas de perforación o producción, y no por otras condiciones. Las operaciones de inyección de fluidos, fugas en los revestimientos, cementaciones pobres, inadecuado abandono de pozos y reventones subterráneos previas, pueden ser las causas de que las formaciones estén cargadas. d) Situaciones Especiales que requieren Cuidado Extraordinario 1. Pérdida de Circulación La pérdida de circulación puede causar que descienda el nivel de la columna de fluido en el hoyo. Esta disminución de altura reduce la presión hidrostática; y puede originar una arremetida. 2. Prueba de la Formación con Tubería de Perforación (DTS) La prueba de influjo, se hace asentando una empacadura por encima de la formación que se desea probar, permitiendo que la formación fluya. Hoyo abajo, la sarta puede proveerse de estranguladores para poder limitar en la superficie tanto las presiones como las tasas de flujo, de modo que el equipo empleado pueda manejar o disponer de los fluidos provenientes de la formación. Durante el curso de la prueba, el hoyo o revestimiento por debajo de la empacadura, y por lo menos una porción de la sarta de perforación o de la tubería de producción, se llenarán de fluido procedente de la formación. Al concluir la prueba, este fluido deberá ser removido mediante técnicas apropiadas de control de pozos para que el mismo quede en condiciones seguras. Si no se siguen exactamente los procedimientos correctos para controlar o “matar”el pozo, la operación podría resultar en un reventón.

3. Penetración dentro de un Pozo Adyacente. Frecuentemente, un gran número de pozos direccionales son perforados desde la misma plataforma ubicada fuera de la costa o desde una base en tierra. Si durante la perforación se penetrara el revestimiento de producción de un pozo previamente terminado, los fluidos de la formación del pozo terminado entrarían al hoyo en perforación, causando una arremetida. Esta es una situación extremadamente peligrosa y fácilmente podría resultar en un reventón. 4. Velocidad Excesiva en la Penetración de una Arena de Gas. Aún si el peso del lodo en el hoyo es suficiente para controlar la presión de la arena de gas, el gas contenido en los cortes perforados se mezclará con el fluido. De esta manera el avance excesivo durante la perforación de una arena de gas, puede suplir suficiente gas para reducir la presión hidrostática de la columna de fluido, por la acción combinada de una reducción en el peso del fluido y pérdida de éste por la irrupción del gas, hasta el punto de que la formación empezará a fluir hacia el pozo y resultará en una arremetida. 4.2.- Indicaciones de una Arremetida - VOLUMEN DE FLUIDO PARA MANTENER EL HOYO LLENO. Esta condición la causa generalmente el fluido de la formación que entra al hoyo, debido a la acción de achique ocasionada por la tubería de perforación. Tan pronto como se perciba que achique, la tubería deberá bajarse hasta el fondo, circular para extraer los ripios desde el fondo y acondicionar el fluido para reducir el achique al mínimo. Podrá ser necesario aumentar el peso (densidad) del fluido, pero deberá ser el primer paso debido a otros problemas potenciales que podrían surgir, tales como pérdidas de circulación o pegamiento de la tubería en la pared del hoyo por diferencial de presión. - AUMENTO DE FLUJO POR EL ANULAR Si se mantiene constante la tasa de bombeo, el flujo ascendente por el espacio anular deberá ser constante. Pero si el flujo anular aumenta sin un cambio en la tasa de bombeo, entonces el flujo es ocasionado por desgaste de fluido de la formación al hoyo. - AUMENTO DE VOLUMEN EN EL TANQUE DE FLUIDO Un aumento de volumen en el tanque de fluido, si no es causado por acciones desde la misma superficie, es señal segura de que una arremetida está ocurriendo. A medida que el fluido de la formación invade el hoyo, hace que por el anular fluya más fluido que el bombeado por la sarta de perforación, ocasionando incrementos en el volumen de fluido en el tanque. - AUMENTO REPENTINO EN LA VELOCIDAD DE PENETRACIÓN Un aumento repentino en la velocidad de penetración de la mecha, generalmente lo ocasiona un cambio en el tipo de formación que se perfora. Sin embargo, también puede significar un aumento en la permeabilidad de la formación. Las tasas de penetración más rápidas debido al aumento de presión intersticial no son generalmente tan súbitas como los ocasionados por cambios en el tipo de formación, pero también podrían ser. A fin de reconocer con seguridad el aumento gradual ocasionado por la presión intersticial, es recomendable hacer un gráfico de la tasa de penetración contra la profundidad, para analizar la tendencia del incremento de presiones.

- CAMBIOS EN LA VELOCIDAD O PRESIÓN DE LA BOMBA La señal inicial en la superficie de que una arremetida ha ocurrido podría ser aumento momentáneo en la presión de la bomba. Aumentos de presión de la bomba raras veces son percibidos a su corta duración, pero han anotado en los registros de presión de bombeo y apreciado luego de haberse identificado la arremetida. El episodio es seguido por una disminución gradual de la misma, acompañado por un aumento de la velocidad de bombeo. Mientras el fluido más liviano de la formación se descarga en el pozo, la presión hidrostática ejercida por la columna anular disminuye y el fluido en la tubería de perforación trata de entrar, como si fuese el sistema un tubo en U. Cuando esto ocurre, la presión de la bomba disminuye y la velocidad aumenta. La disminución de presión en la bomba y el aumento de la velocidad en la misma es también característico de la presencia de un hoyo en la sarta, comúnmente referido como una erosión hidráulica (lavado). Hasta que no se determine si lo ocurrido fue una erosión hidráulica o una arremetida, deberá presumirse que fué esto último. - LODO CONTAMINADO POR GAS La contaminación del fluido por el gas ocurre frecuentemente durante las tareas de perforación y esto puede ser considerado como una señal anticipada de una arremetida en potencia. Sin embargo, no es una indicación definitiva de que ya ha ocurrido una arremetida o de su inminencia. Parte esencial del análisis de esta señal es determinar hoyo abajo las causas de contaminación del fluido por gas. La contaminación por gas ocurre como resultado de una o más de las siguientes situaciones dentro del hoyo: 1. Penetración de formaciones de gas con fluido del peso correcto en el hoyo. 2. Achique mientras se hacen conexiones a la sarta o durante los viajes de la misma. 3. Descarga de gas de formaciones cuya presión intersticial es mayor que la presión hidrostática ejercida por el flujo. - GAS EN LOS RIPIOS. Cuando la presión hidrostática es mayor que la presión intersticial de la formación de gas que se perfora, no habrá transferencia de gas de la formación al fluido. No obstante, el gas contenido en los ripios se mezclará con el fluido y lo contaminará. A medida que el gas es circulado desde el fondo del pozo por el espacio anular, se va expandiendo poco a poco y ya cerca de la superficie se expande rápidamente. Debido a ésta rápida expansión, el peso del fluido se reduce considerablemente al ir saliendo del pozo. En algunos casos esta reducción de peso puede ser extrema, pero es posible que no signifique una arremetida. Usualmente, sólo ocurre una pequeña reducción o pérdida en la presión de fondo, debido a que la gran expansión del gas y la reducción del peso del fluido afectado se produce en la parte superior del hoyo, y todavía existe fluido de peso adecuado en la mayor parte de este. Frecuentemente, cuando el gas traído por los ripios llega a la superficie, se debe cerrar el Impide-Reventones anular y el fluido deberá circularse por el múltiple de estrangulación. Esto evita que el gas en expansión arroje el fluido por el niple campana. Si esto se permitiese, se reduciría la presión hidrostática debido a la pérdida del fluido del hoyo.

- DETECCIÓN DE GAS DURANTE VIAJES / CONEXIONES Luego de circular todos los residuos desde el fondo, después de un viaje de conexión, un volumen mayor de gas mezclado en los retornos del fluido, puede causar momentáneamente una reducción de la densidad del fluido. Si el pozo no fluyó cuando se pararon las bombas durante el viaje, o la conexión, puede suponerse razonablemente que el gas fue succionado hacia el hoyo por el movimiento de la tubería. Estos dos (2) valores pueden indicar un aumento de presión en la formación cuando se comparan con los datos obtenidos durante los viajes y conexiones hechas anteriormente. - FLUJO DE GAS El flujo o alimentación de gas proveniente de una arena de gas durante la perforación es una situación seria. Esto ocurre cuando la presión intersticial de la formación excede de la presión hidrostática del fluido más las pérdidas por fricción ocasionadas por la circulación en el espacio anular. Una vez que este flujo comienza, si se continua circulando sin aplicar medidas apropiadas de control de la presión en la superficie, puede inducir un flujo adicional de gas, ya que la densidad de la columna hidrostática continuamente disminuye debido al flujo de fluidos de la formación. - PERFORACIÓN DE UNA ARENA ACUÍFERA. Cuando se perfora una arena acuífera permeable, cuya presión intersticial es mayor que la presión hidrostática del flujo, el agua fluirá hacia el pozo. Según el diferencial de presión existente entre la formación y el fluido, el grado de flujo puede observarse mediante la aparición del fluido de menor densidad en la superficie, el aumento del volumen en el tanque, o los cambios en el contenido de los cloruros en el agua. La contaminación del flujo, pueden resultar también en la succión o perforación de una arena acuífera. Cuando se perfora una arena acuífera permeable, el agua, como el gas y el petróleo, se mezclarán con el fluido. En estas circunstancias, los retornos del fluido son contaminados por la solución del gas en el agua más que por el agua misma. El volumen del agua contenido en una formación que se perfora si no está acompañado de gas no afectará el peso del fluido, a menos que haya un fluido de agua salada. 4.2.1. - Acciones que deberán tomarse cuando se reconocen señales de alerta durante la Perforación. a.- Pare la mesa rotaria. b.- Levante el cuadrante. c.- Pare la bomba. d.- Desvíe el fluido hacia el tanque de viaje. e.- Verifique el flujo. (El pronto reconocimiento de la arremetida, seguida inmediatamente por acciones para contener el pozo, es la clave para un control eficaz) 4.3. - Procedimientos de cierre y operaciones básica para control. Existen dos objetivos principales en cualquier operación de control de pozos. 1. Controlar el pozo con seguridad 2. Minimizar los esfuerzos aplicados al logro

4.3.1. - PERFORANDO 1. Levantar el cuadrante hasta que la conexión esté por encima de la mesa. 2. Pare las bombas. 3. Desviar el Fluido hacia el tanque de viajes. 4. Verificar el flujo. En caso de estar fluyendo: Abra el HCR. Cierre la válvula esférica (Preventor Anular) Hydrill Cierre el estrangulador. Cierre el estrangulador, observando MPAPS Leer presiones del anular y de la tubería de perforación y ganancia. Anotar Ganancia 4.3.2.- REALIZANDO UN VIAJE DE TUBERÍA. La mayoría de las arremetidas ocurren cuando se hacen viajes. Los problemas de arremetidas pueden estar combinados cuando el personal del taladro está preocupado con los mecanismos de viaje o falla al no observar las primeras señales de advertencia de una arremetida. 1. Cuando la señal es observada, asentar inmediatamente la tubería en las cuñas. 2. Instalar la válvula de seguridad en la tubería de perforación y cerrarla. (Válvula inferior del cuadrante). 3. Verificar flujo. Si el pozo fluye: Abrir el HCR Cerrar la válvula esférica Cerrar el estrangulador, observando MPAPS Conectar el cuadrante. Abrir la válvula inferior del cuadrante. Leer presiones del anular y de la tubería de perforación Notificar al supervisor. Instalar una válvula de apertura completa, es preferible que un impidereventón interno de tubería, ya que si el pozo está fluyendo es más fácil enroscarla, debido a que el impidereventón interno de la tubería cierra automáticamente cuando la corriente de fluido choca y acumula presión, se dificulta su enrosque, también la ventaja de apertura total son los trabajos de guaya. 4.4. - MÉTODOS DE CONTROL DE POZOS. 4.4.1. - Método del Perforador. Procedimiento 1. Cerrar el pozo usando la secuencia de cierre. 2. Registrar la presión de la tubería de perforación, la presión del anular y el volumen ganado. 3. Calcular el peso de control. 4. Mantener la presión del estrangulador constante y arrancar la bomba hasta la tasa de control. 5. Mantener la presión de la tubería de perforación a la presión inicial de circulación (presión de cierre de la tubería de perforación + presión de tasa de control) manipulando el estrangulador hasta que el influjo salga del pozo. 6. Cerrar el pozo e incrementar el peso del fluido hasta el peso de control.

7. Mantener la presión del anular constante y colocar la bomba a la tasa de control. 8. Mientras se bombea a la tasa de control, se debe mantener la presión del anular constante, manipulando el estrangulador y desplazar el fluido en la tubería de perforación con el fluido de control. 9. Una vez que la tubería de perforación se desplaza con el fluido de densidad de control, observe la presión final de circulación en el indicador de presión de la tubería de perforación. 10. Mantener el bombeo a la tasa de control y mantener la presión de la tubería de perforación constante a la presión final de circulación, manipulando el estrangulador hasta que el fluido de control llegue a la superficie. 11. Parar las bombas y observar el pozo. 4.4.2. - Método del Ingeniero. Procedimiento. 1. Cerrar el Pozo usando la secuencia de cierre. 2. Anotar la presión de la tubería de perforación, anular y la ganancia en el tanque de viajes. 3. Calcular el peso de fluido necesario para controlar el pozo, e incrementarlo. Llenar la hoja de control del pozo antes de iniciar la aplicación del método. 4. Mantener la presión del revestimiento constante por manipulación del estrangulador y arrancar la bomba con la tasa pre-registrada de control a la velocidad reducida. 5. Seguir el programa de control de presión de la tubería de perforación mientras el fluido liviano está siendo desplazado de la tubería de perforación. 6. Una vez que la tubería de perforación se llena con fluido pesado, se puede detener el bombeo y cerrar el pozo. La presión en la tubería de perforación debería ser 0 Lppc. Este paso es opcional y es simplemente una verificación para tener certeza que el peso del fluido para controlar el pozo es correcto. 7. Si se realiza el paso 6, mantener la presión del anular constante manipulando el estrangulador y arrancar la bomba hasta la tasa para controlar el pozo. En este momento, la presión de la tubería de perforación es igual a la presión final de circulación. 8. Mantener la presión de la tubería de perforación constante (presión final de circulación) hasta que el fluido de control llegue a la superficie. 9. Cuando el fluido de control llegue a la superficie, parar el bombeo y cerrar el pozo. La presión en anular y tubería deben ser igual a cero, y el pozo estará controlado. 4.4.3.- Método Concurrente o Densificar por etapas. El método “circular y densificar”para controlar la presión en un pozo es muy parecido al método de “espera y densificar”, excepto que la circulación comienza de inmediato y la densidad del fluido se aumenta gradualmente de acuerdo a un programa determinado. Será necesario calcular los ciclos de bombeo requeridos para circular el fluido hasta el fondo de la sarta de perforación para los incrementos de densidad del fluido seleccionados.