PERFORACION I Tema # 1
HISTORIA DE LA PERFORACION PERFORACION
En 1806, los hermanos Ruffner decidieron perforar perforar para obtener sal de alta calidad, este primer equipo de perforación fue conocido como “springpole method of drilling”. Muchos pozos de sal fueron perforados y algunos produjeron petróleo y gas, sin embargo, en ese tiempo ningún uso podia darse al petróleo o gas, solo la sal era el único interés. Aunque Muchos pozos fueron perforados perforados posterior a los hermanos Ruffner, Sin embargo, fue en 1859 la fecha en que se perfora el primer pozo que tenia como propósito encontrar petróleo, este fue conocido como el Pozo Drake, en honor al Coronel Edwin L. Drake Este pozo, ubicado en las inmediaciones del pueblo de Titusville, condado de Crawford, estado de Pennsylvania, llegó a la profundidad de 21,2 metros y produjo 32 barriles diarios. Para esa fecha fecha el precio del crudo era de $16 por barril. En 1901 en Spindletop, Texas, un grupo de ingenieros encabezado por Anthony Lucas, perforó un pozo hasta los 1020 pies, que produjo petróleo a razón de 84000 bpd. El pozo de Lucas dio la tecnología de perforación rotaria que se conoce hasta hoy, porque hasta ese año se perforaba a percusión.
AREA DE PERFORACION PERFORACION El area de perforación, la localización en el cual el pozo será perforado, es seleccionada por l a compañía operadora, la selección del punto de perforación se basa en varios factores: Factor geológico, es el más importante, la compañía tiene que tener razón para creer que existan hidrocarburos en el subsuelo donde se va a comenzar la perforación. Factor Legal, obtener derechos para perforar. Factor Económico, pagar el costo de las l as operaciones de perforación.
Los pozos de perforación perforación se clasifican clasifican en dos categorías: categorías: Pozo de Exploración: También llamado pozo de cateo o de reconocimiento, tiene como objetivo determinar si existen depósitos de gas o petróleo en una formación, no se sabe en realidad si existen hidrocarburos hasta que se ha acabado la perforación. Pozo de Desarrollo: Es un pozo que se perfora luego de haber terminado un pozo de exploración que ha confirmado que existen hidrocarburos en la formación. Casi siempre se necesitan varios pozos de desarrollo o producción para explotar eficientemente una formación.
La Búsqueda de Petróleo y Gas: Los Hidrocarburos, se encuentran en ciertas capas que se encuentran a diferentes profundidades, para que una capa califique como buena fuente de hidrocarburos debe cumplir ciertos criterios: • Porosidad • Permeabilidad • Trampas Porosidad: Una de las característica de las l as rocas que contienen H.C. es que debe ser porosa. La porosidad es la medida de las aberturas en una roca, estos espacios se llaman poros Permeabilidad: Otra característica de la roca que contienen H.C. es que debe ser permeable. Es decir los poros deben conectarse unos con otros para que los H.C. pueda moverse de un poro a otro. Trampa ram pass de petr p etrole oleoo: Los geólogos han clasificado trampas de petróleo en dos grupos básicos: – – Trampas Estructurales – Trampas Estratigraficas
TRAMPAS ESTRUCTURALES: Formados por una deformidad de las capas de roca que contienen los hidrocarburos, ejemplos de trampas estructurales comunes son las trampas de falla y los anticlinales. Trampa de Falla: ocurre cuando las formaciones a cada lado de la falla han cambiado su posición, donde las capas sello se mueve hacia arriba o abajo, sellando entre paredes impermeables la migración del petróleo. Trampa Anticlinal : ocurre cuando las formaciones se doblan hacia arriba formando un arco. El petróleo migra a la parte mas alta del plegamiento y es sellado por la capa impermeable que se encuentra encima .
TRAMPAS ESTRATIGRAFICAS: Formado cuando la capa que contiene los HC, es sellada por otras capas o por un cambio en permeabilidad o porosidad de la capa misma. Truncada: es un tipo de trampa estratigráfica donde una capa inclinada que contiene petróleo es truncada por un capa impermeable mas o menos horizontal. Acuñamiento: es un tipo de trampa estratigráfica donde la capa que contiene petróleo es cortada por una capa suprayacente. Rodeada: es un tipo de trampa estratigráfica donde una capa porosa y permeable que conti ene HC, es rodeada por roca impermeable.
Cambio en Porosidad: Ocurre cuando hay un cambio de porosidad y permeabilidad en la roca reservorio misma, la parte superior es impermeable y porosa y la parte inferior es permeable y porosa y contiene HC
Localizando las Trampas de Petróleo: El principal trabajo del geólogo consiste en descubrir las condiciones bajo las cuales se acumulan en gas y el petróleo; para ello recurre a diferentes métodos de exploración, siendo los más importantes: • Métodos Geológicos • Método Gravimétrico • Método Magnético • Método Sísmico de Reflexión
MÉTODOS GEOLÓGICOS: Los estudios de geología de superficie requieren un levantamiento topográfico previo con el cual se obtiene un mapa de relieve. Sobre este mapa, los geólogos grafican los datos adquiridos y a partir de éstos interpretan el subsuelo y sus posibilidades petrolíferas. MÉTODO GRAVIMÉTRICO: Mide las variaciones de la fuerza gravitacional en función de las densidades de las rocas. MÉTODO MAGNÉTICO: Registra las variaciones locales del campo magnético y según esto, puede determinarse la distribución de las rocas que contienen diferentes propiedades magnéticas.
MÉTODO SISMICO DE REFLEXIÓN : Consiste en enviar ondas sísmicas bajo la tierra que penetran las capas, cada formación refleja la onda hacia la superficie donde instrumentos sensitivos registran y miden la intensidad de los reflejos. A través de interpretaciones, los geólogos deducen el tamaño y el contorno de la formación petrolera.
Preparación del Area. Se cavarán fosas y se cubrirá con geomembranas para desperdicios generados por el lodo y/o recortes Se procede al cavado del antepozo, que proporcionará espacio para los accesorios de perforación (equipos BOP preventores de reventón) o
o
Se perfora la primera parte del hoyo, es de gran diámetro y de poca profundidad, se reviste con una tubería de gran diámetro conocida como caño conductor ó guia. Otro agujero es perforado a lado del antepozo, el agujero es forrado con tuberia y es llamado la ratonera, y sirve para el colocado temporal de una pieza del equipo de perforación llamado Kelly ( vástago).
MECANICA DE PERFORACION Perforación con herramienta de cable a percusión: Este método fue el primero utilizado en la industria del petróleo y consiste en un trépano con una geometría parecida a la del cincel cortante o cola de pescado que se levanta con un cable y se deja caer dentro de un agujero para continuar profundizando, hasta llegar a los niveles rocosos donde se encuentran los hidrocarburos. Esta técnica no se utiliza en la actualidad.
Perforación rotatoria : La perforación la realiza un trépano de acero cortante enroscada en el extremo inferior de una tubería de acero, l a cual se hace dar vueltas a una velocidad determinada con una fuerza de apoyo sobre las rocas, de tal manera que se va haciendo el agujero, profundizando y enroscando más tubería por el extremo superior.
EQUIPOS TERRESTRES Las principales características de diseño de los equipos de perforación terrestre son la portabilidad y la máxima profundidad de operación.
CONVENCIONAL: Son equipos pesados que deben ser desarmados en tu totali dad para poder ser transportados y después ser armados en la locación. MASTIL TIPO NAVAJA: Es ensamblado en tierra con pernos y luego levantado como una unidad, usando el equipo de levantamiento ó izaje del equipo de perforación MASTIL PORTABLE: La cual es adecuada para pozos de moderada profundidad, usualmente es montada en trailers que incorpora la maquinaria de levantamiento, motores y la torre como una sola unidad. El mástil portable telescópica es levantado a su posición vertical y extendido a su altura final mediante pistones hidraúlicos en la unidad.
EQUIPOS MARINOS TORRES ELEVABLES: es construida de tal manera que flote mientras se esta llevando al lugar de perforación, cuando llega al lugar indicado, sus largas patas se bajan por medio de gatos hasta que llegan al fondo del mar. Entonces la plataforma se sube en las mismas patas para que quede encima de la superficie del agua. Las torres elevables están limitadas a agua no más profundas de 300 pies (91.4 mts). SUMERGIBLE: Tiene un casco sobre el cual flota mientras se traslada hasta el lugar de perforación. Cuando llega al punto, el casco se inunda con agua y se hunde hasta el fondo marino o lacustre. La plataforma se construye sobre largas columnas de hierro que se extienden hacia arriba desde el casco. Limitada a aguas no mas profundas 90 pies. SEMI-SUMERGIBLE: Es parecida a la sumergible en que tiene dos cascos sobre los cuales flota hasta el sitio de perforación, la diferencia estriba en que cuando llega al punto de perforación, los cascos se inundan pero son diseñados de tal manera que no se hunden hasta el fondo, solo un poco debajo de la superficie del agua. Son muy estables en aguas turbulentas (Prof. Agua hasta 2000 pies.) BARCO DE PERFORACION : Esencialmente un barco de perforación, tiene la misma forma de cualquier otro barco pero con equipos de perforación y otras modificaciones. Los barcos de perforación contienen las torres más móviles y se utilizan a menudo para perforar pozos en aguas profundas y remotas y lejanas de la costa. (13000 pies) PLATAFORMA MARINA : Para perforar pozos de desarrollo o producción, una plataforma marina ti ene que construirse y armarse en un sitio conveniente en las aguas sobre el yacimiento. Estas plataformas pueden ser tan grandes que se construyen en tierra y luego se flotan hasta el sitio de perforación. Esta es la única vez que la plataforma es movible. Una vez llegada a su posición final, se coloca firmemente en el fondo del mar con pilotes que se clavan profundamente al fondo. BARCAZAS DE PERFORACION: En pantanos, lagos, donde el agua es poco profunda pero el suelo no es lo suficiente firme para soportar una torre de perforación de las que se utilizan en tierra, Se utilizan barcazas de perforación para perforar pozos de explotación y producción. Para mover la barcaza se usan botes, cuando llega al sitio se hunde la barcaza hasta el fondo y se clavan pilotes en el fondo para mantenerlo inmóvil.
OBJETIVOS DE LA PERFORACION a) es suministrar un conducto tubular del yacimiento a superficie que permita extraer los fluidos del yacimiento a la superficie con carácter comercial. b) Todo pozo perforado debe brindar información geológica con el propósito de explotar racionalmente el yacimiento, evaluar y descubrir nuevas estructuras productoras del hidrocarburo.
Tema # 2
CONCEPTOS BASICOS DE PRESIONES
Densidad: La densidad de una sustancia se define como la masa por unidad de volumen
ρ =
m
V Donde: r = densidad ( gr/cc, lbs/gal (LPG), lbs/pie3, kg/litro ) m = masa ( gr, lb, kg ) V = Volumen ( cc, gal, litro, pie3 ) Gravedad Específica.- Es la relación de la densidad de una sustancia por la densidad de agua dulce. densidad de una sustancia 141.5 G. E . = G. E . = densidad del agua 131.5 +o API Presión.- Se define como la fuerza que se aplica ó ejerce sobre en una superficie (área).
P
=
Fuerza Area
En el campo de la industria petrolera es comúnmente medida en libras por pulgada cuadrada (pounds per square inch) ó psi
Presión de Fluido.• • • •
¿Qué es un fluido? Sencillamente algo que no es sólido y que fluye. Los líquidos como el agua y el petróleo, se asocian inmediatamente con la condición de fluido, pero el gas también es un fluido. Los fluidos ejercen presión. Esta presión es el resultado de la densidad, o peso del fluido, por lo general la densidad se mide en (LPG). Un fluido pesado ejerce más presión simplemente porque su densidad es mayor que la de un fluido más liviano.
¿Qué es el 0.052 ? Es un factor de conversión que convierte la densidad de un fluido en un gradiente de presión. Si utilizamos un cubo de 1 pie cuadrado por un pie de alto, y se llena el cubo con un fluido, será necesario 7.48 galones. Si la densidad de un fluido es 1 LPG, el peso total del cubo será 7.48 libras por pie cúbico. Para pasar de libras por pie cúbico a libras por pulgadas cuadrada (psi), se divide entre 144 pulg2. 3 1LPG ⋅ 7.48 Gals/pie = 0.052 psi/pie 2 2 144 pulg /pie
GRADIENTE DE PRESION: Se define como el cambio de presión por unidad de profundidad. La unidad dada generalmente para el gradiente de presión es psi/pie. Gradiente de Presión (psi/pie)
= 0.052⋅ Densidad fluido (LPG)
PROFUNDIDADES, PVV Y PM: El pozo A, tiene una Profundidad Vertical Verdadera de 10.000 pies y una Profundidad Medida de 10.000 pies El pozo B, tiene un Profundidad de Medición de 11.650 pies y una Profundidad Vertical Verdadera de 10.000 pies.
PRESIÓN HIDROSTÁTICA.- La presión hidrostática es la presión total del fluido en punto dado del pozo. “HIDRO”, significa agua y “ESTATICA”, significa que no está en movimiento, Por lo tanto, la presión hidrostática es la presión ejercida por una columna de fluido estacionaria (que no está moviendo). Presión Hidrostática psi
= Gradiente de Presión psi/pie ×Profundidad Vertical Verdadera pies
P. H.
=0.052 ×ρ ×h
Donde: P.H. = Presión hidrostática ( psi ) ρ = densidad del fluido ( LPG ) h = Profundidad vertical verdadera ( pies ) Presión Hidrostática psi
= Gradiente de Presión psi/m ×Profundida d Vertical Verdaderam P. H.
=1.42 ×ρ ×h
Donde: P.H. = Presión hidrostática ( psi ) ρ = densidad del fluido ( gr/cm3 ) h = Profundidad vertical verdadera ( m )
PRESION HIDROSTATICA Una importante aplicación de la ecuación de la presión hidrostática es determinar la densidad apropiada del fluido de perforación. La columna de fluido en el pozo debe tener suficiente presión para controlar la presión de poro del fluido de formación. Teniendo en cuenta que la densidad de la columna de fluido no debe causar fractura a la formación expuesta. • 1 Bbl = 42 Gal 1 Bbl = 0.1590 m3 • 1 Bbl = 159 Litros 1 kg = 2.2046 lbs • 1 Bbl = 5.6145 pie3 1 gr/cc = 8.33 Lbs/Gal
DENSIDAD DE LODO EQUIVALENTE A menudo es necesario encontrar un peso de lodo equivalente cuando solamente se conoce la gradiente de presión. Esto se obtiene dividiendo el gradiente de presión entre la constante de conversión. G. P . ρ
PRESION DE FORMACION
=
0.052
La presión de formación o presión de poro, es la que existe dentro de los espacios porales de la roca de esa formación, este presión resulta del peso de la sobrecarga por encima de la formación, que ejerce presión sobre los fluidos porales como sobre los granos. Se clasifican en : Formaciones de Presión Normal : ejercen una presión similar a la que ejerce una columna de “fluido nativo” desde la formación hasta superficie. Por lo general, el gradiente de presión del fluido nativo del área oscila entre 0.433 psi/pie hasta 0.465 psi/pie, varia de acuerdo a la región geológica. Formaciones de presión Anormal : ejercen presiones mayores que l a hidrostática del fluido contenido en la formación, se generan porque durante la compactación, el movimiento de fluidos de los poros se restringe y asi dá como resultado una presurización de los fluidos porales, excediendo por lo general los 0.465 psi/pie Formaciones de presión Subnormal : Generalmente tienen gradientes de presión inferiores a los del agua dulce o menos de 0.433 psi/pie, pueden desarrollarse presiones inferiores a lo normal por desaparición de la sobrecarga.
PRESION DE SOBRECARGA Analizando las fuerzas que actúan en un reservorio son:
Tanto los fluidos de formación como la resistencia de la matriz contribuyen a soportar la sobrecarga. El agua dentro de la bolsa de celofán soporta una porción mayor de la sobrecarga y que la matriz de la esponja. Por lo tanto la presión del fluido dentro de la bolsa de celofán es mayor que la gradiente normal, por lo que se convierte en anormal la presión del fluido. En la mayoría de las cuencas sedimentarias l a presión de sobrecarga aumenta linealmente con la profundidad y típicamente tiene una gradiente de presión de 1 psi/pie. Es la presión ejercida por el peso combinado de la matriz de la roca y los fluidos contenidos en los espacios porosos de la mism a sobre las formaciones subyacentes. Se puede expresar de la siguiente manera:
Presión de sobrecarga ρ = m gr ma
m V
=
=
=
Peso del mineral + Peso del Agua Area
; m = ρ ⋅V ; m = ρ ⋅ A ⋅ h
(1 −φ ) ⋅ ρ gr ⋅ A ⋅ h
Pob
=
(1 − φ ) ⋅ ρ gr ⋅ A ⋅ h + ρ a ⋅ A ⋅ h ⋅ φ A
ρ a ⋅ A ⋅ h ⋅φ
Simplicando términos comunes y reagrupando tenemos: Pob = (1 −φ ) ⋅ ρ gr ⋅ h + ρ a ⋅ h ⋅φ
Pob
=
0.052 ⋅ h ⋅ ρ gr (1 − φ ) + ρ a ⋅ φ
Pob=Presión de Sobrecarga (Psi) ρ gr= Densidad de los granos minerales (Lbs/Gal) ρ a = Densidad del agua salada o formación (Lbs/Gal) = Porosidad, fracción (%) h= Profundidad (pies)
La presión de sobrecarga también puede expresarse de la siguiente manera: Pob
= Esfuerzo de la matriz + Presión de poros Pob
= E + P M
F
(Se puede usar cualquier unidad de densidad, gradiente o unidades de presión) Esfuerzo de la matriz: Es la cantidad de Sobrecarga que la estructura de la roca soporta. Presión de Poros: Es la cantidad de Sobrecarga que es soportada por el fluido en el espacio poroso de la roca. Suponiendo que el gradiente de presión de sobrecarga es 1 psi/pie, la fórmula sera:
1 = E M
+ P
F
Y el gradiente de presión de poros normal es 0.465 psi/pie, entonces el gradiente normal del esfuerzo del matrix debe ser de 0.535 psi/pie. E M
= 1 − 0.465 = 0.535
CAUSAS DE PRESIONES ANORMALES Los fluidos de formación (gas, petróleo y agua) deben adquirir presión y esta presión debe quedar atrapada para que puedan existir presiones anormales . Si hay rutas de escape disponible y los fluidos se pueden mover libremente a través de las diferentes formaciones hacia la superficie, entonces solamente se pueden desarrollar presiones normales.
En este tema solamente nos interesa presiones anormales principalmente, por su importancia en la relación con amago de reventones. Algunos de los orígenes de presiones anormales son: - Movimientos tectónicos - Diagénesis de las arcillas - Deposición rápida - Represurización de reservorios - Estructura del reservorio - Paleo-Presiones (Levantamientos (uplift)).
MOVIMIENTOS TECTONICOS Los movimientos tectónicos están relacionados con el movimiento de las formaciones, haciendo que las posiciones de cada formación cambien en relación la una con la otra. Lo que realmente sucede cuando ocurre una actividad tectónica es que una zona conteniendo fluidos atrapados, se comprime por la acción de fallamientos, plegamientos o intrusiones. Las intrusiones de las lutitas en el fondo de la arena hacen que el volumen de la arena en que se encuentra el fluido, se reduzca. Si no hay mecanismo de escape, entonces la misma cantidad de fluido ocupará un volumen menor, aumentando así la presión del fluido en el reservorio.
DEPOSICION RAPIDA El agua en el espacio poroso de la roca queda atrapada porque sedimentos de limolitas y arenas se depositan rápidamente (debido acción de rios) en el tope de la roca. Y asi cerrando la ruta de escape normal de los fluidos dentro de la roca y de esta forma el fluido dentro de la roca soporta una proporción de sobrecarga mayor que la normal. Por l o que se desarrollará presiones anormales.
ESTRUCTURA DEL RESERVORIO Asumamos que un lente de arena se depositó y fue rodeado por lutitas impermeables por todos lados. Presión de poro=6975 psi
G.P. pozo A: 0.537 psi/pie G.P. pozo B: 0.498 psi/pie G.P. pozo C: 0.465 psi/pie
La presión de poros de la arena en psi, es idéntica en todos los puntos dentro de la arena, pero si la arena no está horizontal con respecto a la superficie, entonces las profundidades a que se encuentra la arena son diferentes y esto significa que los
gradientes de presión son diferentes. DIAGENESIS DE LAS ARCILLAS Las lutitas están compuestas por varios tipos de arcillas. El tipo mas importante de arcilla encontrada en las lutitas es la montmorillonita, la cual tiene el potencial de hincharse en la presencia de agua. Bajo condiciones de alta temperatura (encima de 220 oF.), la montmorillonita sufre un cambio químico gradual a un mineral llamado illita. A medida que sucede este cambio, el agua sale de la montmorillonita.
El cambio químico de montmorillonita a illita y la subsecuente salida de agua se llama diagénesis de la arcilla . Si el agua que sale de la montmorillonita debido al fenómeno de diagénesis queda atrapada y no puede migrar, se desarrollan presiones anormales . Antes de la diagénesis, la arena tiene una presión normal El agua de las lutitas, debajo de la arena migra hacia el lente de arena a medida que sucede la diagénesis. El agua agregada aumenta la presión de poro gracias a las lutitas impermeables rodean la arena no permiten que el fluido escape
REPRESURIZACION DE RESERVORIOS SUPERFICIALES Una formación superficial puede desarrollar comunicación con una formación más profunda a través de fallas. La formación más profunda puede tener una presión normal para su profundidad, pero la comunicación desarrollada entre ella y las formaciones más superficiales hace que l a presión de la formación más profunda se distribuya entre las dos formaciones. La formación con mayor presión, presurizará la formación más superficial, hasta que las dos formaciones se igualen. La formación más superficial tendrá entonces mayor presión de poros que la que tenia anteriormente.
PALEO PRESIONES (LEVANTAMIENTOS - UPLIFT) Las paleo presiones ocurren cuando una formación rodeada por barreras impermeables es levantada intacta a profundidades mas superficiales. Esto hace que el gradiente de presión en la formación levantada aumente debido a que la formación está ahora a una profundidad más superficial .
Presión de poro= 4000 psi Profundidad= 8000 pies Gradiente de presión de poro = 0.5 psi/pie La misma arena después del levantamiento, requiere un peso de lodo más alto para perforarla, debido a su aumento de la gradiente de presión
Arena levantada intacta= 6000 pies
Presión de poros= 4000 psi Gradiente de presión de poro= 0.67 psi/pie • El mismo efecto se puede observar como resultado de la erosión de la superficie. • Si la superficie por encima de la arena no está a nivel, los pozos perforados en la arena la encontrarán a diferentes profundidades. • Puesto que las arenas son permeables la presión de poros en psi será la misma en todos los puntos de la arena.
SUPERFICIE
ARENAS MASIVAS
El gradiente de presión en el pozo A, puede ser normal El gradiente de presión en el pozo B, es mayor debido a la posición de la arena con respecto a la superficie.
PRESION DE FRACTURA La presión de fractura es la cantidad de presión que se necesita para deformar de modo permanente ( fallar o separar) la estructura rocosa de la formación. La presión de fractura puede ser expresada como un gradiente (psi/pie),. Los gradientes de fractura normalmente aumentan con la profundidad debido al incremento de la presión por sobrecarga. Formaciones profundas, altamente compactadas requieren presiones de fractura muy altas para superar la presión de formación existente y la resistencia estructural de la roca. Formaciones poco compactadas pueden tener gradientes de fractura bajos.
La presión en el wellbore, debe estar siempre entre la presión de formación y l a presión de fractura, si cae por debajo de la presión de formación un influjo de los fluidos de formación puede ocurrir. Y si la presión excede la presión de fractura, la formación se fractura y una perdida de fluido puede ocurrir.
PRUEBA DE ADMISION (LOT) Una prueba para determinar la resistencia o la presión de fractura de una formación abierta, usualmente llevada a cabo i nmediatamente después de perforar debajo del zapato de casing. En la prueba Leak Off Test, se cierra el pozo, y se grafica la presión de cierre de la tuberia contra la cantidad de lodo que se bombea al pozo. El ploteado deberá formar una línea hasta que la formación empieza a admitir lodo y el ploteado empieza a curvearse. La presión de admisión se usa para determinar l a presión de fractura: Presión de Fractura
= Presión Hidrostatica del lodo +Presion Admisión en Superficie
Luego el gradiente de fractura será:
psi Presión de Fractura(psi) Gradiente de Fractura pie = P.V.V. del zapato de casing (pie) Luego el gradiente de fractura expresado en términos de peso de lodo maximo permisible MAWM (Maximum Al lowed Mud Weight)
Presión de Fractura(psi) ÷ 0.052 P.V.V. del zapato de casing (pie)
MAMW =
Presión de Pistoneo /Compresión La presión de pistoneo (swab pressure) se genera en la sacada de tubería la cual reduce la presión en el fondo del pozo, porque el fluido en el pozo no baja tan rápido como la columna es subida. Esto crea una fuerza de succión y reduce la presión debajo de la columna. La presión de compresión (surge pressure) se genera cuando se baja la tubería muy rápido creando una fuerza de compresión debido a que el fluido no tiene tiempo de desplazarse hacia arriba, como el fluido es minimamente compresible la presión en el fondo del pozo puede aumentar y producir una admisión o una fractura. Presión Diferencial La diferencia entre la presión de formación PF y la presión hidrostática de fondo de pozo PH es la presión diferencial. Esta se clasifica en Sobre Balanceada, Sub balanceada Y Balanceada
Sobre Balanceada: Sobre balanceada significa que la presión hidrostática ejercida sobre el fondo del pozo es mayor que la presión de formación: PH>PF
Sub Balanceada: Sub Balanceada significa que la presión hidrostática ejercida sobre el fondo del pozo es menor que la presión de formación:
PH
Balanceada: Balanceada significa que la presión hidrostática ejercida sobre el fondo del pozo es igual que la presión de formación: PH = PF
