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�������, 19 �� ��������� �� 2010
1) 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8
Presión Presión de Fluido Fluido Gradiente Gradiente de Presión Presión Profundidad Vertical y Profundidad Profundidad Medida Presión Atmosférica y Presión Presión Manométrica Manométrica Efecto Efecto de Tubo Tubo en U Características de Formaciones. Formaciones. Presión de Formación y Presión Presión de Fractura Fractura Prue Prueba ba de Inte Inte rida ridad d 8.1) Prueba de Admisión Admisión (LOT) 8.2) Prueba de Integridad Limitada 9) Relación entre Presión y Densidad 10) Densidad Equivalente 11) Perdida de Presión por Fricción / Presión de Circulación 12) Presión de Compresión y Presión Pistoneo durante el Movimiento de Tubería 13) Margen y Maniobra de Seguridad 14) Presión Diferencial
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Presión Presión de Fluido Fluido Gradiente Gradiente de Presión Presión Profundidad Vertical y Profundidad Profundidad Medida Presión Atmosférica y Presión Presión Manométrica Manométrica Efecto Efecto de Tubo Tubo en U Características de Formaciones. Formaciones. Presión de Formación y Presión Presión de Fractura Fractura Prue Prueba ba de Inte Inte rida ridad d 8.1) Prueba de Admisión Admisión (LOT) 8.2) Prueba de Integridad Limitada 9) Relación entre Presión y Densidad 10) Densidad Equivalente 11) Perdida de Presión por Fricción / Presión de Circulación 12) Presión de Compresión y Presión Pistoneo durante el Movimiento de Tubería 13) Margen y Maniobra de Seguridad 14) Presión Diferencial
1) Presión: Es la fuerza que se ejerce sobre una unidad de área.
Unidades Unidades:: Lbf/Pulg Lbf/Pulg2 = Lpca Lpca,, Psia Psia.. (Sis (Siste tema ma Inte Intern rnac acio ional nal)) o Bar Bar (Sis (Siste tema ma r co
Un Fluido es simplemente algo que no es sólido sóli do y puede fluir. fluir. Ejemplo: el gas, el petróleo y el agua.
Además en la industria petrolera se manejan otros tipos de fluidos relacionados con el proces proceso o de extrac extracció ción n de hidroc hidrocarb arburo uros, s, tales tales como: como: los fluido fluidos s de perfor perforaci ación, ón, los fluidos de empaque, los fluidos de Completación, salmueras, etc.
Los fluidos ejercen presión, la cual es el resultado de la densidad del fluido y la altura de la columna de fluido. La densi ensid dad : es la relación que existe entre la masa de una materia con respecto al volumen que esta ocupa, y se expresa generalmente en : Libras/galón (ppg) o Kilogramo / metro cubico (Kg/m3). La presión de un fluido es la fuerza que el mismo ejerce en cualquier punto dado.
2) El Gradiente de presión: es un parámetro que permite conocer cuanta presión ejerce un fluido de determinada densidad por unidad de longitud (pies, metros, pulgadas etc; en el campo pies). Es decir el gradiente de fluido es la presión que el fluido ejerce por unidad de longitud. Matemáticamente así:
(Cont.)
A efectos de la presión de fluido en un pozo, queda:
Es decir el gradiente de fluido es la presión que el fluido ejerce por efectos de su densidad por unidad de profundidad.
Unidades: Lpca/pies o bar/m.
����� Obtener �� ��������� �� �������� Gradiente de Presión de Fluido = Densidad del Fluido por el Factor de Conversión
En el Sistema Internacional: donde: ρ = Lbm/gal Gradiente: Lpc/pie
En el Sistema Métrico donde: ρ = Kg /m3 Gradiente: bar / m
•
Ejemplo 1:
El gradiente de Presión de un Fluido de 10,3 libras / galón (1234 kg / m 3) puede ser calculado multiplicando el peso del fluido por el respectivo factor de conversión.
Gradiente de Presión = 0,052 x 10,3 ppg = 0,5356 lpc/ pie
Gradiente de Presión = 0,0000981 x 1234 Kg /m3 = 0,1211 bar / m
3) Profundidad Vertical y Profundidad Medida. Son parámetros que permiten conocer y/o calcular la presión que ejerce el fluido a determinada profundidad (Presión Hidrostática). ¿Que es la Presión Hidrostática? Es la Presión originada por la densidad y la altura de una columna de fluido. Matemáticamente así: Presión Hidrostática = Gradiente de Presión x Altura de Fluido
En términos de pozos, la presión hidrostática es la presión total creada por el peso de una columna de fluido, actuando en cualquier punto dado en un pozo.
Ahora bien, ¿Cómo conocer que “altura” alcanza el fluido dentro del pozo?: Es precisamente a través de la Profundidad Vertical Verdadera del pozo (TVD), la cual no debe confundirse con la profundidad medida (MD).
����������� �������� ��� ����������� ������
Presión Hidrostática = 0,0052 x ρ x TVD Ejemplo 2:
donde: ρ = Lbm /gal TVD = pies
����� �� �� ������� ������������ �� �� ����� �� �� ���� �� ���� ����� �� ������ �� ��� �������� �� 9,2 ��� (1102 �� /� 3 ), ��� �� �� 6750 (2057,4 �) � ��� ,
�� � 0,052� 9,2� 6130 � 2933 ���
(������� �������������)
�� � 0,0000981� 1102� 1868,42 � 202 ��� (������� �������)
��� ���������� ����������� ���� ��������� �� ������ � ������� ������������ ��� ������� ���� ���������� ��� ����������� �� ��� ��������� �� ��� ������ ���� �������� ��� �� ���� ������ �� ������� �� ������ �� �� ���� ���� ��� ��� �� ����� ����� ��� �� ������� �� ����������
�� ������� ����������� � ������� �����������
Cuando un man�metro es colocado en el fondo de una columna de fluido, este lee la presi�n hidrost�tica de dicha columna m�s la presi�n atmosf �rica ejercida sobre dicha columna.
La presi�n atmosf �rica varia con las condiciones del clima y la e evac n so re e n ve
e mar y es cons era a norma men e como
14,7 psi (aproximadamente un bar) al nivel del mar.
Si un man�metro tiene la notaci�n psig, indica que esta incluyendo la columna atmosf �rica encima del mismo. Si el man�metro lee en psi, indica que este ha sido calibrado substrayendo la presi�n atmosf �rica encima del mismo.
5 ) Efecto de Tubo en U Es la tendencia de liquidos a buscar un punto de balance de presión en un pozo abierto. Es muy útil visualizar el pozo como un tubo en U (Figura). Una columna del tubo representa el anular y la otra columna representa el interior de la tubería en el pozo. Observemos
como
el
tubo
representa el anular y la otra columna representa el interior de la tubería en el pozo. El fondo del tubo representa el fondo del pozo. En la mayoría de los casos, hay fluidos
creando
presiones
hidrostáticas, en ambos lados, en la tubería y en el anular.
Si hubiese un fluido de determinada densidad (Ej.: 10 ppg) en el anular como en el interior de la tubería, las presiones hidrostáticas serian iguales y el fluido estaría estático en ambos lados del tubo U. Si el fluido en el anular es de mayor densidad que el fluido en la u er a, e u o e anu ar uye ac a a u er a sm nuyen o su n ve en el anular y desplazan hacia la superficie parte del fluido menos denso que esta en la sarta.
Cuando los fluidos denotan una diferencia en la presión Hidrostático, este tratara de alcanzar el punto de equilibrio, lo que se conoce como como Efecto en U. Este efecto explica por que siempre hay un flujo en los tubos cuando se hacen las conexiones. Por lo general para sacar los tubos secos y vacios, se envían píldoras con mayor densidad y por consiguiente generen el efecto del tubo en U.
���� ������� �� �������� �� ������ ��� ����� �� �� ������ ��� ���� �� � ������ ��� ���� � �� ����������� � �� ��� �� ������� ���� ����, �� �������� ���������� ��� ���������� ����������:
Ejemplo 3: ¿Cuál será la ganancia en tanques y cuanto pies caerá la píldora si la densidad del fluido es 10 ppg y la capacidad de los tubos es 0,0178 bbls/pie. El Volumen de la píldora es 30 barriles y pesa 11 ppg?
Ganancia en tanque = (11-10)ppg x (30 bbls / 10 ppg) = 3 bbls Profundidad de caída = ( 3 bbls / 0,0178 bbls / pie) = 168,5 pies
6 ) Características de Formaciones: La porosidad y la permeabilidad, junto con las presiones diferenciales, deben ser consideradas para el control de pozos. Una roca reservorio parece solida a simple vista. Un examen microscópico revela la existencia de aberturas diminutas en la roca. Estas aberturas se llaman poros. A dicha proporción de volumen de poros con respecto al Volumen Total de la roca, se llama POROSIDAD. La PERMEABILIDAD
es la conexión de los poros de la roca, de
expresa la capacidad de la roca de dejar mover fluidos a través de sus espacios porosos.
7) ������� �� ��������� � ������� �� ��������
La presión de formación es la presión dentro de los espacios porosos de la roca reservorio. Esta presión es afectada por el peso de sobrecarga de las capas que están por encima de la formación de interés, la cual ejerce presión en los granos y en los poros con fluidos.
De acuerdo a la presión de la formación, se tienen tres tipos d e Formaciones:
• Formaciones con Presión Normal :
• Formaciones con Presión Anormal :
• Formaciones con Presión Subnormal:
• ( Ph = PFM ) • 0,433 psi / pie ≤ Gradiente ≤ 0,465 psi / pie. • Presión de Sobrecarga es soportada por los granos • ( Ph < PFM ) • Gradiente > 0,465 psi / pie. • Presión de Sobrecarga es soportada parcialmente mas por los fluidos de formación que por los granos • Gradientes geotérmicos altos • ( Ph > PFM ) • Gradiente < 0,433 psi / pie. • Presión de Sobrecarga muy bajas debido a la erosión de las capas suprayacentes a la formación, quedando esta expuesta a la superficie
7) Presión de Formación y Presión de Fractura (Cont).
La
presión
de fractura es
la cantidad de presión necesaria para deformar
permanentemente (fallar o separar) la estructura rocosa de la formación. Superar la presión de formación generalmente no es suficiente para causar una fractura.
Presión de fractura se expresa como
• Gradiente psi / pie. • Fluido con determinada densidad (ppg)
• la presión total calculada de la formación (psi)
Los gradientes de fractura normalmente aumentan con la profundidad debido al incremento de la presión de sobrecarga. Formaciones profundas, altamente compactadas requieren presiones de fractura muy altas para superar la presión de formación existente y la resistencia estructural de la roca. Formaciones poco compactadas, tales como las que se encuentran debajo de agua profundas, pueden tener gradientes de fracturas bajos.
8 ) Pruebas de Integridad (PIT) Esta pruebas permiten verificar el sello del cemento entre el casing y la formación y la densidad del fluido que puede soportar la zona de prueba debajo del casing.
Para determinar la resistencia y la integridad de la formación (PIT), se realizan os pos e prue as:
• Pruebas de Admisión o perdida (LOT) • Pruebas de Integridad de la Formación (PIT limitada)
8.1) Prueba de Admisión (LOT): Una prueba de admisión es utilizada para estimar la presión o peso de lodo máximo (densidad del fluido) que el punto de la prueba puede aguantar antes de romper o fracturar la formación. La prueba se realiza a través de las siguientes técnicas:
TECNICA DE ADMISION NO 1 Se bombean fluidos al pozo para incrementar la presión. Luego de cada incremento de presión (100 psi) la bomba se detiene y la presión se mantiene durante 5 minutos. Si la presión se mantiene, se prueba el incremento siguiente. Si la presión no se mantiene, se presuriza nuevamente el pozo. La prueba termina cuando la presión no se mantiene después de varios
intentos
aumentarla.
o
no
es
posible
TECNICA DE ADMISION NO 2 Se
cierra
el
estrangulador
para
aumentar la presión en incrementos de 100 psi. Para cada intervalo se verifica el volumen en los tanques hasta estar seguro que la formación no admite fluido.
La
prueba
se
considera
completada cuando se alcanza una presión
en
la
que
la
formación
comienza a admitir fluido en forma continua. Se debe de tratar de no forzar grandes cantidades de fluidos hacia la formación.
Prueba de Integridad Limitada (PIT limitada): Este tipo de prueba se realiza cuando no es aceptado producir una fractura de la formación. También se usa en pozos en áreas de desarrollo, donde se conozca la información de la resistencia de la formación para evitar acercarse a la presión de fractura.
En la ruebas de inte ridad limitada de formación, el ozo es resurizado a un valor de presión o densidad equivalente predeterminadas. Si la formación aguanta las presiones aplicadas se considera buena la prueba. A este tipo de Prueba también se le conoce como pruebas de jarro.
Ventajas y Desventajas de las pruebas de integración limitadas y de la prueba de admisión Ambas pruebas tienen sus ventajas y desventajas. En las PIT, la formación no se rom e sin embar o la resión a la ue la formación comienza admitir fluidos no es conocida. En las LOT, la presión a la que la formación comienza a admitir fluido es determinada, pero hay la posibilidad de fracturar la formación.
9) Relación entre Presión y Densidad La presión total aplicada causa daño de formación. Las presiones aplicadas aumentan la presión total contra la formación. De datos de la prueba, se estima por medio de cálculos la Densidad Estimada del Fluido de Integridad. Es decir por encima de esta densidad el fluido de perforación podría generar daño a la formación, por lo que se le conoce también como Densidad Máxima Permisible de Fluido de Perforación o Densidad de Fractura. Matemáticamente se determina por medio de la siguiente ecuación: donde: ρfluido = Lbm/gal Presión prueba: Lpc TVD = pies
9) Relación entre Presión y Densidad (Cont.) A menudo la densidad del fluido de la prueba es usada a lo largo de todo el pozo; sin embargo a veces cambia, por lo que la presión de superficie debe re-calcularse acorde a la nueva densidad para evitar generar y/o causar daño a la formación. Para ello, se usa la siguiente ecuación: donde: fluido
=
ρestimada = Lbm/gal Presión prueba: Lpc TVD = pies
Nota: Cuando se efectúan los cálculos los decimales en las respuestas, no deben ser redondeados por arriba, ya que la seguridad contra la factura de la formación se basa en los valores menores.
Ejemplo 4
Un pozo tiene una profundidad total (TD) de 11226 pies y el zapato del casing esta asentado a 5821 pies (TVD). La presión total de la prueba de admisión fue de 1250 psi, con un fluido de prueba de 9,6 ppg. La densidad del fluido actual es 10,1 ppg. Calcular la Presión de integridad estimada para la nueva densidad. Solución: 1-) Determinamos la densidad estimada del fluido de integridad
Ejemplo 4 (cont)
La densidad del Fluido actual es mayor que la densidad del fluido de prueba, por lo que es necesario re - calcular la presión de integridad actual.
Debido a los incrementos de densidad del lodo a medida que avanza la perforación, por lo tanto la presión hidrostática también ira variando, para se acostumbra a calcular este cambio y/o incremento en la presión hidrostática, a través de la siguiente ecuación:
∆Presión Hidrostática = 0,052 x TVD
x Incremento del peso del
Fluido
Esto significa, que la presión de integridad que puede aplicarse se reduce por el incremento de presión hidrostática a medida que aumenta la densidad del lodo.
Ejemplo 5 La presión estimada de integridad para un fluido de 10,1 ppg es de 1250 psi, se requiere calcular las presiones de integridad a medida que la densidad del lodo varia en un 10% desde 10,1 ppg hasta 11,1 ppg. La profundidad del zapato del casing es 5821 pies. ∆Presión Hidrostática = 0,052 x TVD Fluido
x Incremento del peso del
∆Presión Hidrostática = 0,052 x 5821 x 0,1 = 30 psi. Presión Estimada de Integridad en superficie
= 1250 psi -30 psi = 1220 psi
Y así sucesivamente. (Los resultados se muestran en le siguiente cuadro).
10) Densidad Equivalente De los análisis precedentes puede ser deducido que cualquier presión aplicada aumenta la presión total en un punto determinado. Si la presión aplicada es conocida, entonces su densidad equivalente en dicho punto puede ser calculada.
La densidad equivalente del lodo (EMW) se conoce también como la sumatoria de todas las presiones a una profundidad o zona dada, y puede ser expresada como una densidad de fluido.
Ejemplo 6 ¿Cual, es la EMW para una zona con una MD de 3120 pies y una TVD de 3000 pies, cuando el pozo es cerrado con 375 psi registradas en el manómetro del casing? Aplicando la ecu. Anterior nos queda:
Alternativamente, si una zona debe ser presurizada a una densidad equivalente, entonces puede realizarse cálculos para determinar la presión de la prueba.
Ejemplo 7
probar una formación con una MD de 5890 pies y una TVD de 5745 pies, a una densidad equivalente de 13,4 ppg. La densidad actual es 9,1 ppg?.
11) Perdida de Presión por Fricción / Presión de Circulación La cantidad de fuerza que se utiliza para superar la fricción es denominada como perdida por fricción. La fricción es la resistencia al movimiento, y esto es desventajoso y por lo tanto debe ser combatida; para ello debe tenerse presente la densidad del lodo, tipo y rugosidad y propiedades térmicas y eléctricas de las superficies de contactos, además de la dirección y velocidad de los objetos.
La perdida de presión en un sistema de un pozo, se presentan mientras se bombea fluido por las líneas de superficie, hacia abajo por la tubería y hacia arriba por el espacio anular.
La mayor fricción que debe superarse para mover el fluido por el pozo a una tasa de producción “Q”, equivale a la presión total de la bomba.
¿ Donde ocurren las perdidas por fricción? • En el interior de la tubería de producción. • En las boquillas del trepano. • En los estranguladores de flujo del sistema.
����������� �� ��������� ��� �����, ��� �������� ��� ��������, �� ��� ���:
Pozo Estático: No hay
fluido en movimiento, el pozo . fondo (BHP) es igual a la presión hidrostática del fluido (HP) en el anular del pozo.
Circulación
Durante
la
Normal:
circulación,
la
presión de fondo del pozo es igual a la presión hidrostática del
fluido
perdidas
(HP) de
mas
presión
fricción en el anular (APL)
las por
Circulación con Cabeza
Rotativa: cuando se circula con una cabeza rotativa, la presión de fondo del pozo es igual a la presión hidrostática del
fluido
perdidas
(HP) de
mas
presión
las por
fricción en el anular (APL), mas la contrapresión de la cabeza rotativa
Circulación
Surgencia Pozo:
en
al
de
una
Exterior
del
este
caso,
la
presión de fondo del pozo es igual a la presión hidrostática del
fluido
perdidas
(HP) de
mas
presión
las por
fricción en el anular (APL), mas
la
presión
en
estrangulador (casing).
el
12) Presión de Compresión y Presión Pistoneo durante el Movimiento de Tubería La presión Total que actúa en el pozo es afectada por los movimientos para bajar y sacar la tubería. •
En la sacada de la tubería, se genera una presión de pistoneo (SWAB PRESSURE), la cual reduce la presión en el fondo del pozo. El pistoneo ocurre porque el fluido en el pozo no baja tan rápido como la columna es su
•
a.
s o crea una uerza e succ n y re uce a pres n en e on o.
En la bajada de la tubería, por el contrario se crea una fuerza de compresión, porque el fluido no tiene tiempo de desplazarse hacia arriba. Como el fluido es mínimamente compresible, la presión en el fondo del pozo puede aumentar significativamente y generar una fractura.
13) Margen y Maniobra de Seguridad El margen de maniobra es un incremento estimado en la densidad del fluido antes de una maniobra (ej: sacada de tubería) para compensar la perdida de presión por fricción que cesa al parar las bombas. Se estima en base al diámetro del pozo, de las condiciones, de la velocidad de movimiento de la tubería y de las propiedades tanto del fluido como de la . Si no se controla la densidad del fluido de perforación, se puede producir un efecto de pistoneo desfavorable, ya que provocaría una surgencia inoportuna de los fluidos de formación, en el caso de que le margen de seguridad de la densidad del lodo sea bajo; si por el contrario el margen el alto el efecto seria una perdida de circulación.