presiones normales y subnormales
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Presiones Anormales
REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD DEL ZULIA
NÚCLEO COSTA ORIENTAL DEL LAGO
PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO
CABIMAS-ZULIA
Autores:
Ariacny Perozo C.I. 19.747.099
Jean Linares C.I. 17.391.770
Leover Sanchez C.I. 19.626.906
Luis Hernández C.I. 19.336.520
Wilmar Matos C.I. 18.794.719
Profesor: Ing. Chirinos Ronny
Cabimas, Febrero de 2012
PROBLEMAS ESPECIALES ASOCIADOS CON EL CONTROL DE PRESIONES
ÍNDICE GENERAL
CONTENIDO PAG
INTRODUCCION………………………………………………………………….... 98
6
Problemas especiales asociados con el control de presiones……………..….. 7
Presion hidrostática……………………………………………………………….... 7
Presion de sobrecarga……………………………………...……….…………….. 8
Presion de formación…………………………………..……….………………….. 8
Presion de fractura………………………………………………………................ 10
Deposición………………………………….………..…………………………….... 11
Compactación………………………………………………………………………..
Equilibrio hidrostático……………………………………………………………….
Efecto de sobrecarga y compactación……………………………………………
Actividad tectónica…………………………………………………………………..
Efectos diageneticos………………………………………………………………..
Osmosis………………………………………………………………………………
Diferencial de presion………………………………………………………………
Gradiente de presion………………………………………………………………..
Determinación de la presion de circulación al matar el pozo…………………..
Determinación de la presion de cierre de la sarta de perforación……………..
Tipo de fluido que entra al pozo…………………………………………………...
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12
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Problemas encontrados si la arremetida ocurre cuando se está sacando la
sarta de perforación…………………………………………………………………
Perdida de circulación cuando ocurre una arremetida………………………….
23
23
CONCLUSION…………………………………………………………………... 26
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS……………………………………………... 27
ÍNDICE DE FIGURAS
CONTENIDO PAG
Figura # 1. Presion hidrostática……………………………………….….……. 7
Figura # 2. Presion de sobrecarga………………………………………..…… 8
Figura # 3. Clasificación de la presion de formación……………….…..…… 9
Figura # 4. Presion de fractura….…………………………………….….……. 11
Figura # 5.
Figura #6.
Figura #7.
Diferencial de presion……………………………………..…….…
Fluido de perforación base agua…………………………………
Fluido de perforación base aceite………………………………..
15
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21
Figura # 8. Perdida de circulación……………………...................................
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INTRODUCCION
Durante la perforación de pozos se pueden presentar diversidad de problemas con
respecto al lodo, con respecto a la formación, con respecto a la presión de la formación
y con respecto a la temperatura de fondo, que en la mayoría de los casos son muy
difícil de solventar al momento, además que estos ocasionan grandes pérdidas y por
ende elevados costos.
Las consecuencias de las presiones anormales pueden ser indeseables, debido a que
son a menudo impredecibles o incuantificables. La perforación exploratoria puede
significar graves pérdidas en términos humanos y económicos debidos a un
conocimiento incompleto de las presiones de formación.
Cuando exista un riesgo de presiones anormales, el método de perforación a usarse
debe consistir en una evaluación continua de la presión de formación, tan precisa como
sea posible, para adaptar el programa de perforación a éstas evaluaciones
El conocimiento de las presiones de formación y los gradientes de fractura son la base
para perforar eficientemente, utilizando densidades de fluidos adecuadas, para diseñar
las profundidades de asentamiento de los revestidores y para prevenir contingencias
relacionadas con pérdidas de circulación y arremetidas.
PROBLEMAS ESPECIALES ASOCIADOS CON EL CONTROL DE PRESIONES
Durante las operaciones de perforación del pozo ocurren con frecuencia
ciertos problemas que aumentan los tiempos y los costos de perforación atribuidos a la
inestabilidad del hoyo, condiciones del fluido de perforación y a prácticas inadecuadas
de perforación. Los problemas más comunes encontrados durante la perforación se
clasifican de acuerdo a las causas que los originan.
Se hace una breve descripción de las teorías básicas que explican el origen de las
presiones anormales en el subsuelo así como definiciones y conceptos básicos
necesarios para una mejor comprensión del tema:
Presión Hidrostática
Es la ejercida por el peso de una columna de fluido sobre una unidad de área. No
importa cuál sea el área de la sección de la columna y se expresa de la siguiente
manera:
Figura 1. Presión Hidrostática
Fuente. www.cedip.edu.mx
Presión de Sobrecarga
Es la presión ejercida por el peso combinado de la matriz de la roca, y los fluidos
contenidos en los espacios porosos de la misma (agua, Hidrocarburo, etc.), sobre las
formaciones subyacentes.
En la figura 2 se muestra la dirección en la que actúa el peso de sobrecarga sobre el
espacio poroso y los fluidos contenidos en él.
Figura 2. Presion de sobrecarga
Fuente. es.scribd.com
La formación debe ser capaz de soportar mecánicamente las cargas bajo las cuales
está sometida en todo momento. La presión de sobrecarga es función principalmente
de las densidades tanto de los fluidos como de la matriz, así como también de
la porosidad.
Presión de Formación
También conocida como presión de poro, presión del yacimiento o presión de la roca;
es la presión ejercida por los fluidos o gases contenidos en los espacios porosos de las
rocas. El peso de sobrecarga afecta las presiones de la formación, puesto que este es
capaz de ejercer presión en los granos y los poros de la roca. La presión deformación
se clasifica de acuerdo a su valor de gradiente de presión en: normal, subnormal y
anormal; según el rango de valores indicado en la Figura 3.
Figura 3. Clasificación de la presión de formación
Fuente. es.scribd.com
Presión de Formación Normal
Cuando son iguales a la presion hidrostática ejercida por una columna de fluidos de
formación extendida hasta la superficie. El gradiente de presión normal es igual a
(8.91lb/gal) en zonas costa afuera y (8.33 lb/gal) en áreas
terrestres.
Presión de Formación Subnormal
Son aquellas menores a la normal, es decir a la presión hidrostática de la columna de
los fluidos de formación extendida hasta la superficie
Presión de Formación Anormal
Cuando son mayores a la presión hidrostática de los fluidos de formación.
Las presiones anormales afectan el programa de perforación del pozo en muchos
aspectos, dentro de los cuales se tienen:
La selección del tipo y densidad del lodo
La selección de las profundidades de asentamiento de las tuberías de
revestimiento.
La planeación de las cementaciones
Además deberán considerarse los siguientes problemas:
Brotes y reventones
Pegaduras de la tubería por presion diferencial
Perdidas de circulación por usar lodos densos
Derrumbes de lutita
Presión de Fractura
Es la máxima presión que resiste la matriz de la formación antes de abrirse o
fracturarse en un punto específico del hoyo, es decir, la capacidad que tienen las
formaciones expuestas en un pozo para soportar la presión del fluido de perforación
más cualquier presión añadida desde la superficie bien sea de forma intencional o no.
Por lo tanto, si la presión en el hoyo es mayor que la presión de fractura de la formación
esta se abrirá ocasionando la pérdida del fluido. Para que ocurra la fractura es
necesario que la presión ejercida sobre la formación sea mayor al esfuerzo efectivo de
ésta, es decir, debe ser mayor que la suma de la presión de poro más la componente
horizontal de la presión de sobrecarga. Es importante determinar la presión de fractura
de una formación porque a través de ella se pueden conocer parámetros de control del
pozo y planificar adecuadamente cualquier operación que se desee realizar en el
mismo como por ejemplo desde la velocidad de los viajes de tuberías o el control de
una arremetida. Algunas ventajas que pueden obtenerse al conocer la presión de
fractura de una formación son:
Determinar puntos de asentamiento de revestidores.
Minimizar pérdidas de circulación.
Determinar parámetros de control de bombeo y cementación.
Figura 4. Presion de fractura
Fuente. www.cedip.edu.mx
Deposición
A medida que el material detrítico es llevado por los ríos hasta el mar, se libera de
suspensión y se deposita en el suelo. Inicialmente los sedimentos formados no están
consolidados ni compactados por lo tanto las formaciones resultantes tienen una
porosidad y permeabilidad relativamente alta. A través del espacio entre los granos, el
agua de mar mezclada con estos sedimentos se mantiene comunicada con la formación
generando una presión igual a la columna hidrostática del agua, lo cual ocasiona
presiones normales en la formación.
Compactación
Una vez que la deposición ha ocurrido, el peso de las partículas sólidas a lo largo de la
columna estratigráfica es soportado en los puntos de contacto de los granos presentes
en la matriz, por lo tanto lo sólidos formados durante este proceso geológico no influyen
en la presión hidrostática ejercida por los fluidos en los espacios porosos y la presión de
la formación no se ve afectada. Por otra parte, a mayor profundidad de enterramiento,
los granos de la roca previamente depositados están sujetos a incrementar su presión.
Esto causa un reordenamiento en la matriz de la roca trayendo como consecuencia el
cierre de los espacios intersticiales, reduciendo la porosidad en el sistema roca-fluidos.
Equilibrio Hidrostático
A medida que ocurre el proceso de compactación de los sedimentos, el agua es
expulsada continuamente de los espacios porosos, sin embargo mientras exista una vía
de flujo relativamente permeable hacia la superficie la fuerza originada por la
compactación para liberar el agua será despreciable y el equilibrio hidrostático se
mantendrá, ocasionando que la presión de la formación no se vea afectada, es decir, se
mantenga normal.
Por otra parte, es necesario hacer mención que existen los siguientes tipos de
presiones:
Presiones sub-superficiales. Presiones de sobrecarga. Presiones normales: 0.465
psi/pie. Presiones anormales. Presiones altas o sobrepresiones. Presiones bajas o sub-
presiones.
Efecto de Sobrecarga o Compactación
Es ocasionado en la mayoría de los casos por las altas tasas de sedimentación. En
general, a medida que ocurre la deposición, las capas superiores van generando
sobrecarga en las capas inferiores, esto hace que la porosidad de la formación
disminuya continuamente y vayan expulsándose los fluidos contenidos en ella. Cuando
los sedimentos se depositan a mayor velocidad dela que pueden ser expulsados los
fluidos del espacio poroso, la sobrecarga es soportada parcialmente por la presión de
poro, causando presiones anormalmente altas.
Actividad Tectónica
Cuando ocurren grandes movimientos tectónicos pueden generarse fallas en la
formación que pueden sellarla evitando así el escape de los fluidos del espacio
intersticial.
Efectos Diagenéticos
La diagénesis es un término que se refiere a la alteración química de los minerales de
la roca por procesos geológicos. Las lutitas y carbonatos, sufren cambios en su
estructura cristalina, lo cual da como resultado que se formen presiones anormales en
la formación. Por ejemplo, la transformación de arcillas montmorilloníticas en arcillas
ilíticas y caolinitícas es un proceso liberador de agua. De igual modo lo es la conversión
de anhidrita en yeso que produce un aumento de volumen de hasta 40%. En estos
procesos aumenta la cantidad de fluido contenido en la roca y al no poder escapar se
generan zonas de sobrepresión.
Osmosis
Es el movimiento espontáneo de agua de la formación a través de un estrato
semipermeable (arcilla o lutita) que separa dos formaciones (yacimientos) con
diferentes concentraciones salinas, específicamente de una solución de baja
concentración a una de alta. Durante este proceso la presión caerá en la
formaciónde baja salinidad y aumentará en la formación más salina creando presiones
anormales.
Diferencial de Presion
Es la diferencia de presión entre la presión hidrostática (PH) y la presión de la formación
(PF) ejercida por el fluido de perforación en el fondo del pozo. Se puede determinar
utilizando la ecuación:
ΔP=PH-PF
Se clasifica en tres tipos:
Presión en Balance
Se dice que la presión en el hoyo está en balance cuando la presión hidrostática (PH)
ejercida sobre el fondo del pozo es igual a la presión de la formación (PF).
Presión en Sobrebalance
Se dice que la presión en el hoyo está en sobrebalance cuando la presión hidrostática
ejercida en el fondo del pozo (PH) es mayor que la presión de la formación (PF)
La mayoría de los pozos son perforados en condiciones de sobrebalance para evitar el
flujo de fluidos desde el yacimiento hacia el hoyo. De acuerdo con el Instituto
Americano del Petróleo (American Petroleum Institute “API” por su siglas en inglés), el
diferencial de presión (ΔP) debe estar en un rango de 200 a 500 lpc
Existen efectos negativos al perforar un hoyo en sobrebalance, puesto que a pesar de
ser necesario mantener un sobrebalance entre PH y PF para sostener las paredes del
hoyo y evitar la invasión de los fluidos al pozo, un valor excesivo de esta diferencia de
presiones puede crear problemas que impidan la perforación de un hoyo hasta su
objetivo final como por ejemplo: disminución de la tasa de penetración, la posibilidad de
atascamiento diferencial y pérdida de circulación del pozo, los cuales se explicarán más
adelante.
Presión en Bajobalance
Se dice que la presión en el hoyo está bajobalance si la presión hidrostática ejercida en
el fondo del pozo (PH) es menor que la presión de la formación (PF) (Ver Figura 5).
Cuando se perfora un pozo en condiciones de bajo balance, las pérdidas de circulación
se reducen al máximo, por lo que la posibilidad de fracturar la formación disminuye
considerablemente.
Figura 5. Diferencial de presion
Fuente. es.scribd.com
Gradiente de Presión
Es la variación de la presión por unidad de profundidad o longitud. Generalmente se
expresa en lpc/pie, lo que es equivalente a la razón entre la presión hidrostática y la
altura de la columna hidrostática como se muestra en la ecuación
Simplificando se obtiene la ecuación:
Donde:
GL: gradiente del liquido, lpc/pie.
ρ: densidad del fluido, lb/gal.
La presión de formación puede ser el principal factor que afecte las operaciones de
la perforación. Si esta presión no es conocida apropiadamente, puede
ocasionar problemas en la perforación como pérdidas de circulación, reventones,
atascamiento de tuberías, e inestabilidad de hoyo. Todos estos problemas se tratarán
más adelante. Desafortunadamente, no es fácil conocer con precisión los valores de la
presión de la formación debido a la existencia de presiones anormales o subnormales
Determinación de la presion de circulación al matar el pozo
El lodo de matado circula a una velocidad constante, la velocidad de circulación lenta.
Al iniciar el proceso de control de pozo, la sarta está llena de lodo original (nuevamente
asumiendo que no encontrado afluencias en su camino hacia la parte superior, por el
interior de la sarta)
La presión de la bomba registrada será la presión SCR registrada y la SIDP requerida
para balancear el pozo.
Por lo tanto, al iniciar la operación del dominio del pozo:
ICP= SIDP + Presión SCR
Donde:
ICP= Presión de Circulación Inicial
Mientras se bombea el lodo de matado más pesado hacia la parte baja de la sarta, el
lodo ligero original se desplaza de la sarta hacia el anular. Ya que el lodo pesado
reemplaza al lodo liviano, la presión hidrostática de la sarta se incrementa. Por lo tanto
se requiere un SIDP menos para mantener la BHP en balance, la velocidad del bombeo
se mantiene en SCR.
Entonces la SIDP debe reducirse manualmente abriendo la válvula y así cada vez
HYDmun +SIDP= BHP (Presión de la formación)
Continuando con la circulación, vamos a asumir que el lodo de matado llegó a la broca,
desplazando el lodo original de la sarta de perforación. Ya que el lodo de matado se ha
calculado para controlar el pozo, la presión hidrostática del lodo de matado ahora
balancea la BHP. Por lo tanto, no requiere aplicar desde la superficie una presión
adicional de retorno.
Determinación de la presión de cierre de la sarta de perforación
Normalmente el fluido dentro de la tubería de perforación no está contaminado, por
consiguiente la presión en el manómetro del tubo vertical más la presión hidrostática de
la columna de fluidos en la tubería de perforación igualara la presión de la formación.
Para determinar la presión de cierre en la tubería de perforación se debe realizar los
pasos siguientes:
Lea directamente el manómetro si no hay una válvula de contra presión en la
sarta
Si hay una válvula de contra presión en la sarta:
a) Arranque la bomba lentamente, continúe hasta que el fluido se mueva o la presión de
la bomba aumente repentinamente.
b) Observe la presión de la tubería de revestimiento, detenga la bomba cuando la
presión anular empiece a aumentar.
c) Lea la presión de la tubería de perforación en ese punto.
d) Si la presión de la tubería de revestimiento aumenta por encima de la presión
original, esto indica que existes presiones atrapadas de la bomba. Entonces, el
aumento de presión en la tubería de revestimiento deberá restarse de la presión de
cierre en la tubería de perforación. Este procedimiento debe repetirse hasta que se
alcance el mismo valor dos veces consecutivas; o
e) Se ha registrado una presión y tasa baja predeterminada entonces:
Abra el estrangulador y arranque la bomba lentamente, mantenga la presión en
la tubería de revestimiento al mismo nivel de la presión de cierre de esa tubería.
Acelere la bomba hasta la tasa baja predeterminada y mantenga constante la
presión en la tubería de revestimiento.
Lea la presión circulante del manómetro del tubo vertical y reste la presión
circulante predeterminada. Diferencia será la cantidad de sub-balance o la
presión de cierre de la tubería de perforación.
Tipo de fluido que entra al pozo
Según el manual de Tecnología Aplicada a los s Fluidos de Perforación (1998), define
el lodo de perforación como un fluido de características físicas y químicas apropiadas
que puede ser aire o gas, agua, petróleo y combinación de agua y aceite con diferente
contenido de sólido. No debe ser tóxico, corrosivo ni inflamable pero si inerte a las
contaminaciones de sales solubles o minerales, y además estable a las 9 temperaturas.
Debe mantener sus propiedades según las exigencias de las operaciones y debe ser
inmune al desarrollo de bacterias.
El propósito fundamental del lodo es ayudar a hacer rápida y segura la perforación,
mediante el cumplimiento de ciertas funciones. Sus propiedades deben ser
determinadas por distintos ensayos y es responsabilidad del especialista en lodos
comparar las propiedades a la entrada y salida del hoyo para realizar los ajustes
necesarios.
Los fluidos de perforación se clasifican de acuerdo al tipo de base en: fluido base agua
y fluido base aceite; y de acuerdo a su comportamiento de flujo en: newtonianos y no
newtonianos.
De acuerdo al tipo de base en:
a) Fluido de perforación a base de agua: El agua es uno de los mejores líquidos
básicos para perforar, por su abundancia y bajo costo. Sin embargo, el agua debe ser
de buena calidad ya que las sales disueltas que pueda tener, como calcio, magnesio,
cloruros, tienden a disminuir las buenas propiedades requeridas. Por esto es
aconsejable disponer de análisis químicos de las aguas que se escojan para preparar el
fluido de perforación. El fluido de perforación más común está compuesto de agua y
sustancia coloidal.
Durante la perforación puede darse la oportunidad de que el contenido coloidal de
ciertos estratos sirva para hacer el fluido pero hay estratos tan carentes de material
coloidal que su contribución es nula. Por tanto es preferible utilizar bentonita preparada
con fines comerciales como la mejor fuente del componente coloidal del fluido. La
bentonita es un material de origen volcánico, compuesto de sílice y alúmina pulverizada
y debidamente acondicionada, se hincha al mojarse y su volumen se multiplica.
El fluido bentónico resultante es muy favorable para la formación del revoque sobre la
pared del hoyo. Sin embargo, a este tipo de fluido hay que agregarle un material
pesado, como la baritina (preparada del sulfato de bario), para que la presión que
ejerza contra los estratos domine las presiones subterráneas que se estiman encontrar
durante la perforación. Para mantener las características deseadas de este tipo de
fluido como son: viscosidad, gelatinización inicial y final, pérdida por filtración, pH y
contenido de sólidos, se recurre a la utilización de sustancias químicas como
quebracho, soda cáustica, silicatos y arseniatos.
Figura 6. Fluido de perforación a base de agua
Fuente. www.ingenieriadepetroleo.com
b) Fluido de perforación a base de aceite: Una emulsión inversa es una emulsión de
agua en petróleo; en la cual, la fase dispersa es el aguadulce o salada y la fase
continua es el diesel, petróleo crudo o algún derivado del petróleo. Una emulsión se
define como una dispersión de partículas finas de un líquido en otro líquido Una
emulsión de agua en petróleo se estabiliza por medio de varios emulsionantes. En una
buena emulsión no debe haber tendencia de separación de fases.
En este tipo de fluidos, el agua está efectiva mente aislada; por tanto, el filtrado
proviene de la fase continua y es el petróleo Se utilizan para perforar lutitas
problemáticas por su alto grado de hidratación, zonas de arena productora con altas
temperaturas o en zonas corrosivas.
La emulsiones directas se emplean en zonas de presionadas o en donde las rocas
están fracturadas y son susceptibles de pérdidas de circulación en combinación con
nitrógeno y en donde lo permitan los gradientes de fractura .En este tipo de fluidos, el
agua está efectivamente aislada; por tanto, el filtrado proviene de la fase continua y es
el petróleo .Se utilizan para perforar lutitas problemáticas por su alto grado de
hidratación, zonas de arena productora con altas temperaturas o en zonas corrosivas.
Las emulsiones directas se emplean en zonas depresionadas o en donde las rocas
están fracturadas y son susceptibles de pérdidas de circulación en combinación con
nitrógeno y en donde lo permitan los gradientes de fractura.
En este tipo de fluidos, el agua está efectivamente aislada; por tanto, el filtrado
proviene de la fase continua y es el petróleo. Se utilizan para perforar lutitas
problemáticas por su alto grado de hidratación, zonas de arena productora con altas
temperaturas o en zonas corrosivas.
Las emulsiones directas se emplean en zonas depresionadas o en donde las rocas
están fracturadas y son susceptibles de pérdidas de circulación en combinación con
nitrógeno y en donde lo permitan los gradientes de fractura.
También se emplean en la reparación de pozos en campos productores de gas, para
evitar el daño a la formación por su bajo contenido de sólidos. Este lodo se refuerza
con polímeros que soportan altas temperaturas y son utilizados como estabilizadores
térmicos y reductores de filtrado Los fluidos de baja densidad son emulsiones directas
que se preparan a razón de hasta 80% de diesel de acuerdo a la densidad requerida,
un18% de agua y un 2% de emulsificantes y proporcionan buena estabilidad de las
paredes del agujero tanto en la perforación como en la reparación de pozos.
Figura 7. Fluido de perforación a base de aceite
Fuente. www.ingenieriadepetroleo.com
De acuerdo a su comportamiento de flujo:
a) Newtonianos: Son aquellos cuya viscosidad se mantiene constante
independientemente de la velocidad a que están siendo cortados cuando se mueven en
conductos de régimen laminar. Es decir, mantienen una relación directa y proporcional
entre el esfuerzo de corte que genera el movimiento y la velocidad de corte a la cual se
mueve. Entre ellos se pueden encontrar el agua, aceite, gasolina, glicerina, entre otros.
Características:
No tiene capacidad de suspensión.
La viscosidad es independiente del esfuerzo de corte y disminuye con
Temperatura
Fluido incompresible
La relación punto cedente / viscosidad plástica es igual a cero
Perfil de velocidades constante, se asemeja a una Parábola
El índice de comportamiento de flujo igual a uno
Libre de sólidos.
b) No- Newtonianos: Son los fluidos cuya viscosidad cambia con el esfuerzo de corte,
este cambio puede ser ascendente o descendente. Es decir que la relación entre el
esfuerzo y la velocidad de corte ya no es lineal.
Algunos ejemplos de estos fluidos son algunos polímeros, mezclas de arcillas con agua,
lodos de perforación, pinturas, colas de pegar, entre otros.
A continuación se presenta la clasificación de los fluidos no-newtonianos
a) Fluidos pseudo-plástico: Cuyo movimiento se inicia con la aplicación de la fuerza,
entre los cuales están los fluidos adelgazantes, que son aquellos cuya viscosidad
disminuye al crecer la velocidad de corte entre los que se encuentran los fluidos de
perforación y los dilatantes, aquellos cuya viscosidad aumenta al crecer la velocidad de
corte.
b) Fluidos Plásticos De Bhimgan: Son los que tienen cierta energía a vencer antes de
iniciar el movimiento (tensión de cedencia) Existen otros fluidos No Newtonianos más
complejos en que la velocidad de corte no solo es función del esfuerzo de corte, sino
también del tiempo y de la historia previa del esfuerzo aplicado al fluido, la viscosidad
depende del tiempo y de la historia previa del esfuerzo aplicado al fluido, la viscosidad
depende de la velocidad de corte y del tiempo durante el cual se aplica el esfuerzo.
Entre estos tenemos:
a) Tixotrópicos: si el esfuerzo aplicado disminuye con el tiempo de aplicación y
b) Reopecticos, si el esfuerzo de corte aumenta con el tiempo de aplicación; estos
fluidos tienen o adquieren una alta energía cuando están en reposo.
Problemas encontrados si la arremetida ocurre cuando se está sacando la sarta
de perforación
Aumento de volumen en tanque, flujo sin circulación, el pozo toma menos volumen o
desplaza mayor volumen, el volumen requerido para llenar el pozo, debe ser igual al
volumen de acero de la tubería que ha sido extraída. Si la cantidad necesaria de lodo
para llenar el pozo es mayor, se tiene una perdida y esta trae consigo el riesgo de tener
una arremetida. En caso de introducir tubería, el volumen desplazado deberá ser igual
al volumen de acero introducido en el pozo.
Pérdida de circulación cuando ocurre una arremetida
Las arremetidas son un factor que contribuye a que la pérdida de circulación sea
considerada unos de los problemas más importantes en la industria petrolera, y uno de
los sucesos que más afecta la estabilidad del hoyo. Existen muchos factores que
originan pérdidas de circulación en el hoyo, cada uno de estos está relacionado con el
tipo de formación que se está perforando, las condiciones del hoyo y la presión que
ejerce la columna del fluido de perforación.
Si la arremetida es reconocida y controlada a tiempo, puede ser fácilmente manipulada
y circulada fuera del pozo en forma segura. Como una arremetida podría suceder en
cualquier momento, se debe estar en condiciones de reconocerla, identificarla y
reaccionar ante todos los indicadores. Estos indicadores permiten saber tanto si las
condiciones para una urgencia existen o si en el pozo pudiese estar ya una arremetida.
Antes de reanudar las operaciones de perforación el influjo o arremetida debe ser
circulado del hoyo. La circulación de un influjo de agua o petróleo no representa mayor
dificultad en comparación con la circulación de un influjo de gas. Un flujo de gas es más
complicado de remover debido a la necesidad de permitir la expansión del gas a
medida que sube en el anular.
Si el influjo del gas no se le permite que se expanda a medida que este sube en el
hoyo, la presión de fondo en el hoyo será llevada hasta superficie. Debido a que muy
pocos hoyos, revestidores y equipos de superficie pueden resistir una presión igual a la
presión de fondo del pozo, se permite que la mayoría de los influjos de gas se
expandan.
Figura 6. Perdida de circulación
Fuente. es.scribd.com
Acciones para Prevenir la Pérdida de Circulación
El control apropiado para prevenir la pérdida de circulación incluye mantener el hoyo
lleno para prevenir un influjo, evitar el atascamiento de tubería, sellar las zonas
de pérdida y vigilar cautelosamente la circulación.
Generalmente, las pérdidas pueden ser corregidas añadiendo materiales
especiales para pérdida de circulación al fluido de perforación, ya que los sólidos que
contienen dichos materiales son más grandes que los usados en los fluidos de
perforación convencionales, es por ello que sellan las zonas de pérdida. Pueden ser
fibrosos (papel, semillas de algodón), granulares (conchas de nueces) o en hojuelas
(mica).
Cuando ocurren pérdidas parciales la mecha debe ser extraída de la zona de pérdida
siesta ocurrió en el fondo, el hoyo se debe mantenerse lleno con un fluido
de perforación de baja densidad para permitir su asentamiento entre 4 y 8 horas. Luego
la mecha se debe llevar nuevamente hacia el fondo del hoyo cuidadosamente. Si aun
así no se alcanza nuevamente la circulación del fluido de perforación se debe
colocar una píldora o lechada en el sistema de circulación. Si el fluido de perforación es
un fluido de perforación base aceite se recomienda colocar una arcilla organofílica
enagua.
Las pérdidas totales por su parte requieren un fluido de perforación especial para
altas pérdidas o un tapón de cemento para sellar la zona.
Otras medidas preventivas son minimizar las presiones de fondo ejerciendo
buenas prácticas de perforación que mantengan los aumentos bruscos de presión al
nivel dela presión de fractura y de formación, o interrumpiendo la circulación del fluido
de perforación por varios intervalos de tiempo durante los viajes de tubería. Esta acción
generalmente se aplica cuando se paran repentinamente las bombas puesto que con
ello se generan grandes aumento de presión
CONCLUSIÓN
Muchos problemas son causados por las presiones anormales. Si bien es casi
imposible eliminarlas, pueden ser minimizadas reduciendo la velocidad de movimiento
de la tubería durante los viajes, ya que mientras más rápida sea esta, mayores serán
las presiones de compresión y de succión. El costo y los problemas inherentes a la
perforación, pueden reducirse sustancialmente si se conoce con anterioridad a que
profundidad se encuentran las presiones anormales y cuál es su magnitud.
El cálculo de las presiones es difícil debido a la forma en que se mueven los fluidos y la
tubería en el hoyo. Cuando se efectúa un viaje o se corre un revestidor se genera una
situación en la cual la tubería se mueve a través del fluido más que el fluido a través de
la tubería. El patrón de flujo que domina este movimiento puede ser laminar o turbulento
dependiendo de la velocidad a la que se mueve la tubería.
Uno de los principales problemas durante la perforación del pozo es ocasionado cuando
la sarta de perforación o una herramienta se atasca en el hoyo. En estos casos se
deben utilizar herramientas especiales para recuperarlas, lo cual puede ocasionar daño
a la formación. Sin embargo, algunas formaciones pueden ser dañadas forzando fluido
de perforación a través de ella, cuando se utiliza una presión de sobrebalance muy
grande mientras se perfora, logrando que la permeabilidad de la roca disminuya en las
cercanías del hoyo. Esta situación también puede ocasionar pérdidas de circulación
cuando se encuentra una formación muy porosa y permeable.
Prevenir situaciones como estas es el principal interés para quienes estén operando en
el taladro, por lo que hay que tener en cuenta cada una de las técnicas de remediación
que sean beneficiosas para uno u otro problema.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
ebookbrowse.com
es.scribd.com
www.cedip.edu.mx
seminarioluzpetroleo.files.wordpress.com
www.tauniversity.org