Presiones En Un Pozo 5k3q5g

PRESIONES EXISTENTES EN UN POZO

¿ QUE ES LA PRESION ? La presión es un término empleado comúnmente en la industria petrolera y para definirlo se debe recurrir a la noción más elemental de fuerza. La presión es la magnitud que indica cómo se distribuye la fuerza sobre la superficie a la cual está aplicada La magnitud de la presión se puede calcular, de manera general, dividiendo la intensidad de la fuerza por el área de la superficie, mediante la ecuación 𝐹 𝑃= 𝐴

Las presiones existentes en un pozo son: • •

PRESIÓN HIDROSTÁTICA(PH)

PRESIÓN DEL YACIMIENTO O PRESION DE FORMACION(PYAC)

• PRESIÓN DE FRACTURA (PFRACT) • PRESIÓN DE SOBRECARGA(PSC) • PRESIÓN DE CIRCULACIÓN( PCIRC) • PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN (PIC) • PRESIÓN REDUCIDA DE CIRCULACIÓN (PCR) • PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN (PIC) • PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN (PFC)

•

MÁXIMA PRESIÓN ANULAR PERMITIDA EN SUPERFICIE(MPAPS)

PRESION HIDROSTATICA •

Presión ejercida por una columna hidrostática de fluido en cualquier parte del pozo, depende directamente de la densidad o peso del fluido en uso y de la columna vertical verdadera de dicho fluido 𝑙𝑏 𝑙𝑏 𝑃ℎ = 𝑃𝑠𝑖 = 0,052 ∗  ∗ ℎ(𝑝𝑖𝑒) 𝑝𝑢𝑙𝑔2 𝑔𝑎𝑙 𝑙𝑏 𝑔𝑟 𝑃ℎ = 𝑃𝑠𝑖 = 1,4212 ∗  ∗ ℎ(𝑚) 𝑝𝑢𝑙𝑔2 𝑐𝑐

PRESIÓN DEL YACIMIENTO O PRESIÓN DE FORMACION • Presión a la cual se encuentran los fluidos confinados dentro de la formación, dichos fluidos pueden ser agua, gas o petróleo. Existen tres tipos de Pyac: TIPOS

RANGOS

SUB NORMAL

< 0.465

NORMAL

=0.465

ANORMAL

> 0.465

Para poder hallar la presión de formación se necesita el gradiente de presión.

GRADIENTE DE PRESION •

El cambio producido en la presión por unidad de profundidad, expresado normalmente en unidades de psi/pie o kPa/m. La presión se incrementa en forma predecible con la profundidad

𝑝𝑠𝑖 𝑙𝑏 𝐺𝑟𝑎𝑑 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛 = 0,052 ∗  ( ) 𝑝𝑖𝑒 𝑔𝑎𝑙

La presión de formación

se puede encontrar mediante la siguiente formula: 𝑃𝑓 = 𝐺𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛

𝑝𝑠𝑖 ∗ ℎ(𝑝𝑖𝑒) 𝑝𝑖𝑒

Diferencial de Presión P=PH-PF

•

PRESION EN BALANCE.- se dice que la presión en el pozo esta en balance cuando la presión hidrostática (PH) ejercida sobre el fondo del pozo es igual a la presión de la formación(PF) PH=PF

•

PRESION EN SOBREBALANCE.- se dice que la presión en el pozo esta en sobrebalance cuando la presión hidrostática ejercida en el fondo del pozo (PH) es mayor que la presión de la formación (PF) PHPF

•

PRESION EN BAJOBALANCE.- se dice que la presión en el pozo esta bajobalance si la presión hidrostática ejercidad en el fondo del pozo (PH) es menor que la presión de la formación (PF). PHPF

PRESIÓN DE FRACTURA (PFRACT)

•

Es la presión que resiste la formacion antes de abrirse o fracturarse en un punto dado del pozo. Para que ocurra la fractura es necesario que la presión ejercida sobre la formación sea mayor que la suma de la presión de poros mas la componente horizontal de la presión de sobrecarga.

𝑃𝑓𝑟𝑎𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑃𝑠𝑖 = 𝑃ℎ 𝑃𝑠𝑖 ∗ 𝑃𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒(𝑃𝑠𝑖)

PRESIÓN DE SOBRECARGA(PSC)

En cualquier punto del suelo que se tome como referencia existe una presión originada por el material que esta por encima de este punto, este material esta compuesto por las rocas y los fluidos que se encuentra dentro de ella Presión ejercida por la masa de fluidos y sólidos existentes en los diferentes estratos atravesados, depende de la gravedad especifica de los fluidos y de los sólidos, así como del volumen poroso

En esta figura podemos ver , que cuando la presión horizontal es mayor a la vertical se produce una fractura en la formación y viceversa con la fuerza vertical

• 𝑃𝑠𝑐 = • 𝑃𝑠𝑐 • 𝑃𝑠𝑐

𝑝𝑒𝑠𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑚𝑖𝑛𝑒𝑟𝑎𝑙+𝑝𝑒𝑠𝑜 𝑑𝑒 (𝑎𝑔𝑢𝑎,𝑝𝑒𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒𝑜,𝑔𝑎𝑠) 𝐴𝑟𝑒𝑎

𝑃𝑠𝑖 = 0,052 1 − ∗ min 𝐾𝑔 𝑐𝑚2

= 0,001 1 − ∗ min

• Donde : • Psc=presión de sobrecarga • = Porosidad en % • min= Densidad del mineral • H2O = Densidad del agua • h= Profundidad

𝑙𝑏 𝑔𝑎𝑙 𝑔𝑟 𝑐𝑐

∗ ℎ 𝑝𝑖𝑒 +  ∗ 𝐻2𝑂

𝑙𝑏 𝑔𝑎𝑙

∗ ℎ 𝑐𝑚 +  ∗ 𝐻2𝑂

𝑔𝑟 𝑐𝑐

∗ ℎ(𝑝𝑖𝑒) ∗ ℎ(𝑐𝑚)

PRESIÓN DE CIRCULACIÓN( PCIRC)

•

es la presión necesaria para producir el movimiento de fluido de perforación o de terminación en el hoyo, venciendo la resistencia generada por la fricción entre el fluido y la superficie por donde este circula. Puede ser calculado determinando la sumatoria de las caídas de presión que ocurren en todo el sistema de circulación, desde que el fluido es expulsado de la bomba hasta que regresa a los tanques de fluido de perforación. Las presiones de circulación varían con la viscosidad y el punto cedente del fluido, la longitud y diámetro de la tubería, el tamaño del espacio anular y el régimen de circulación

Presión Reducida de Circulación (PCR): • se denomina así a la presión que se origina como resultado de las pérdidas por fricción en el sistema a las tasas de bombeo seleccionadas para controlar el pozo. Se puede determinar antes y después de que ha ocurrido una arremetida.

Presión de Cierre de Tubería de Perforación (PCTP): es la presión registrada en la tubería de perforación (manómetro) cuando el pozo está cerrado con una arremetida en su interior. La presión de cierre de la tubería de perforación es la cantidad de presión requerida para balancear la presión de la formación debido a la presión hidrostática insuficiente en la tubería de perforación.

• Siempre se supone que la arremetida ocurre en el espacio anular, debido a la dirección del movimiento del fluido de perforación durante la circulación. Esto deja una columna de fluido de perforación no contaminada dentro de la tubería de perforación. A partir de este supuesto se puede calcular directamente la presión de la formación a través de la presión que se genera en la tubería después del cierre mediante la siguiente ecuación: 𝑃𝐶𝑇𝐵 = 𝑃𝐹 − 𝑃𝐻

Presión Inicial de Circulación (PIC): •

es la presión necesaria en superficie que se debe aplicar en la tubería de perforación para comenzar el desplazamiento del fluido de perforación y así generar un sobrebalance mínimo sobre la formación que permita evitar cualquier entrada de fluido hacia el pozo. Es igual a la presión producida por pérdidas de fricción en el sistema (Presión Reducida de Circulación) más la Presión de Cierre de la Tubería de Perforación (PCTP). PIC=PCR +PCTP

• • • •

Donde: PIC: presión inicial de circulación, en Psi

PCR: presión reducida de circulación, en Psi PCTP: presión de cierre de la tubería de perforación, en Psi

Presión Final de Circulación (PFC):

• es la presión originada por las pérdidas defricción en el sistema de circulación, cuando se sustituye o reemplaza el fluido de perforación original del pozo por el lodo de control. Se puede obtener utilizando la ecuación: 𝑙𝑐 𝑃𝐹𝐶 = 𝑃𝑅𝐶 ∗ ( ) 𝑜𝑟𝑖𝑔

Donde: PFC: presión final de circulación en Psi

PRC: presión circulación reducida en Psi LC: densidad de lodo de control, lb/gal. orig: densidad del fluido de perforación original, lb/gal.

Máxima Presión Anular permitida en Superficie(MPAPS)

• Es la máxima presión que se puede permitir en el espacio anular en superficie antes de fracturar la formación a nivel de la zapata. MPAPS=0,052*(em-)*hz

Donde: MPAPS: máxima presión anular permitida en superficie, Psi. em: densidad equivalente máxima del fluido de perforación, lb/gal. : densidad del lodo, lb/gal. hz: profundidad vertical a la encuentra la zapata del revestidor, pie

Problemas de Hoyo Durante los Procesos de Viajes de Tuberías

• El proceso de hacer viajes consiste en sacar o introducir la sarta de perforación en el fondo del pozo con el propósito de retirar o reemplazar la mecha desgastada, colocar un revestidor en el pozo o para realizar otras operaciones relacionadas con la perforación del pozo. Durante este proceso es necesario considerar el procedimiento operacional, las presiones de surgencia, presiones de achique y el llenado correcto del pozo

A) Presión de Surgencia

• También llamada presión de compresión, se origina cuando la sarta de perforación, o el revestidor se introduce en el pozo, ocasionando que el fluido de perforación situado debajo de la mecha sea forzado a salir a la superficie por el espacio anular generando así un aumento en la presión hidrostática. Las fuerzas de compresión(responsables de las presiones de surgencia) se crean cuando la sarta de perforación se baja muy rápido y el fluido no tiene tiempo de desplazarse hacia arriba. El caso más critico es cuando la mecha está por encima de la zapata del último revestidor cementado debido a que la formación expuesta por debajo del revestidor tiene un menor margen de tolerancia sobre la presión de fractura que a mayor profundidad, es por ello que cuando se va introducir la sarta en el pozo es recomendable bajarla a velocidad lenta hasta estar por debajo de la zapata, luego se puede bajar a velocidad normal

La Figura (a) muestra como se baja la sarta dentro del pozo antes de llegar a la zapata del último revestidor cementado. En la Figura (b) se muestra la sarta de perforación una vez que ha pasado la profundidad de la zapata. En la Figura (c), se fractura la formación en su zona más débil producto de bajar la sarta a una velocidad mayor de la permitida, y ocurre la invasión del fluido de

PRESIÓN DE ACHIQUE O DE PISTONO • También conocida como presión de suabeo o de succión, se produce cuando se saca muy rápido la tubería del pozo, y el fluido de perforación alrededor de la sarta de perforación no baja a la misma velocidad con la cual esta sube. Este efecto disminuye la presión hidrostática y puede originar la entrada de fluidos de la formación al pozo .

• La Figura (a) muestra como se extrae la sarta fuera del pozo. En la Figura (b) se muestra la sarta de perforación una vez que ha pasado la profundidad de la zapata y debido a una velocidad inadecuada se genera una invasión de fluidos de la formación (puntos rojos) hacia el pozo. En laFigura (c), aumenta la invasión de los fluidos de la formación debido a la presión de succión generada mientras se saca la sarta de perforación.

• Atascamiento Diferencial • El atascamiento de tubería debido a un diferencial de presión ocurre cuando la sarta se incrusta en un revoque sólido de fluido de perforación que se encuentra en una zona permeable y es retenida en ese lugar debido a una diferencia de presión creada por un sobrebalance en la columna hidrostática. Este tipo de atascamiento de tubería usualmente ocurre cuando la tubería está estacionaria en el pozo durante un periodo corto de tiempo, tal como cuando se hacen conexiones o se realizan registros y se identifica por la circulación libre del fluido de perforación alrededor de la zona de atascamiento y la ausencia de movimiento ascendente/descendente. Sólo se puede realizar estiramiento y torque de la tubería

El atascamiento diferencial sólo puede ocurrir en formaciones de rocas permeables como areniscas, donde se forma el revoque del fluido de perforación. Esto no ocurre en formaciones de baja permeabilidad como las lutitas, donde normalmente el revoque del fluido de perforación no se forma.

Prevención de Atascamientos Diferenciales

  

Minimizar la presión de sobrebalance manteniendo la densidad del fluido de perforación al nivel más bajo permitido, ya que las densidades excesivas aumentan la presión diferencial en el revoque y aumentan el riesgo de atascamiento Reducir el área de o entre el pozo y la tubería usando portamechas pequeños en espiral o cuadrados; usando estabilizadores; y usando tubería de perforación extrapesada para complementar el peso de los portamechas. Mantener la sarta en movimiento cuando el ensamblaje de fondo esté frente a zonas potenciales de atascamiento.

Ejercicio 1: Atascamiento Diferencial. Se está perforando a 13.000 pies cuando se informa que existe un atascamiento diferencial en el hoyo. Para liberar la tubería se aplica una tensión de 18.850 lbf con la cual la tubería se elonga 0,5 pies. Sin embargo se observa que con esa tensión no delibera la tubería, por lo tanto se agrega una píldora de 8 lb/gal. Calcule el volumen dela píldora a usar en barriles si se conoce que con un diferencial de presión de 720 lpcse puede liberar la tubería. Además, se conoce que la densidad de poro es de 9 lb/gal la densidad del fluido de perforación es de 12 lb/gal. La sarta está constituida por tubería de perforación de 5 pulgadas x 3 pulgadas y a 5.000 pies hay un revestidor de9,875 pulgadas con un espesor de 0,5 pulgadas. Primero se calcula el área de la sección transversal de la tubería:

El atascamiento de la tubería se produjo porque el diferencial de presión es muy alto. Al no poder variar la presión de la formación, el único medio para disminuir el diferencial de presión sería disminuyendo la presión hidrostática lo cual se realiza con una píldora especial. Para ello se calcula la nueva presión hidrostática necesaria para disminuir el diferencial de presión hasta el valor necesario y así lograr liberar la tubería.

Este sería el valor de la presión hidrostática necesario para liberar la tubería y representa la suma de la presión hidrostática del fluido de perforación más la presión hidrostática de la píldora ya que al poseer ambos fluidos diferentes densidades el fluido de menor densidad (en este caso la píldora) ascenderá en el espacio anular hasta colocarse por completo sobre el fluido de perforación. Debido a que la altura dela columna hidrostática de la píldora no es conocida se le asignará un valor X a esta variable y se expresará la altura de la columna hidrostática del fluido de perforación en función de dicha variable.