52895658-5-Problemas-de-hoyo-1.pdf
148
Problemas de Hoyo TEMA VII: PROBLEMAS DE HOYO. En muchos casos, aunque se disponga de los mejores equipos, herramientas, materiales, tecnología y personal capacitado durante la perforación del pozo, pueden presentarse una serie de problemas que en algunos casos pueden ser difíciles de resolver y además ocasionan altos costosos. Estos problemas están asociados con la formación, las condiciones operacionales y los problemas mecánicos en el hoyo que puedan impedir que las operaciones de perforación continúen. Entre los más comunes se encuentran: derrumbes de la formación o inestabilidad del hoyo, pérdidas de circulación parcial o total del fluido de perforación, desviación crítica del hoyo, atascamiento de la sarta de perforación o desprendimiento de una parte de la misma, arremetidas, y reventones. Prevenir estas situaciones que puedan alterar el ritmo de la perforación y los costos asociados en el proceso es el principal interés para el personal del taladro; ya que sino son controladas a tiempo o el operador no puede solucionarlas utilizando las técnicas convencionales, pueden causar la pérdida total del pozo; por lo que hay que tener en cuenta que mientras una técnica de remediación es beneficiosa para un problema quizás para otro no lo sea. 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. 17
-
Upload
jussef-fuentes-quintero -
Category
Documents
-
view
18 -
download
3
Transcript of 52895658-5-Problemas-de-hoyo-1.pdf
Problemas de Hoyo
TEMA VII: PROBLEMAS DE HOYO.
En muchos casos, aunque se disponga de los mejores equipos, herramientas,
materiales, tecnología y personal capacitado durante la perforación del pozo, pueden
presentarse una serie de problemas que en algunos casos pueden ser difíciles de
resolver y además ocasionan altos costosos. Estos problemas están asociados con la
formación, las condiciones operacionales y los problemas mecánicos en el hoyo que
puedan impedir que las operaciones de perforación continúen. Entre los más comunes
se encuentran: derrumbes de la formación o inestabilidad del hoyo, pérdidas de
circulación parcial o total del fluido de perforación, desviación crítica del hoyo,
atascamiento de la sarta de perforación o desprendimiento de una parte de la misma,
arremetidas, y reventones.
Prevenir estas situaciones que puedan alterar el ritmo de la perforación y los costos
asociados en el proceso es el principal interés para el personal del taladro; ya que sino
son controladas a tiempo o el operador no puede solucionarlas utilizando las técnicas
convencionales, pueden causar la pérdida total del pozo; por lo que hay que tener en
cuenta que mientras una técnica de remediación es beneficiosa para un problema
quizás para otro no lo sea.
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.
17
Problemas de Hoyo
Por otra parte, una presión inesperada en el subsuelo; puede ocasionar una arremetida
en el hoyo, así como también las operaciones de viaje de tubería, específicamente
cuando se extrae la sarta del hoyo, ya que disminuye el nivel de fluido de perforación
en el pozo, provocando que la presión disminuya en el fondo, lo que se conoce como
presiones de achique. En ambas situaciones se pierde el sobrebalance en el pozo y los
fluidos fluyen hacia la superficie de manera descontrolada. El influjo o arremetida
puede ser de petróleo, agua o gas, sin embargo, cuando esta es causada por gas
natural o sulfuro de hidrógeno, puede ser más peligrosa.
Cuando esta situación ocurre tan rápido que los perforadores no tienen tiempo de
cerrar los impiderreventones se produce un reventón en el pozo. Por el contrario si los
impiderreventones son cerrados a tiempo, es posible bombear un fluido de
perforación de mayor densidad para circular el influjo.
7.1- Conceptos de Presión
Los gases y los líquidos son fluidos, que pueden estar en movimiento o en reposo
(estáticos), pero aunque estén en reposo la masa, las partículas, los átomos y las
moléculas están en continua agitación por lo que ejercen presión sobre las superficies
que los contienen[1]. 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 [2]. 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 7.1:
P =FAffffff (7.1)
18
Problemas de Hoyo
Donde:
P: presión.
F: fuerza.
A: área.
Existen varios tipos de presiones y cada una de ellas depende del medio que
proporcione la fuerza. A continuación se definirán los conceptos de presión más
comunes que pueden ser encontrados durante la perforación de un pozo.
7.1.1.-Presión Hidrostática
Es la presión que ejerce el peso de una columna de fluido sobre las paredes y el fondo
del recipiente que lo contiene. Cuando actúa en un punto determinado de un fluido en
reposo provoca una fuerza perpendicular a las paredes del recipiente y a la superficie
de cualquier objeto sumergido que esté presente. Su valor es directamente
proporcional a la densidad del fluido y a la altura de la columna medida
verticalmente. Las dimensiones y geometría de esta columna no tienen efecto en la
presión hidrostática, es decir, su valor es independiente de la forma del recipiente que
lo contiene.
En la Figura 7.1, se muestran las fuerzas que ejerce un fluido en equilibrio sobre las
paredes del recipiente y sobre un cuerpo sumergido. En todos los casos, la fuerza es
perpendicular a la superficie.
19
Problemas de Hoyo
Figura 7.1: Efectos de la Presión Hidrostática [1].
Todos los líquidos pesan, por ello cuando están contenidos en un recipiente las capas
superiores oprimen a las inferiores, generándose una presión debida al peso. La
ecuación para determinar la presión hidrostática depende de las unidades en que esté
expresada la densidad del fluido de perforación y la altura de la columna hidrostática.
Se puede determinar de manera general usando la ecuación 7.2:
PH = FCBρBh (7.2)
Donde:
presión hidrostática.
: factor de conversión.
ρ: densidad del fluido.
: altura de la columna hidrostática.
Las unidades dependen del sistema de clasificación de medidas en que se quieran
expresar dichas magnitudes. Las unidades más comunes utilizadas en campo son:
PH = 0,052BρBh (7.3)
20
Problemas de Hoyo
Donde:
: presión hidrostática, lpc.
ρ: densidad del fluido, lb/gal.
h: altura de la columna hidrostática, pie.
Y se aplica sólo cuando el fluido está en reposo, es decir, cuando no hay circulación.
7.1.2.- Presión de Sobrecarga
Es la presión ejercida por el peso de la matriz de la roca y los fluidos contenidos en
los espacios porosos sobre una formación particular. La Figura 7.2 muestra la
dirección en la que actúa el peso de sobrecarga sobre el espacio poroso y los fluidos
contenidos en él.
Figura 7.2: Presión de Sobrecarga [3].
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.
21
Problemas de Hoyo
7.1.3.- 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 [4]. 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 de
formación se clasifica de acuerdo a su valor de gradiente de presión en: normal,
subnormal y anormal [3]; según el rango de valores indicado en la Figura 7.3.
SUBNORMAL ANORMALNORMAL
0.433 lpc/pie
Agua Dulce
0.465 lpc/pie
Agua Salada
Figura 7.3: Rangos de Valores de Gradiente de Presión [3].
Presión Normal [4]: se dice que la presión de poro es normal cuando la formación
ejerce una presión igual a la columna hidrostática de fluido contenido en los poros de
la misma. Las presiones normales son causadas principalmente por el peso de la
columna hidrostática de la formación que va desde el punto donde se ejerce presión
hasta la superficie. La mayor parte de la sobrecarga en las formaciones con presión
normal es soportada por los granos que conforman la roca.
El gradiente de presión de los fluidos de la formación generalmente se encuentra en
un rango que va desde 0,433 lpc/pie hasta 0.465 lpc/pie, y varía de acuerdo con la
región geológica.
22
Problemas de Hoyo
Para entender las fuerzas responsables de estas presiones que soportan los fluidos en
el subsuelo, se deben considerar los procesos geológicos que ocurrieron previamente.
Los que tienen mayor relación con la presión de la formación son los siguientes:
• 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.
23
Problemas de Hoyo
Presión de Formación Subnormal [5]: ocurre cuando la presión de la formación
es menor que la presión normal, generalmente con gradientes menores a 0,433
lpc/pie. Pueden encontrarse en formaciones someras, parcial o completamente
agotadas y en aquellas que afloran en superficie. Esto indica que estas presiones
existen, bien sea, en áreas con bajas presiones de sobrecarga o en depósitos calcáreos.
Formaciones con presiones subnormales pueden ser desarrolladas cuando la
sobrecarga ha sido erosionada, dejando la formación expuesta a la superficie.
Presión de Formación Anormal: las formaciones con presión anormal ejercen
una presión mayor que la presión hidrostática de los fluidos contenidos en la
formación. Se caracterizan por el movimiento restringido de los fluidos en los poros,
es decir, es imposible que la formación pueda liberar presión; de lo contrario se
convertirían en formaciones de presión normal. Para que esto ocurra debe existir un
mecanismo de entrampamiento que permita generar y mantener las presiones
anormales en el sistema roca-fluidos.
Teóricamente el gradiente de presión en una formación de presión anormal varía
entre 0,465 y 1,0 lpc/pie, por lo que cuando se genera un aumento en la presión de
poro, generalmente no excede un gradiente de presión igual 1,0 lpc/pie [5].
Muchas formaciones con presión anormal se encuentran en cuencas sedimentarias del
mundo y su existencia se debe principalmente a los procesos geológicos que
ocurrieron en una zona determinada, así como también a la presencia de fallas, domos
de sal en la formación e incremento de la presión de sobrecarga, puesto que cuando
esto ocurre los fluidos contenidos en los espacios porosos son los encargados de
soportar la carga impuesta por la sobrecarga mucho más de lo que pueden hacerlo los
granos de la roca, lo cual genera un aumento de presión en los poros que no puede ser
liberada.
24
Problemas de Hoyo
Para entender el origen de las presiones anormales se han propuestos diversos
mecanismos que tienden a explicar las causas geológicas que provocaron estas
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 de
la que pueden ser expulsados los fluidos del espacio poroso, la sobrecarga es
soportada parcialmente por la presión de poro, causando presiones anormalmente
altas [4].
• 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 [4].
• 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 [4].
• 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
25
Problemas de Hoyo
concentración a una de alta. Durante este proceso la presión caerá en la formación de
baja salinidad y aumentará en la formación más salina creando presiones
anormales [4].
7.1.4.- 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.
Cada uno de estos puntos serán explicados a lo largo del trabajo.
26
Problemas de Hoyo
7.1.5.- Diferencial de Presión [6]
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 7.4:
ΔP = PH@PF (7.4)
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) (ver Figura 7.4a).
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) (ver Figura 7.4b).
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 [4].
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
27
Problemas de Hoyo
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 7.4c). 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 7.4: Diferencial de Presión [6].
7.1.6.- Gradiente de Presión [4]
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 7.5:
28
G f (7.5) L =PH
hfffffff
Problemas de Hoyo
Simplificando se obtiene la ecuación 7.6:
GL = 0,052Bρ (7.6)
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 [7].
7.2.- Problemas de Hoyo Durante los Procesos de Viajes de Tuberías y
Operaciones de Perforación
Durante el proceso de construcción de pozos pueden presentarse diversos problemas
ocasionados principalmente por los viajes de tubería y las operaciones involucradas
en la perforación del hoyo. Estos pueden entorpecer con las operaciones normales y
ocasionar grandes pérdidas de tiempo, lo que se traduce en un aumento de los gastos
de perforación. Estos problemas son:
Problemas de hoyo durante los procesos de viajes de tubería.
Problemas de hoyo durante las operaciones de perforación.
29
Problemas de Hoyo
7.2.1.- 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 hoyo con el propósito de retirar o reemplazar la mecha desgastada, colocar
un revestidor en el hoyo 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
hoyo.
7.2.1.1.- Presión de Surgencia
También llamada presión de compresión, se origina cuando la sarta de perforación, o
el revestidor se introduce en el hoyo, 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.
Por otra parte, como el fluido de perforación es ligeramente compresible, la presión
en el pozo puede aumentar y producir fractura de la formación, falla del revestidor o
pérdida del fluido de perforación y en consecuencia, puede disminuir la presión
hidrostática, lo cual afecta la estabilidad del hoyo.
30
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 hoyo es
recomendable bajarla a velocidad lenta hasta estar por debajo de la zapata, luego se
puede bajar a velocidad normal.
Problemas de Hoyo
En la Figura 7.5, se muestra el esquema mecánico del movimiento de la sarta de
perforación que genera la presión de surgencia. La Figura 7.5a muestra como se baja
la sarta dentro del pozo antes de llegar a la zapata del último revestidor cementado.
En la Figura 7.5b se muestra la sarta de perforación una vez que ha pasado la
profundidad de la zapata. En la Figura 7.5c, 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 perforación hacia la formación.
Figura 7.5: Esquema mecánico de la sarta de perforación durante la generación de presión de surgencia [3].
7.2.1.2.- Presión de Achique
También conocida como presión de suabeo o de succión, se produce cuando se saca
muy rápido la tubería del hoyo, 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.
En la Figura 7.6 se muestra el esquema mecánico del movimiento de la sarta de
perforación que genera la presión de achique. La Figura 7.6a muestra como se extrae
la sarta fuera del pozo. En la Figura 7.6b se muestra la sarta de perforación una vez
que ha pasado la profundidad de la zapata y debido a una velocidad inadecuada se
31
Problemas de Hoyo
genera una invasión de fluidos de la formación (puntos rojos) hacia el hoyo. En la
Figura 7.6c, aumenta la invasión de los fluidos de la formación debido a la presión de
succión generada mientras se saca la sarta de perforación.
Figura 7.6: Esquema mecánico de la sarta de perforación durante la generación de presión de achique[3].
Las presiones de surgencia y de achique se ven afectadas por factores tales como:
Propiedades del fluido de perforación (densidad, viscosidad, punto cedente,
resistencias de gel, etc.).
Geometría del hoyo.
Velocidad de subida y bajada de la sarta de tubería.
Condiciones del hoyo y propiedades de la formación.
Profundidad del pozo.
Configuración del BHA.
Muchos problemas son causados por las presiones de surgencia y achique. 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.
32
Problemas de Hoyo
El cálculo de las presiones de surgencia y achique 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.
Las presiones de surgencia y achique se pueden determinar cuando la velocidad del
fluido en la tubería se rige bajo las condiciones de flujo laminar. Para ello se han
desarrollado varias ecuaciones matemáticas que establecen una estrecha relación
entre la tubería y la geometría del hoyo, así como también muestran el efecto de
arrastre del fluido de perforación en la superficie de la tubería a medida que es
extraída del hoyo. Cuando el patrón de flujo es turbulento se utilizan correlaciones
empíricas.
Adicionalmente se han desarrollado estudios para entender el comportamiento de las
presiones de surgencia en el hoyo. Entre ellos, los estudios de campo de Burkhardt,
cuyo trabajo consistió en correr un revestidor en un hoyo equipado con sensores de
presión, con lo cual logró llevar un registro de los cambios de presión (positivos y
negativos) [7].
Como se puede observar en la Figura 7.7, el mayor valor de presión de surgencia
ocurrió a la máxima velocidad de la tubería lo cual indica que el arrastre o flujo del
fluido de perforación hacia arriba cuando se introduce la sarta en el hoyo es un factor
importante en la formación de algunas presiones de surgencia (punto b) [7].
33
Algunos picos de presión negativa ocurrieron mientras la tubería se mantuvo en
estado de reposo, es decir, después que se aplicaron los frenos en la cabina del
Perforador. Esto indica que los efectos inerciales también pueden ocasionar presiones
de surgencia (punto c) [7].
Problemas de Hoyo
Otra presión de surgencia negativa ocurrió mientras el revestidor fue levantado por
las cuñas. Los análisis teóricos muestran que puede ser debido a la rotura de los geles
del fluido de perforación o a efectos inerciales (punto a) [7].
Figura 7.7: Patrón de presiones de surgencia mientras se bajaba un revestidor en el hoyo [7]
La tasa total, con la que sube el fluido de perforación mientras se baja la tubería en el
hoyo, es igual en magnitud pero en sentido opuesto, a la tasa con la cual se desplaza
el fluido de perforación desde el fondo del hoyo por la sección de tuberías. Por otro
lado, la tasa total con la que baja el fluido, a medida que se saca la tubería del hoyo,
debe ser igual en magnitud, pero en dirección opuesta al volumen de tubería que está
34
Problemas de Hoyo
saliendo del hoyo. Si la sección inferior de la tubería está cerrada, la magnitud de la
tasa de flujo total, de manera general, viene dada por la ecuación 7.7 [8]:
q (7.7) t = vt
πd12
4fffffffffff
Donde:
q t : tasa del fluido de perforación.
vt : velocidad con que viaja la tubería.
d1: diámetro de la tubería.
Asumiendo que la tubería está cerrada, todo el flujo ocurre en el anular y la magnitud
de la velocidad del fluido de perforación en el anular viene dada por la ecuación 7.8:
v (7.8) afffffff=
4q t
π d22@d1
2b c
ffffffffffffffffffffffffffffffffff= d12Bvt
d22@d1
2b c
fffffffffffffffffffffffffffff
Donde:
vafffffff
: velocidad del fluido de perforación en el anular, pie/seg.
vt : velocidad de viaje de la tubería, pie/seg.
d1: diámetro de la tubería que se baja en el hoyo, pulgadas.
d2: diámetro del hoyo, pulgadas.
Por otro lado, las presiones de surgencia son dependientes de la viscosidad del fluido,
de los diámetros de la tubería y del hoyo, y de la velocidad con la que se baja la
tubería. También es conocido como el gradiente de presión viscosa y viene dado por
la ecuación 7.9:
35
Problemas de Hoyo
dpf
dLffffffffffff=
μ vafffffff+ vt
2ffffffff
d e
1.000 d2@d1
b c2fffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffff (7.9)
Donde: d p f
dLffffffffffffff: presión de surgencia por unidad de longitud, lpc/pie.
μ : viscosidad plástica del fluido de perforación, cp.
vafffffff
: velocidad del fluido de perforación en el anular, pie/seg.
vt : velocidad de viaje de la tubería, pie/seg.
d1: diámetro de la tubería que se baja en el hoyo, pulgadas.
d2: diámetro del hoyo, pulgadas.
La densidad equivalente, producto de la presión de surgencia viene dada por la
ecuación 7.10:
ρe = ρ +Δpf
0,052Bhfffffffffffffffffffffffffffff (7.10)
Donde:
ρe: densidad equivalente, lbs/gal.
ρ: densidad del fluido de perforación en el hoyo, lbs/gal.
Δpf : pérdidas de presión producto de la presión de surgencia, lpc.
h: profundidad de la tubería que se baja en el hoyo, pie.
36
Problemas de Hoyo
7.2.1.3.- Llenado de Hoyo [9]
Generalmente los problemas que se presentan al tratar de mantener el hoyo
completamente lleno de fluido durante la extracción e 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 de
perforación en el hoyo bajará debido al volumen que ésta ocupa, a las pérdidas de
fluido que se producen en superficie y a la filtración o pérdida del fluido de
perforación hacia las formaciones permeables. Como consecuencia del descenso del
nivel de la columna del fluido de perforación se produce una reducción en la presión
hidrostática.
Si no se realiza un control adecuado al pozo a medida que se extrae la sarta puede
ocurrir una entrada indeseada de fluido de la formación al pozo disminuyendo la
presión hidrostática a una presión menor que la contenida en la formación. Cuando
esto sucede es necesario llenar de fluido el hoyo a intervalos determinados o
continuamente por medio del tanque de viaje, con el objetivo de reemplazar el
volumen representado por el acero de la tubería extraída, y/o compensar las pérdidas
por filtración. Cualquiera que sea el caso, es importante llevar un registro del fluido
de perforación que toma el pozo cada diez (10) parejas de tubería o dos (2) de
portamechas si el llenado es continuo, y cada cinco (5) parejas de tubería o una (1) de
portamechas si el llenado es en forma intermitente.
En la Figura 7.8 se muestra un esquema mecánico del movimiento del fluido de
perforación durante los viajes de tubería. En el lado izquierdo el fluido de perforación
debe dirigirse desde los tanques hacia el hoyo para lograr un correcto llenado de
hoyo, esto ocurre cuando se extrae la sarta de perforación del hoyo. Adicionalmente
en el lado derecho el fluido de perforación se desplaza desde el hoyo hacia los
tanques, es decir, cuando se introduce la tubería en el hoyo.
37
Problemas de Hoyo
Figura 7.8: Esquema mecánico del movimiento del fluido de perforación durante los viajes de tubería[3].
El volumen del acero o metal de la tubería puede calcularse, pero las adicciones
necesarias de fluido para reemplazar las pérdidas por filtración, sólo pueden
predecirse estableciendo comparaciones con los volúmenes determinados
previamente, es decir, el volumen calculado y el volumen real. Por esta razón, es
necesario mantener en el taladro un registro del volumen de fluido de perforación
requerido, correspondiente al número de tubos (o parejas) extraídos durante cada
operación.
Por otra parte, es importante llevar el control de llenado cuando se introduce la sarta
de perforación en el hoyo, puesto que con ello se pueden detectar pérdidas de
circulación durante los viajes e influjos de gas; esto es, más que llevar un control del
llenado del hoyo lo que se realiza es llevar un control del volumen de fluido de
perforación desplazado al introducir la tubería de perforación, esto se logra
verificando si el volumen de los tanques corresponde con el volumen desplazado por
la sarta.
38
Problemas de Hoyo
7.2.2.- Problemas de Hoyo Durante las Operaciones de Perforación
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 en: problemas asociados con la formación y
problemas asociados con el fluido de perforación.
Los problemas más comunes asociados con la formación son; inestabilidad del hoyo,
pérdidas de circulación y atascamiento de tubería en el hoyo.
7.2.2.1.- Inestabilidad del Hoyo [10]
Cuando se perfora un hoyo, cambia el estado inicial de los esfuerzos en la formación,
ocasionando la redistribución de los mismos en la vecindad del pozo. Este estado de
redistribución de los esfuerzos puede exceder la fuerza de la roca y ocasionar una
falla. Adicionalmente cuando un hoyo está cargado activamente (la presión
hidrostática en el hoyo es menor que la presión de la formación) o cargado
pasivamente (la presión hidrostática en el hoyo es mayor que la presión de la
formación) otros efectos de esfuerzo podrían causar fallas en la formación.
La mayoría de los problemas de inestabilidad de hoyo ocurren en formaciones
lutíticas puesto que sus propiedades varían significativamente de una zona a otra.
Existen diversos efectos que causan la inestabilidad del hoyo. Estos pueden ser de
origen químico o mecánico.
39
Problemas de Hoyo
Efectos Químicos: el intercambio iónico en arcillas como las ilitas, mica,
esmectita, clorita, y capas de arcillas mezcladas pueden causar muchos problemas de
inestabilidad de hoyo. Los ingenieros pueden erróneamente simular mecanismos de
fallas con modelos mecánicos, analíticos o empíricos, mientras que el principal
mecanismo puede ser un efecto químico. El principal mecanismo de falla durante la
construcción de un pozo relacionado con causas químicas es la hidratación de las
arcillas.
La hidratación de las arcillas ocurre debido a la afinidad que tienen las arcillas con el
agua tales como la esmectita y la ilita, las cuales absorben agua y aumentan la presión
de la formación causando derrumbes y ensanchamiento del hoyo. La mayor
proporción de arcillas se encuentran en las lutitas y si estas se encuentran en un medio
en el que pueden reaccionar (fluidos de perforación base agua) se hidrataran con el
agua aumentando su volumen.
Efectos Mecánicos: generalmente un hoyo falla por exceso de fuerzas de tensión y
esfuerzos de corte en la formación, es por ello que estos factores deben ser
considerados en la evaluación de la estabilidad del hoyo durante el proceso de
perforación.
• Fallas por Tensión: son encontradas frecuentemente en la práctica. Ocurren
cuando los esfuerzos de tensión vencen la cohesión de la formación. Generalmente se
producen por la densidad excesiva del fluido de perforación y son las responsables de
que ocurra fracturamiento hidráulico. Cuando ocurren fallas por tensión el esfuerzo
ejercido sobre la formación es mayor que la tracción generada por la formación. Se
clasifican de dos formas en términos del esfuerzo principal; fracturamiento hidráulico
y exfoliación.
40
Problemas de Hoyo
El fracturamiento hidráulico (ver Figura 7.9a) puede ocurrir cuando la presión del
fluido de perforación es excesivamente alta mientras que la exfoliación (ver Figura
7.9b) usualmente se presenta cuando la presión de poro aumenta más que la presión
del fluido de perforación como resultado de deformaciones en la matriz. Sin embargo,
existen rangos de seguridad al momento de diseñar los fluidos de perforación dentro
de los cuales no ocurre falla por tensión.
Figura 7.9: Tipos de Fallas por Tensión [10].
Esfuerzos de Corte: se producen cuando los esfuerzos de compresión exceden la
resistencia mecánica de la formación. Generalmente estas condiciones ocurren en el
hoyo cuando la densidad del fluido de perforación es insuficiente. Las fallas por
esfuerzo de corte ocurre en las paredes del hoyo y se clasifican en: fallas de corte
simple, corte por hinchamiento, corte helicoidal y corte elongado. Cada una de estas
categorías se basa en términos del esfuerzo principal.
41
Problemas de Hoyo
Figura 7.10: Tipos de Fallas por Corte [10].
La rotura y falla por esfuerzo de corte y ensanchamiento (ver Figura 7.10a y 7.10b)
ocurre cuando la presión del ejercida por el fluido de perforación no es
suficientemente alta para soportar el hoyo. Por otra parte cuando la presión ejercida
por el fluido de perforación es excesivamente alta pueden ocurrir fallas por esfuerzos
de corte helicoidales o elongadas (ver Figura 7.10c y 7.10d). Similarmente a la falla
por tensión existen bajos y altos límites de presión del fluido de perforación los
cuales definen la ventana de seguridad de las presiones del fluido de perforación,
dentro de estos límites la falla por esfuerzos de corte no ocurriría.
La densidad del fluido de perforación es una consideración importante para el
tratamiento de los problemas de inestabilidad de hoyo y debe ser estimada dentro de
los límites adecuados para prevenir fallas por tensión y por corte, así como también
para evitar la reducción del diámetro del hoyo en formaciones viscoplásticas (sales).
Cuando la densidad del fluido de perforación se encuentra por encima del límite
superior la presión ejercida en las paredes del hoyo causará fallas de tensión y pérdida
del fluido de perforación, mientras que cuando la densidad se encuentra en el límite
42
Problemas de Hoyo
inferior está ejercerá la mínima presión en el fondo previniendo fallas de corte en
zonas plásticas y la disminución del diámetro del hoyo.
En la Figura 7.11, se pueden apreciar los tipos de inestabilidad del hoyo producidas
por cada uno de los efectos mencionados anteriormente, así como también la
dirección de los esfuerzos horizontales máximos y mínimos de la formación.
Figura 7.11: Tipos de inestabilidad del hoyo [11].
43
Problemas de Hoyo
• Factores que Afectan la Estabilidad del Hoyo
El objetivo de analizar la inestabilidad del hoyo es investigar su potencial de
inestabilidad para calcular el estado de redistribución de los esfuerzos y comparar
esto con un modelo de falla. Para entender los problemas de falla en el hoyo, se deben
conocer los factores que afectan la estabilidad de la formación:
♦ Orientación y magnitud de los esfuerzos en sitio: la sobrecarga ejerce un
esfuerzo vertical sobre la formación generando un esfuerzo horizontal hacia afuera
debido a las propiedades mecánicas de la roca [10].
En un ambiente no sometido a esfuerzos tectónicos, el esfuerzo máximo está
orientado en la dirección vertical (σz) debido a la sobrecarga y los esfuerzos
principales intermedio y mínimo (σx y σy) están ubicados en el plano horizontal [12]
(ver Figura 7.12).
Figura 7.12: Orientación de los esfuerzos [12].
44
Problemas de Hoyo
Cuando se desvía un pozo vertical los esfuerzos principales tienden a hacer que el
pozo sea menos estable y se requiere generalmente una mayor densidad del fluido de
perforación. Para evaluar el esfuerzo en un pozo desviado, resulta útil descomponer
los esfuerzos principales en otra orientación, de manera que estén orientados radial,
tangencial y axialmente a la trayectoria del pozo [12] (ver Figura 7.13).
Figura 7.13: Orientación de los esfuerzos en pozos desviados [12]
♦ Propiedades Mecánicas de la Roca: la dirección de los esfuerzos cuando se
encuentran capas planas de lutitas en un yacimiento es un factor importante a
considerar al momento de analizar la estabilidad de un hoyo.
La presencia de capas planas en formaciones lutíticas genera un comportamiento
diferente en las propiedades del material, es decir, provocan menor resistencia a los
esfuerzos que aquellas que poseen las mismas propiedades, esto se debe a que los
esfuerzos se orientan en las direcciones determinadas por los planos anisotrópicos.
♦ Presión de Poro: la existencia de la presión de poro cambia los tensores de fuerza
efectiva en la formación cuando se encuentran capas de lutitas impermeables y altas
45
Problemas de Hoyo
presiones de poro, lo que ocasiona un cambio en el volumen de la formación. Por otra
parte, cuando la presión de poro es inducida se reduce la presión de confinamiento
efectiva lo cual puede resultar en fallas en el hoyo.
♦ Presión del Fluido de Perforación: desde el punto de vista mecánico la función
principal del fluido de perforación es proveer suficiente peso hidrostático para
balancear la presión de la formación y soportar la carga impuesta en las paredes del
hoyo generada entre otros factores por los esfuerzos en sitio.
Cuando la presión ejercida por la columna hidrostática excede la presión de la
formación (sobrebalance), el fluido de perforación penetrará en la formación y
reducirá gradualmente el peso efectivo de soporte en las paredes del hoyo. Si la
presión es excesivamente alta puede ocurrir fracturamiento hidráulico causando
pérdida de fluido, por lo que disminuirá el soporte en las paredes del hoyo. Esto no
sólo incrementará los costos asociados con el fluido de perforación sino también
generará inestabilidad en el hoyo.
Estos problemas pueden ser prevenidos si se determinan las densidades críticas del
fluido de perforación, es decir, si se optimiza la densidad del fluido de perforación se
puede prevenir el colapso de las paredes del hoyo sin riesgos de fracturar la
formación.
7.2.2.2.-Pérdidas de Circulación [13]
La pérdida de circulación o pérdida de retorno está definida como la invasión de los
fluidos de perforación y/o lechadas de cemento hacia la formación. El control y
prevención de la pérdida de circulación de los fluidos de perforación es un problema
frecuentemente encontrado durante la perforación de pozos de petróleo y gas.
46
Problemas de Hoyo
La pérdida puede ser parcial o total, es decir, se puede perder una pequeña fracción de
fluido generalmente manifestada por una disminución gradual del nivel del fluido de
perforación en los tanques o se puede perder el fluido de perforación que se encuentra
en el hoyo, al desplazarse en su totalidad hacia la formación. Otros problemas como:
colapso del hoyo, atascamiento de tubería, imposibilidad de controlar el hoyo,
pérdida de tiempo durante las operaciones de perforación, daño a formaciones
potencialmente productivas, arremetidas, reventones, derrumbe excesivo de las
formaciones y costos asociados son otros efectos que contribuyen a hacer que el
control y prevención de la pérdida de circulación sea considerado uno de los
problemas más importantes en la industria petrolera y uno de los sucesos que más
afecta la estabilidad del hoyo.
La magnitud del problema plantea la necesidad de iniciar investigaciones que
relacionen todos los aspectos considerados en la pérdida de circulación, para así
determinar soluciones efectivas y evitar las horas improductivas durante las
operaciones en el taladro.
Factores que Afectan la Pérdida de Circulación
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.
Los tipos de formaciones o condiciones en el subsuelo que pueden ocasionar o son
susceptibles de generar una pérdida de circulación en el pozo se clasifican en cuatro
categorías:
• Fracturas Naturales o Intrínsecas: son aquellas creadas por los esfuerzos
tectónicos, y los diferentes eventos geológicos ocurridos en una determinada zona. Se
47
Problemas de Hoyo
manifiestan por una discontinuidad que rompe los estratos de las rocas en bloques por
medio de grietas o fisuras que pueden permitir el paso de los fluidos que se
encuentran en el pozo solo si existe suficiente presión en el hoyo capaz de exceder la
de los fluidos de la formación y además el espacio creado por la fractura es tan
grande como para permitir la entrada de los fluidos con esta presión (ver Figura
7.14c).
• Fracturas Creadas o Inducidas: son aquellas producidas durante las operaciones
de perforación con el fin de estimular la formación para mejorar la producción
(fracturamiento hidráulico y acidificación). Adicionalmente, muchas fracturas han
sido creadas al tratar de mantener el peso de la columna hidrostática en el hoyo por lo
que esta operación también puede crear fracturas en la formación si se excede la
densidad necesaria para mantener las paredes del hoyo.
Las fracturas inducidas o creadas se distinguen de las fracturas naturales
principalmente por el hecho de que la pérdida del fluido de perforación hacia
fracturas inducidas requieren la imposición de presión de una magnitud suficiente
para romper o abrir una parte de la formación (ver Figura 7.14d).
• Fracturas Cavernosas: las fracturas creadas en zonas cavernosas están
generalmente relacionadas con formaciones volcánicas o de carbonatos (caliza y
dolomita). Cuando estas formaciones fisuradas son perforadas, la columna de fluido
de perforación puede caer libremente a través de la zona vacía creada por la fractura y
producir rápidamente la pérdida del fluido de perforación.
Las formaciones cavernosas se diferencian de las fracturas naturales e inducidas en
que las cavernas son probablemente el resultado de un fenómeno de disolución de la
roca, es decir pueden aparecer durante el enfriamiento del magma o ceniza volcánica
(ver Figura 7.14b).
48
Problemas de Hoyo
• Pérdidas en Formaciones altamente Permeables o poco Consolidadas: pueden
tener una permeabilidad suficientemente alta para que el fluido de perforación invada
la matriz de la formación, y generar así la pérdida de circulación de los fluidos del
pozo. La alta permeabilidad también se encuentra frecuentemente en las arenas,
grava, y formaciones que fueron arrecifes o bancos de ostras.
En general para que ocurra la pérdida de fluido hacia las formaciones permeables es
necesario que los espacios intergranulares tengan suficiente tamaño para permitir la
entrada del fluido de perforación, y como en el caso de las fracturas naturales y
cavernosas, es necesario que exista una presión hidrostática que exceda la presión de
la formación. Solo así podrá ocurrir la invasión (ver Figura 7.14a).
Figura 7.14: Zonas de pérdida de circulación: a) Arenas no consolidadas y de alta permeabilidad. b)
Zonas cavernosas o fisuradas en carbonatos (caliza o dolomita). c) Fracturas naturales, fallas y zonas de transición en carbonatos o lutitas duras. d) Fracturas Inducidas por el exceso de presión [12].
49
50
Problemas de Hoyo
Después de realizar el estudio de campo y establecer las características de las
formaciones más vulnerables a la pérdida de circulación, algunas de las reglas
generales al momento de proponer la solución adecuada son:
♦ Cuando se penetran formaciones donde se sospecha la existencia de
fracturas cavernosas es necesario usar fluidos de perforación pesados. Debido a
esto en muchos casos, la suma de la presión hidrostática de la columna requerida
para controlar las presiones de formación anormales más la presión requerida para
circular el fluido de perforación, puede aproximarse a la presión de fractura de la
formación y generar igualmente la pérdida de fluido, es por ello que se debe estar
alerta al emplear la presión de circulación adecuada y la densidad del fluido de
perforación óptima.
♦ Adicionalmente se cree que las fracturas en forma de cavernas se producen
frecuentemente mientras se perforan zonas anormalmente presurizadas, aunque
también pueden ocurrir en muchas zonas de presión normal.
♦ Probablemente el tipo de pérdida de circulación más difícil de controlar y
prevenir es la que ocurre en formaciones cavernosas; sin embargo, el hecho de
que esta sea el tipo de pérdida menos común proporciona la ventaja de que puede
ser controlada como un problema de pérdida de circulación por fractura inducida.
Identificar los tipos de formaciones que causan pérdida de circulación siempre es un
factor importante para determinar la solución del problema. En la Tabla 7.1 se
identifica los tipos de formaciones propensas a generar pérdida de circulación en el
hoyo y otras características distintivas que fueron observadas durante la pérdida de
fluido en operaciones de campo.
Problemas de Hoyo
Tabla 7.1: Identificación de las características de las formaciones que pueden causar pérdida de circulación [13].
Fracturas Naturales Fracturas Inducidas Cavernas Formaciones poco Consolidadas
∗ Pueden ocurrir en cualquier tipo de roca
∗ La pérdida es evidenciada por disminución gradual del fluido de perforación en los tanques. Si se continua con la perforación y se encuentran más fracturas se puede perder completamente el fluido de perforación.
∗ Pueden ocurrir en cualquier tipo de roca pero se esperan en formaciones con características de planos débiles como las lutitas.
∗ La pérdida es normalmente repentina y acompañada por pérdidas de retorno completas.
∗ La pérdida puede ir acompañada por una arremetida.
∗ Cuando la pérdida de circulación ocurre en lugares donde los pozos vecinos no han experimentado pérdida de circulación se sospecha de fracturas inducidas.
∗ Marcado incremento en la presión de la bomba.
∗ Ocurren normalmente en calizas.
∗ La pérdida de retorno es repentina y completa.
∗ La tasa de penetración puede disminuir antes de la pérdida.
∗ Usualmente la mecha cae varios pies antes de volver a encontrar la formación.
∗ Se observa un aumento de peso en el gancho debido a la sarta y una disminución de peso aplicado sobre la mecha.
∗ Disminución gradual del nivel de fluido de perforación en los tanques.
∗ La pérdida puede ser completa si se continua la perforación.
∗ Se debe considerar la permeabilidad de la formación.
∗ El nivel de fluido de perforación en el anular se mantiene con las bombas paradas pero desciende al desahogar la presión. Por lo general la pérdida se incrementa al reiniciar la circulación.
51
52
Problemas de Hoyo
∗ Generalmente ocurre en formaciones poco compactadas y con poca deposición marina.
∗ Se producen cuando se tienen altas pérdidas de presión en el anular que incrementan considerablemente la densidad equivalente de circulación (DEC)
Problemas de Hoyo
Por otra parte, para definir el problema de pérdida del fluido de perforación debido a
fracturas inducidas y/o naturales fue necesario determinar las condiciones en el hoyo
que pueden contribuir a causar la pérdida. Las condiciones necesarias para que exista
una fractura en la formación son las siguientes:
∗ Debe existir una presión suficientemente alta en el hoyo que pueda
impulsar los fluidos hacia la formación.
∗ Debe existir una superficie suficientemente débil para que la fuerza
ejercida por la presión en el hoyo pueda abrirla o romperla.
Adicionalmente, un estudio de las posibles anomalías en el hoyo indica que existen
otras condiciones que pueden ocasionar fracturas en la formación y ocasionar pérdida
de fluido. Ellas son:
∗ Paredes de Hoyo Homogéneas e Impermeables: cuando estas condiciones están
presentes en un hoyo la presión interna de los fluidos excede la fuerza de tensión de
la roca mientras que la formación genera una contrapresión sobre la columna
hidrostática para prevenir la falla por tensión.
∗ Irregularidades del Pozo: las irregularidades del pozo que pueden causar
fracturas son las ranuras y ensanchamientos con formas elípticas. La presión puede
tender a fracturar la formación en estas zonas de irregularidades. Para ello la presión
del fluido de perforación debe exceder la fuerza de la roca más la presión de
sobrecarga.
∗ Fracturas Intrínsecas: los fluidos de perforación pueden entrar a fracturas
intrínsecas, al permitir que la presión generada por ellos actúe en dirección
perpendicular a los planos de fractura. Para que esto ocurra es necesario que la
presión ejercida por el fluido exceda la sobrecarga más la presión de fractura.
53
Problemas de Hoyo
∗ Zonas Permeables: los fluidos de perforación pueden entrar a zonas permeables,
y crear fracturas al ejercen presión en el medio poroso. Para que esto ocurra la
presión impuesta en los poros debe exceder la presión de sobrecarga más la presión
necesaria para sobrepasar los esfuerzos de la roca a través de los planos más débiles;
tal como ocurre en el caso de las irregularidades del pozo.
∗ Sistema Hidráulico Cerrado: cuando un pozo se cierra cualquier presión en
superficie no solo incrementa la presión en el fondo del hoyo sino que también se
incrementa la presión en las paredes de la formación, lo que ocasiona que toda o parte
de ella se encuentre en un estado de tensión.
En general, se puede decir que una o varias de estas condiciones pueden estar
presentes en un pozo, por ello cuando la presión alcanza magnitudes críticas, se puede
esperar que ocurran fracturas inducidas y pérdidas de circulación en las zonas más
frágiles.
Adicionalmente, es posible fracturar la formación y crear pérdidas de circulación
cuando la presión hidrostática creada por el fluido de perforación es más alta que la
presión necesaria para realizar las operaciones de perforación. La importancia de
mantener la presión ejercida por el fluido de perforación contra la formación dentro
de los límites establecidos radica en que si esto se logra las pérdidas de circulación
pueden ser prevenidas.
Se ha demostrado que la presión hidrostática de la columna de fluido puede ser
suficiente para fracturar la formación, es decir, en muchos casos no se necesita
imponer presión adicional para que ocurra la circulación del fluido de perforación
hacia la formación. Cuando la presión hidrostática está cercana al punto crítico
(presión máxima para controlar los fluidos de la formación) hay que considerar las
variables que pueden afectar la pérdida de circulación directa o indirectamente:
54
Problemas de Hoyo
∗ Propiedades de Flujo: los fluidos de perforación se comportan como fluidos
plásticos y por lo tanto cuando están bajo el régimen de flujo laminar cualquier
reducción del valor del punto cedente reduce la presión mientras la tasa de flujo se
mantiene constante.
∗ Tasa de Filtrado: una alta tasa de filtrado puede incrementar indirectamente la
presión ejercida contra la formación al crear un revoque grueso que restringa el flujo
del fluido de perforación en el anular.
∗ Inercia de la Columna del Fluido de Perforación: cuando se detiene la
circulación del fluido de perforación por un tiempo determinado, cualquier aplicación
repentina de presión para comenzar nuevamente la circulación puede imponer una
presión innecesariamente alta en la formación debido a la resistencia de gel en el
fluido de perforación y a la inercia de la columna hidrostática.
∗ Alta Tasa de Circulación: en muchos casos las altas tasas de circulación para
remover cortes en imponen una presión excesiva en la formación. Sin embargo la
misma eficiencia de remoción de ripios se puede alcanzar sin temor de causar
pérdidas de circulación si se alteran las propiedades del fluido de perforación.
∗ Ensanchamiento de Hoyo: los ensanchamientos de hoyo pueden reducir la
velocidad del fluido de perforación y permitir que los ripios se acumulen y se
suspendan al punto de aumentar la presión de surgencia.
• Bajada de Tubería: una de las causas frecuentes de incremento de presión es la
bajada rápida de la tubería. Esto es lo que se conoce como presión de surgencia.
Una vez que la pérdida de fluido hacia la formación ha ocurrido, es posible identificar
y reconocer la zona en la que ha ocurrido el problema [14]. Las pérdidas están
55
Problemas de Hoyo
normalmente en el fondo si se presentan durante la perforación del hoyo, la pérdida
viene acompañada de un cambio notable en la velocidad de penetración, la pérdida se
debe evidentemente a fracturas naturales, fallas, cavernosidad, fisuras o arenas y
gravas de alta permeabilidad, ocurre un incremento en la velocidad de penetración
con un aumento en el torque y caída libre del cuadrante (durante la perforación
convencional), junto una pérdida instantánea en la circulación.
Las pérdidas están normalmente fuera del fondo si se presentan durante un viaje,
perforando rápidamente o incrementando la densidad del fluido de perforación, son
obviamente el resultado de una fractura inducida, son el resultado de cerrar y matar el
pozo y por último, la carga anular es tal que aumenta la densidad aparente del fluido
de perforación de retorno
o 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).[12]
Cuando ocurren pérdidas parciales la mecha debe ser extraída de la zona de pérdida si
esta 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 aún
56
Problemas de Hoyo
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 en
agua.
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 de
la 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 [13].
7.2.2.3.- Atascamiento de la Tubería de Perforación en el Hoyo
El atascamiento de tubería es un problema que ocurre cuando la sarta de perforación,
el revestidor o una herramienta no puede ser movida hacia adentro o hacia afuera del
hoyo una vez insertada en éste y en algunos casos tampoco puede ser rotada.
La gravedad del problema puede variar desde un inconveniente menor a
complicaciones mayores que pueden traer resultados considerablemente negativos,
como la pérdida de la columna de perforación o la pérdida total del pozo. Un gran
porcentaje de los casos de atascamiento de tubería terminan exigiendo la desviación
del pozo alrededor de la sección donde se produjo el atascamiento y la perforación de
un nuevo intervalo.
57
Problemas de Hoyo
Cuando se presenta este problema durante la perforación del pozo deben emplearse
operaciones especiales para lograr liberar la tubería. El procedimiento a emplear
dependerá directamente del tipo de atascamiento y de las condiciones bajo las cuales
ocurrió [12].
En muchos casos el atascamiento de tubería es considerado como uno de los
problemas más costosos y que genera mayor pérdida de tiempo durante las
operaciones de perforación.
Para prevenir y corregir los problemas de atascamiento de tubería es necesario
conocer las causas que los originan, de manera que puedan ser aplicadas las medidas
preventivas y tratamientos apropiados a cada situación en particular puesto que
muchas veces una acción inadecuada pudiese agravar el problema [15].
El atascamiento de la tubería de perforación es causado por las condiciones del hoyo
y el diferencial de presión creado entre la columna de perforación y la formación, por
lo que se clasifica en dos tipos: atascamiento diferencial y atascamiento mecánico. El
porcentaje de incidentes en cada categoría depende del tipo de hoyo y de las
condiciones de la perforación [15].
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 (ver Figura 7.15). Este tipo de
atascamiento de tubería usualmente ocurre cuando la tubería está estacionaria en el
hoyo 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
58
Problemas de Hoyo
alrededor de la zona de atascamiento y la ausencia de movimiento
ascendente/descendente. Sólo se puede realizar estiramiento y torque de la tubería.
Figura 7.15: Atascamiento Diferencial [12].
Los atascamientos por presión diferencial ocurren a cualquier profundidad pero sus
riesgos se incrementan cuando se perfora en yacimientos agotados. Tradicionalmente
los problemas de atascamiento diferencial están relacionados con la formación de un
revoque grueso en las paredes del hoyo, altas presiones de sobrebalance, fluidos de
perforación de alta densidad, alto contenido de sólidos y el alto filtrado. Estos últimos
factores especialmente aumentan el espesor del revoque y el coeficiente de fricción,
haciendo que sea más difícil liberarla. Basado en esto, muchos estudios han sido
conducidos para diseñar fluidos de perforación que generen principalmente un
revoque de menor espesor.
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.
59
Problemas de Hoyo
• Prevención de Atascamientos Diferenciales [12]
Existen varias medidas que pueden ser empleadas para prevenir el atascamiento de
tubería por un diferencial de presión.
♦ 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 contacto entre el hoyo 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.
♦ Reducir el espesor del revoque, ya que los revoques gruesos aumentan el área de
contacto entre la tubería y las paredes del hoyo, causando una reducción del
diámetro del pozo. El área de contacto entre el pozo y la tubería puede ser
disminuida reduciendo el espesor del revoque, esto se logra disminuyendo la tasa
de filtración y el contenido de sólidos perforados.
♦ Mantener una baja tasa de filtración. Las tasas de filtración deberían ser
monitoreadas con regularidad a las temperaturas y presiones diferenciales del
fondo.
♦ Minimizar la longitud del ensamblaje de fondo cuando sea posible.
♦ Mantener la sarta en movimiento cuando el ensamblaje de fondo esté frente a
zonas potenciales de atascamiento.
60
Problemas de Hoyo
♦ Minimizar las pérdidas del fluido de perforación con agentes de taponamiento en
aquellas zonas donde se tenga alta probabilidad de atascamiento como por
ejemplo, zonas agotadas.
• Soluciones Comunes para el Atascamiento de Tubería por Presión
Diferencial [16]
En general, cuando ocurre el atascamiento de tubería incrementa significativamente el
torque en la tubería y se observa incremento en el arrastre. Cuando esto ocurre, se
pueden aplicar diferentes procedimientos. Uno es, usar el martillo, si el ensamblaje de
fondo lo tiene. Si después de 5 a 10 impactos no queda libre se debe seguir golpeando
mientras se prepara una píldora o bache de aceite para colocarlo alrededor de la
sección atascada, y otra solución es trabajar la sarta sin circulación ya que a medida
que se aumenta la circulación, aumenta la fuerza que origina el atascamiento.
Una práctica común, es bajar el peso de la columna hidrostática hasta el mínimo
posible para mantener el control del pozo y su estabilidad, nunca reducirla si existe la
posibilidad de que ocurran problemas adicionales.
• Determinación del Punto de Atascamiento de Tubería Mediante la
Relación Esfuerzo-Deformación de un Material Sólido
Para liberar la tubería atascada en el hoyo y tomar las medidas adecuadas para
solucionar el problema es necesario conocer la profundidad a la cual ocurrió el
atascamiento de la tubería. Para ello se determinará la longitud de tubería libre puesto
que dicho valor es igual a la profundidad de atascamiento de tubería.
61
Problemas de Hoyo
Partiendo de la relación que existe entre el esfuerzo y la deformación de un material:
σ = εBE (7.11)
Donde:
σ : esfuerzo, lpc.
ε : deformación, adimensional.
E: módulo de elasticidad de Yong, lpc.
Y sabiendo que:
σ =FAffffff (7.12)
Donde:
σ : esfuerzo, lpc.
F: fuerza, lbf.
A: área de la sección transversal, pulgadas2.
Además, por la Ley de Hooke:
ε =ΔLLffffffffff (7.13)
Donde:
ε : deformación, adimensional.
ΔL: alargamiento longitudinal del material, pies.
L: longitud original del material, pies.
Sustituyendo las ecuaciones (7.11) y (7.12) en la ecuación (7.10) resulta:
FAffffff= ΔL
LffffffffffBE
62
Problemas de Hoyo
Finalmente, despejando la longitud de la tubería, obtenemos:
L =ΔLBEBA
Fffffffffffffffffffffffffffffffffffff (7.14)
Donde:
L: longitud de la tubería libre, pies.
ΔL: elongación de la tubería, pies.
E: módulo de elasticidad de Yong, lpc.
A: área de la sección transversal de la tubería, pulgadas2 .
F: fuerza aplicada para elongar la tubería, lbf.
Atascamiento Mecánico[12]
El atascamiento mecánico es causado por una obstrucción o restricción física en el
hoyo. Ocurre generalmente durante el movimiento de la sarta y se manifiesta por la
circulación restringida del fluido de perforación hacia superficie. Sin embargo se
pude observar una cantidad limitada de movimiento ascendente/descendente o
libertad de movimiento rotatorio.
El atascamiento mecánico de la tubería puede ser clasificado en dos categorías
principales; empaquetamiento del pozo y puenteo y perturbaciones de la geometría
del pozo.
• Empaquetamiento del Pozo y Puenteo
El empaquetamiento del hoyo está relacionado con sólidos de la formación (recortes
o derrumbes) asentados alrededor de la sarta de perforación, mientras que el puenteo
63
Problemas de Hoyo
del hoyo se refiere a pedazos grandes de formación dura, cemento o chatarra que caen
dentro del hoyo y obstruyen la sarta de perforación causando atascamiento de tubería.
Los empaquetamientos y puenteos formados durante el atascamiento de tubería son
causados por recortes depositados, inestabilidad de lutitas, formaciones fracturadas y
falladas, formaciones no consolidadas y cemento o basura en el pozo.
♦ Recortes Depositados: si los recortes no son retirados del pozo, se acumularan en
éste, causando empaquetamiento, generalmente alrededor del conjunto de ensamblaje
de fondo (BHA), lo cual ocasionará el atascamiento de la tubería. Este problema
ocurre frecuentemente en las secciones ensanchadas, donde las velocidades anulares
son más bajas. En los pozos desviados, los recortes se acumulan en la parte más baja
y pueden caer dentro del hoyo, causando empaquetamiento (ver Figura 7.16).
Figura 7.16: Atascamiento mecánico debido a recortes o ripios en el pozo [12].
64
Los recortes o ripios pueden depositarse en el pozo debido a:
Problemas de Hoyo
∗ Excesiva velocidad de penetración (ROP) con respecto a la velocidad de
circulación. Esto genera más recortes de los que pueden ser circulados
mecánicamente a partir del espacio anular.
∗ Falta de suspensión y transporte de los ripios hacia la superficie (a pesar de tener
una reología del fluido de perforación adecuada).
∗ Trayectorias de pozo muy desviadas. Los pozos de alto ángulo son más difíciles
de limpiar, ya que los sólidos perforados tienden a caer en la parte baja del hoyo.
∗ Desprendimiento y obturación de la formación alrededor de la sarta de
perforación.
∗ Circulación insuficiente para limpiar el pozo antes de sacar la tubería o de realizar
conexiones. Cuando se interrumpe la circulación, los recortes pueden depositarse
alrededor del BHA y obturar el pozo, causando atascamiento de la tubería.
Los principales indicadores de que ha ocurrido una sedimentación de ripios en el
hoyo son:
∗ La cantidad de ripios que llega a las zarandas es pequeña en relación con la
velocidad de perforación y el tamaño del pozo.
∗ Aumento del torque, arrastre y presión de bombeo.
∗ Sobretensión en las conexiones y durante el retiro de la tubería.
∗ Aumento de la cantidad de sólidos de baja gravedad específica y posible aumento
de la densidad y/o viscosidad del fluido de perforación.
Las medidas preventivas para evitar la sedimentación de ripios son:
∗ Mantener la reología apropiada del fluido de perforación de acuerdo con el
tamaño del pozo, la ROP y la inclinación del mismo.
65
Problemas de Hoyo
∗ Limpiar el pozo con una píldora de alta viscosidad. Circular siempre hasta que las
píldoras de barrido regresen a la superficie y que las zarandas estén limpias.
Velocidades de circulación más altas siempre proporcionan una mejor limpieza
del pozo.
∗ Optimizar la hidráulica del pozo de manera que sea compatible con el tamaño
respectivo del pozo, la inclinación y la ROP.
∗ Mover la sarta de perforación (rotación y movimiento alternativo) durante la
circulación a la velocidad máxima, para perturbar las camas de recortes e
incorporarlas de nuevo dentro del flujo.
♦ Inestabilidad de las Lutitas: las lutitas inestables pueden causar la obstrucción y
atascamiento de la tubería de perforación cuando caen dentro del pozo. Se clasifican
en lutitas reactivas y lutitas presurizadas.
Las lutitas reactivas son sensibles al agua, cuando estas la absorben se someten a
esfuerzos y se desconchan dentro del pozo (ver Figura 7.17). La perforación a través
de lutitas reactivas es indicada principalmente por aumentos en la viscosidad de
embudo, punto cedente, esfuerzos de gel, prueba de azul de metileno (MBT) y
posiblemente de la densidad del fluido de perforación. Esto se reflejará en los
aumentos de torque, arrastre y presión de bombeo.
Figura 7.17: Atascamiento mecánico debido a la presencia de lutitas reactivas [12].
66
Problemas de Hoyo
Por otra parte, las lutitas presurizadas están sometidas a esfuerzos mecánicos por
diferentes factores, incluyendo el peso de la sobrecarga, los esfuerzos in-situ, el
ángulo de los planos de estratificación y los esfuerzos tectónicos. Cuando son
perforadas con una densidad de fluido de perforación insuficiente, se desprenden
dentro del pozo (ver Figura 7.18).
Figura 7.18: Atascamiento mecánico por Lutitas Presurizadas [12].
♦ Formaciones Fracturadas y Falladas: son formaciones frágiles mecánicamente
incompetentes. Son especialmente inestables cuando los planos de estratificación se
inclinan hacia abajo con altos ángulos (ver Figura 7.19). Se encontrarán grandes
cantidades de lutita astillosa cuando las lutitas presurizadas son perforadas con un
desbalance de presiones o cuando las formaciones fracturadas se desprenden. La
presión de bombeo, el torque y el arrastre aumentarán cuando el pozo está
sobrecargado de lutita derrumbada, es por ello que es necesario mantener las
propiedades adecuadas del fluido de perforación para asegurar la buena limpieza del
pozo, pero si aún así se detecta el derrumbe de la formación se debe responder
inmediatamente de la siguiente forma:
∗ Interrumpir la perforación.
∗ Barrer el pozo con un fluido de perforación de alta viscosidad.
67
Problemas de Hoyo
∗ Aumentar la viscosidad para mejorar la capacidad de transporte.
∗ Aumentar la densidad del fluido de perforación, cuando sea posible.
∗ Implementar prácticas de perforación para mejorar el transporte de los recortes y
reducir la posibilidad de atascamiento de la tubería [12].
Figura 7.19: Atascamiento mecánico debido a zonas fracturadas [11].
♦ Formaciones no Consolidadas: las formaciones no consolidadas no pueden ser
soportadas únicamente por el sobrebalance hidrostático. Por ejemplo, la arena y la
gravilla caen frecuentemente dentro del pozo y obstruyen la sarta de perforación.
En general, este tipo de formaciones se encuentran en niveles poco profundos. El
torque, el arrastre y el relleno sobre las conexiones son indicadores comunes de
estos problemas (ver Figura 7.20).
68
Problemas de Hoyo
Figura 7.20: Atascamiento mecánico en formaciones no consolidadas [12].
♦ Basura en el Pozo: frecuentemente puede caer en el pozo basura metálica
proveniente de los equipos de perforación, de la rotura del equipo de fondo o de
trozos de materiales tubulares, cuando esto ocurre la basura puede actuar como una
cuña y bloquear la sarta de perforación (ver Figura 7.21).
Figura 7.21: Atascamiento mecánico por Basura en el Pozo [12]
69
Problemas de Hoyo
• Perturbaciones en la Geometría del Pozo
El atascamiento mecánico de la tubería por perturbaciones en la geometría del pozo
se produce cuando el diámetro y/o ángulo del pozo en relación con la forma y rigidez
del BHA no permite el paso de la sarta en el hoyo. En consecuencia, mientras más
grande sea el cambio de ángulo o de dirección del pozo, más alto será el riesgo de
atascamiento mecánico de la tubería puesto que la fricción y el arrastre aumentarán la
severidad el problema [12].
Los principales problemas que afectan la geometría del pozo son la formación de
llaveteros en el hoyo, la presencia de formaciones móviles, el uso de ensamblajes
rígidos, y los pozos por debajo del calibre.
♦ Llaveteros: también conocidos como key seat se forman cuando la tubería de
perforación se recuesta en un lado del hoyo, como resultado de un cambio excesivo
en la trayectoria del pozo durante el proceso de perforación (ver Figura 7.22). Estos
cambios en la dirección del pozo se producen principalmente cuando se realizan
correcciones frecuentes en la dirección de la perforación y son llamados comúnmente
como patas de perro. Este tipo de geometría que toma el pozo se produce
intencionalmente cuando se desea perforar un pozo direccional de lo contrario nunca
son deseables [19].
Las patas de perro son determinantes en la formación de un llavetero ya que
dependiendo de la severidad de esta; el proceso de liberar la tubería será más
complejo o más fácil de atacar. La severidad de la pata perro se puede medir como la
tasa de cambio del ángulo en grados con respecto a la profundidad perforada en pies y
en muchos casos es llamada curvatura del hoyo [18].
70
Problemas de Hoyo
Figura 7.22: Llavetero formado en una pata de perro [17].
Una vez que ocurre el atascamiento, la fuerza de tensión y rotación a la cual es sujeta
continuamente la tubería aumenta la fricción con las paredes del hoyo desgastando la
formación y creando una ranura al lado del hoyo. Cuanto más largo sea el intervalo
por debajo de la pata de perro y la severidad de la misma, más grande será la carga
axial a la cual será expuesta la tubería y aumentará significativamente la posibilidad
de atascamiento [12].
Se puede reconocer un llavetero por una parada repentina de la tubería de perforación
mientras se saca del pozo, seguido por un arrastre hacia arriba y falta de rotación.
Además no hay cambios en las propiedades del fluido de perforación y no se detiene
la circulación del mismo [12].
Este tipo de atascamiento ocurre sólo cuando la tubería está en movimiento y puede
convertirse en un atascamiento diferencial sino se libera a tiempo. La solución más
71
Problemas de Hoyo
común a este problema es golpear la tubería hacia abajo con el martillo de
perforación mientras se aplica torque sobre la misma, especialmente si el
atascamiento ocurre durante la extracción de la tubería del hoyo, de lo contrario no se
debe aplicar torque y se debe golpear hacia arriba con la máxima carga de viaje [12].
♦ Formaciones Móviles: el peso de la sobrecarga o los esfuerzos tectónicos pueden
apretar la sal plástica y la lutita blanda dentro del pozo, causando el atascamiento del
BHA. La magnitud de los esfuerzos, y por lo tanto la velocidad de movimiento varía
de una región a otra, generalmente es más grande en las formaciones ubicadas por
debajo de 6500 pies (2000 m) y en las formaciones de sal con temperaturas mayores
que 250 ºF (121ºC) [12] (ver Figura 7.23).
Figura 7.23: Atascamiento mecánico por formaciones móviles [12].
♦ Ensamblaje Rígido: cuando se perfora un hoyo con un BHA muy rígido aumenta
la posibilidad de atascamiento de la tubería puesto que no pueden adaptarse a los
grandes cambios de ángulo o dirección del pozo y pueden atascarse, mientras que si
utilizan BHA flexibles estos pueden serpentear fácilmente alrededor de las patas de
perro, la cual es la principal limitación de los ensamblajes rígidos.
72
Problemas de Hoyo
♦ Pozo por debajo del Calibre: las secciones abrasivas del pozo no sólo desafilan
la mecha, sino que también reducen el calibre del pozo (diámetro predeterminado) y
los estabilizadores. Una corrida de la mecha demasiado profunda dentro de las
formaciones abrasivas trae como resultado un pozo por debajo del calibre (diámetro
reducido). Es por ello que cuando se introduce un conjunto de ensamblaje de fondo
cuyo diámetro esté completo la posibilidad de que se atasque la tubería aumenta
significativamente puesto que el diámetro interno del hoyo se reduce
considerablemente al perforar con una mecha desgastada [12] (ver Figura 7.24).
Figura 7.24: Atascamiento mecánico en un pozo por debajo del calibre [12]
7.2.3.- Operaciones de Pesca[9]
La pesca es un término empleado en la industria petrolera para recuperar cualquier
objeto caído, dejado o atascado en el hoyo que interfiere con las operaciones
normales durante el proceso de perforación.
Las operaciones de pesca son hechas para liberar una tubería atascada o parte de ella,
o para sacar del hoyo cualquier objeto caído u olvidado. Por lo general, cuando se
realiza la planificación de la perforación de un pozo no se toman en cuenta las
operaciones de pesca, es decir, se realizan justo en el momento que ocurre el
73
74
Problemas de Hoyo
problema, lo que genera costos imprevistos y horas improductivas en el proceso de
perforación. De allí la necesidad de evitarla como un primer paso.
Mientras más rápido se resuelva un incidente que requiera una pesca más fácil será la
solución del problema. Para lograr esto, es necesario adoptar nuevas técnicas y
tecnologías, así como también especializar, actualizar y entrenar al personal para que
este pueda diagnosticar el problema y proporcionar la solución adecuada al tipo de
accidente.
Un trabajo de pesca común durante las operaciones de perforación es el que ocurre
cuando la tubería de perforación se parte durante las operaciones de perforación
normales usualmente llamado torcedura, aun cuando la rotura no ocurra debido a
torsión excesiva.
Si el perforador sospecha que hay ocurrido una rotura, la cuadrilla de perforación
procederá a medir la longitud de la sarta de perforación a medida que se extrae del
hoyo. Esta operación se realiza para determinar con precisión la profundidad a la que
se ha roto la tubería.
Además, luego de extraer la parte de la tubería que no ha sido atascada en el hoyo, se
debe inspeccionar el estado en el que se encuentra la sección inferior ya que está es la
más afectada y por ende es más fácil para el operador deducir las condiciones en las
que se encuentra la parte superior del pez en el hoyo, es decir, si esta dañado,
desgastada, partida o si la rotura ocurrió cerca de alguna conexión de la tubería.
La pesca involucra el empleo de numerosas herramientas y técnicas destinadas no
sólo a extraer equipos rotos o atascados en el hoyo, sino también aquellos materiales
que no pueden ser perforados directamente en el hoyo para su eliminación. El equipo
o material que debe ser retirado antes de continuar la perforación se denomina pez y
puede ser cualquier cosa, desde una parte de la sarta de perforación, hasta piezas de
Problemas de Hoyo
equipos más pequeñas, tales como conos de mecha o piezas de herramientas.
Ocasionalmente aun hasta piezas pequeñas de pirita de hierro, un tipo de mineral
duro, cristalino, que se puede formar naturalmente cuando se combinan el hierro y el
azufre, pueden impedir la perforación hasta el extremo de que sea necesario sacarlos
del hoyo mediante las operaciones de pesca.
Con el fin de retirar el pez del hoyo, de manera que el taladro pueda regresar a su
objetivo primordial, es decir, perforar el hoyo, deben utilizarse ciertas herramientas
diseñadas para la pesca y es necesario seguir adecuadamente los procedimientos
correspondientes a cada problema en específico si se quiere llegar a la meta con éxito.
Con frecuencia un trabajo de pesca que resultaría relativamente sencillo es bastante
difícil cuando se emplean herramientas y procedimientos inadecuados. La decisión
con respecto a cual herramienta emplear y cual método, depende de una variedad de
factores, por ejemplo: cada trabajo es específico; las herramientas y técnicas
utilizadas para pescar una sarta de tubería de perforación atascada en una ubicación
específica puede que no funcione en una ubicación distinta. No obstante hay ciertas
prácticas y herramientas clásicas que pueden describirse. Si bien muchas
herramientas pueden ser utilizadas tanto en hoyo abierto (desnudo) como en hoyo
revestido, hay ciertas diferencias. No hay dos trabajos de pesca iguales, hay trabajos
de pesca similares [19].
Cuando se corre cualquier herramienta de pesca en el pozo, se debe hacer a una
velocidad moderada puesto que generalmente estas son tan largas como el pez. Si por
el contrario, son corridas de forma rápida, pueden causar un efecto pistón y generar
problemas de pérdida de circulación.
75
Problemas de Hoyo
7.2.3.1.- Herramientas Utilizadas durante las Operaciones de Pesca[9]
Las herramientas utilizadas durante las operaciones de pesca son diseñadas para hacer
un trabajo en específico, no existe una herramienta que soluciones todos los
problemas.
Al manipular las herramientas y equipos involucrados en las operaciones de pesca se
debe ser muy cuidadoso ya que cualquier uso indebido o tratamiento brusco al
momento de sacar o enganchar el pez no hará otra cosa que empeorar el problema. Si
se observa que es necesario aplicar una fuerza adicional de la que puede soportar la
herramienta o para la cual ha sido diseñada se debe sospechar que algo anda mal.
Existen numerosas herramientas utilizadas comúnmente en las operaciones de pesca,
y se clasifican en herramientas para enganchar y recuperar el pez, herramientas para
lavar, herramientas para cortar y herramientas para fresar.
Herramientas para Enganchar y Recuperar el Pez
Son herramientas que están diseñadas para enganchar el pez ya sea externa o
internamente. Entre las herramientas más comunes se encuentran los enchufes de
pesca, el arpón, el huso de enroscaje, las cestas de desperdicios o y los imanes de
pesca.
• Enchufes de Pesca u Overshots: son instrumentos cilíndricos cóncavos que
enchufan el pez por la superficie o parte externa. El mecanismo de funcionamiento de
dicha herramienta es el siguiente: un arreglo de cuñas interiores agarra al pez por su
exterior, apretándolo fuertemente a medida que aumenta la fuerza de suspensión [20].
76
Problemas de Hoyo
El espacio anular entre el hoyo y la tubería debe ser suficiente para permitir que la
herramienta pueda pasar libremente para enchufar el pez. Adicionalmente el espacio
libre entre los portamechas y el hoyo (originados comúnmente en los pozos
desviados), no permiten el uso de enchufes en las operaciones de pesca [21]. Los
enchufes fabricados hoy en día tienen un mecanismo de liberación que se usa en caso
de que el pez no pueda ser recuperado. Los enchufes u overshot son probablemente
las herramientas más utilizadas en las operaciones de pesca ya que están diseñadas
para ir directamente sobre el pez. La Figura 7.25 muestra una herramienta de este
tipo.
Figura 7.25: Herramienta Enchufe u overshot [22].
• Arpón o Spear: esta herramienta se introduce dentro del pez y lo sostiene por su
parte interna, es decir, agarra la tubería atascada por las paredes interiores por medio
de cuñas expandibles, las cuales pueden abrirse o cerrarse mediante rotación de la
77
Problemas de Hoyo
tubería [20]. El arpón generalmente se utiliza cuando el espacio anular es tan pequeño
que no permite la entrada de una herramienta de tipo enchufe u overshots [20]. La
Figura 7.26 muestra una herramienta de este tipo.
Figura 7.26: Herramienta arpón o Spear [23].
• Huso de Enroscaje o Tapared Tap [20]: es una de las herramientas más antiguas
usadas en las operaciones de pesca y se usan para enroscar el pez dentro de su
diámetro interno y luego ser recuperado. Esta herramienta no puede ser liberada por
lo tanto sólo debe ser usada cuando el arpón no ofrece una solución efectiva. En la
Figura 7.27 se muestra la herramienta Huso de Enroscaje desde una vista lateral.
78
Problemas de Hoyo
Figura 7.27: Herramienta Huso de Enroscaje [24].
• Cesta de Desperdicios [9]: cuando se pierde en el hoyo una pieza de equipo
relativamente pequeña, es decir, desperdicios; pueden recuperarse con cestas
especialmente fabricadas para ello (ver Figura 7.28A). El material que puede
clasificarse como desperdicio incluye conos de barrena, dientes, cojinetes, pedazos de
escariadores o ensanchadores, cuñas partidas, pedazos de guaya, herramientas
manuales, pequeños trozos y astillas provenientes de la tubería de perforación partida
y residuos metálicos provenientes del uso de una fresadora (un accesorio que se
emplea para cortar y moler pedazos de acero).
En general, se considera desperdicio a cualquier objeto que no se puede perforar
dentro del hoyo para su eliminación. Entre los tipos de cestas para pescar
79
Problemas de Hoyo
desperdicios se tienen las cestas de desperdicio tipo lengüeta y las cestas de
circulación reversa.
♦ Cesta de Desperdicios Tipo Lengüeta [9]: es una de las herramientas más
antiguas, sencillas, y económicas que se utilizan en las operaciones de pesca. Se
conectan en el extremo inferior de la sarta de perforación y cuando se encuentra a
unos cuantos pies del fondo del hoyo, se gira lentamente y se baja sobre los
desperdicios. Si la cesta escogida es casi del ancho del hoyo, los dedos o lengüetas
removerán cualquier desperdicio en las paredes depositándolos en ella. Luego se
aplicará peso a la herramienta, haciendo que los dedos biselados se doblen hacia
adentro atrapando los desperdicios en su interior. Al extraer la cesta del hoyo, los
desperdicios salen junto con ella.
♦ Cestas de Circulación Reversa [9]: las cestas de circulación reversa son operadas
a chorro y utilizan el principio de circulación normal de un pozo, es decir, se baja por
la sarta de perforación y regresa por el espacio anular junto con los desperdicios (ver
Figura 7.28B).
Figura 7.28: Tipos de Cestas: a) Cesta de desperdicios. b) Cesta de circulación reversa [25].
80
Problemas de Hoyo
• Imanes de Pesca [9]: los desperdicios que pueden ser atraídos por un imán pueden
ser extraídos del hoyo mediante un imán de pesca. Los imanes de pesca son
herramientas muy poderosas con vías de paso que permiten circular el fluido a través
de los mismos. El principio de funcionamiento de estas herramientas es el siguiente:
se hace descender el imán en el hoyo hasta estar por encima de los desperdicios. Se
inicia la circulación de manera de lavar la parte externa de los desperdicios para
facilitar el contacto magnético, una vez limpios, son atraídos y sujetados por el imán.
Debajo del imán se colocan diversos tipos de mangas o camisas para evitar que los
desperdicios puedan desprenderse mientras se saca el imán del hoyo (retenedor de
desperdicios). Igualmente poseen adaptadores, de manera que pueda introducirse a
través de un cable fino en vez de utilizar la tubería de perforación. Esto acelera
considerablemente las operaciones, puesto que no es necesario enroscar y desenroscar
la tubería de perforación en los viajes de penetración y salida del hoyo.
En la Figura 7.29 se muestra un corte transversal de un imán de pesca, en el cual se
puede apreciar la ubicación del elemento magnético y el retenedor de desperdicios
respectivamente.
Figura 7.29: Imán de pesca [26].
81
Problemas de Hoyo
Herramientas para Lavar [9]
Muchas veces no es suficiente enganchar el pez solamente, sino que es necesario
lavar el pez con el fin de liberarlo. Para ello se usan herramientas para girar el pez y
remover cualquier elemento de obstrucción que pueda ser la causa del atascamiento.
Entre las herramientas más usadas se encuentran: la cánula y la zapata rotatoria.
• Cánula o Washover: esta herramienta se corre en el hoyo y tiene un calzador
rotatorio que remueve la lutita o capa de esta que ocasiona el atascamiento de tubería
en las paredes del hoyo, sin embargo, si toda la capa que se encuentra en las paredes
del hoyo sostiene a la tubería y esta es removida el hoyo puede fallar. Para prevenir
esto se une un conector superior denominado back-off conector en la parte superior de
la tubería atascada y al lado de la cánula. Este aparato rota separadamente de la
cánula y protege el tope de la herramienta atascada [20].
La cánula o washover se debe emplear con mucho cuidado, ya que el mal uso de ella
puede originar atascamiento de la misma sino se presta la atención adecuada.
Finalmente después que toda la lutita y las capas de la misma son removidas de las
paredes del hoyo, la cánula y la tubería de perforación (asegurada al lado de la
cánula) son extraídas del hoyo simultáneamente [21]. La Figura 7.30 muestra una
herramienta de este tipo.
82
Problemas de Hoyo
Figura 7.30: Cánula o Washover [24].
Zapata Rotatoria o Rotary Shoes [27]: es usada para cortar la unión entre dos
objetos y crear un espacio entre ellos, como por ejemplo entre un pez y la pared del
hoyo en la cual se encuentra atascado. Están diseñadas para solucionar problemas
específicos del hoyo y se insertan en la base de la cánula o washover. La zapata
rotatoria puede cortar en la base, en el diámetro interno o externo. Existen dos tipos
básicos de zapata rotatoria, la zapata dentada y la zapata quemadora.
La zapata dentada se utiliza cuando la severidad del trabajo recae en remover
formación para liberar la sarta (ver Figura 7.31a) y la zapata quemadora se utiliza
para fresar las conexiones hasta reducir el diámetro de forma tal para que la
herramienta enchufe u overshot pueda agarrar el pez posteriormente. También sirve
para triturar los desperdicios alojados en el fondo del hoyo.
En la Figura 7.31 se muestra la configuración mecánica de la zapata dentada y la
zapata quemadora respectivamente.
83
Problemas de Hoyo
Figura 7.31: Zapatas Rotatorias. a) Zapata rotatoria dentada. b) Zapata rotatoria quemadora [27].
Herramientas para Cortar
Estas herramientas seccionan la porción superior de una sarta atascada, para así
permitir el uso de otros instrumentos y luego recuperar la parte restante [9]. Entre las
más usadas se encuentran los cortadores internos y los cortadores externos.
Generalmente, se usan cuando se requiere recuperar considerables secciones de
tubería de perforación. El mecanismo de funcionamiento de ambos tipos de
cortadores sigue la siguiente secuencia: lavado, corte y recuperación de la sección
cortada. El corte se realiza a través de un juego de cuchillos rotados por la sarta de
perforación [24].
• Cortadores Internos: los cortadores internos se corren dentro de la tubería o
revestidor para hacer un corte dentro del pez. Existen dos tipos de cortadores internos,
los que operan a presión y los que operan mecánicamente. Los cortadores operados a
presión se corren a la profundidad deseada y luego se aplica presión en las bombas
para activarlos y hacer el corte sobre el pez. Una vez que se realiza el corte se
necesita un segundo viaje para recuperar el pez.
84
Problemas de Hoyo
• Cortadores Externos: los cortadores externos se usan en conjunto con una tubería
de limpieza para ir sobre el pez y hacer un corte desde afuera. Existen dos tipos de
cortadores externos los operados a presión y los operados mecánicamente. Cuando se
hace un corte con este tipo de cortadores la tubería que es cortada puede ser
recuperada pero se debe tener mucho cuidado cuando se hace el viaje para extraerla
del hoyo
En la Figura 7.32a se muestra una herramienta cortadora interna y en la Figura 7.32b
una herramienta cortadora externa. En ambas figuras se presenta una vista lateral de
la misma.
Figura 7.32: Cortadores. a) Cortador Interno b) Cortador Externo [24].
85
Problemas de Hoyo
Herramientas para Fresar
Se usan en aquellos casos en que el pez no ha podido ser removido del hoyo en su
forma o tamaño original, por lo que es necesario reducirlo a pedazos pequeños que
puedan ser circulados hasta la superficie [9].
Si la parte superior del pez ha sido gravemente dañada o partida, es una práctica
común fresar el pez preferiblemente por la parte gruesa, por ejemplo: un refuerzo o
una conexión hasta eliminar las irregularidades causadas por la rotura de la tubería, es
decir, las fresadoras son necesarias para arreglar la parte superior del pez a fin de que
la herramienta de pesca escogida pueda tomarlo con firmeza. Adicionalmente, las
fresadoras también se emplean para reacondicionar aquellos peces que no pueden ser
recuperados por otros métodos [9].
En la Figura 7.33 se muestra la configuración mecánica de una fresadora desde una
vista lateral.
86
Problemas de Hoyo
Figura 7.33: Herramienta Fresadora [24].
7.2.3.2.- Abandono de la Pesca [9]: Un trabajo de pesca pueden durar días y hasta meses antes de que el pez pueda
atraparse y sacarse con éxito. No obstante, hay un punto donde es necesario
interrumpir la pesca. Este punto esta determinado principalmente por los costos
asociados en estas operaciones.
87
En primer lugar, se calcula el costo total de las herramientas atrapadas en el hoyo.
Luego, a medida que los costos suben con el paso de los tiempo (días o meses) se van
sumando al costo anterior, por lo que es necesario evaluar constantemente la
Problemas de Hoyo
factibilidad que se tiene de continuar con las operaciones. Entre los costos diarios
generados por las operaciones de pesca tenemos:
Costos de alquiler de las herramientas de pesca.
Costos del operador que maneja la herramienta.
Costo diario de operación del taladro.
En muchos casos es necesario comparar diariamente el costo total estimado
anteriormente con el costo que se generaría si se tomara la decisión de desviar el hoyo
para continuar la perforación. Generalmente si el costo total se acerca al 50% del
costo que representa desviar y seguir perforando se recomienda abandonar la pesca.
7.3.- Arremetidas
Es la entrada no deseada al pozo de los fluidos de la formación, (agua, petróleo o gas)
cuando la presión hidrostática originada por la columna del fluido de perforación no
es suficiente para mantener los fluidos de la formación [28]. No todos los flujos de
fluidos desde la formación son arremetidas ya que pequeñas cantidades de gas, agua o
petróleo pueden filtrarse en el hoyo proveniente de algunas formaciones mientras se
perfora o se efectúan viajes. Un flujo continuo proveniente de formaciones más
permeables normalmente puede ser manejado con equipos y procedimientos de
perforación bajo balance sin ser considerado una arremetida [29].
88
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 surgencia existen o si en el pozo pudiese estar ya
una arremetida.
Problemas de Hoyo
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 influjo
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 [30].
7.3.1.- Causas de una Arremetida [4]
El objetivo principal del control de pozos es la prevención de las arremetidas y el
objetivo secundario es detectarla rápidamente para circularla lo más rápido posible y
evitar así que se convierta en un reventón. Conocer esto objetivos es importante
debido a los riesgos asociados a la circulación del influjo. Para hacer esto se requiere
un buen conocimiento de las posibles causas de los influjos en el pozo.
Es importante recordar que existen dos condiciones necesarias para que ocurra el
influjo: a) 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 b) y la formación que causa la
arremetida deberá tener suficiente porosidad y permeabilidad para permitir el flujo de
los fluidos hacia el hoyo.
89
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
siempre mayor que la presión de la formación, siempre y cuando se esté perforando
en sobrebalance.
Problemas de Hoyo
Existen distintos factores que pueden generar un desbalance de presión hacia el pozo
y dar lugar a situaciones que pudieran originar una arremetida. Entre los factores que
pueden causar una arremetida se encuentran:
Densidad insuficiente del fluido de perforación.
Llenado inadecuado del hoyo.
Pérdida de circulación.
Presiones de achique durante la extracción de la tubería de perforación.
Las primeras tres son los problemas de mantener el control del pozo a través de la
presión hidrostática de la columna de fluido de perforación. La cuarta es debido a los
efectos dinámicos que reducen la presión de la columna de fluido de perforación al
extraer la tubería del hoyo.
7.3.2.- Indicadores de Arremetidas [8]
Existen varios indicadores o signos de aviso que se pueden observar en la superficie
cuando está ocurriendo una arremetida mientras se está perforando o durante viajes
de tubería. Sin embargo, no todas las señales identifican una arremetida
positivamente. Dichas señales ponen en alerta al personal del taladro sobre una
situación anormal, que puede ser una arremetida en proceso. El personal de
perforación debe poseer los conocimientos teóricos y el entrenamiento práctico que le
permita reconocer e interpretar estas señales, para decidir un cierre temprano del pozo
con un mínimo influjo de la formación. Esto disminuye las probabilidades de daño en
el pozo, minimiza las presiones de cierre y facilita el control posterior del pozo.
90
Problemas de Hoyo
Los indicadores más importantes ocurren durante la perforación y durante los viajes
de tubería. Entre los indicadores claves mientras se perfora se tienen [4]:
Aumento en la Tasa de Penetración: un cambio en el ritmo de la perforación se
debe principalmente a cambio en el tipo de formación que se perfora, siempre y
cuando el peso sobre la mecha y la velocidad de rotación se mantengan constantes.
También si disminuye el diferencial de presión entre la presión de la columna
hidrostática y la presión de la formación, lo cual ocurre al penetrar una formación de
mayor presión. Esto produce un aumento en la tasa de penetración,
independientemente de que las variables de perforación y el tipo de formación
atravesada permanezcan constantes. Generalmente el incremento en la tasa de
penetración debido al aumento de la presión de la formación no es tan abrupto como
el causado por cambios en la dureza de la formación, pero el perforador debe estar
alerta después que haya notado un avance en la tasa de penetración. Particularmente
debe estar atento a los otros indicadores de la arremetida descritos a continuación.
Ganancia en los Tanques: un aumento repentino en el nivel de tanques es un
signo de que está ocurriendo una arremetida. Esto se debe a que la entrada de fluido
al pozo, desde una formación, desplaza parte del fluido que está en el espacio anular y
ocasiona un aumento en el nivel de los tanques.
Los tanques en los taladros de perforación están provistos de indicadores del nivel
para poder notar rápidamente cualquier aumento del volumen del fluido de
perforación.
91
Cuando ocurre una arremetida la presión en superficie para contrarrestarla (presión de
cierre) depende en gran parte de la cantidad de fluido de perforación descargado. A
medida que este aumenta mayor será la contrapresión que deberá aplicarse en la
superficie para contener la presión de la formación con lo que queda de la columna de
fluido de perforación en el pozo.
Problemas de Hoyo
Aumento en la Tasa de Retorno: 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 adicional es
ocasionado por descarga de fluidos de la formación al hoyo.
Cambio en la Presión y Velocidad de las Bombas: la señal inicial en la
superficie de que una arremetida esta en proceso puede ser un aumento momentáneo
en la presión de la bomba. Este aumento raras veces es percibido debido a su corta
duración, pero es registrado en los instrumentos de control y apreciado luego de
haberse identificado la arremetida. Posteriormente la entrada de fluidos livianos de la
formación hace que la presión hidrostática en el anular baje progresivamente. La
bomba no tiene que levantar una columna tan pesada como antes y la presión de esta
tiende a disminuir mientras que la velocidad de bombeo aumenta.
Fluido de Perforación Contaminado con Gas: cuando se detecta en superficie
que el fluido de perforación ha sido contaminado por gas puede ser una señal
anticipada de una arremetida en potencia. Sin embargo, no es un indicador definitivo
ya que primero debe verificarse si no se ha registrado una ganancia en los tanques o si
el pozo no fluye con las bombas paradas, de lo contrario no se puede asegurar que
esto sea un indicador confiable de una arremetida. Por otra parte, se debe tomar en
cuenta que una pequeña cantidad de gas en superficie tendrá un volumen despreciable
dentro del pozo debido a la capacidad que este tiene de expandirse.
Por otra parte, los principales indicadores de una arremetida durante los viajes de
tubería son [4]:
• El pozo no toma volumen adecuado de fluido de perforación.
• El pozo fluye con las bombas paradas.
92
Problemas de Hoyo
El pozo no toma volumen adecuado de fluido de perforación cuando el volumen de
fluido utilizado para compensar el volumen de la sarta extraída del hoyo durante los
viajes es menor que el volumen calculado, es decir, se requiere menor cantidad de
fluido de perforación para compensar el volumen perdido durante el proceso de viaje
de la tubería lo cual indica que una arremetida está en proceso de ocurrir.
7.3.3.- Equipos de Control de Pozos y Arremetidas [4]
El factor principal para prevenir una arremetida es la presión hidrostática aplicada a la
formación por la columna del fluido de perforación. El equipo de control del pozo
debe estar diseñado para cerrar el cabezal del pozo en superficie, controlar la salida
de fluidos, permitir bombear fluidos dentro del pozo y permitir el movimiento de la
sarta.
El equipo superficial necesario para controlar una arremetida debe estar compuesto
de:
Un estrangulador hidráulico ajustable (Choke).
Dos estranguladores manuales.
Una válvula de control hidráulico (HCR).
Un separador de gas y fluido de perforación.
Un impiderreventón anular o esférico.
Dos impiderreventones tipo arietes de tubería y ciego.
Manómetros.
Una válvula de contrapresión.
Una válvula de cierre positivo de máxima abertura para la sarta de perforación
(Kelly Cock).
Una válvula multiple check cuando se perfora con top drive.
93
Problemas de Hoyo
7.3.3.1.- Estranguladores
El estrangulador (choke) es un elemento que controla el caudal de circulación de los
fluidos. Al restringir el paso del fluido con un orificio, se genera una contrapresión o
fricción extra en el sistema, lo que provee un método del control del caudal del flujo y
de la presión del pozo (ver Figura 7.34).
Figura 7.34: Estrangulador [31].
Los estranguladores usados para el control de pozos son:
Estranguladores manuales ajustables (convencionales).
Estranguladores ajustables a control remoto (choke hidraúlico).
Estrangulador Manual Ajustable: está compuesto por un vástago (aguja) y
asientos cónicos. Su principal mecanismo de funcionamiento es el siguiente: a
medida que el vástago se acerca al asiento, disminuye el espacio anular entre ellos y
se restringe el paso de fluido. Esto produce una mayor contrapresión en el pozo (ver
Figura 7.35).
94
Problemas de Hoyo
Figura 7.35: Estrangulador manual ajustable [32].
Estrangulador Ajustable a Control Remoto o Choke Hidráulico: los
estranguladores ajustables a control remoto tienen la ventaja de permitir monitorear
presiones, emboladas y controlar la posición relativa de apertura del estrangulador
desde la consola. El estrangulador se puede cerrar y sellar en forma ajustada para
actuar como válvula. El mecanismo de operación es un conjunto de cilindros de doble
acción que hacen girar el estrangulador (ver Figura 7.36).
Figura 7.36: Estrangulador ajustable a control remoto [32].
95
96
Problemas de Hoyo
Entre las limitaciones de este tipo de estranguladores se tiene que su uso no es muy
frecuente y por ello deben ser revisadas sus condiciones de funcionamiento
periódicamente, al menos una vez por semana.
7.3.3.2.- Válvula de Control Hidráulico o HCR
Las válvulas hidráulicas son usadas para contener y transferir el flujo y la presión del
fluido de perforación en el sistema hidráulico. Son muy similares a otras válvulas en
su propósito general, es decir regular el flujo, pero a diferencia de muchas otras las
válvulas, las válvulas hidráulicas son usadas estrictamente en sistemas hidráulicos.
Trabajan en conjunto con otras válvulas para mantener el flujo apropiado del fluido a
través del sistema.
7.3.3.3.- Separador de Gas [32]
El separador de gas y de fluido de perforación es un tanque cilíndrico instalado de
manera horizontal (ver Figura 7.37a) o vertical (ver Figura 7.37b), cuyo propósito es
separar el gas del fluido de perforación para mantener este último en condiciones
apropiadas. Estos separadores son equipos de seguridad necesarios durante la
perforación de un pozo y se utilizan en aquellas operaciones donde existe la
posibilidad de enfrentar grandes volúmenes de gas o cuando se está perforando con
una columna hidrostática bajo balance. Su función principal es separar y ventilar de
forma segura las grandes cantidades de gas libre, que pueden incluir gases tóxicos
tales como el sulfuro de hidrógeno, provenientes del sistema del fluido de
perforación.
La amenaza de gas se reduce cuando este se transporta a través de las líneas de
ventilación y se dirige hacia una localización remota para ser quemado. Esta entrega
Problemas de Hoyo
de gas hacia dicha localización puede controlarse mediante una válvula de
distribución de contrapresión ubicada en la línea del quemador.
Figura 7.37: Separador de gas. a) Separador Horizontal. b) Separador Vertical.
7.3.3.4.- Impiderreventones [4]
El Instituto Americano del Petróleo (API) define el equipo de impiderreventones
como el equipo de impiderreventones son unos dispositivos que se conectan a la
tubería de revestimiento y que tienen por objeto controlar las presiones en el espacio
anular, entre la tubería de revestimiento y la sarta de tuberías durante las operaciones
de perforación, terminación y/o rehabilitación de pozos.
Un sistema de impiderreventones es la unión de dos o más de ellos instalados en el
cabezal del pozo con el propósito de impedir el flujo incontrolado de fluidos en el
espacio anular entre el revestidor y la tubería de perforación, o el pozo abierto. El
97
Problemas de Hoyo
tipo, tamaño y número de impiderreventones se selecciona de acuerdo con los
requerimientos de cada pozo en particular.
Selección de los Impiderreventones
Al momento de escoger los impiderreventones que se usarán en un determinado pozo,
el principal elemento a considerar es la presión de trabajo de éstos. Así mismo, para
seleccionar la presión de trabajo se deben considerar los siguientes factores:
• Presión interna de trabajo de la tubería de revestimiento.
• Máxima presión de superficie anticipada.
• Tipo de fluido producido.
• Disponibilidad en el mercado de los impiderreventones con las especificaciones
de presión requerida.
Tipos de Impiderreventones
El equipo de impiderreventones puede estar compuesto de varios tipos de elementos.
La mayoría están constituidos por impiderreventones esféricos, de ariete, o
rotacionales. A continuación se presenta una descripción de los mismos.
• Impiderreventón Anular o Esférico: se coloca en la parte superior del conjunto y
normalmente es el primero en ser activado para cerrar el pozo. En estos preventores
(como también se les llama a los impiderreventones) se emplea un anillo de caucho
sintético reforzado con una unidad sellante que circunda el orificio del pozo para
cerrarlo herméticamente.
98
Problemas de Hoyo
En la posición de apertura máxima el diámetro de la unidad sellante es igual al
diámetro interno del impiderreventón. Un sistema de compresión del anillo que opera
hidráulicamente lo comprime radialmente ajustándolo al tamaño de la tubería que se
encuentra en el hoyo, a las uniones o al cuadrante que se encuentre dentro del
impiderreventones. Los impiderreventones anulares tienen la capacidad de sellar
sobre cualquier forma o diámetro del equipo que se este usando en la perforación del
pozo. En la Figura 7.38a se muestra la configuración mecánica de impiderreventón
anular.
Los impiderreventones anulares permiten efectuar operaciones de arrastre de la
tubería de perforación, debido a que poseen la propiedad de mantener el sello
mientras pasa la tubería a través de él.
Una de las características más importantes de estos preventores es el elemento
sellante, estas unidades son manufacturadas con material de goma de alta calidad
reforzada con segmentos de acero. El orificio del elemento de sello se adapta a
cualquier forma y tamaño, cerrando cualquier parte de la tubería o cerrando
completamente el hoyo (ver Figura 7.38b).
Figura 7.38: a) Impiderreventón Anular. b) Elemento Sellante del Impiderreventón Anular [32].
99
Problemas de Hoyo
• Impiderreventón Tipo Ariete: cierran el espacio anular en el exterior de una
sarta de perforación en un pozo, moviendo los arietes desde una posición de reposo
hasta la posición cerrada alrededor de la tubería de perforación. Los arietes operan
por pares y, cuando están cerrados, tapan herméticamente el espacio debajo de ellos.
Los arietes para tubería tienen aperturas semicirculares correspondientes al diámetro
de la tubería para la cual están destinados. Es absolutamente esencial que los arietes
de un impiderreventón correspondan exactamente al diámetro de la tubería de
perforación, la tubería de revestimiento, o la tubería de producción que se este
empleando.
En la Figura 7.39 se muestra la configuración mecánica de un impiderreventón tipo
ariete.
Figura 7. 39: Impiderreventón Tipo Ariete [32].
Los impiderreventones tipo ariete se clasifican en tres categorías:
♦ Arietes de Tubería: los arietes de tubería cierran el anular del pozo cuando la
tubería está dentro del hoyo. Están diseñados para cerrar alrededor de un diámetro
100
Problemas de Hoyo
específico de tubería; por lo tanto, los arietes de tubería vienen en diferentes tamaños
de acuerdo al diámetro exterior de las tuberías (ver Figura 7.40). Se pueden usar para
mantener la tubería de perforación en el hoyo cuando la presión del pozo trata de
sacarla.
Figura 7.40: Arietes de Tubería [32].
♦ Arietes Ciegos: los arietes ciegos cierran el pozo cuando no hay tubería en el
hoyo. Si la tubería se encuentra accidentalmente en el pozo cuando el ariete se está
cerrando, ésta será aplastada y no se podrá hacer un sello efectivo. En la Figura 7.41
se muestra una configuración mecánica de un ariete ciego.
Figura 7.41: Arietes Ciegos [32].
101
Problemas de Hoyo
♦ Arietes de Corte: poseen hojillas de corte adheridas a ellos, como su nombre, lo
indica estos arietes cortan la tubería presente el hoyo a medida que cierran y sellan el
hoyo abierto. Cuando no hay tubería en el hoyo, los arietes de corte se comportan
exactamente como un ariete ciego (ver Figura 7.42).
Figura 7.42: Arietes de corte [32].
• Impiderreventones Rotacionales: se colocan en el tope del conjunto de equipos
preventores de reventones (BOP por sus siglas en inglés, BlowOut Preventer).
Proveen una salida lateral para la línea de flujo de retorno. Las salidas más pequeñas
se usan para las conexiones de llenado del pozo. Los impiderreventones rotacionales
tienen un elemento de sello que pueden cerrar alrededor del cuadrante, tubería de
perforación, portamechas y revestimiento. Estos impiderreventones son utilizados
principalmente en la perforación bajo balance o con fluidos de perforación aireados
(ver Figura 7.43).
El impiderreventón rotatorio es una necesidad en casos de circulación invertida,
durante la cual la presión de bombeo se aplica al espacio anular para conseguir flujo a
través de la tubería de perforación.
102
Problemas de Hoyo
Los impiderreventones rotatorios hacen exactamente lo que se nombre indica: una
unidad hermética unida al cuadrante dando vueltas mientras que el cuerpo del aparato
queda estacionario. La unidad sellante rotatoria hace cuerpo con el cuadrante y
proporciona una hermeticidad mayor y de más larga duración.
Figura 7.43: Impiderreventón Rotacional [32].
Si el conjunto de impiderreventones falla no existe una tercera alternativa, el pozo
fluirá sin control creando peligros tanto para el personal como para los equipos.
Manómetros
Son instrumentos que sirven para medir presiones. Pueden registrar distintos tipos de
presiones en el pozo, como por ejemplo: la presión de cierre de tubería de la tubería
de perforación, la presión de cierre de la tubería de revestimiento y la presión de
cabezal entre otras.
103
Problemas de Hoyo
Válvula de Contrapresión o Inside Preventer
Es una válvula recuperable que se usa para bloquear el flujo indeseado del hoyo hacia
la superficie. Se instala en la sarta de perforación y se recupera usando una guaya de
recuperación que permite liberarla de las conexiones donde fue colocada.
Válvula de Seguridad del Cuadrante o Kelly Cock
La válvula de seguridad del cuadrante es una válvula tipo bola colocada en cada
terminal de la junta del cuadrante y la unión giratoria. Su propósito básico es proveer
un medio para cerrar la sarta de perforación, en caso de que la manguera de
perforación o el tubo que sostiene a la manguera de perforación tenga alguna salida
del fluido de perforación mientras que se está circulando una arremetida. Esta válvula
se cierra si la presión de la tubería de perforación amenaza con exceder la presión que
se tiene en la manguera de perforación [33]. Existen dos tipos de válvulas de esta
categoría; la válvula de seguridad superior del cuadrante y la válvula de seguridad
inferior del cuadrante.
♦ Válvula de Seguridad Superior del Cuadrante: es usada para cerrar el cuadrante
cuando el mismo está en su posición más baja en la mesa rotatoria. La finalidad de
esta válvula es cerrar la sarta de perforación si, en el momento que se este circulando
una arremetida fuera del pozo, comienza a salir fluido de perforación a través de la
manguera de perforación o el tubo que sostiene la manguera de perforación (ver
Figura 7.44).
104
Problemas de Hoyo
Figura 7.44: Válvula de seguridad superior del cuadrante [33].
♦ Válvula de Seguridad Inferior del Cuadrante: es usada como reemplazo de la
válvula de seguridad superior. Permite ahorro de fluido de perforación durante las
conexiones y que el cuadrante sea desenroscado al momento de instalar una válvula
de contrapresión durante la operación de forzamiento de la tubería [33]. (ver Figura
7.45)
Figura 7.45: Válvula de seguridad inferior del cuadrante [33].
105
Problemas de Hoyo
Válvula Multiple Check [34]
Se usa para evaluar y monitorear las presiones del pozo. Provee una vía de flujo para
el fluido de perforación que esté siendo bombeado a través de los tubulares
conectados al top drive así como también incluye una válvula ahorradora que utiliza
un pistón para retener el fluido de perforación en el top drive cuando un tubular se
desconecte de él, es decir, la válvula controla el flujo del fluido de perforación u otros
fluidos al área de trabajo y al ambiente mientras que el top drive está siendo
conectado a un nuevo tubular.
7.3.4.- Manejo de Arremetidas [4]
Después de constatar la presencia de una arremetida se debe proceder a cerrar el
pozo, verificar las presiones existentes tanto en la tubería de perforación como en el
espacio anular. Es importante seguir ciertos procedimientos para controlar con éxito
la situación. Las acciones para dominar una arremetida cuando la tubería está en el
fondo o cuando ocurre durante un viaje, consiste en efectuar el cierre del pozo
utilizando los procedimientos establecidos para cada caso. Estos tienen el propósito
de disminuir la cantidad de influjo para facilitar el control posterior y además realizar
el cierre del pozo con seguridad.
Se utilizan tres tipos o métodos de cierre una vez que se ha percibido cualquier
indicador de arremetida y se efectúa la prueba de flujo (el pozo fluye con las bombas
paradas). Estos son: cierre duro, cierre rápido y cierre suave.
106
Problemas de Hoyo
7.3.4.1.- Método de Cierre Duro
Es un procedimiento en el cual el pozo se cierra mediante el impiderreventón de
ariete de tubería luego de apagar las bombas y abrir el HCR. En este caso se perfora
con el estrangulador cerrado. Ofrece la ventaja de que el influjo es mínimo mientras
se efectúa el procedimiento de cierre, pero no se tiene certeza de la posibilidad de
fracturar la formación. Por esta razón su utilización se limita a hoyos entubados
(reacondicionamiento y pozos en producción) o perforando el hoyo de producción
después de haber cementado el revestidor intermedio, si se tiene una buena integridad
de formación. Tienen la desventaja de generar un mayor choque hidráulico sobre la
formación y se debe garantizar que la tubería de perforación esté frente al
impiderreventón de arietes que se va a cerrar.
El procedimiento de cierre duro se puede resumir en los siguientes pasos:
Parar la mesa rotatoria si es perforación convencional de lo contrario parar el top
drive.
Levantar el cuadrante si es perforación convencional.
Parar las bombas.
Verificar flujo.
Si existe flujo abrir HCR.
Cerrar impiderreventón de ariete de tubería.
7.3.4.2.- Método de Cierre Rápido
Es un procedimiento en el cual el pozo se cierra mediante el impiderreventón
esférico, después de apagar la bomba y abrir el HCR. Se perfora con el estrangulador
cerrado.
107
Problemas de Hoyo
Algunas de las ventajas de utilizar este método son:
Menor influjo que en el cierre suave,
Menor choque hidráulico que en el cierre duro.
No importa la posición de la tubería de perforación porque el
impiderreventones anular se adapta a cualquier diámetro.
Entre las desventajas se encuentran: mayor choque hidráulico que el cierre suave y
mayor influjo que el cierre duro.
En general, el procedimiento de cierre rápido se puede resumir en los siguientes
pasos:
Parar la mesa rotatoria si es perforación convencional o parar el top drive.
Levantar el cuadrante si es perforación convencional.
Parar las bombas.
Verificar flujo.
Si existe flujo abrir HCR.
Cerrar el impiderreventón esférico o anular.
7.3.4.3.- Método de Cierre Suave
Es un procedimiento en el cual el pozo se cierra mediante los estranguladores, lo
cuales permanecen abiertos durante la perforación. Es el procedimiento recomendado
generalmente para arremetidas mientras se está perforando porque puede verificarse
si la formación se fractura durante el cierre del pozo. Además presenta la ventaja de
evitar el efecto de choque hidráulico sobre la formación que se produce por la parada
brusca del flujo de fluidos.
108
Problemas de Hoyo
Los procedimientos de cierre que se presentan a continuación se basan en el tipo de
cierre suave y dependen de la operación que se esté llevando a cabo en el momento
de ocurrir la arremetida.
En general, el procedimiento de cierre suave durante la perforación se realiza de la
siguiente manera:
Levantar el cuadrante hasta que la conexión de la tubería de perforación quede
cinco (5) pies sobre la mesa rotatoria si es perforación convencional, si se realiza
con top drive colocar la tubería a cinco (5) pies por encima de la mesa rotatoria.
Apagar las bombas y verificar si el pozo fluye.
Abrir la válvula hidráulica.
Cerrar el impiderreventón designado. Éste puede ser el impiderreventón anular o
el de ariete de tubería más alto con el tamaño de bloque de ariete apropiado para
la tubería de perforación dentro del conjunto de impiderreventones.
Cerrar el estrangulador.
Registrar el volumen de ganancia en los tanques del fluido de perforación y las
presiones de cierre en la tubería de revestimiento y la tubería de perforación.
Iniciar los cálculos y distribuir el personal para comenzar las acciones de control
del pozo.
El procedimiento de cierre suave durante un viaje se efectúa de la siguiente manera:
Dejar la tubería sobre las cuñas de tal manera que la conexión de la tubería de
perforación quede 5 pies sobre la mesa rotatoria para que se pueda colocar la
válvula de seguridad.
Colocar la válvula de seguridad abierta y la válvula de contrapresión inside
preventer en la tubería y cerrar la válvula de seguridad. Una vez colocada la
segunda abrir la válvula de seguridad
Abrir la válvula hidráulica HCR.
109
Problemas de Hoyo
Cerrar el impiderreventón anular.
Cerrar el estrangulador.
Registrar la presión de cierre de la tubería de perforación y del revestimiento, así
como el volumen de ganancia en los tanques de fluido de perforación.
Comenzar a bajar la tubería al fondo, utilizando la técnica de arrastre.
Por otra parte, el procedimiento de cierre para el sistema de desviación es el
siguiente:
Levantar el cuadrante hasta que la conexión de la tubería de perforación quede
cinco (5) pies sobre la mesa rotatoria si es perforación convencional, si se realiza
con top drive colocar la tubería a cinco (5) pies por encima de la mesa rotatoria.
Parar las bombas de fluido de perforación.
Abrir las válvulas de las líneas de desahogo.
Cerrar el impiderreventón anular desviador.
Circular con agua.
• Procedimiento para regresar al fondo en viajes (el pozo no fluye): cuando se
está sacando la sarta de perforación, solo existe una única señal que puede identificar
una entrada de fluido de la formación al pozo. Esta señal es la disminución del fluido
que toma el pozo después de sacar un determinado número de parejas. Si se observa
tal disminución del fluido durante el viaje, se debe verificar si el pozo está fluyendo;
para ello se sigue el siguiente procedimiento:
♦ Dejar de sacar, colocar las cuñas (conexión superior encima de la mesa y retirar el
elevador)
♦ Instalar en la sarta de perforación la válvula máxima de abertura (Kelly Cock) y
cerrarla.
♦ Observar si el pozo fluye en el tanque de viaje.
110
Problemas de Hoyo
Si el pozo no fluye es recomendable sacar las siguientes parejas a menor velocidad y
verificar el llenado. Si de nuevo se observa una disminución del fluido que debe
tomar el pozo y este no fluye, es recomendable regresar la tubería al fondo para hacer
una circulación. El procedimiento que se debe seguir es el siguiente:
♦ Instalar el impiderreventón interno (Inside Preventer) por encima de la válvula de
máxima abertura Kelly Cock.
♦ Abrir la válvula de máxima abertura Kelly Cock.
♦ Meter pareja por pareja para tratar de llegar al fondo, observando que el pozo no
fluye (en el tanque de viaje) mientras la tubería está parada para hacer la
conexión.
♦ Si el pozo fluye, cierre el pozo siguiendo los siguientes pasos:
∗ Verificar si está alineado el estrangulador hidráulico ajustable, el cual debe
permanecer abierto durante la perforación.
∗ Abrir la válvula HCR.
∗ Cerrar el impiderreventón anular, preferiblemente.
∗ Cerrar el estrangulador hidráulico lentamente observando que la presión
anular no supere la máxima permitida.
♦ Anotar la presión de cierre de revestidor tan pronto se estabilice.
♦ Determinar la presión de cierre en la tubería.
111
Problemas de Hoyo
7.4.- Prueba de Integridad de Presión (PIP)
Es una prueba de presión realizada con el equipo del taladro para medir
esencialmente la máxima fuerza que puede resistir la formación antes de fracturarse y
que se realiza por debajo del último revestidor cementado, con la finalidad de:
Determinar el gradiente de fractura de la formación o su densidad equivalente.
Conocer la presión máxima del anular permisible en superficie.
Probar la cementación para asegurarse que no existe comunicación.
Tener parámetros para control de pozos.
La prueba de integridad de presión es un procedimiento operacional que se realiza
aproximadamente entre diez (10) y cincuenta (50) pies por debajo de la zapata del
último revestidor que ha sido colocado; durante la misma se cierra el pozo y se
bombea lentamente fluido de perforación para de esta manera determinar el punto en
el cual la formación comienza a ceder, es decir, tomar fluido.
El procedimiento operacional que se debe seguir para realizar la prueba de integridad
de presión es el siguiente [4]:
Paso 1: bajar la sarta de perforación con mecha hasta el tope del cuello flotador (ver
Figura 7.47A).
Paso 2: realizar una prueba volumétrica al revestidor para verificar la resistencia al
estallido del mismo o posibles fugas en las conexiones (ver Figura 7.47A).
Paso 3: perforar el cuello flotador y el tapón de cemento hasta 10 pies por encima de
la zapata (ver figura 7.47B). Repetir la prueba volumétrica.
Paso 4: perforar el resto del cemento y la zapata del revestidor hasta
aproximadamente unos diez o veinte pies de formación nueva (ver Figura 7.47C).
112
Paso 5: circular hasta obtener retornos limpios y acondicionar el fluido de
perforación.
Problemas de Hoyo
Paso 6: levantar la sarta de perforación hasta colocar la mecha a nivel de la zapata
(ver Figura 7.47D).
Paso 7: cerrar un impiderreventón (ariete de tubería o anular).
Paso 8: verificar fugas en el pozo.
Paso 9: bombear el fluido lentamente al pozo (1/4 a 1/2 de barril). Observar la
presión al terminar de bombear el volumen seleccionado. Se puede esperar que la
presión se estabilice después del bombeo (dos minutos aproximadamente).
Paso 10: continuar bombeando y registrar la presión y el volumen bombeado
acumulado hasta que se alcance el límite de la prueba (límite PIP). Esto será cuando
el pozo comience a tomar fluido, causando una desviación de la tendencia de
proporcionalidad entre la presión y el volumen bombeado.
Paso 11: parar el bombeo y esperar unos diez minutos hasta que la presión se
estabilice. Una vez estabilizada, desahogar la presión y registrar el volumen de fluido
de retorno.
Figura 7.46: Procedimiento operacional utilizado en la prueba PIP [3].
Durante la prueba de integridad de presión se obtienen gráficos del comportamiento
de la presión en función de los barriles de fluido de perforación bombeados. El
conocimiento de estos valores de presión es de gran importancia para determinar la
113
114
Problemas de Hoyo
densidad máxima del fluido de perforación requerida para perforar el próximo hoyo,
y así evitar problemas de pérdida de circulación o arremetidas por usar un fluido de
perforación de densidad inadecuada.
También es necesario conocer la presión de fractura para determinar la Máxima
Presión Anular Permisible en la Superficie (MPAPS).
La interpretación incorrecta de una PIP puede llevar a trabajos innecesarios de
cementación secundaria, asentamientos prematuros de revestidores, pérdida de
circulación u otros problemas costosos que pudieran retrasar el progreso de la
perforación. Por ejemplo, si se obtiene un valor bajo de la PIP, puede interpretarse
como un canal de cemento y el operador puede efectuar un trabajo de cementación
secundaria para incrementar el límite de la PIP. Por el contrario si la PIP es
interpretada como un bajo gradiente de fractura cuando es causada por un canal de
cemento el operador puede usar un valor irreal como límite superior para la densidad
del fluido de perforación [38].
Si la PIP es mal interpretada, es decir, muestra un valor más alto del límite PIP en
lugar del valor correcto, el operador puede usar un valor irreal alto como guía para
elaborar la densidad del fluido de perforación y esto puede generar problemas de
pérdida de circulación.
La forma del gráfico de la PIP y la presión límite de la prueba son gobernadas
principalmente por los esfuerzos locales en las paredes del hoyo. Las fuerzas de la
formación se rigen principalmente por los esfuerzos naturales de compresión
ejercidos por la sobrecarga.
El mismo procedimiento básico es usado en todas las pruebas de PIP: las válvulas
impiderreventones son cerradas y el fluido es lentamente bombeado al hoyo. A cierta
presión las bombas son paradas. La presión de cierre es monitoreada por un corto
Problemas de Hoyo
tiempo para chequear filtraciones, luego es liberada la presión. Los datos son
graficados e interpretados para determinar la integridad de la presión de la formación.
Las operaciones de perforación continúan si la prueba es aceptable.
En la Figura 7.48 se muestra un gráfico típico de prueba de integridad de presión.
Figura 7.47: Prueba de Integridad de Presión [6].
En el Punto A, hay una pequeña desviación de la línea recta producto del llenado del
hoyo. Luego el tramo lineal del gráfico representa la compresión del fluido de
perforación y la expansión elástica del hoyo: igual volumen bombeado causa un
115
116
Problemas de Hoyo
incremento constante en la presión. Pequeñas pérdidas de filtrado a la formación
pueden ocurrir durante este tiempo pero estas son normalmente pequeñas y a una tasa
relativamente constante y por lo tanto no afecta la linealidad del gráfico [38].
El punto de filtración o límite PIP (B) es el punto donde los datos se desvían de la
línea recta y tienden a inclinarse hacia la derecha. En este punto, ha ocurrido una
fractura pequeña y estable en la formación. Cuando se abre la fractura el fluido se
pierde en dos vías: el fluido entra a la fractura y el filtrado se pierde en las caras
permeables de la formación. Esta pérdida de fluido lleva a menores incrementos en la
presión mientras más fluido es bombeado lo cual lleva a un cambio en la pendiente
del gráfico [38].
La figura muestra el incremento en la presión de la bomba constantemente entre los
puntos B y C. Este incremento de presión indica un crecimiento estable de la fractura,
lo cual es normal en la mayoría de las PIP. El incremento estable de la fractura ocurre
debido a la presión y las pérdidas de fluido a lo largo de las fracturas crecientes. En
esencia la presión y el tipo de fractura permanecen cercanos a la presión mínima de
propagación de fractura a pesar de la presión creciente de las bombas en la superficie.
Un incremento de la presión en la fractura es requerido para iniciar un crecimiento de
fractura inestable o quiebre. Esto puede ocurrir si se bombea suficiente fluido para
sobrellevar las pérdidas y transmitir más presión a la fractura o cuando la presión y
las pérdidas de fluido en la fractura son pequeñas. En este caso la presión de la bomba
puede subir o declinar [38].
La bomba es detenida en el punto C brevemente después de la filtración o límite PIP
y la presión de cierre es monitoreada para chequear por filtraciones. La presión de
cierre normalmente cae rápidamente al principio debido a las pérdidas de fluido en las
fracturas abiertas y en las pérdidas por fricción en la bomba. Cuando la presión cae
suficientemente se cierra la fractura. La presión de cierre entonces declina a una tasa
más pequeña debido a las ligeras pérdidas de fluido debido a la permeabilidad.
Problemas de Hoyo
Cuando la presión de cierre declina a un valor aproximadamente constante la prueba
es concluida. Si la PIP es adecuada y no hay canales de cemento, se acepta el gráfico
de la prueba y se continúan las operaciones de perforación [38].
7.4.1.- Interpretación de los Gráficos de la Prueba de Integridad de Presión [4]
Los gráficos que se presentan a continuación son gráficos teóricos de pruebas de
integridad de presión (PIP). En ellos se ilustra una prueba incompleta, una prueba
completa, una prueba enmascarada y una prueba donde existe una trabajo de cemento
defectuoso alrededor de la zapata del revestidor.
Prueba Incompleta
En la Figura 7.49 se observa que no se alcanzó el límite de la prueba de integridad, a
pesar de que la presión de prueba estuvo por encima de la presión de fractura
estimada. De allí que no es posible estimar de esta prueba la presión de fractura real.
117
Problemas de Hoyo
Figura 7.48: Prueba PIP incompleta.
Prueba Completa
En la figura 7.50, se muestra una prueba totalmente completa. A pesar de tener una
referencia de la presión de fractura estimada, podemos observar que la misma fue
ligeramente superada en la prueba, hasta obtener la desviación de la tendencia de
proporcionalidad.
118
Problemas de Hoyo
Figura 7.49: Prueba PIP completa
Prueba Enmascarada
Si durante la prueba, la curva aparece por debajo de la presión de fractura estimada,
es recomendable parar la bomba por varios minutos, aumentar la tasa de bombeo y
continuar la prueba hasta observar el pandeo de la curva nuevamente. Si se observa
un comportamiento similar a la Figura 7.51, se puede afirmar que el pandeo inicial
fue una falsa alarma.
119
Problemas de Hoyo
Figura 7.50: Prueba PIP Enmascarada.
Fallas en la Cementación
Si después de observar algunos minutos y repetir la prueba, el comportamiento es el
observado en forma similar a la Figura 7.52 y además, no es posible alcanzar el límite
PIP estimado a pesar de que se aumente la tasa de flujo, podemos afirmar que existe
una falla en la cementación alrededor de la zapata.
120
Problemas de Hoyo
Figura 7.51: Prueba PIP que muestra fallas en la cementación.
7.4.2.- Métodos de Control de Pozos y Arremetidas
Luego de haber detectado la arremetida y haber cerrado los impiderreventones la
presión del pozo se iguala con la de la formación y se detiene el flujo de fluidos de la
formación. Aunque existen diversos métodos para sacar la arremetida fuera del pozo
y aumentar la densidad del fluido de perforación en todos los casos el propósito es
mantener la presión de fondo del pozo constante a un nivel igual o ligeramente
superior a la presión de la formación. El control de la presión de fondo se realiza
usando la presión hidrostática y la contrapresión ejercida por el estrangulador
ajustado. Al mismo tiempo se debe evitar una presión de fondo del pozo excesiva
para no fracturar la formación a nivel de la zapata del último revestidor cementado y
producir una pérdida de circulación [4].
121
Problemas de Hoyo
Luego de realizar el procedimiento anterior se procede a tratar de controlar la
arremetida para lo cual existen varios métodos que se clasifican de acuerdo a la
posición de la mecha con respecto al fondo.
Los métodos con la mecha en el fondo del pozo abarca el método del perforador, el
método del ingeniero y método concurrente; y los métodos con la mecha fuera del
fondo abarca el método volumétrico, el método de lubricar y purgar, el método de
circulación con fluido de perforación pesado, el método de arrastre de tubería y el
método de forzamiento.
7.4.2.1.- Métodos con la Mecha en el Fondo del Pozo [33]
Método del Perforador
Se emplea cuando se requiere controlar el pozo con mínimos recursos de
supervisión, bajas capacidades de mezcla o insuficientes cantidades de material
densificante en el sitio o cuando no se cuenta con el; para circular influjos de agua,
petróleo o gases cuyas altas velocidades de migración pueden causar problemas para
cerrar el pozo y además el equipo de superficie tiene dotaciones reducidas,
instalaciones inadecuadas para la mezcla o poca o ninguna ayuda de supervisión.
Aunque el método del perforador es simple y directo, las presiones en el revestidor
resultan un poco más altas que las de otros métodos, por lo que no se debe utilizar en
pozos en los que se prevea una pérdida de circulación. El control de pozos con este
método lleva más tiempo que con las otras técnicas.
122
Problemas de Hoyo
Las operaciones de control con este método resultan sencillas. El procedimiento para
controlar una arremetida consta de dos ciclos de circulación:
• Circula el fluido de perforación para eliminar el fluido infiltrado en el hoyo. Se
mantiene una presión constante sobre el fondo para evitar la entrada eventual de
más fluido de formación durante la circulación. Se controla el estrangulador de
manera que se mantenga constante la presión del cabezal de la sarta durante la
operación y se mantiene constante la velocidad de bombeo. Para esta operación se
emplea el fluido de perforación en circulación en el momento que se verificó la
arremetida.
• El segundo ciclo consiste en reemplazar este fluido de perforación con el fluido
de perforación de densidad aumentada correspondiente al equilibrio de la presión
de formación. Abriendo el estrangulador se varía la presión en el cabezal de la
sarta para mantener una presión constante en el fondo.
Se empieza el primer ciclo abriendo el estrangulador y poniendo simultáneamente la
bomba a la velocidad reducida establecida. Cuando el fluido infiltrado ha sido
evacuado del pozo, el fluido de perforación sin contaminar aparece en la boca de
descarga de los tanques y se puede interrumpir la circulación y cerrar los
impiderreventones, una vez hecho esto, las presiones registradas en los cabezales de
la sarta y de la tubería deben resultar iguales. Entre las ventajas de este método se
encuentran:
• Se requiere menor cantidad de cálculos.
• Procedimiento simple que la mayoría de las cuadrillas del equipo de perforación
podrán entender.
• Elimina el influjo del pozo dentro de un plazo mínimo.
123
Problemas de Hoyo
Algunas desventajas de este método son:
• Requiere dos circulaciones para matar el pozo.
• Somete la zapata de cementación a la cantidad máxima de presión debido a que el
peso de fluido de perforación adicional no aumenta la presión hidrostática.
Método del Ingeniero
También conocido como el método de esperar y pesar se realiza de la siguiente
forma: una vez que el pozo está cerrado, la cuadrilla del equipo de perforación espera
mientras que el fluido de perforación en los tanques se densifica hasta lograr que la
densidad del fluido de perforación llegue hasta el valor deseado. Para usar este
método con éxito, suficiente material densificante debe estar disponible en la locación
y la capacidad de mezcla debe ser suficiente para mantener la densidad del fluido de
perforación obtenida durante la circulación a la velocidad lenta de bombeo. Este
procedimiento es más complicado que el Método del Perforador. En el Método del
Perforador, el fluido de perforación densificado no es bombeado dentro del pozo
hasta que la arremetida haya sido circulada fuera del mismo, en este método la
expansión del gas es compensada manteniendo una presión constante de la tubería de
perforación mientras que se hace circular la arremetida fuera del pozo. Cuando se
bombea fluido de perforación densificado dentro del pozo, se mantiene constante la
presión de la tubería de revestimiento hasta que el fluido de perforación densificado
llegue hasta la mecha. Esto compensa las variaciones de la presión hidrostática dentro
de la tubería de perforación.
En el método del ingeniero, el gas se expande en el espacio anular mientras que la
presión hidrostática aumenta en la tubería de perforación. Esto requiere que la presión
124
Problemas de Hoyo
de bombeo necesaria para mantener una presión de fondo constante cambie a medida
que se hace circular el fluido.
Este método es basado en el supuesto de que se puede preparar el nuevo fluido de
densidad requerida en un tiempo razonablemente corto mientras se mantiene el pozo
en estado de cierre. En otras palabras, se debe esperar antes de circular el pozo hasta
que se alcance la densidad del fluido de perforación deseada en los tanques. La
circulación requerida para evacuar el influjo e introducir el fluido de perforación de
mayor densidad se efectuará al mismo tiempo en lugar de realizarla en dos ciclos,
como se hace con el método del perforador. En ambos casos, se deberá mantener una
presión de fondo constante. El Método de Esperar y Pesar producirá una presión de
fondo sobre la zapata del revestidor menor de la que se consigue con el método del
perforador.
Este método constituye la mejor alternativa en las operaciones de perforación
profundas, de altas presiones o de operaciones marinas donde se tienen buenas
instalaciones de mezclado para densificar el fluido. En general se considera que es el
método de control de pozos más usado. Algunas ventajas son:
• Controla el pozo en una circulación.
• Somete la zapata de cementación a la cantidad mínima de presión debido a la
presión hidrostática adicional producida por el aumento de la densidad del fluido
de perforación.
Entre las desventajas se encuentran:
• El pozo está cerrado por mucho tiempo sin circulación. Una arremetida de gas
migrará hacia arriba en el pozo, aumentando la presión, a menos que las presiones
sean monitoreadas continuamente. Los fluidos como el agua salada contaminarán
125
Problemas de Hoyo
el fluido, causando mayores filtrados. A su vez, esto aumenta la posibilidad de
atascamiento de la sarta de perforación. Una arremetida de gas en un fluido base
aceite o base sintético pueden separar la barita del fluido debido a la solubilidad
del gas en el fluido base. El gas cambia de fase y actúa como líquido al
solubilizarse en el fluido de perforación base aceite. Esto diluye el fluido y puede
reducir la viscosidad lo suficiente para permitir que el material densificante se
sedimente y obture el espacio anular.
• Requiere más cálculos que el Método del Perforador.
• Requiere suficientes provisiones de material densificante y un buen sistema de
mezcla para mantener la densidad a medida que se hace circular el fluido.
Método Concurrente
También conocido como el método de circular y pesar se usa para circular la
arremetida fuera del pozo aumentando gradualmente la densidad del fluido de
perforación hasta lograr la densidad requerida. El pozo será cerrado solamente por el
tiempo necesario para obtener la información pertinente sobre la situación de la
arremetida. Los cálculos y las técnicas usados en el método del ingeniero son usados
en el método concurrente. Este método usa un aumento gradual de la densidad del
fluido de perforación a medida que se hace circular el influjo fuera del pozo.
El método concurrente es más complicado que el método del perforador y el método
del ingeniero, porque presenta la complicación adicional de que se tienen diferentes
densidades de fluido en la tubería, lo que dificulta mantener la presión de fondo
constante. El número de diferentes densidades y los volúmenes de cada una
dependerán de la capacidad de las instalaciones de mezclado en el equipo y
determinara la velocidad de circulación del equipo de perforación usado. Se requiere
un programa complicado de presiones, así como un conocimiento preciso del
126
Problemas de Hoyo
momento en que una densidad del fluido de perforación determinada es obtenida y
bombeada dentro de la tubería de perforación. Se requieren excelentes
comunicaciones entre el operador del estrangulador y los tanques de fluido de
perforación. Algunas ventajas de este método son:
• Su principal ventaja reside en que pueden comenzarse las operaciones de control
tan pronto como se estabilicen las presiones de cierre en superficie o cuando se
determina que puede llegar a sobrepasarse la máxima presión anular permitida en
superficie. En lugar de esperar a que el fluido en superficie sea densificado hasta
alcanzar la densidad de control, se comienza la circulación a un caudal reducido,
incrementando la densidad del fluido de control mientras se circula hasta la
mecha.
• Elimina el influjo dentro de un plazo mínimo.
• Somete la zapata de cementación a una presión reducida debido al aumento de la
presión hidrostática.
• La densificación del fluido de perforación puede ser ajustada de conformidad con
las provisiones de material densificante.
Entre las desventajas se encuentran:
• Requiere un programa de presiones complicado. La ubicación de las densidades
del fluido de perforación aumentadas por incrementos debe ser conocida en todo
momento para determinar el programa de presiones.
• Requiere más de una circulación para matar el pozo. Como el método usado para
densificar el fluido de perforación es muy largo, el tiempo necesario para poder
continuar con las operaciones podría requerir dos o más circulaciones.
127
Problemas de Hoyo
♦ Comparación entre los Métodos [34]: el punto crítico en el procedimiento de
eliminación del gas se verifica cuando el volumen de gas alcanza la superficie. En
dicho momento coincide el aumento del nivel máximo en el tanque de fluido de
perforación, debido a la expansión de gas en el anular, y la presión máxima en el
estrangulador, que se alcanza durante la circulación para la eliminación de la
arremetida de gas.
En la Figura 7.46 se muestra un esquema que indica la presión en el anular en función
de los barriles de fluido de perforación bombeado dentro del pozo, usando los tres
métodos de control de pozos.
Figura 7.52: Comparación entre los métodos de control de pozos.
128
Problemas de Hoyo
La presión mínima en la válvula se logra cerrando el pozo y preparando un fluido de
perforación con la densidad requerida para usarlo en la primera circulación para
matar el pozo, es decir, el método del ingeniero. Se conseguirá una presión más alta
eliminando el gas sin aumentar la densidad del fluido de perforación, es decir, por
medio del método del perforador. Se lograrán todavía presiones más altas si no se usa
una densidad apropiada del fluido de perforación, esto por lo general ocurre en el
método concurrente.
7.4.2.2.- Métodos con Mecha o Tubería Fuera del Fondo [4]
Método Volumétrico
El método volumétrico se puede utilizar para corregir variaciones de presión en el
espacio anular durante la bajada/sacada de la tubería bajo presión. Su uso como
método de control está restringido donde, por cualquier circunstancia no se puede
circular fluido en el pozo, por ejemplo si los orificios de la mecha están tapados, si no
hay tubería en el hoyo o en caso de altas velocidades de migración de gas.
En el método volumétrico, se registra y mantiene constante la presión en el
estrangulador hasta que se descarga una cantidad calculada de fluido en un tanque
calibrado, para permitir la expansión del gas. Una vez hecho esto, se vuelve a calcular
la presión que se debe mantener en el estrangulador para controlar la presión en el
fondo del pozo. Cuando el gas llega a la superficie, se revierte el proceso y se bombea
fluido al pozo. Se permite que la presión en el revestidor disminuya de acuerdo al
cálculo volumétrico. Esta técnica se conoce como lubricar y purgar. El método no
requiere modificación especial en el taladro excepto que el estrangulador debe
comunicarse con el tanque de viaje.
129
Problemas de Hoyo
Método de Lubricar y Purgar
Este método se utiliza para remover el influjo de la superficie si no se tiene un medio
para circular fluido al pozo (mecha tapada, pozo sin tubería, tapón de arena, etc.). En
este método, se bombea fluido al interior del pozo y se permite que lubrique a través
del gas y aumente la presión hidrostática. Dado que se le agrega presión hidrostática
al pozo, se puede purgar un volumen de gas equivalente al aumento de dicha presión.
Para comenzar el proceso se debe medir cuidadosamente el fluido que se va a
bombear al pozo. Si se esta bombeando desde un tanque calibrado, se puede calcular
el volumen de fluido bombeado dentro del pozo. Una vez que se conoce este
volumen, se puede estimar el aumento de presión hidrostática y este será el valor a
purgar.
Método de Circulación con Fluido de Perforación Pesado
El objetivo de este método es eliminar las presiones de superficie para bajar la sarta
de perforación con el pozo abierto, hasta una profundidad que permita controlar
eficientemente el pozo (preferiblemente el fondo). Sin embargo, la posibilidad de
eliminar las presiones superficiales depende de si el influjo de gas está migrando en el
hoyo abierto por debajo de la mecha y si se puede preparar un fluido de perforación
de densidad suficiente para balancear la presión de fondo.
Método de Arrastre de Tubería (Stripping)
130
La tubería de perforación se puede arrastrar (bajar bajo presión) a través de los
impiderreventones si el peso de la misma es suficiente para vencer la presión del
pozo. Si el peso de la tubería no es suficiente para bajar se requerirá una fuerza que la
impulse hacia abajo (Snubbing).
Problemas de Hoyo
Los principios de desplazamiento durante el stripping son los mismos que cuando se
baja la tubería en el pozo, exceptuando la presión. Durante la bajada, se desplaza
fluido hacia fuera del pozo. Esto es importante porque una falla en el volumen
desplazado puede provocar pérdida de circulación, o un aumento en la magnitud del
influjo, o posiblemente ambas cosas.
Forzamiento (Bull Heading)
Esta es una técnica habitual de control de pozos en procesos de reparación y
rehabilitación de pozos en algunas áreas. El método funciona cuando no hay
obstrucciones en la tubería y se puede lograr la inyectabilidad dentro de la formación
sin exceder ningún límite de presión. En este procedimiento, los fluidos del pozo se
bombean nuevamente al yacimiento, desplazando la tubería o el revestidor con una
cantidad suficiente de fluido de control. También se aplica bajo ciertas condiciones de
perforación como es el caso de pozos profundos y presencias de gas acido (H2S). En
este caso no es aceptable permitir que el influjo de la formación sea circulado hacia la
superficie, o en ocasiones donde el equipo de superficie no podrá soportar las
presiones máximas que se aplicarán.
Se debe recordar que la decisión de utilizar la técnica de forzamiento durante la
perforación debe de tomarse de antemano, como parte del procedimiento de cierre. Si
se retrasa la decisión de usar esta técnica, habrá migración de gas y disminuirán las
posibilidades de empujar el influjo de nuevo a la formación que la produjo. Además,
se aumentan las posibilidades de fracturar la formación a nivel de la zapata o en otros
puntos de poca resistencia.
131
Problemas de Hoyo
El método de forzamiento generalmente no es exitoso y se debe usar como último
recurso. Está sujeto a problemas tales como:
• No se puede predecir la profundidad de la fractura y la zona de pérdida.
• La aplicación de la técnica puede resultar difícil y consumir mucho tiempo.
• El gas puede provocar problemas serios de migración.
• Si la permeabilidad de la formación es baja se puede exceder la presión de
fractura.
7.5.- Tipos de Arremetidas
Una vez que se ha cerrado el pozo y de la espera para que se estabilice, es de suma
importancia conocer el tipo de fluido que ha entrado al hoyo, para tal propósito se
debe calcular el gradiente de la arremetida. Si el fluido es una mezcla de gas, petróleo
y agua, la naturaleza exacta del fluido, será imposible de obtener [35].
Las arremetidas de gas son generalmente más dramáticas que cualquier otro tipo de
influjo debido a la habilidad de este para expandirse mientras se circula hasta
superficie, la alta presión que se origina en el anular y la inflamabilidad del mismo.
Por lo general las arremetidas no pueden identificarse a simple vista en superficie en
los tanques del fluido de perforación, especialmente en los casos de cantidades
limitadas de agua salada a menos que el brote sea de varias decenas de barriles puesto
que el fluido de perforación cambiará su aspecto físico y sería necesario realizar un
análisis químico por parte de un ingeniero de fluido de perforación para poder
corroborar con certeza que se trata de una arremetida, como por ejemplo de agua
salada, si los resultados indican aumento en el contenido de cloruros [35].
132
Problemas de Hoyo
Para determinar el tipo de fluido que ha entrado en el fondo del pozo, el operador
debe tener una medida exacta de la cantidad de fluido que ha entrado al pozo. Este
estimado de volumen de fluido que ha invadido el hoyo, es equivalente al aumento de
nivel de fluido de perforación en los tanques en superficie y una vez conocido este
valor se puede estimar la altura que ocupan los fluidos de la formación en el espacio
anular.
Los siguientes cálculos pueden ser hechos con los datos iniciales para determinar con
certeza el tipo de fluido de la arremetida, y para así seleccionar el método de control
adecuado para remover el influjo bien sea a través de los métodos convencionales
(método del ingeniero, el método del perforador, método concurrente) o a través de
los métodos no convencionales.
La ecuación para determinar el gradiente del fluido que ha entrado al pozo es:
G INF =G Lodo@PCTR@ PCTP
hfffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffff (7.15)
Donde:
GINF : gradiente del Influjo, lpc/pie.
GLodo: gradiente del fluido de perforación original, lpc/pie.
PCTR: presión de cierre en la tubería de revestimiento, lpc.
PCTP: presión de cierre en la tubería de perforación, lpc.
h: altura de la columna de influjo en el hoyo, pies.
El valor, del gradiente del influjo obtenido en la ecuación 7.10 se compara en la Tabla
7.2 que se muestra a continuación, con ella se puede determinar el tipo de influjo que
se encuentra en el pozo.
133
Problemas de Hoyo
Tabla 7.2: Tipo de Influjo.
Gradiente del Influjo (lpc/pie) Tipo de Influjo
0,010 - 0,25 Gas
0,25-0,433 Petróleo
>0,433 Agua
7.6.- Definiciones Básicas [4]
Presión de Circulación: es la presión necesaria para producir el movimiento del
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.
Cuando se está perforando es una práctica común registrar las presiones de
circulación (PCR) a diferentes velocidades de la bomba. Normalmente, se registra a
la velocidad normal de bombeo utilizada durante la perforación del pozo.
134
Problemas de Hoyo
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:
PF = PH + PCTP (7.16)
Donde:
PF: presión de la formación, lpc.
PH: presión hidrostática, lpc.
PCTP: presión de cierre de la tubería de perforación, lpc.
Presión de Cierre en la Tubería de Revestimiento o Anular (PCTR, PCA): es
la presión registrada en la tubería de revestimiento o anular cuando se cierra el pozo
con una arremetida dentro del mismo. La presión de cierre de la tubería de
perforación y la presión de cierre de la tubería de revestimiento son similares en el
sentido de que ambas representan la cantidad de presión requerida para balancear la
presión de la formación debido a la insuficiente presión hidrostática dentro del
espacio anular.
135
Problemas de Hoyo
Como la arremetida se supone que está en el espacio anular, la diferencia de
densidades creada entre el fluido en la tubería de perforación (fluido de perforación
original) y el fluido en el espacio anular (con el influjo) ocasionará que la presión de
cierre del revestidor sea mayor que la presión de cierre de tubería puesto que la
presión hidrostática será menor en el anular por la baja densidad del fluido presente
en la arremetida.
En algunas ocasiones la presión de cierre de tubería y la presión de cierre de
revestidor pueden ser iguales. Esto ocurre cuando el fluido que entra a la formación
tiene la misma densidad que el fluido con el que se venía perforando, o si el volumen
de arremetida es nulo o insignificante.
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 hoyo. 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 (7.17)
Donde:
PIC: presión inicial de circulación, lpc.
PCR: presión reducida de circulación, lpc.
PCTP: presión de cierre de la tubería de perforación, lpc.
136
Presión Final de Circulación (PFC): es la presión originada por las pérdidas de
fricción 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:
Problemas de Hoyo
(7.18) PFC = PRCBρLC
ρorig
ffffffffffffh
j
i
k
Donde:
PFC: presión final de circulación, lpc.
PRC: presión circulación reducida, lpc.
ρLC: densidad de lodo de control, lb/gal.
ρorig : densidad del fluido de perforación original, lb/gal.
Densidad del Lodo de Control: es la densidad que debe tener el fluido de
perforación en el pozo para balancear la presión de la formación y evitar la entrada de
más influjo de la formación al pozo. Se puede deducir obtener de la siguiente manera:
De la ecuación (7.16) se sabe que:
PF = PH + PCTP
Sustituyendo la ecuación 7.3 en la ecuación 7.15 y señalando las densidades del lodo
de control y del fluido de perforación original respectivamente tenemos que:
0,052 LCBh PCTP 0,052B Bh ρ = + ρB
137
Problemas de Hoyo
Despejando ρ se obtiene que: LC
ρ f (7.19) LC = ρ +PCTP
0,052Bhffffffffffffffffffffffffffff
Donde:
ρLC: densidad del lodo de control, lb/gal.
ρ: densidad del fluido de perforación original, lb/gal.
PCTP: presión de cierre en la tubería de perforación, lpc.
h : altura de la columna hidrostática, pies.
Densidad Equivalente Máxima del Fluido de Perforación: es la densidad
máxima del fluido de perforación que puede soportar la formación antes de
fracturarse y ocasionar pérdidas de circulación en el sistema. La ecuación utilizada
para determinarla es:
ρ f (7.20) em = ρ +PIP
0,052Bhz
fffffffffffffffffffffffffffffff
Donde:
ρ : densidad equivalente máxima del lodo, lb/gal. em
ρ: densidad del lodo en el hoyo, lb/gal.
PIP: límite de la prueba de integridad de presión, lpc.
hz : profundidad vertical a la cual se encuentra la zapata del revestidor, pies.
138
Problemas de Hoyo
Máxima Presión Anular permitida en Superficie: 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 = PFrac@PHz (7.21)
Sustituyendo la ecuación 7.3 en la ecuación 7.21 y especificando la densidad
equivalente máxima y la densidad original del fluido de perforación se tiene que:
(7.22) MPAPS = 0,052B ρem@ρb c
Bhz
Donde:
MPAPS: máxima presión anular permitida en superficie, lpc.
ρem: densidad equivalente máxima del fluido de perforación, lb/gal.
ρ : densidad del lodo, lb/gal.
hz : profundidad vertical a la encuentra la zapata del revestidor, pies.
7.7.- Reventón
Es el flujo incontrolado de los fluidos del yacimiento dentro del hoyo bien sea hacia
la superficie o desde una formación a otra (reventón interno) como resultado de un
violento o drástico desequilibrio entre la presión de la formación y la presión ejercida
por la columna de fluido de perforación, lo cual permite que los fluidos contenidos en
el yacimiento irrumpan velozmente hacia el pozo y lleguen a la superficie sin que el
personal del taladro tenga tiempo de controlar el flujo. Los reventones son uno de los
riesgos más temidos y potencialmente más costoso de los que puede suceder durante
la perforación.
139
Problemas de Hoyo
7.7.1.- Causas de un Reventón
Todos los reventones se originan de una arremetida que no puede ser controlada en
superficie, bien sea por errores humanos y/o fallas mecánicas, es decir cuando el
personal no aplica a tiempo una contrapresión mayor a la presión del yacimiento para
controlar los fluidos en ascenso o cuando el equipo impiderreventones falla o es
insuficiente [36].
Muchas veces el error humano más común es subestimar el riesgo existente, esto
ocurre cuando el personal encargado de la perforación del pozo no se impresiona con
la arremetida y por lo tanto, no toma las acciones pertinentes para evitar el reventón,
porque no tienen verdadero temor de que éste suceda. En lo referente a las fallas
mecánicas, además de producirse en los equipos impiderreventones, también pueden
generarse errores debido a defectos de fábrica, errores en la instalación o por el
mantenimiento inadecuado [36].
Los reventones pueden ocurrir en superficie o dentro del pozo (reventones internos).
Cada uno de ellos presenta diferentes características y por ende requieren de la
aplicación de técnicas de control apropiadas.
7.7.2.- Reventones Externos
140
Los reventones externos ocurren cuando los fluidos generados por la formación no se
pueden controlar en el pozo y se produce la salida a la atmosfera. En general se
ahorra tiempo y dinero si un reventón en superficie puede ser matado usando los
equipos existentes en el pozo. La intervención en superficie incluye equipos de
bomberos, remoción de los escombros, reemplazo de los equipos dañados y
restauración del control del pozo [35].
Problemas de Hoyo
Incendios en el Pozo: influenciadas por las noticias y los medios de comunicación
las personas generalmente perciben un reventón como una explosión masiva seguida
por un incendio alrededor del pozo. En la industria petrolera el fuego no está asociado
con todos los reventones, incluso pudiera sorprender que quizás el 85% o más de
todos los reventones nunca ocasione fuego. La principal razón es que el agua movible
del yacimiento fluye mezclada con los hidrocarburos y esto inhibe sino es que
previene por completo la combustión. Pero el fuego puede ocurrir si la relación
oxígeno/combustible soporta la combustión y existe una fuente de ignición [36].
7.7.3.- Reventones Internos [37]
Los reventones internos se definen como el flujo incontrolado de los fluidos de la
formación desde una zona a otra dentro del hoyo, debido a la falta de presión
hidrostática en el anular mientras se bombea el fluido de perforación dentro de la
tubería de perforación, es decir, se originan por la falta de presión en la columna
hidrostática mientras se bombea el fluido de perforación. Muchos reventones internos
son el resultado de una combinación de factores y eventos en secuencia. En una
operación de perforación, los reventones internos usualmente ocurren cuando hay una
arremetida en el hoyo y puede esparcirse cuando el pozo es primeramente cerrado o
en algún otro punto durante el proceso de control.
Los reventones internos pueden ser muy peligrosos, y en algunos casos representan el
fenómeno más destructivo que se haya vivido durante las operaciones de control de
pozos, ya que si estos ocurren a profundidades someras pueden convertirse en
reventones en superficie y los daños pueden afectar la vida del personal.
141
Problemas de Hoyo
Este tipo de reventones son difíciles de interpretar puesto que las condiciones finales
del hoyo no pueden ser determinadas con certeza y muchas veces pueden llegar a
evadir los análisis.
La posibilidad de que ocurra un reventón interno durante la perforación de un pozo es
negada constantemente por los operadores ya que sus indicadores usualmente no
están a la vista, es por ello que es obligatorio determinar las causas que los originan y
diagnosticarlos tan pronto como sea posible, para lo cual es fundamental registrar y
analizar los datos de presión y temperatura en superficie puesto que ellos serán la
clave para entender el origen y magnitud de lo ocurrido.
Los reventones internos generalmente representan un desafío mayor que los
reventones superficiales debido a que el volumen y composición de los fluidos
presentes no es conocido. Además, la condición del hoyo y de los tubulares
involucrados no son suficientes para emitir criterios confiables acerca de lo ocurrido.
Por otra parte, la disponibilidad de herramientas de análisis para este tipo de
reventones es muy limitada y generalmente sólo se emplean para realizar medidas
absolutamente necesarias. Además cualquier operación que requiera el uso de
herramientas a cable representa un riesgo potencialmente critico durante las
operaciones de diagnostico debido a las condiciones en las cuales se encuentra el
hoyo [36].
Se ha dicho que controlar un reventón interno es más un arte que una ciencia. Esto
puede ser cierto hasta cierto punto, pero solamente porque el problema no puede ser
observado directamente y algunas suposiciones pueden ser hechas considerando la
tasa de flujo, la composición de los fluidos, las condiciones del hoyo, las presiones en
el hoyo, el IPR del yacimiento y muchas otras.
142
7.7.4.- Consecuencias de los Reventones [36]
143
Problemas de Hoyo
Las consecuencias de un reventón pueden ser mitigadas, sino eliminadas
completamente mediante la planificación adecuada. El tiempo es crucial cuando un
pozo está fuera de control. Los problemas financieros, ambientales, y legales,
implicaciones de seguridad de un reventón no serán manejadas adecuadamente a
menos que el operador tenga un plan de contingencia listo para activar a apenas
suceda la emergencia.
Aumento de los costos de perforación en que se incurre como resultado de las
operaciones de control de los reventones.
Pérdida de equipo de perforación.
Desperdicio de hidrocarburos.
Daños al yacimiento.
Daños a la superficie (reventones externos).
Pérdida de vidas humanas.
Los planes de respuesta a emergencias para reventones han recibido mucha atención.
Un plan pudiera ser general o específico de un sitio dependiendo de donde estén
localizadas las operaciones, de las consecuencias de un reventón, de las dificultades
logísticas, de los riesgos geológicos y de muchos otros factores.
Problemas de Hoyo
7.8- Problemas 7.8.1- Problemas Resueltos 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 se
libera la tubería, por lo tanto se agrega una píldora de 8 lb/gal. Calcule el volumen de
la píldora a usar en barriles si se conoce que con un diferencial de presión de 720 lpc
se puede liberar la tubería. Además, se conoce que la densidad de poro es de 9 lb/gal
y 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 de
9,875 pulgadas con un espesor de 0,5 pulgadas.
Solución:
144
Problemas de Hoyo
Primero se calcula el área de la sección transversal de la tubería:
A =π4fffffB 52
@32b c
= 12,566 pulg2
Con el valor obtenido y la ecuación 7.13 se calcula la longitud de la tubería que se
encuentra libre:
L =ΔLBEBA
FT
ffffffffffffffffffffffffffffffffffff= 0,5 piesB30B106 lpcB12,566 pulg2
18.850 lbsffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffff= 10.000 pies
A 10.000 pies de profundidad se encuentra atascada la tubería.
Utilizando la ecuación 7.4 se calcula el diferencial de presión a la profundidad
obtenida, para ello se debe calcular la PH y la PF. Utilizando la ecuación 7.3 se calcula la PH y la PF.
PH = 0,052B12 lbsgalfffffffffB10.000 pies = 6240 lpc
PF = 0,052B9 lbsgalfffffffffB10.000 pies = 4680 lpc
Se sustituyen los valores obtenidos para PH y PF respectivamente en la ecuación 7.4
ΔP = PH@PF = 6240 lpc@ 4680 lpc = 1560 lpc
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.
145
Problemas de Hoyo
720 lpc = PH@PFQ PH = 720 + 4680 = 5400 lpc
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 de
la 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.
5400 = PH pildora + PH Lodo = 0,052BρpildoraBX + 0,052BρlodoB 10000@X` a
X = 4038 pies
Finalmente, se calcula el volumen de la píldora en el espacio anular entre la tubería y
el revestidor.
V = CBh =9,875@ 2B0,5b c2
@52
1029,4ffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffbls
piesffffffffffffB4038 pies = 211 bls
146
Problemas de Hoyo
Ejercicio 2: Presión de Surgencia.
Calcule la densidad equivalente bajo la junta de un revestidor de 4.000 pies cuyo
diámetro externo es de 10,75 pulg. y diámetro interno 10,0 pulg, si el revestidor está
siendo bajado en un hoyo de 12 pulgadas lleno de fluido de perforación de 9,0 lb/gal
y viscosidad plástica de 2,0 cp, a una velocidad de 1,0 pie/seg. Asuma que el
revestidor está cerrado.
Solución:
Como el revestidor está cerrado en su parte inferior, la tubería desplazará un volumen
de fluido de perforación igual al volumen que ella ocupa en el pozo. En base a esto se
calcula la velocidad en el anular del fluido que es desplazado por la tubería mediante
la ecuación 7.8:
va =d1
2Bvt
d22@d1
2fffffffffffffffffffff= 10,752
B1,012,02
@10,752ffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffff= 4,06 pies
segffffffffffff
147
Problemas de Hoyo
Se calcula el gradiente de presión viscosa con la ecuación 7.9:
dpf
dLffffffffffff=
μ vafffffff+ vt
2ffffffff
d e
1.000 d2@d1
b c2ffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffff=
2 4,06 + 1,02fffffffff
d e
1.000 12,0@ 10,75b c2
fffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffff= 0,00584 lpcpiesffffffffffff
Con esto se calcula la presión de surgencia debajo de los 4000 pies de un revestidor
cerrado como:
Δpf =dpf
dLffffffffffΔL = 0,00584 4.000
` a
= 23 lpc
La densidad equivalente a una profundidad de 4000 pies para esta presión de
surgencia viene dada por la ecuación 7.10:
ρe = ρ +Δpf
0,052Bhfffffffffffffffffffffffffffff= 9,0 +
230,052fffffffffffffffff
B4.000 = 9,1 lbsgalfffffffff
148
Problemas de Hoyo
Ejercioo 3: Presión de Surgencia.
Un pozo está experimentando pérdidas de circulación en la zapata del revestidor. Se
va a correr una camisa o revestidor en el fondo del hoyo. Si la camisa es bajada a una
velocidad de 93 pie/min, ¿Podrá exceder la presión de fractura debido a la presión de
surgencia?
Datos:
Profundidad del revestidor: 10.000 pies.
Diámetro interno del revestidor: 8,5 pulgadas.
Diámetro de la camisa: 7 pulgadas.
Longitud de la camisa: 3600 pies.
Diámetro de la tubería: 4,5 pulgadas.
Fluido de perforación:
Densidad: 16,6 lb/gal.
Viscosidad Plástica: 38 cp.
Densidad de fractura de la formación: 17,0 lb/gal.
Velocidad de la tubería: 1,55 pie/seg.
149
Problemas de Hoyo
Solución:
En este problema, se tiene que el gradiente viscoso será causado en dos zonas, una en
la tubería de perforación que baja a la camisa, y la otra en la camisa.
Primero se calcula la velocidad del fluido en el anular entre la camisa y el hoyo
revestido con la ecuación 7.8:
va =d1
2Bvt
d22@d1
2fffffffffffffffffffff= 72
B1,558,52@ 72
ffffffffffffffffffffffffffff= 3,27 piessegffffffffffff
Ahora se calculan las presiones de surgencia por unidad de longitud en esta sección
de la camisa con la ecuación 7.9:
dpf
dLffffffffffff=
μ vafffffff+ vt
2ffffffff
d e
1.000 d2@d1
b c2ffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffff=
38 3,27 + 1,552fffffffffffff
d e
1.000 8,5@ 7b c2
ffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffff= 0,068259 lpcpiesffffffffffff
Con este valor se obtiene la presión total en el anular entre la camisa y el hoyo:
Δpf =dpf
dLffffffffffΔL = 0,068259 3.600
` a
= 246 lpc
Luego se hacen los mismos cálculos para le sección de tubería. Con la ecuación 7.8 se
calcula la velocidad del fluido de perforación en el anular:
va =d1
2Bvt
d22@d1
2fffffffffffffffffffff= 4,52
B1,558,52@ 4,52
ffffffffffffffffffffffffffffffffff= 0,60 piessegffffffffffff
La presión de surgencia por unidad de longitud con la ecuación 7.9:
150
Problemas de Hoyo
dpf
dLffffffffffff=
μ vafffffff+ vt
2ffffffff
d e
1.000 d2@d1
b c2ffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffff=
38 0,6 + 1,552fffffffffffff
d e
1.000 8,5@ 4,5b c2
fffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffff= 0,003274 lpcpiesffffffffffff
La presión total entre la tubería y el hoyo revestido:
Δpf =dpf
dLffffffffffΔL = 0,003274 6.400
` a
= 21 lpc
Se tiene que la presión de surgencia total es la suma de las presiones de surgencia en
la tubería más la presión de surgencia en la camisa, y con esto se calcula la densidad
equivalente con la ecuación 7.10:
Δp = Δpf revestidor + Δpf tuberia = 246 + 21 = 267 lpc
ρe = ρ +Δpf
0,052Bhfffffffffffffffffffffffffffff= 16,6 +
2670,052B10.000fffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffff= 17,11 lbs
galfffffffff
Por lo tanto, el valor de la densidad de fractura será excedida si se baja la camisa a
esa velocidad.
151
Problemas de Hoyo
Ejercicio 4: Prueba de Integridad de Presión.
Para el pozo UCV-01, calcule el gradiente de fractura, presión de fractura, máxima
presión anular permitida en superficie (MPAPS) y límite de la prueba (PIP) si se
tienen los siguientes datos:
Tubería de Perforación: 5’’ x 4,276’’
Revestidor: 13⅜’’ @ 2019 pies
Fluido de perforación: 9,0 lb/gal.
Tabla 7.3: Ejemplo 4. Datos de la Prueba de Integridad de Presión realizada en el pozo UCV-01.
Tiempo (min)
Volumen (bbls)
Presión (lpc)
1 0,25 150,0 2 0,50 300,0 3 0,75 400,0 4 1.00 475,0 5 1.25 550,0 6 1.50 600,0 7 1.75 650,00 8 2,00 650,00 9 2,25 600,00 10 2,50 575,0 11 550,0
152
Problemas de Hoyo
12 550,0 13 550,0 14 550,0 15 550,0
Solución: Multiplicando la ecuación 7.20 por el valor 0,052x hz , se obtiene la siguiente
ecuación: Pfract = PH z
+ PIP
Con la ecuación 7.3 se calcula la presión hidrostática a la altura de la zapata:
PHz= 0,052BρBhz = 0,052B9,0 lbs
galfffffffffB2019 pies = 945 lpc
Se grafica el volumen acumulado bombeado vs la presión en superficie:
Figura 7.53: Gráfico de la PIP.
153
Problemas de Hoyo
Y del gráfico se obtiene que PIP = 550 lpc (límite de PIP)
Luego se sustituyen los valores y se tiene:
Pfract = PHz
+ PIP = 945 lpc + 550 lpc = 1495 lpc
Para el gradiente de fractura se utiliza la ecuación 7.5 pero en este caso el valor de la
presión hidrostática se sustituye por la presión de fractura:
G =PH
hffffffff= 1495 lpc
2019 piesfffffffffffffffffffffffffffff= 0.74 lpc
piesffffffffffff
La máxima presión anular permitida en superficie se obtiene mediante la ecuación
7.21:
MPAPS Pfract@PHz1495@ 945 550 lpc= = =
154
Problemas de Hoyo
155
Problemas de Hoyo
156
Problemas de Hoyo
157
Problemas de Hoyo
Ejercicio 5: Prueba de Integridad de Presión.
El pozo UCV-2007 se encuentra a una profundidad de 10.980 pies. La zapata del
revestidor se encuentra a 8.653 pies. La presión de la prueba de integridad (PIP) es de
1575 lpc. La densidad del fluido de prueba es 11,1 lb/gal. La densidad del fluido con
que se perfora la siguiente sección es de 11,6 lb/gal. Determine:
a) La densidad equivalente máxima del fluido de perforación.
b) La máxima presión anular permitida en superficie que podría dañar la formación
mientras se perfora la siguiente sección.
Solución:
a ) Con la ecuación 7.20 se obtiene la densidad equivalente del fluido de perforación:
158
Problemas de Hoyo
ρem = ρ +PIP
0,052Bhz
ffffffffffffffffffffffffffffffff= 11,1 +1575
0,052B8673fffffffffffffffffffffffffffffffffffffffff= 14,6 lbs
galffffffff
MPAPS = 0,052B 14,6 lbsgal
ff
b) La MPAPS se obtiene de la ecuación 7.22:
MPAPS = 0,052B ρem@ρb c
Bhz
fffffffff
159
@ 11,6 lbsgalffffffffff g
B8673 = 1350 lpc
Ejercicio 6: Control de Pozos.
Se está perforando un hoyo a la profundidad de 17.000 pies con una mecha de 9,875
pulgadas, una tubería de perforación de 6 pulgadas x 4,5 pulgadas y 2.000 pies de
portamechas de 7,625 pulgadas x 3 pulgadas. A 10.000 pies de profundidad se
Problemas de Hoyo
encuentra asentado un revestidor de 12 pulgadas con espesor de 0,5 pulgadas. En ese
instante se observa una ganancia en los tanques de 90 bls y se procede a cerrar el
pozo, registrándose una presión en la tubería de 260 lpc y una presión en el anular de
814 lpc. Sabiendo que se utiliza un fluido de perforación de 12 lbs/gal y que se desea
controlar el pozo con el método del ingeniero, determine:
a. La altura del influjo en el momento en que se cierra el pozo
b. El gradiente del influjo en ese instante
c. La densidad del influjo
d. El tipo de influjo que entró al pozo
e. El peso del lodo de control necesario para circular el influjo
Solución: a. Altura del influjo
Se calcula el volumen entre las paredes del hoyo y el portamecha:
V =CBh =Dh2@DPM
2
1029,4ffffffffffffffffffffffffffffff
Bh = 9,8752@ 7,6252
1029,4ffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffff
B2000 = 77 bls
Como hay 77 bls en el espacio anular entre el hoyo y el portamechas quedaran 13 bls
del influjo en el espacio anular entre el hoyo y la tubería de perforación.
Se calcula su altura:
V = CBhu h = VCffffff= V
Dh2@DTP
2
1029,4fffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffff= 13
9,8752@ 62
1029,4ffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffff= 218 pies
La altura de la columna de influjo en el hoyo es de 2218 pies
160
Problemas de Hoyo
b. Gradiente del influjo
Usando la ecuación 7.15:
c. Densidad del influjo
La densidad se calcula despejando de la ecuación 7.6:
d. Tipo de influjo
Lo obtenemos comparando el valor obtenido con la Tabla 7.2
El tipo de influjo es: 0,25<0,374<0,433 por la tanto el influjo es Petróleo.
e. La densidad del lodo de control necesario para circular el influjo
Usando la ecuación 7.19:
7.8.2.- Problemas Propuestos Propuesto 1. Calcule la densidad equivalente a 10.000 pies, que se produce bajo el revestidor de 7”
mientras se corre en un hoyo de 8,5” a una velocidad de 3 pie/seg. El revestidor está
161
Problemas de Hoyo
cerrado en su parte inferior y el fluido de perforación que se encuentra en el hoyo es
de 13 lb/gal. La viscosidad plástica es de 28 cp.
R.- 14,8
Propuesto 2.
Determine la densidad equivalente a cuando se han introducido 6000 pies de
revestidor de 11,75” en un hoyo de 12,25” a una velocidad constante de 1 pie/seg. El
hoyo contiene un fluido de perforación de 10 lpg cuya viscosidad es de 3 cp.
R.- 12,8 lpg
Propuesto 3.
Al pozo UCV- 2009 se le realizó una prueba de integridad de presión donde se
obtuvieron los siguientes datos:
Profundidad de asentamiento de la zapata del revestidor = 10.000 pies
Densidad del fluido de perforación en el pozo = 11,2 lb/gal.
Tabla 7.4: Valores de la prueba de integridad de presión al pozo UCV-2009.
Volumen bombeado (bls) Presión (lpc)0,0 0 1,0 45 1,5 125
162
Problemas de Hoyo
2,0 230 2.5 350 3,0 470 3,5 590 4,0 710 4,5 830 5,0 950 5,5 990 6,0 1010
Calcule el gradiente de fractura de la formación a la altura de la zapata.
R.- 13,02 lb/gal
Propuesto 4.
Se está perforando el pozo UCV-2007 a una profundidad de 6.600 pies, con una sarta
de perforación compuesta por 530 pies de portamechas (8’’ x 3’’, capacidad 0,0177
bls/pie) con una mecha de 12¼’’ y fluido de perforación de 11,4 lb/gal. Se sabe que
hay un revestidor de 13⅝’’ asentado a una profundidad de 4800 pies y que se realizó
una prueba de integridad de presión en la zapata utilizando un fluido de perforación
de 10,6 lb/gal, obteniéndose una presión límite de 1000 lpc. El pozo se cierra y se
obtiene la siguiente información:
PRC = 440 lpc
PCT = 340 lpc
PCR = 410 lpc
Vinf = 12 bls
Información Adicional:
Capacidad Anular Hoyo-Portamecha = 0,0836 bls/pie
Capacidad Anular Hoyo-Tubería de Perforación = 0,1215 bls/pie
Capacidad Anular Revestidor- Portamecha = 0,1353 bls/pie
163
Problemas de Hoyo
El pozo se controla usando el Método del Ingeniero.
Determine:
a) Densidad del fluido de perforación necesaria para balancear la presión de la
formación.
b) Las emboladas que se requerirán para bombear el fluido de control desde la
superficie hasta la mecha.
c) Las emboladas que se requerirán para bombear el fluido de control desde la
mecha hasta la zapata.
d) La máxima presión permisible en el revestidor en el momento de cerrar el pozo.
e) La nueva máxima presión permisible en el revestidor una vez que se ha circulado
el lodo de control.
f) La presión inicial de circulación.
g) Presión final de circulación.
h) El gradiente y tipo de influjo
R.- a) 12,4 lpg b) 1127 emb c) 2553 emb d) 799 lpc e) 550 lpc f) 780 lpc
g) 459 lpc h) 0,107 lpc/pies. El tipo de influjo es gas.
164
