REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA NÚCLEO COSTA ORIENTAL DEL LAGO PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO ASIGNATURA: PRESIONES ANORMALES ANORMALES
CONTROL DE REVENTONES Y PRUEBAS DE INTEGRIDAD DE PRESIONES
Autores: Pérez Yasmin Linares Rosbely Macías Manuel Espinosa Jefferson Calderas Cesar Barrera Julio Cabimas, Noviembre 2012
CONTENIDO
INTRODUCCIÓN CONTROL DE REVENTONES a) Control primario b) Control Secundario c) Control Terciario FALLAS O PROBLEMAS DE LOS CONTROLES PRIMARIOS Y SECUNDARIOS. a) Falla del control primario b) Falla del control secundario PRUEBA DE INTEGRIDAD DE PRESIÓN (PIP) INTERPRETACIÓN DE LOS GRÁFICOS DE LA PRUEBA DE INTEGRIDAD DE PRESIÓN. a) Prueba PIP incompleta b) Prueba PIP Completa c) Prueba PIP enmascarada d) Prueba PIP de falla en la cementación . CONCLUSIÓN
INTRODUCCIÓN Durante el proceso de la perforación de un pozo, se pueden presentar arremetidas y reventones, que guardan relación directa con la presión hidrostática del fluido utilizado para la perforación, las primeras se pueden controlar mediante la aplicación de determinados métodos junto con el aporte de la cuadrilla de perforación de turno, mientras que las segundas requieren de equipos y personal especializado para ser controladas. El reventón de pozo petrolífero más celebrado de todos los tiempos ha sido probablemente el del pozo Lucas de Spindletop, en Texas, el cual reventó en Enero de 1910. Este suceso ocurrió mientras se realizaba un viaje de tubería; el nivel de lodo en el hoyo disminuyó debido a una pérdida de fluido y el pozo comenzó a fluir después que la presión de la columna de lodo fue menor a la presión de la formación. Luego de repetir dos arremetidas violentas, la presión expulsó del hoyo la sarta de perforación y en pocos minutos salió del pozo un flujo de petróleo y gas, el cual alcanzó los 100 Pies de altura; se calculó que la producción superaba los 50.000 Barriles diarios. En ese momento no existían equipos preventores de reventones y el pozo continuó fluyendo durante nueve días hasta que se colocó una válvula para detener el flujo. Igualmente en Venezuela sucedió un reventón muy conocido, el 14 de Diciembre de 1922 el pozo Los Barrosos 2, el cual estaba siendo perforado por la Compañía Venezuela Oíl Concesión, arremetió cuando la mecha de perforación se encontraba a 860 pies de profundidad; la altura del flujo fue de 160 Pies. El pozo fluyó sin control durante nueve días con un promedio de producción diaria de 90.000 Barriles. Este reventón conmocionó al mundo petrolero internacional, demostrando la riqueza petrolera de la región y marcando así el auge petrolero venezolano Han pasado más de 81 años desde que ocurrió el reventón del pozo Los Barrosos 2 y muchos otros años en el desarrollo de equipos de perforación rotatorios y en la adquisición de experiencia en el área de la perforación. Los Ingenieros de Yacimiento y de Perforación han aprendido como se genera la presión de formación y como se puede estimar la presión que probablemente se encontrará mientras el pozo se va profundizando. Éstos han desarrollado técnicas y procedimientos para controlar dicha presión. En Venezuela, principalmente en el Lago de Maracaibo, han ocurrido reventones ocasionados por gas superficial, los cuales en su mayoría han producido pérdidas de
Materiales más no de vidas humanas. Sin embargo, algunas arremetidas que no han sido bien controladas, se han convertido en reventones, y éstos han generado grandes pérdidas en equipos y algunas vidas humanas.
REVENTONES Son el brote “incontrolado” de los fluidos del pozo y de los fluidos provenientes de
una o más formaciones que salen del pozo a la atmósfera. La palabra clave en la definición dada es incontrolado, esto indica que es incontrolable, por lo menos en lo que se refiere a la cuadrilla de turno.
Causas de los Reventones Los reventones se originan principalmente debido a que la presión de yacimiento excede a la presión hidrostática del lodo, generándose en primera instancia una arremetida, la cual se convertirá en un reventón debido principalmente a errores humanos y/o fallas mecánicas. Igualmente los reventones pueden suceder cuando se perforan formaciones con acumulaciones de gas superficial. Una vez que se tiene conocimiento de que se ha producido una arremetida, el reventón puede ocurrir cuando la cuadrilla no aplica una contrapresión mayor a la presión de yacimiento. Muchas veces el error humano más común responsable del reventón es probablemente el de calcular incorrectamente el riesgo existente, ya que el personal encargado de la perforación del pozo no se impresiona con la arremetida y por lo tanto, no toman las acciones pertinentes para evitar el reventón, porque no tienen verdadero temor de que éste suceda. En lo referente a las fallas mecánicas, éstas pueden producirse en los equipos preventores de reventones debido a defectos de fábrica, errores en la instalación o por el mantenimiento inadecuado. 10 % Fallas Mecánicas 75 % Errores Humanos 15 % Gas Superficial Estadística de las causas de los Reventones.
Consecuencias de los Reventones • Pérdida de tiempo en la perforación. • 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. • Publicidad adversa. • Pérdida de vidas humanas.
CONTROL DE REVENTONES El control de presión para evitar o controlar los reventones puede ser dividido en tres categorías:
a) Control primario. El uso apropiado de la presión hidrostática para sobrebalancear la formación e impedir que los fluidos de la formación indeseados entren en el pozo. Las ventajas del control a este nivel son evidentes. b) Control secundario. El uso de equipos para controlar el pozo en caso de que se pierda el control primario. Los fluidos de la formación que han entrado en el espacio anular pueden causar rápidamente un reventón si no son controlados de manera apropiada. c) Control terciario. El uso de equipos y de la presión hidrostática para restablecer el control una vez que se ha producido un reventón. Esto puede incluir la perforación de un pozo de alivio. Aunque el control terciario sea generalmente realizado por expertos, muchas acciones pueden ser tomadas durante la planificación y perforación de un pozo de alivio para simplificar el procedimiento final para matar y restablecer el control del pozo FALLAS O PROBLEMAS DE LOS CONTROLES PRIMARIOS Y SECUNDARIOS Falla del control primario. Cualquier suceso o serie de sucesos que cree una presión diferencial negativa entre la presión hidrostática del fluido de perforación y la presión de la formación puede causar un “amago”. Un amago es un influjo del fluido
de la formación dentro del pozo. Las causas más comunes de un amago son las siguientes: 1. No mantener el pozo lleno de lodo durante los viajes. 2. Peso insuficiente del lodo. 5 3. Pérdida de circulación causando la reducción de la presión hidrostática. 4. Pistoneo al salir del pozo. 5. Diseño inadecuado de la tubería de revestimiento y predicción incorrecta de la presión poral. Un estudio de 55 erupciones durante un periodo de 10 años enumera las siguientes causas principales de las erupc iones
CAUSA No mantiene el pozo lleno Peso insuficiente del lodo Pérdida de circulación Pistoneo Otras
PORCENTAJE TOTAL 42% 15% 22% 16% 5%
Aunque los pozos geopresurizados tengan el mayor potencial de erupción, los informes indican que más de la mitad de los reventones ocurren en pozos presurizados normalmente. La causa más común de los reventones es el no mantener el pozo lleno durante los viajes. El procedimiento estándar para todos los pozos debería consistir en monitorear las carreras de las bombas al llenar el pozo durante un viaje o usar un tanque de viaje para medir el lodo requerido para reemplazar el volumen de tubería retirada del pozo
Falla del control secundario. Se ha estimado que el 95% de los pozos en los cuales se pierde el control secundario llegan a esa condición como resultado de un mantenimiento deficiente y programas de prueba inadecuados, resultando en fugas que causan la erosión del equipo de control de presión, o del entrenamiento inadecuado del personal, resultando en el uso incorrecto o ningún uso del equipo de control de presión. En el estudio de 55 pozos mencionado anteriormente, la evidencia demostró que después del amago de los pozos, 62% de estos pozos no fueron controlados por las siguientes razones:
CAUSA Equipo de control de reventones insuficiente Equipo de control de reventones mal diseñado Instalación incorrecta Conexiones superficiales inapropiadas Programa inadecuado de revestimiento y cementación del pozo
PORCENTAJE TOTAL 29% 5% 11% 6% 11%
Estos registros indican que el 62% de los casos de pérdida de control secundario fue causado por fallas de equipos y refleja una falta de entendimiento de parte de las personas responsables de la protección, instalación, mantenimiento y operación de los equipos de control de reventones. El resto de este capítulo tratará de los diferentes componentes del control de pozo. Esto incluirá las diferentes presiones, técnicas de predicción de presión, métodos de detección de amagos, métodos de control de pozo, y algunos problemas en particular, así como técnicas especiales usadas para controlar el pozo.
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:
Paso 1: Bajar la sarta de perforación con mecha hasta el tope del cuello flotador. Paso 2: Realizar una prueba volumétrica al revestidor para verificar la resistencia al estallido del mismo o posibles fugas en las conexiones.
Paso 3: Perforar el cuello flotador y el tapón de cemento hasta 10 pies por encima de la zapata. Repetir la prueba volumétrica. Paso4: Perforar el resto del cemento y la zapata del revestidor hasta aproximadamente unos diez o veinte pies de formación nueva. Paso5: Circular hasta obtener retornos limpios y acondicionar el fluido de perforación. Paso6: Levantar la sarta de perforación hasta colocar la mecha a nivel de la zapata. Paso 7: Cerrar un impide reventón (ariete de tubería o anular). Paso 8: verificar fugas en el pozo. Paso9: 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 (fig. Nº1)
Figura Nº1
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 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. 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 impide reventones 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 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 Nº2 se muestra un gráfico típico de prueba de integridad de presión.
Figura Nº2
En el Punto A, hay una pequeña desviación de la línea rec ta 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 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. 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. 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. 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. 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.
INTERPRETACIÓN DE LOS GRÁFICOS DE LA PRUEBA DE INTEGRIDAD DE PRESIÓN
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 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 (Fig. Nº3)
Figura Nº3
Prueba Completa
En la figura 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 (Fig.Nº4)
Figura Nº4
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 Nº4, se puede afirmar que el pandeo inicial fue una falsa alarma.
Figura Nº5
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 Nº5 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.
Fig. Nº6
CONCLUSIÓN
Se puede concluir que mediante un entrenamiento efectivo del personal que labora tanto en la parte Gerencial como en la Técnica y Operacional, con la aplicación de la Técnica de Control de Pozos más indicada para cada situación, llevar a cabo una buena planificación de todas las actividades de control y un eficiente mantenimiento de todos los equipos se puede minimizar la ocurrencia de las problemáticas aquí estudiadas; y en el caso de que éstas ocurran, el personal tendrá las herramientas necesarias para enfrentarlos de una manera eficiente y segura. La utilización e interpretación de la información proveniente del tanque de viaje durante los viajes de tubería es esencial en el proceso de perforación para detectar cualquier entrada de fluidos del yacimiento al pozo.
