PRINCOPIO DE PREESIONES

1. CAPÍTULO
1

2. Entender la presión y las relaciones de
la presión es importante se queremos
comprender el control del pozo. Por
definición, la presión es la fuerza que se ejerce sobre
una unidad de área, tal como libras sobre pulgadas
cuadradas (psi). Las presiones con las que nosotros
tratamos a diario en la industria petrolera incluyen
las de los fluidos, formación, fricción y mecánicas.
Cuando se exceden ciertos límites de presión,
pueden resultar consecuencias desastrosas, incluso
descontroles y / o la pérdida de vidas.
PRESIÓN DE UN FLUIDO
¿Que es un fluido? Un fluido es simplemente
algo que no es sólido y puede fluir. El agua y el
petróleo son obviamente fluidos. El gas también es
un fluido. Bajo temperatura extrema y/o presión
Recuerde, debe pensar
sobre el fondo
del pozo. Los
conceptos propuestos
en esta sección cubren los
fundamentos para un
buen control de pozos.
PRINCIPIOS DE
LA PRESIÓN
1-1

3. CAPÍTULO 1
1-2
FACTOR DE CONVERSIÓN
DE DENSIDAD
El factor de conversión usado para convertir la
densidad en gradiente en el sistema inglés es 0.052.
En el sistema métrico, es 0.0000981. Recuerde que
la definición de gradiente de presión es el aumento
de presión por unidad de profundidad debido a
su densidad. Para nuestro texto, nosotros usaremos
libras por galón (ppg) para medir la densidad y pies
(pie) para las medidas de profundidad en el sistema
inglés y kilogramos por metro cúbico (el kg/m³)
para medir densidad y metros (m) para las medidas
de profundidad en el sistema métrico.
La manera como 0.052 se deriva es usando un
pie cúbico (un pie de ancho por un pie de largo por
un pie de alto). Se necesita aproximadamente 7.48
galones para llenar ese cubo con fluido. Si el fluido
pesa una libra por galón, y se tienen 7.48 galones,
entonces el peso total del cubo es 7.48 libras, o
7.48 libras por pie cúbico. El peso de cada una
de las pulgadas cuadradas, por un pie de altura,
puede encontrarse dividiendo el peso total del cubo
por 144:
7.48 ÷ 144 = 0.051944
El factor de conversión 0.052 que normalmente
se usa para los cálculos en el campo petrolero.
casi todo se torna fluido. Bajo ciertas condiciones
la sal o las rocas se tornan fluidos. Para nuestros
propósitos, los fluidos que consideraremos son
aquellos normalmente asociados con la industria
del petróleo, tales como el petróleo, el gas, el agua,
los fluidos de perforación, los fluidos de empaque,
las salmueras, los fluidos de terminación, etc.
Los fluidos ejercen presión. Esta presión es el
resultado de la densidad del fluido y la altura de
la columna de fluido. La densidad es normalmente
medida en libras por galón (ppg) o kilogramos por
metro cúbico (kg/m³). Un fluido pesado ejerce más
presión porque su densidad es mayor.
La fuerza o presión que un fluido ejerce en
cualquier punto dado es normalmente medida en
libras por pulgada cuadrada (psi) o en el sistema
métrico, bar. Para averiguar cuanta presión ejerce
un fluido de una densidad dada por cada unidad de
longitud, usamos el gradiente de presión.
El gradiente de presión normalmente se expresa
como la fuerza que el fluido ejerce por pie (metro)
de profundidad; es medido en libras por pulgada
cuadrada por pie (psi/ft) o bar por metro (bar/m).
Para obtener el gradiente de presión debemos
convertir la densidad del fluido en libras por galón,
en libras por pulgada cuadrada por pie (kilogramos
por metro cúbico, kg/m³ a bar/m).
Presión
Fluido
Presión
(Fuerza)
Presión
(Fuerza) ¿Que es la presión?
Presión: 1:La
fuerza por unidad
de área que es
ejercida sobre una
superficie
2: La fuerza que
un fluido ejerce
cuando de
alguna manera es
confinado en un
recipiente.

4. PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN
1-3
GRADIENTE DE PRESIÓN
Para encontrar el gradiente de presión de un fluido, multiplique la densidad del fluido por 0.052;
o en el sistema métrico, por 0.0000981.
Gradiente de Presión = Densidad del fluido x Factor de Conversión
Por tanto el gradiente de presión de un fluido de 10.3 ppg (1234 kg/m³) puede ser calculada
multiplicando el peso del fluido por el factor de conversión.
Gradiente de Presiónpsi/ pie = Densidad del Fluidoppg x Factor de Conversión
= 10.3 ppg × 0.052
= 0.5356 psi/pie
Gradiente de Presiónbar/m = Densidad del fluido kg/m³ x Factor de conversión
= 1234 kg/m³ x 0.0000981
= 0.1211 bar/m
EJEMPLO 1
¿Cuál es el gradiente de presión de un fluido con una densidad de 12.3 ppg (1474 kg/m³)?
Gradiente de Presiónpsi/ pie = Densidad del Fluidoppg x Factor de Conversión
= 12.3 X 0.052
= 0.6396psi/pie
Gradiente de Presiónbar/m = Densidad del fluidokg/m³ x Factor de conversión
= 1474kg/m³ x 0.0000981
= 0.1446bar/m
PROBLEMA 1A
¿Cuál es el gradiente de presión de un fluido que pesa
9.5 ppg (1138 kg/m³)?
Gradiente de Presiónpsi/pie =
Densidad del fluidoppg X Factor de conversión
Gradiente de Presiónbar/m =
Densidad del fluidokg/m³ X Factor de conversión
PROBLEMA 1B
¿Cuál es el gradiente de presión de un fluido que pesa
8.33 ppg (998 kg/m³)?
Si un fluido que pesa una libra
por galón, el peso de una
pulgada cuadrada y un
pie de largo es 0.052 libras
1'
1'
1'
Para calcular la
presión en el
fondo de un pozo
utilice la
profundidad
vertical

5. CAPÍTULO 1
1-4
Unavezquesabemosdeterminarlapresiónejercida
por pie, se podrá calcular la presión hidrostática a
una determinada profundidad. Todo lo que tenemos
que hacer es multiplicar el gradiente de presión
por el numero de pies a dicha profundidad vertical.
Entoncesnecesitamosdistinguirlaprofundidadmedida
(MD) de la profundidad vertical verdadera (TVD).
En la ilustración de abajo se puede ver que
la profundidad directamente para abajo (como la
gravedad atrae) para ambos pozos es 10000 pies
(3048 m). El pozo A tiene una profundidad medida
de 10.000 pies (3048 m), y una profundidad vertical
verdadera de 10000 pies (3048 m). Como la
gravedad atrae directamente para abajo, a lo largo
del camino vertical (directamente para abajo), para
calcular la presión en el fondo del pozo usaremos la
profundidad 10000 pies (3048 m).
El pozo B tiene una profundidad medida de
11.650 pies (3550.92 m), y su profundidad vertical
es 10000 pies (3048 m). La gravedad se mantiene
atrayendo en forma vertical, no a
lo largo del camino del pozo.
Se tiene una profundidad vertical
de 10000 pies (3048 m) desde la
superficie directamente hasta el
fondo del pozo. Por tanto, para
calcular la presión en el fondo
del pozo B, es necesario utilizar la
profundidad vertical verdadera de
10000 pies (3048 m).
La ilustración de la pagina
siguiente ofrece otra forma de ver
la diferencia entre la profundidad
vertical verdadera y la profundidad
medida. En dicha ilustración,
tenemos una figura de bloques
cuadrados, 15 por 10. Cuente
cuantos bloques cubre el pozo.
Esto representa la profundidad
medida del pozo. Ahora cuente
los bloques desde el fondo
directamente hasta la superficie.
El numero de esos bloques
representa la profundidad vertical
verdadera.
La presión hidrostática es la presión total
creada por el peso de una columna de fluido,
actuando en cualquier punto dado en un pozo.
Hidro significa agua, o fluido, que ejerce presión
como agua, y estática significa sin movimiento. Así
presión hidrostática es la presión originada por la
densidad y la altura de una columna estacionaria
(sin movimiento) de fluido.
Ya conocemos cómo calcular un gradiente
de presión del peso de un fluido. La presión
hidrostática puede ser calculada de un gradiente de
presión a un punto determinado:
Presión hidrostática =
Gradiente de Presión x ProfundidadPVV
O, puede ser calculada por:
Presión hidrostática = Densidad del fluido x Factor de
conversión x ProfundidadPVV
MD and TVD
10,000'
10.0PPGMUD
Well A Well B
10.0PPGMUD11,650'MD
Profundidad vertical verdadid vs profundidad media.
Presión
Hidrostática:
Fuerza ejercida
por un cuerpo o
fluido parado;
aumenta con el
peso y la longitud
de la columna de
fluido.
PRESIÓN HIDROSTÁTICA
PROFUNDIDAD VERTICAL
VERSUS MEDIDA

6. PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN
1-5
EJEMPLO 2
¿Cuál es la presión hidrostática en el fondo de un pozo el cual tiene un
fluido con una densidad de 9.2 ppg (1102 kg/m³), una MD de 6.750’
(2057.4 m) y una TVD de 6.130’ (1868.42 m)?
Presión Hidrostáticapsi = Densidad del Fluidoppg
x Factor de Conversión x Profundidadpies,TVD
= 9.2 ppg x 0.052 x 6130 pies
= 2933 psi
Presión Hidrostáticabar = Densidad del fluidokg/m³ x Factor de Conversión
x Profundidadm, TVD
= 1102 bar x 0.0000981 x 1868.42 m
= 201.99 bar
PROBLEMA 2A
Encontrar la presión hidrostática en el fondo del pozo es la presión
hidrostática en el fondo de un pozo el cual tiene un fluido con una
densidad de 9.7 ppg (1162 kg/m³), una MD de 5570’ (1697.74 m) y una TVD de 5420’ (1651.02 m).
Presión Hidrostáticapsi = Densidad del Fluidoppg × 0.052 × Profundidadpies TVD
Presión Hidrostáticabar = Densidad del fluidokg/m³ × 0.0000981 × Profundidadm, TVD
PROBLEMA 2B
Encontrar la presión hidrostática a 4300’ (1310.64 m) TVD, de un pozo con un fluido con una
densidad de 16.7 ppg (2001 kg/m³). El pozo tiene una MD de 14980’ (4565.9 m) y una TVD
13700’ (4175.76 m).
Las ecuaciones precedentes para gradiente de fluido y presión hidrostática son básicas para
comprender los fundamentos de las presiones en los pozos. Para prevenir que un pozo fluya, la
presión del fluido en el pozo debe ser por lo menos igual que la presión de formación.
Aunque un manómetro sea colocado en el fondo de una columna de fluido leerá la columna
hidrostática de dicha columna, también leerá la presión atmosférica ejercida sobre dicha columna. Esta
presión varía con las condiciones del clima y la elevación sobre el nivel del mar y es considerada normalmente
14,7 psi (aproximadamente un bar) al nivel del mar. Si un manómetro tiene la notación psig, indica que esta
incluyendo la columna atmosférica encima del mismo. Si el manómetro lee en psi, indica que este ha sido
calibrado substrayendo la columna atmosférica encima del mismo.
MD
TVD
Prefondidad vertical
verdadid vs
profundidad media.
La presión
atmosférica al
nivel del mar es
mas o menos 15
psi; su equivalente
en el sistema
métrico es
aproximadamente
un bar.
PRESIÓN ATMOSFÉRICA / MANOMÉTRICA

7. Esto es a menudo evidente cuando se está
perforando rápido debido a la densidad efectiva en
el anular incrementada por los recortes.
Otro ejemplo del tubo en U es cuando se
bombea un colchón o píldora. La píldora con
mayor densidad es con el propósito de permitir
que los tubos sean sacados vacíos o secos, debido
a la caída del nivel del fluido por debajo de la
longitud media del tiro que esta siendo extraído.
La profundidad a la que la píldora debe caer y la
cantidad de fluido que entra en el efecto del tubo
en U dentro del pozo puede calcularse utilizando
las siguientes ecuaciones:
Ganancia en Tanques =
(Densidad de la píldora - Densidad en anular) x
Volumen de la píldora ÷ densidad en anular
Distancia de la caída = Ganancia en tanques ÷
capacidad de tubería.
EJEMPLO 3
¿Cuál será la ganancia en tanques, y cuánto
caerá la píldora si la densidad del fluido es 10
ppg (1198 kg/m³), la capacidad de los tubos es de
0.0178 bbls/pie (0.00929 m³/m)? El volumen de la
píldora es de 30 bbls (4.77 m³) y pesa 11 ppg (1318
kg/m³).(1318 kg/m³).
Es muy útil visualizar el pozo como un tubo en
U (ver arriba). Una columna del tubo representa el
anular y la otra columna representa el interior de
la tubería en el pozo. El fondo del tubo representa
el fondo del pozo.
En la mayoría de los casos, hay fluidos creando
presiones hidrostáticas, en ambos lados, en la
tubería y el anular. La presión atmosférica puede
ser omitida, puesto que tiene el mismo efecto en
las dos columnas. Si hubiera un fluido de 10 ppg
(1198 kg/m³) tanto en el anular como al interior
de la tubería, las presiones hidrostáticas serían
iguales y el fluido estaría estático en ambos lados
del tubo U.
Sin embargo, ¿qué pasaría si el fluido en el
anular fuera de mayor densidad que el fluido en
la columna de tubería?. El fluido mas pesado del
anular ejerciendo mayor presión hacia abajo fluirá
hacia la tubería, desplazando algo del fluido liviano
fuera de la sarta, originando un flujo en superficie.
El nivel del fluido caerá en el anular, igualando
la presiones.
Cuando hay una diferencia en las presiones
hidrostáticas, el fluido tratará de alcanzar un punto
de equilibrio. Esto es llamado de efecto de tubo en
U, y nos explica por qué siempre hay flujo en los
tubos cuando se hacen las conexiones.
Anular
Analogía del tubo en U
Anular
Columna
Columna
Fluido de Mayor
densidad
Efecto tubo en U
Efecto del Tubo en U
Efecto tubo en U:
la tendencia de
los líquidos de
buscar un punto
de balance de
presión en un
pozo abierto.
1-6
TUBO EN U
CAPÍTULO 1

8. Ganancia en Tanques bbls = (Densidad de píldorappg - Densidad en anularppg) x
Volumen de píldorabbls ÷ Densidad en anularppg
= (11ppg - 10ppg) x 30 bbls ÷ 10ppg
= 3 bbls
Distancia de la caídapies = Ganancia en tanquesbbls ÷ capacidad de tuberíabbls/pie
= 3 bbls ÷ 0.0178bbls/pie
= 168.5 pies
Ganancia en Tanquesm³ = (Densidad de píldorakg/m³ - Densidad en anularkg/m³) x Volumen de píldoram³ ÷
Densidad en anularkg/m³
= (1318kg/m³ - 1198kg/m³) x 4,77 m³ ÷ 1198kg/m³
= 0.478m³
Distancia de la caídam = Ganancia en tanquesm³ ÷ capacidad de tuberíam³/m
= 0.478m³ ÷ 0.00929m³/m
= 51.45m
PROBLEMA 3
¿Cuál será la ganancia en tanques, y cuánto caerá la píldora si la densidad del fluido es 11.6 ppg
(1390 kg/m³), la capacidad de la tubería es 0.00579 bbls/pie (0.00302 m³/m)?. El volumen de la
píldora es 15 bbls (2.39 m³) y su densidad es 22.4 ppg (1486 kg/m³).
Ganancia en Tanquesbbls = (Densidad de píldorappg – Densidad en anularppg) ×
Volumen de píldorabbls ÷ Densidad en anularppg
Distancia de la caídapies = Ganancia en tanquesbbls ÷ Capacidad De Tuberíabbls/pie
Ganancia en Tanquesm³ = (Densidad de píldorakg/m³ - Densidad en anularkg/m³) x Volumen de píldoram³ ÷
Densidad en anularkg/m³
Distancia de la caídam = Ganancia en tanquesm³ ÷ capacidad de tuberíam³/m
Dos características
importantes de las rocas
reservorio son la porosidad,
aberturas microscópicas en
la roca (a la izquierda)
y la permeabilidad, la
conexión de esas aberturas,
que permiten a los fluidos
moverse (a la derecha)
La porosidad es la
medida de las
aberturas o
huecos dentro de
la roca expresada
como porcentaje.
1-7
PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN

9. CAPÍTULO 1
1-8
La porosidad y la permeabilidad, junto con las
presiones diferenciales, deben ser consideradas si
queremos entender el control de pozos. Una roca
reservorio parece sólida a simple vista. Un examen
microscópico revela la existencia de aberturas
diminutas en la roca. Estas aberturas se llaman
poros. La porosidad de la roca se expresa en
porcentaje. Esta es la relación de los espacios (poros)
y el volumen sólido. Otra característica de la roca
reservorio es que debe ser permeable. Esto es, que
los poros de la roca deben estar conectados de
tal manera que los hidrocarburos se muevan entre
ellos. De otra manera los hidrocarburos quedarían
presos en la roca sin poder fluir a través de ella.
La presión de formación, es la presión dentro
de los espacios porosos de la roca reservorio.
Esta presión puede ser afectada por el peso de
la sobrecarga (capas de rocas) por encima de la
formación, la cual ejerce presión en los granos y los
poros con fluidos de la roca reservorio. Los granos
son el elemento sólido o roca, y los poros son los
espacios entre estos granos. Si los fluidos tienen
libertad para moverse y pueden escapar, los granos
pierden parte de su soporte y se aproximan entre si.
Este proceso se denomina compactación.
Las formaciones con presión normal, ejercen
una presión igual a la columna del fluido nativo de
dicha formación hasta la superficie. El gradiente de
presión de los fluidos nativos generalmente fluctúa
de 0,433 psi/pie (0.0979 bar/m) a 0.465 psi/pie
(0.1052 bar/m), y varía de acuerdo con la región
geológica. Las formaciones presurizadas dentro de
este rango, son llamadas normales, dependiendo del
área. Para simplicidad, en este texto designaremos
un gradiente de 0.465 psi/pie (0.1052 bar/m) como
normal. En las formaciones con presión normal
la mayor parte de la sobrecarga es soportada por
los granos que conforman la roca. Cuando la
sobrecarga aumenta con la profundidad, los fluidos
porales se mueven libremente reduciéndose el
espacio poral debido a la compactación.
Las formaciones con presión anormal ejercen
una presión mayor que la presión hidrostática
(o gradiente de presión) que la de los fluidos
contenidos en la formación.
Cuando se desarrollan presiones anormales,
durante la fase de la compactación, el movimiento
de los fluidos de los poros es restringido o
paralizado. La presión en los poros aumenta,
generalmente excediendo 0.465 psi/pie (0.1052
bar/m). El resultado causado por un incremento de
sobrecarga, hace que ésta sea soportada parcialmente
por los fluidos porales más que por los granos
de la roca. Para controlar estas formaciones puede
necesitarse trabajar con altas densidades de fluidos,
y a veces, mayores que 20 ppg (2397 kg/m³).
Puede haber otras causas para la existencia de
presiones anormales, tales como la presencia de
fallas, domos de sal, levantamientos, y diferencias
de elevación de las formaciones subterráneas. En
muchas regiones cientos de pies de capas de rocas
preexistentes (sobrecarga) fueron desapareciendo
por efecto de la erosión. Al final, a profundidades
superficiales por esta pérdida de sobrecarga debido
a la erosión, estas formaciones pueden originar
que la presión se convierta en anormal, encima de
0.465 psi/pie (0.01052 bar/m), o 8.94 ppg (1072
kg/m³)
Cuando una formación normalmente
presurizada es levantada hacia la superficie
previniendo que no pierda su presión poral durante
el proceso, cambiará de presión normal (a mayor
profundidad) a presión anormal a profundidad
superficial). Cuando esto sucede, y se tiene que
perforar en estas formaciones, puede ser necesario
usar densidades de fluido de 20 ppg (2397 kg/m³)
para controlarlas. Este proceso es la causa de
muchas de las presiones anormales en el mundo.
En áreas donde hay presencia de fallas,
se pueden predecir capas o domos de sal, o
son conocidos gradientes geotérmicos altos, las
operaciones de perforación pueden encontrar
presiones anormales. Las formaciones con presiones
anormales pueden a menudo ser detectadas usando
antecedentes de otros pozos, la geología superficial,
los perfiles del pozo y por medio de investigaciones
geofísicas..
Las formaciones con presiones subnormales
tienen gradientes menores que los del agua dulce, o
menores que 0.433 psi/pie (0.0979 bar/m).
Formaciones con presiones subnormales
pueden ser desarrolladas cuando la sobrecarga ha
sido erosionada, dejando la formación expuesta a
la superficie.
Presión de fractura
es la cantidad de
presión necesaria
para deformar en
forma permanente
la estructura de
una roca de una
formación.
CARACTERISTICAS DE LAS
FORMACIONES
PRESION DE FORMACIÓN

10. PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN
1-9
La reducción de los fluidos porales originales a
través de la evaporación, acción de la capilaridad y
dilución producen gradientes hidrostáticos inferiores
a los 0.433 psi/pie (0.0979 bar/m). Las presiones
subnormales pueden ser también inducidas a través
de la depletación de los fluidos de la formación.
La presión de fractura es la cantidad de presión
necesaria para deformar permanentemente (fallar
o separar) la estructura rocosa de la formación.
Superar la presión de formación generalmente
no es suficiente para causar una fractura. Si el
fluido poral no está libre de movimiento entonces
una fractura o deformación permanente pueden
ocurrir.
La presión de fractura puede ser expresada
como un gradiente (psi/pie), un fluido con densidad
equivalente (ppg) o por la presión total calculada
de la formación (psi). Los gradientes de fractura
normalmente aumentan con la profundidad debido
al incremento de la presión por sobrecarga.
Formaciones profundas, altamente compactadas
requieren presiones de fractura muy altas para
superar la presión de formación existente y la
resistencia estructural de la roca. Formaciones poco
compactadas, tales como las que se encuentran
debajo de aguas profundas, pueden tener gradientes
de fractura bajos.
Las presiones de fractura a una profundidad
dada, pueden tener gran variación en función
de la geología regional.
MATION INTEGRITY TESTS
Una evaluación exacta de los trabajos
de cementación del casing así como de la
formación es de extrema importancia durante
la perforación de un pozo así como para
los trabajos subsecuentes. La información
resultante de las Pruebas de Integridad de la
Formación (PIT por las iniciales en ingles), es
usada durante la vida productiva del pozo y de
los pozos vecinos.
Profundidades de casing, opciones de
control de pozo, y densidades límites de los
fluidos de perforación, pueden basarse en esta
información. Para determinar la resistencia y
la integridad de una formación, deben realizarse
Pruebas de Admisión (pérdida) (LOT en ingles)
o Pruebas de Integridad de la Formación (PIT).
Cualquiera que sea la denominación, estas pruebas
son primero: un método para verificar el sello del
cemento entre el casing y la formación, y segundo:
para determinar la presión y/o la densidad del
fluido que puede soportar la zona de prueba debajo
del casing.
Cualquiera que sea la prueba efectuada, debe
observarse algunas consideraciones generales. El
fluido en el pozo debe ser circulado hasta quedar
limpio para asegurar que es de una densidad
conocida y homogénea. Si se utiliza lodo para la
prueba, debe ser acondicionado en forma adecuada
y su resistencia a la gelificacion minimizada. La
bomba a utilizar puede ser de alta presión y bajo
volumen o bomba de cementación. Las bombas del
equipo pueden ser utilizadas cuando tengan fuerza
motriz eléctrica y puedan ser fácilmente accionadas
a bajas velocidades. Si las bombas del equipo tienen
que ser usadas y no puedan ser accionadas a bajas
velocidades, entonces debe ser modificada la técnica
de admisión. La alternativa sería confeccionar un
grafico de presión versus tiempo o volumen para
todas las pruebas de admisión como se muestra en
las figuras de la página siguiente.
Prueba de
Integridad
Casing
Cemento
Prueba del
Cemento
Formación
La información
resultante de una
prueba de
integridad de
formación es
utilizada a lo largo
de la vida de un
pozo.
PRESIÓN DE FRACTURA
PRUEBAS DE INTEGRIDAD

11. Una prueba de admisión es utilizada para
estimar la presión o peso de lodo máximo (densidad
del fluido) que el punto de la prueba puede
aguantar antes de romper o fracturar la formación.
TÉCNICA DE ADMISIÓN N° 1
Se aplica presión al pozo en incrementos de
100m psi (6.9 bar) o se bombea fluido al pozo
en incrementos de volumen aproximados de medio
barril (0.079m³). Después de cada incremento de
presión, la bomba se detiene y la presión se mantiene
durante aproximadamente 5 minutos. Si se logra
mantener la presión, se prueba el incremento
siguiente. Si la presión no se mantiene, se presuriza
nuevamente el pozo. La prueba se termina cuando la
presión no se mantiene después de varios intentos,
o no es posible aumentarla.
TÉCNICA DE ADMISIÓN N° 2
El estrangulador del manifold se abre y se
comienza a operar la bomba en vacío. Se cierra
el estrangulador para aumentar la presión en
incrementos de 100 psi (6.9 bar). Para cada intervalo
se verifica el volumen en los tanques hasta estar
seguro que la formación no admite fluido. La
prueba se considera completada cuando se alcanza
una presión en la que la formación comienza
a admitir fluido en forma continua. Para cada
incremento de presión se pierde algo de fluido. Si
esta técnica es aplicada, se debe utilizar un
tanque pequeño para no forzar grandes cantidades
de fluido hacia la formación. Las pérdidas de
presión por fricción que están presentes durante esta
operación aumentan inadvertidamente la presión
aplicada a la formación probada, las cuales darán
resultados ligeramente diferentes (presiones de
fractura menores) que las obtenidas en la técnica
N° 1.
Una prueba de integridad de formación limitada
(PIT limitada), también llamada prueba de jarro, se
realiza cuando no es aceptado producir una fractura
de la formación. Puede ser usada también en los
pozos perforados en áreas de desarrollo. En dichos
casos, los operadores tienen buena información
referente a la resistencia de la formación y no
esperan acercarse a las presiones de fractura. En
las pruebas de integridad limitada de formación, el
pozo es presurizado a un valor de presión o densidad
equivalente predeterminadas. Si la formación
aguanta las presiones aplicadas se considera buena
la prueba.
Las dos pruebas, PIT y LOT, tienen sus ventajas
y desventajas. En las pruebas PIT limitadas, la
formación no se rompe; sin embargo, la presión a la
que la formación comienza a admitir no es conocida.
En las LOT, la presión a la que la formación
comienza a admitir fluido es determinada, pero hay
la posibilidad de fracturar la formación.
Incrementos de Volumen
Generalmente unos 20 Gal (75 Lt) Volumen Acumulado Bombeado Incrementos de Presión
PRESIÓN
PRESIÓNENSUPERFICIE
PRESIÓN
TIEMPO EMBOLADAS DE BOMBA TIEMPO
Incrementos de
Presión por peso
Pare Aquí
Pare Aquí
Pressure ~vs~ Time or Volume for Leak-off Tests
Slack in System
Tiempo de
Cierre
Límite de recta
Detener Bomba
Presión
de cierre
instantánea
Final de
prueba
A
B
D
C
E
Presión vs.
Tiempo o
volumen para la
prueba de
formación.
Prueba de jarro:
prueba de
integridad
limitada de la
formación,
efectuada
comúnmente
cuando el riesgo
de dañar la
formación es alto.
1-10
PRUEBA DE ADMISIÓN (LOT)
PRUEBA DE INTEGRIDAD
LIMITADA
CAPÍTULO 1

12. Densidad estimada del fluido de Integridadppg = (Presión de la pruebapsi ÷ 0.052 ÷ Profundidad de la pruebapies TVD) + Densidad
del fluido de pruebappg
Densidad estimada del fluido de Integridadkg/m³ = (Presión de la pruebabar ÷ 0.000098 ÷ Profundidad de la pruebam TVD)+
Densidad del fluido de pruebakg/m³
La densidad del fluido de la prueba a manudo es usada a lo largo de todo el pozo. Si esta densidad cambia, entonces la presión
de superficie que podría dañar la formación debe ser re-calculada. Para encontrar la nueva presión de integridad estimada con
diferente densidad de fluido:
Presión de Integridad estimadapsi = (Densidad Est. del fluido de Integridadppg – Densidad del fluido de pruebappg) × Profundidad
de la pruebapies, TVD × 0.052
Presión de Integridad estimadabar = (Densidad Est. del fluido de Integridadkg/m³ – Densidad del fluido de pruebakg/m³) × Profundidad de la
pruebam, TVD × 0.0000981
EJEMPLO 4
Resolver las siguientes ecuaciones para la densidad estimada del fluido de integridad (peso máximo del fluido sin causar daño de
formación), y la presión estimada de integridad que podría causar daño, utilizando densidad de fluido diferente usando los datos
siguientes. Nota: Cuando se efectúen los siguientes ejercicios, los decimales en las respuestas no deben ser redondeados para arriba. La
seguridad contra la fractura de la formación se basa en los valores menores.
El pozo tiene una profundidad total (TD) de 11226 pies (3421.68 m) y el zapato del casing está asentado a 5821 pies (1774.24 m) TVD.
La presión de la prueba de admisión fue de 1250 psi (86.19 bar), con un fluido de prueba de 9.6 ppg (1150 kg/m³). La densidad
del fluido actual es 10.1 ppg (1210 kg/m³).
Primero encontrar la densidad estimada del fluido de integridad:
Densidad estimada del fluido de Integridadppg = (Presión de la pruebapsi ÷ 0.052 ÷ Profundidad de la pruebapies,TVD)
+ Densidad del fluido de pruebappg
= (1250 ÷ 0.052 ÷ 5821) + 9,6
= 4.1 + 9.6
= 13.7 ppg
Densidad estimada del fluido de Integridadkg/m³ = (Presión de la pruebabar ÷ 0.0000981 ÷ Profundidad de la pruebam, TVD)
+ Densidad del fluido de pruebakg/m³
= (86.19 ÷ 0.0000981 ÷ 1774.24) + 1150
= 495 + 1150
= 1645 kg/m³
La presión total aplicada causa admisión o daño
de formación. Esto es generalmente una combinación
de presión hidrostática de un fluido más una presión
adicional, tal como la presión de la bomba durante la
pruebadeadmisión.Laspresionesaplicadasaumentan
la presión total contra la formación. De datos de la
prueba, se estima por medio de cálculos la densidad
estimada del fluido de integridad.
Esta es la presión total, representada como una
densidad de fluido, encima de la cual admisión o
daño de formación podrían ocurrir. Esta también
puede ser llamada de densidad máxima permisible,
o densidad de fractura. Los cálculos para determinar
la densidad de integridad estimada del fluido son
como sigue:
Cuando se
estiman valores de
Integridad de
formación los
decimales en
resultados no se
deben redondear.
1-11
RELACIÓN ENTRE
PRESIÓN/DENSIDAD
PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN

13. CAPÍTULO 1
1-12
En los cálculos de integridad de formación, no se debe redondear el resultado para el decimal superior. Por lo
que en el calculo anterior se usó 4,1 en lugar de 4,13 ppg (495 kg/m³ en lugar de 495,19 kg/m³).
En el ejemplo, la densidad actual es mayor que la densidad de la prueba, por lo que es necesario calcular
la presión de integridad actual.
Presión de Integridad estimadaepsi
= (Dens. Est. del fluido de Integridadppg – Densidad del fluido de pruebappg) ×
Profund. de la pruebapies, TVD x 0.052
= (13.7 - 10.1) x 5821 x 0.052
= 1089 psi.
Presión de Integridad estimadabar
= (Densidad Est. del fluido de Integridadkg/m³ – Densidad del fluido de pruebakg/m³) ×
Profundidad de la pruebam, TVD x 0.0000981
= (1645 - 1210) x 1774.24 x 0.0000981
= 75.71 bar
PROBLEMA 4
¿Cuál será la densidad estimada del fluido de integridad y la presión estimada de integridad que podría dañar
la formación para un pozo con una MD de 12000 pies (3657,6 m), TVD de 10980 pies (3346,7 m)?
El zapato del casing esta a 8673 pies (2643.23 m) TVD. La presión de la prueba de admisión fue de
1575 psi (108.59 bar) con un fluido de prueba con densidad de 11,1 ppg (1330 kg/m³), la densidad
del fluido actual es 11.6 ppg (1390 kg/m³).
Primero resolvamos la densidad estimada del fluido de integridad:
Densidad estimada del fluido de Integridadppg
= (Presión de la pruebapsi ÷ 0.052 ÷ Profundidad de la pruebapies TVD) + Densidad del fluido de pruebappg
Densidad estimada del fluido de Integridadkg/m³
= (Presión de la pruebabar÷0.0000981 ÷Profundidad de la pruebam,TVD) + Densidad del fluido de pruebakg/m³
Luego, resolvamos la presión estimada de integridad actual:
Presión de Integridad estimadapsi
= (Dens. Est. del fluido de Integridadppg – Densidad del fluido de pruebappg) ×
Profund. de la pruebapies TVD × 0.052
Presión de Integridad estimadabar
= (Densidad Est. del fluido de Integridadkg/m³ – Densidad del fluido de pruebakg/m³) ×
Profundidad de la pruebam, TVD × 0.0000981
Generalmente se acostumbra colocar un gráfico en el equipo, mostrando los incrementos de densidad del
lodo y la presión de integridad estimada para cada uno de ellos. Para hacer esto, calcule la ganancia en
presión hidrostática para incrementos de 0.1 ppg (11.9 kg/m³).
Presión hidrostática = Incremento de peso de fluido x factor de conversión x profundidadTVD
La presión de integridad estimada que puede aplicarse se reduce por el incremento de presión hidrostática
ganado a cada incremento de la densidad del lodo. Una tabla comenzando con la densidad actual del lodo
hasta la densidad estimada del fluido de integridad puede ser fácilmente preparada.
Si se cambia la
densidad del
fluido, la presión
de superficie que
podrían dañar la
formación deben
ser recalculada.

14. PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN
1-13
EJEMPLO 5
Prepare una tabla de presiones de integridad estimadas en la superficie para
densidades de lodo desde 10.1 hasta 11.1 ppg (1222 a 1330 kg/m³). La profundidad
del zapato del casing es 5821 pies (1774.24 m) TVD y la presión estimada de
integridad para el lodo de 10.1 (1220 kg/m³) es 1250 psi (86.19 bar). Primero
encuentre el incremento en presión hidrostática para cada 0.1 ppg (11.98 kg/m³):
Presión hidrostáticapsi = Incremento de peso de fluido x factor de conversión
x profundidadTVD
= 0.1 x 0.052 x 5.281
= 30 psi
Presión hidrostáticabar = Incremento de peso de fluido x factor de conversión
x profundidadTVD
= 11.98 x 0.0000981 x 1774.24
= 2.09 bar
Basado en la ganancia en presión hidrostática, substraer este valor de la presión estimada
de integridad para cada incremento correspondiente a la densidad de fluido.
PROBLEMA 5
Prepare una tabla de presiones estimadas de integridad en la superficie para densidades de lodo desde 11,7
hasta 12.6 ppg (1402 a 1510 kg/m³). La profundidad del zapato del casing es 8672 pies (2643.23 m) TVD y
la presión estimada de integridad para el lodo de 11.6 (1390 kg/m³) es 1352 psi (93.22 bar):
Presión hidrostáticapsi = Incremento de peso de fluidoppg × 0.052
× profundidadTVD
Presión hidrostáticabar = Incremento de peso de fluidokg/m³ × 0.0000981
× profundidadm, TVD
Luego, llene la tabla de la derecha.
Términos alternativos tales como lodo con densidad de fracturas,
también MASP (Presión Máxima Permisible en Superficie) o
MAASP (Presión Máxima Anular Permisible en Superficie)
son también utilizados para estimar la densidad del fluido de
integridad y la presión estimada de integridad. Si tales términos
juntos son utilizados como factores limitantes sin una adecuada
comprensión de los límites de presiones versus el mantenimiento
del control del pozo, pueden resultar serias complicaciones en
el control del pozo. Si esta información es utilizada durante
una operación de control de pozos debe considerarse además la
localización del influjo, su distribución así como su densidad.
Presión de Integridad estimada en Superficie
Densidad Presión estim. Densidad Presión estim.
del Fluido de integridad del Fluido de integridad
(ppg) (psi) (kg/m³) (bar)
Presión de Integridad estimada en Superficie
Densidad Presión estim. Densidad Presión estim.
del Fluido de integridad del Fluido de integridad
(ppg) (psi) (kg/m3) (bar)
10.1 1250 1210 86.19
10.2 1220 1222 84.1
10.3 1190 1234 82.01
10.4 1160 1246 79.92
10.5 1130 1258 77.83
10.6 1100 1270 75.74
10.7 1070 1282 73.65
10.8 1040 1294 71.56
10.9 1010 1306 69.47
11.0 980 1318 67.38
11.1 950 1330 65.29

15. De los análisis precedentes puede ser deducido
que cualquier presión aplicada aumenta la presión
total en cualquier punto determinado. Si la presión
aplicada es conocida, entonces puede ser calculada
su densidad equivalente en dicho punto.
Alternativamente, si una zona debe ser presur-
izada a una densidad equivalente, entonces pueden
realizarse cálculos para determinar la presión de
la prueba.
La densidad equivalente del lodo (EMW)
es también la sumatoria de todas las presiones
(hidrostática, contrapresión del estrangulador,
presiones aplicadas, presión del influjo, pérdida de
presión por circulación, etc.) a una profundidad
o zona dadas, y puede ser expresada como una
densidad de fluido. Si las presiones son conocidas
o pueden ser estimadas, la EMW puede calcularse
como sigue:
Resistencia a la
fricción: La
oposición al flujo
creada por un
fluido cuando
fluye a través de
un conducto u
otro contenedor.
1-14
DENSIDAD EQUIVALENTE
CAPÍTULO 1
EMW = (Presión ÷ Factor de Conversión ÷ Profundidad de InterésTVD) + Densidad actual
EJEMPLO 6
¿Cuál es la EMW para una zona con una MD de 3.120 pies (950,97 m) y una TVD de 3.000
pies (914,4 m) cuando el pozo es cerrado con 375 psi (25,86 bar) registradas en el manómetro del
casing? La densidad del fluido actual es 8,8 ppg (1055 kg/m³).
EMWppg = (Presiónpsi ÷ 0.052 ÷ Profundidad de Interéspies TVD) + Densidad actualppg
= (375 ÷ 0.052 ÷ 3000) + 8.8
= 2.4 + 8.8
= 11.2 ppg
EMWkg/m³ = (Presiónbar ÷ 0.0000981 ÷ Profundidad de Interésm, TVD) + Present Fluid Densitykg/m³
= (25.86 ÷ 0.0000981 ÷ 914.4) + 1055
= 288 + 1055
= 1343 kg/m3
PROBLEMA 6
¿Cuál es la EMW para una zona con una MD de 7320 pies (2231.14 m) y una TVD de 6985
pies (2129.03 m) se las presiones registradas en el casing compuestas por las presiones estimadas
en el estrangulador y la perdida de carga en el anular suman 730 psi (50.33 bar). La densidad del
fluido actual es 13.8 ppg (1654 kg/m³).
EMWppg = (Presiónpsi ÷ 0.052 ÷ Profundidad de Interéspies TVD) + Densidad actualppg
EMWkg/m³ = (Presiónbar ÷ 0.0000981 ÷ Profundidad de Interésm, TVD) + Densidad actualkg/m³

16. Para determinar cuánta presión puede ser aplicada es necesario probar a una densidad equivalente
(EMW) a una profundidad dada:
Presión de Pruebapsi = (EMWppg – Densidad Actualppg) × 0.052 × Profundidad. de Interéspies TVD
Presión de Pruebabar = (EMWkg/m³ – Dens. Actualkg/m³) × 0.0000981 × Profundidad de Interésm, TVD
EJEMPLO 7
¿Cuánta presión de prueba puede ser aplicada para probar una formación con una profundidad
medida MD de 5890 pies (1795.27 m) y una profundidad vertical TVD de 5745 pies (1751.08
m) a una densidad equivalente de 13.4 ppg (1606 kg/m³)? La densidad actual es 9.1 ppg (1090
kg/m³).
Presión de Pruebapsi = (EMWppg – Densidad Actualppg) × 0.052 × Profundidad. de Interéspies TVD
= (13.4 - 9.1) x 0.052 x 5.745
= 4.3 x 0.052 x 5.745
= 1285 psi
Presión de Pruebabar = (EMWkg/m³ – Dens. Actualkg/m³) × 0.0000981 × Profundidad de Interésm, TVD
= (1606 - 1090) x 0.0000981 x 1751,08
= 516 x 0.0000981 x 1751.08
= 88.64 bar
PROBLEMA 7
¿Cuánta presión de prueba puede ser aplicada para probar una formación con una profundidad
medida MD de 5890 pies (1795.27 m) y una profundidad vertical TVD de 5745 pies (1751.08
m) a una densidad equivalente de 13,4 ppg (1606 kg/m³)? La densidad actual es 9,1 ppg (1090
kg/m³).
Presión de Pruebapsi = (EMWppg – Densidad Actualppg) × 0.052 × Profundidad. de Interéspies TVD
Presión de Pruebabar = (EMWkg/m³ – Dens. Actualkg/m³) × 0.0000981 × Profundidad de Interésm, TVD
La mayor parte
de la pérdida de
presión ocurre en
la columna de
tubería y a través
de restricciones
tales como las
boquillas del
trépano
1-15
PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN

17. CAPÍTULO 1
1-16
La fricción es la resistencia al movimiento. Es
necesario aplicar una fuerza, o presión, para superar
la fricción para mover cualquier cosa. La fricción
debe ser superada para levantar una tubería, mover
un fluido, aun para caminar. La cantidad de fricción
que está presente para ser superada depende de
muchos factores, tales como la densidad o peso, tipo
y rugosidad de las dos superficies en contacto, área
de las superficies, propiedades térmicas y eléctricas
de las superficies, y la dirección y velocidad de
los objetos.
La cantidad de fuerza que se utiliza para
superar la fricción es denominada como perdida
por fricción y puede medirse de varias maneras.
Algunas de ellas son el torque, el arrastre (amperios,
pies-libras, [Kg.-m], Caballos Potencia HP [CV],
etc.) y y la fuerza para mover el fluido (psi o bar). Se
pueden perder miles de psi (bar) de presión en el
sistema de los pozos mientras se bombea fluido por
las líneas de superficie, hacia abajo por la columna
de tubería y hacia
arriba por el espacio anular. La presión en la
bomba es en realidad, la cantidad de fricción que se
debe superar para mover el fluido por el pozo a un
determinado caudal. La mayor parte de la pérdida
de presión ocurre en la columna de tubería y en las
restricciones tales como las boquillas del trépano(1).
Las pérdidas de presión también ocurren en otras
partes del sistema de circulación, tales como
cuando se ajusta el estrangulador para mantener
contrapresión en el casing durante las operaciones
de control de pozo. Cuando el fluido retorna
finalmente a los tanques, se encuentra a presión
atmosférica, o casi cero.
Cuando se está circulando el pozo, la presión
en el fondo del pozo se aumenta en función de
la fricción que se necesita superar en el anular.
Cuando las bombas están paradas, la presión en el
pozo se reduce porque no hay fuerza de fricción
a ser superada.
Casing
Trépano
900
Flowline
Tanque
3000
2950
Tubo Vertical
Tubería de
Bomba
0
Presión de
Circulación
Presión de Fondo
de Pozo:
1:La presión
ejercida por una
columna de fluido
en el pozo.
2: Presión de la
formación a la
profundidad de
interés.
PÉRDIDA DE PRESIÓN POR FRICC-
IÓN/PRESIÓN DE CIRCULACIÓN

18. PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN
1-17
Dado que la fricción agrega presión al pozo, el
peso efectivo o densidad equivalente de circulación
(ECD) aumenta en el fondo. Su valor total es el
equivalente a la presión de fondo de pozo con la
bomba en funcionamiento. Si la presión de una
formación permeable está casi en balance por efecto
de la ECD, el pozo puede fluir cuando la bomba
se detenga. Datos obtenidos de registros mientras se
perfora (LWD) pueden ser utilizados para obtener
lecturas aproximadas de la presión en el anular, con
la que se puede determinar la ECD.
Las paredes del pozo están sujetas a presión.
La presión hidrostática de la columna de fluido
constituye la mayor parte de la presión, pero la
presión que se requiere para mover el fluido también
actúa sobre las paredes. En diámetros grandes esta
presión es muy pequeña, raramente excede los 200
psi (13.79 bar). En pozos de pequeño diámetro
puede alcanzar hasta 400 psi (27.85 bar) a veces
más. La contrapresión, o presión ejercida en el
estrangulador, también aumenta la presión de fondo,
la que puede ser estimada sumándole todas las
presiones conocidas que actúan sobre o en el
fondo. La presión de fondo puede ser estimada
durante las siguientes actividades.
POZO ESTÁTICO
No hay fluido en movimiento, el pozo esta
estático. La presión de fondo (BHP) es igual a la
presión hidrostática del fluido (HP) en el anular
del pozo mas la presión que hubiera en el casing
en superficie.
CIRCULACIÓN NORMAL
Durante la circulación, la presión de fondo del
pozo es igual a la presión hidrostática del fluido
más las pérdidas de presión por fricción en el
anular (APL)
CIRCULACIÓN CON CABEZA ROTATIVA
Cuando se circula con una cabeza rotativa la
presión en el fondo es igual a la presión hidrostática
del fluido más las pérdidas de presión por fricción
en el anular, más la contrapresión de la Cabeza
Rotativa.
CIRCULACIÓN DE UNA SURGENCIA AL
EXTERIOR DEL POZO
La presión del fondo del pozo es igual a la
presión hidrostática del fluido más las pérdidas de
presión por fricción en el anular, más la presión
en el estrangulador (casing). (para operaciones
submarinas, sume las pérdidas de presión en la
línea del estrangulador).
Bomba
BHP = HP
Well Static
Pozo Estático
Normal Circulation
Bomba
BHP = HP + APL
Circulación Normal
Circulation with Rotating Head
BHP = HP + APL + Perdida de
Presión de Cabeza Rotaria
Bomba
Rotation
Head
Circulación con Cabeza Rotativa
Kick Circulation
BHP = HP + APL + Presión
en el estrangulador
Bomba
BOP
Stack
Circulación De Una Surgencia
Al Exterior Del Pozo
La presión
hidrostática es
controlada a
través de un
cuidadoso
monitoreo y
control de la
densidad del
fluido.
DENSIDAD EQUIVALENTE

19. La presión total que actúa en el
pozo es afectada por los movimientos
para bajar y para sacar la columna del
pozo. En la sacada se genera una presión
de pistoneo (swab pressure), la cual reduce
la presión en el fondo del pozo. El
pistoneo ocurre porque el fluido en el pozo
no baja tan rápido como la columna es
subida. Esto crea una fuerza de succión y
reduce la presión debajo de la columna.
Esta fuerza puede ser comparada con
el efecto del embolo de una jeringa, la
que aspira fluido de la formación hacia
el pozo.
Cuando se baja la columna muy
rápido, se crea una fuerza de compresión, porque el
fluido no tiene tiempo de desplazarse hacia arriba.
Como el fluido es mínimamente compresible, la
presión en el pozo puede aumentar y producir una
admisión o una fractura. Los dos fenómenos están
afectados por la velocidad de movimiento de la
columna, el espacio entre la columna y la pared del
pozo y por las propiedades del fluido.
Si bien es casi imposible eliminar esas presiones,
pueden ser minimizadas reduciendo la velocidad de
la maniobra. Se pueden hacer cálculos para estimar
la velocidad máxima de la maniobra así como
las presiones de compresión (surge) y de pistoneo
(swab), sin embargo esos cálculos están fuera del
alcance de este manual.
A menos que haya un exceso de densidad de
fluido para compensar el efecto de pistoneo, los
fluidos de la formación puede entrar al pozo y
provocar una surgencia. El margen de maniobra es
un incremento estimado en la densidad del fluido
antes de una maniobra para compensar la pérdida
de presión por fricción que cesa al parar las bombas
(ECD).
El margen de maniobra también compensa las
presiones de pistoneo cuando la tubería es sacada
del pozo.
El uso de ajustes en la densidad para un margen
de seguridad o de maniobra requiere hacerlo en
forma juiciosa. Si el margen es muy alto, se puede
causar pérdida de circulación. Un margen muy bajo
podría permitir que el pozo entre en surgencia.
El margen depende del diámetro del pozo, de
las condiciones, la velocidad de movimiento de
la tubería, las propiedades del fluido y de la
formación.
La diferencia entre la presión de formación
(PF) y la presión hidrostática en el fondo del pozo
(PH) es la presión diferencial. Esta se clasifica como
Sobre balanceada, Sub balanceada y Balanceada.
SOBRE BALANCEADA
Sobre balanceada significa que la presión
hidrostática ejercida en el fondo del pozo es mayor
que la presión de formación:
PH > PF
SUB BALANCEADA
Sub balanceada significa que la presión
hidrostática ejercida en el fondo del pozo es menor
que la presión de formación:
PH < PF
Swab
Propiedades del
Fluido
Movimiento de los
tubos
Arena
Presión de
Pistoneo
Presión de Fondo
de Pozo: 1:La
presión ejercida
por una columna
de fluido en el
pozo.
2: Presión de la
formación a la
profundidad de
interés.
1-18
MOVIENDO LA TUBERÍA,
PRESIÓN DE COMPRESIÓN
/ PISTONEO (SURGE/SWAB)
CIRCULACIÓN
MARGEN DE MANIOBRA Y
DE SEGURIDAD
PRESIÓN DIFERENCIAL
CAPÍTULO 1

20. BALANCEADA
Balanceada significa que la presión hidrostática
ejercida sobre el fondo del pozo es igual a la presión
de formación:
PH = PF
La mayoría de los pozos son perforados o
reparados, en condiciones de balance o sobre
balance. Si se está circulando o perforando, la
fricción y los recortes contribuyen a una presión
efectiva en el fondo del pozo.
Hay dos fuerzas principales que trabajan en
forma opuesta en un pozo. Estas son la presión
de la columna hidrostática de fluido y la presión
de formación. Si una de las presiones supera a la
otra entonces puede ocurrir una surgencia o una
pérdida de circulación.
Debido a que la presión hidrostática es función
de la densidad del fluido de trabajo en el pozo,
su valor debe ser muy controlado. Realizando
cálculos pequeños y con cuidado, y manipulando
las ecuaciones para la presión hidrostática, es
posible probar trabajos de cementación, estimar la
presión de integridad de la formación, proyectar
las densidades máximas del fluido de perforación y
controlar la surgencia de los pozos.
Las surgencias y los reventones son prevenidos
por personas que son capaces de trabajar en forma
rápida y decidida bajo situaciones de estrés. Uno
de los aspectos más importantes del entrenamiento
necesario para la prevención de reventones es
entender los conceptos de presión y la habilidad
para realizar cálculos exactos. t
Sobre balance
PH > PF
Sub balance
PH < PF
Balance
PH = PF
Presión diferencial es la
diferencia entre la presión
de formación y la presión
hidrostática
Las surgencias
son prevenidas
por personas que
son capaces
trabajar en forma
rápida y
decidida bajo
situaciones de
estrés.
1-19
RESUMEN
PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN