Prueba De isión (lot) Y Prueba Integridad De La Formación (fit) 21343g

PRUEBA DE ISIÓN (LOT) Y PRUEBA INTEGRIDAD DE LA FORMACIÓN (FIT) UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA

Presentado por: KARLA MARIA BERNAL VARGAS LORENA LOPEZ MORALES SERGIO HERNAN MONJE LINA MARCELA MONTENEGRO MAURICIO MURCIA RINCON RAUL CERQUERA ROJAS CERQUERA JUAN DIEGO ROJAS CERQUERA

AL PROFESOR: JUAN PABLO VARGAS CASTELLANOS

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA FACULTAD DE INGENIERIA INGENIERIA DE PETROLEOS NEIVA 2013

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El desarrollo de una actividad, en este caso la de perforar un pozo, depende de muchos aspectos los cuales condicionan el éxito o el fracaso del mismo. Durante esta labor, diferentes contratiempos se pueden generar causando problemas y consecuencias desastrosas, como descontroles los cuales pueden acarreando vidas humanas. Para evitar tales problemas es muy importante conocer aspectos que pueden generar este tipo de situaciones como los son las presiones a las cuales esta sometidas el pozo, entre ellas tenemos la presión de los fluidos, de formación, de fricción y mecánicas. Estas presiones adicionalmente nos sirven para:      

Diseño del revestimiento Evitar atrapamiento de la tubería de perforación Control del pozo Velocidad de perforación Diseño del peso del lodo Evitar problemas en zonas sobre presurizadas

PRESIONES PRESENTES EN UN POZO Presión Hidrostática: Es la presión total creada por el peso de una columna de fluido estacionario, actuando en cualquier punto dado en un pozo. Matemáticamente esta se expresa como: Dónde: PH = Presión Hidrostática (Psi). ρf = Densidad del fluido (Lb/Gal). D = Profundidad vertical (ft). 0,052 = Constante que involucra la Aceleración gravitacional y conversión de unidades. Presión de Poro: También denominada presión de formación, es la presión dentro de los espacios porosos de la roca reservorio o también se define como la presión que actúa sobre los fluidos en los espacios porosos de la roca. Se relaciona con la salinidad del fluido y 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. Presión de Sobre Carga: Esta se define como la presión ejercida por el peso total de las formaciones sobrepuestas por arriba del punto de interés. También puede definirse como la presión hidrostática ejercida por todos los materiales sobrepuestos a la profundidad de interés. Es una función de:   

La densidad total de las rocas La porosidad Los fluidos congénitos

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Presión de Fractura: Es la 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.

PRUEBA DE INTEGRIDAD DE PRESIÓN 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 Presión (PIT), 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.

FIGURA 1. Prueba de integridad.

Para determinar la resistencia y la integridad de una formación, deben realizarse Pruebas de isión (pérdida) (LOT en ingles) o Pruebas de Integridad de la Formación (FIT).

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. Prueba de isión (LOT): Una prueba de isión 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. Esta prueba básicamente consiste en bombear fluido a una velocidad lenta y controlada para aumentar la presión contra la cara de la formación hasta crear una trayectoria de inyección de fluido en la roca, lo cual indica la presión de ruptura de la formación expresada en densidad de fluido equivalente, lbs/gal.

El procedimiento operacional que se debe seguir para realizar la prueba de integridad de presión es el siguiente:

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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. Paso 4: Perforar el resto del cemento y la zapata del revestidor hasta aproximadamente unos diez o veinte pies de formación nueva. Paso 5: Circular hasta obtener retornos limpios y acondicionar el fluido de perforación. Paso 6: 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. 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 (FIG.2)

FIGURA 2. Prueba de isión.

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Prueba de Integridad de la Formación (LOT): Una prueba de integridad de formación, 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 itir no es conocida. En las LOT, la presión a la que la formación comienza a itir fluido es determinada, pero hay la posibilidad de fracturar la formación. Gráfica de la Prueba de Integridad de Presión: 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. Adicionalmente la presión de fractura nos permite determinar la Máxima Presión Anular Permisible en la Superficie (MPAPS). En la Figura 3 se muestra un gráfico típico de prueba de integridad de presión:

Figura 3. Grafico Característico de una Prueba de Integridad de Presión.

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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 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 de la recta (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 del punto de filtrado o límite de la recta 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.

Con base en la información obtenida en la prueba de Integridad de Presión se puede determinar los siguientes parámetros los cuales son importantes durante la perforación y los trabajos subsecuentes: Densidad Equivalente Máxima (Deqm): Valor máximo de Densidad del fluido a utilizar en próximo hoyo o sección. Se calcula de la siguiente manera:

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Dónde: P.fract = (0,052 x Df x PVV zap) + Pc = psi Df = Densidad del Fluido de la prueba, lbs / gal Pc = Presión en el punto de cierre de la bomba, psi Limite LOT = P.Filtración = Valor máximo de presión de la prueba, psi PVVzap = Profundidad Vertical a nivel de la zapata, pies Máxima Presión Anular Permitida en Superficie (MASP): Es el valor máximo de presión que puede ser acumulada en el estrangulador al momento del cierre del pozo a nivel del manómetro del revestimiento. Este valor disminuirá a medida que la densidad del fluido aumente:

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BIBLIOGRAFIA

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Programa de Entrenamiento Acelerado para Ingenieros Supervisores de Pozo. Presión de Formación. Schlumberger. 2011. [En Línea]:

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Principio de presión. 2009. [En .

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Control De Reventones Y Pruebas De Integridad De Presiones. Pérez Yasmin. Universidad Del Zulia. Venezuela. 2012. [En Línea]:

Línea]: