Hola amigos y amantes del contenido STEM.
En esta ocasión quiero compartir con todos ustedes un tema del control de pozos dentro del ámbito de la ingeniería de petróleo relacionado a las distintas formas en que se manifiesta la densidad equivalente de circulación bajos las distintas formas en que se puede circular un fluido de perforación dentro del pozo, y que este a su vez se traduce en distintas presiones en el fondo del pozo.
Densidad equivalente
En cualquier tipo de operaciones en las que un pozo puede tener un fluido adentro hace que las paredes del mismo están constantemente bajo la acción de una presión constante.
Sin embargo la presión en el fondo del pozo va a estar influenciado por cuatro tipos de circunstancias en las que puede estar el fluido de perforación dentro del pozo y que hará tener una presión de fondo totalmente distinta en cada uno de los casos.
De todas las presiones generadas en las cuatros circunstancias, es la presión hidrostática del fluido de perforación la que ejerce mayor valor de presión, sabiendo claro está que la presión hidrostática del fluido se da cuando el pozo está estático sin que exista una circulación del fluido.
Lógicamente no se puede tener todo el tiempo estático el fluido de perforación estático en el pozo, ya que si nuestra operación principal es perforar, entonces existirán diversas ocasiones en las que de estar estático nos pondremos en circulación del fluido de perforación prendiendo las bombas de lodo, y de esta forma aumentando la presión en el fondo del pozo.
Es importante resaltar que la presión adicional que agrega la bomba solo se ve reflejada en promedio entre unos 200 a 500 PSI adicionales a la presión hidrostática, por ejemplo si tenemos apagas las bombas de lodo, y el fluido de perforación está estático en el pozo y la presión hidrostática es de 5000 PSI, entonces con las bombas prendidas pudiera generar una presión de circulación de 5220 PSI a 5500 PSI aproximadamente, quizás no sea un aumento considerable, sin embargo se debería estar comparando la presión de circulación y compararla constantemente con la presión de fractura que puede resistir la formación para ser fracturada.
Existen otras presiones que se ven reflejadas en el fondo del pozo cuando por ejemplo en operaciones de perforación se cierra el pozo y se circula el pozo con un fluido de mayor densidad para sacar un influjo de fluidos como gas y/o petróleo, en el que se puede estar choqueando la válvula del estrangulador, y con esto lograr que la presión en el fondo del pozo sea mayor que la presión de formación, pero a su vez sea menos que la presión de fractura, y para este hay que estar choqueando el pozo, por lo que existirá una variación constante de la presión en el fondo del pozo.
También es importante aclarar que el término choquear en el argot petrolero hace referencia a tener que abrir y cerrar la válvula de apertura y cierre del pozo para controlar la presión de fondo del pozo.
Circunstancias en las que puede estar el pozo y su influencia en la presión de fondo (BHP)
[1]Pozo estático.
Un pozo estático es un pozo que contiene un fluido de perforación en todo su sistema de circulación, pero que a su vez se encuentra estático, es decir el fluido de perforación no está en movimiento, por lo tanto la presión en el fondo del pozo es igual a la presión hidrostática en el espacio anular. El gráfico que simula esta condición es la siguiente:
[2] Circulación normal
Se hace referencia a la circulación normal, a la circulación que hace el fluido de perforación desde que sale del tanque activo impulsado por las bombas de lodo, sale por los chorros de la mecha en el fondo del pozo, y regresa por el espacio anular y regresando de nuevo a los tanques activo y de esta forma seguir con la circulación continua y constante.
La presión en el fondo del pozo va a ser la presión hidrostática más la presión que genera la bomba de lodo para vencer las pérdidas por fricción, tal y como expliqué en mis publicaciones anteriores a dicha presión que ejerce la bomba de lodo la vamos a denominar como pérdida de presión por fricción. El gráfico que simula esta condición es la siguiente:
[3] Circulación con cabeza rotativa.
La circulación con cabeza rotativa se da cuando circulamos el pozo con una cabeza rotativa, por lo que presión en el fondo del pozo va a ser igual a la presión hidrostática del fluido de perforación más la presión generada por la bomba de lodo (pérdidas de presión por fricción en el espacio anular) y aunado a esto hay que sumarle la presión que genere la cabeza rotativa en el fondo del pozo. El gráfico que simula esta condición es la siguiente:
[4] Circulación de una surgencia al exterior del pozo
Si existe la ligera impresión de que está ocurriendo una invasión de fluidos como gas y petróleo al pozo, entonces apagamos las bombas del lodo, si el pozo fluye es porque las sospechas son ciertas, por lo que se procede a cerrar el pozo, cuando se cierra el pozo quedan entrampadas algunas presiones como lo son la presión del revestidor y la presión de tubería de perforación, razón por la cual hay que liberar parte de esta presión choqueando la válvula del estrangulador, buscando siempre que la presión en el fondo sea mayor que la presión del influjo (gas y/o petróleo) pero menos a la presión de fractura.
Cuando se circula un pozo para sacar un influjo invasor, la presión en el fondo del pozo es igual a la presión hidrostática del fluido de perforación más la presión de bomba (pérdidas de presión por fricción en el anular) más la presión en el estrangulador (casing). El gráfico que simula esta condición es la siguiente:
Conclusión
Es muy importante saber la presión de fondo (BHP) en un pozo de petróleo debido a que esta varía dependiendo de si en el pozo se está circulando el fluido de perforación o está estático, aparte de que cualquier operación de cierre del pozo para su posterior control también añade presión en el fondo.
Todo este conocimiento se transforma en una conciencia al momento de operar tanto de los ingenieros como de los encargados de choquear en la válvula en la línea del estrangulador, en donde se deberá mantener las presiones en el fondo del pozo por encima de la presión de formación pero por debajo de la presión de fractura.
Bibliografía consultada y recomendada
- Manual de Control de Pozos. Well Control School (WCS). Harvey Louisiana. Año 2003.
Nota: Todas las imágenes son del autor y fueron realizadas empleando las herramientas de Microsoft PowerPoint y el programa PhotoScape.
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