Cuales son las causas de una Pérdida de Circulación que pueden provocar un Descontrol del Pozo?

https://ift.tt/2G92Ot1 La
pérdida de circulación en todo el lodo (ya sea para yacimientos agotados o fracturas naturales / inducidas) es una de las principales causas
de arremetidas de pozo.
En el pozo, los niveles de fluidos pueden disminuir y esto reduce la presión hidrostática . Una vez que esta es menor que la presión de formación, causará un flujo de la formación en zonas permeables.
La Figura 1 ilustra la pérdida del nivel de fluido en una zona débil
que dará lugar a un incidente de control de pozo si un pozo no se llena a
tiempo con el peso correcto del lodo.

 

Circulación perdida en la perforación que conduce a una situación de control de pozo

Figura 1 – Perdida de circulación en la perforación que conduce a una situación de control de pozo


 

La pérdida de circulación puede ocurrir por varios motivos y a continuación se detallan cuatro posibilidades;
 
– Fricción anular de circulación

Cuando se perfora cerca del gradiente de fractura de la formación con
un lodo pesado, siempre se debe considerar la presión agregada por la
fricción en circulación.

Especialmente en agujeros pequeños con una tubería de perforación
grande o con estabilizadores dentro de la cubierta protectora, esta
presión adicional puede ser significativa.
 

En muchos casos, la velocidad de bombeo deberá reducirse para luego disminuir la presión de circulación.
A menudo, cuando se utilizan fluidos de gel alto, el problema se
agudiza rápidamente cuando se intenta romper la circulación de esta
manera.

 
– Entrar en el agujero demasiado rápido

Cuando el tubo de perforación y el conjunto del fondo se bajan
demasiado rápido, esto también puede causar una pérdida de circulación
(esto incluye los escariadores, los collares de perforación y la broca).

Aunque es algo similar al frotamiento, está efectivamente en reversa,
ya que la acción más débil es el objetivo de la acción del pistón, que obliga al fluido de perforación a nuevas posiciones.
 

Si el tubo es mucho más grande que el hoyo y la sarta tiene un flotador, el problema se hace aún peor.
Siempre que se hayan expuesto formaciones más débiles, o incluso si se
ha empleado lodo pesado para contrarrestar la alta presión de formación,
deberá tenerse especial cuidado al colocar la tubería en el hoyo.

Muchos de los programas disponibles comercialmente ahora existen para
realizar cálculos que hacen que todo el proceso sea más fácil que nunca.

  – Herramientas Emboladas 
Para restringir el flujo de fluidos en el anular, es posible tapar parcialmente el mismo con los recortes de arcilla. Al imponer una contrapresión en las formaciones, puede ocurrir una avería rápidamente mientras el bombeo continúe. Los estabilizadores y otros componentes grandes de la sarta de perforación son ubicaciones comunes para el taponamiento anular;
Las posibilidades de encontrar este tipo de pérdida de circulación
pueden reducirse con esfuerzos para reducir el juego de embolamiento.
Lea más detalles sobre el bit de bola abajo.
 

Bit de bola

 
Mecha Embolada

 

– Exceso de peso del Lodo
 

Finalmente, los niveles de fluido en el hoyo pueden disminuir y la
circulación puede perderse siempre que el gradiente de fractura (de la
formación expuesta más débil) sea compensado por la presión del fondo
del pozo.
¿Por qué? Debido a que la efectividad de la presión hidrostática disminuirá cuando actúe contra aquellas formaciones que no se han roto.
Suponiendo que los niveles de lodo caigan severamente, el BHP puede
caer por debajo de la presión de formación y el pozo comenzará a fluir.

 
La pérdida de circulación debe evitarse a toda costa;
Si los retornos cesan, los volúmenes medidos de agua deben ser
bombeados hacia el hoyo y esto debe minimizar la pérdida de presión
hidrostática.

Para los Supervisores del Sitio de Perforación, se necesitan todas las
medidas de volumen para que puedan calcular el peso del lodo requerido
para soportar la formación antes de que ocurra la fractura.
Después de obtener retornos, el pozo deberá revisarse para asegurarse de que no fluya solo.
 
Esperamos que este artículo te ayude a prevenir la pérdida de circulación en el futuro. Por favor, siéntase libre de compartir su pensamiento en el cuadro de comentarios a continuación.

What Cause Lost Circulation in Drilling Leading to a Well Control Situation

Lost circulation whole mud (whether to depleted reservoirs or to
natural/induced fractures)is one of biggest causes of well kicks. In the
wellbore, fluid levels can decrease and this lowers the hydrostatic pressure. Once hydrotatic pressure
is less than formation pressure, it will cause a flow from the
formation in permeable zones. Figure 1 illustrates loss of fluid level
into a weak zone which will lead a well control incident if a wellbore
is not filled up on time with correct mud weight.

Lost Circulation in Drilling Leading to a Well Control Situation

Figure 1 – Lost Circulation in Drilling Leading to a Well Control Situation

Lost circulation can happen for a number of reasons and we’ve detailed four possibilities below;

Annular Circulating Friction

When drilling near the fracture gradient of the formation with a
heavy mud, the pressure added by circulating friction should always be
considered. Especially in small holes with a large drill pipe or with
stabilizers inside the protective casing, this added pressure can be
significant. In many cases, the pumping rate will need to be reduced to
then decrease the circulating pressure. Often, where high gel fluids are
used, the problem quickly becomes acute when attempting to break
circulation in this way.

Entering the Hole Too Quickly

When the drill pipe and bottom assembly are lowered too quickly, this
can also cause a loss of circulation (this includes the reamers, drill
collars, and bit). Although somewhat similar to swabbing, it’s
effectively in reverse as the weakest formation is targeted by the
piston action as it forces the drilling fluid into new positions. If the
pipe is much larger than the hole and the string has a float in it, the
problem is made even worse. Whenever weaker formations have been
exposed, or even if heavy mud has been employed to counter high
formation pressure, particular care will need to be taken when running
pipe into the hole. Many commercially available programs now exist for
surging calculations which makes the whole process easier than ever
before.

Balled-Up or Sloughing Tools

To restrict the flow of fluids in the annulus, it’s possible to
partially plug the annulus by sloughing shale. By imposing a
backpressure on formations, a breakdown can quickly occur as long as the
pumping continues. Stabilizers and other large drillstring components
are common locations for annular plugging; the chances of encountering
this type of lost circulation can be reduced with efforts to reduce
balling. Read more details about balled up bit below.

Balled up Bit

Balled up Bit

Excessive Mud Weight

Finally, fluid levels in the hole can decrease and circulation can be
lost whenever the fracture gradient (of the weakest exposed formation)
is outweighed by bottomhole pressure. Why? Because the effectiveness of
the hydrostatic head will decrease when acting against those formations
that haven’t broken down. Assuming the mud levels drop severely, the BHP
can fall below formation pressure and the well will start flowing.

Lost circulation should be avoided at all costs; if returns cease,
measured volumes of water should be pumped into the hole and this should
minimize the loss of hydrostatic pressure. For the Drilling Site
Supervisors, they need all volume measures so they can calculate the
weight of mud required to support the formation before fracturing
occurs. After gaining returns, the well will need to be checked to
ensure it isn’t flowing alone.

We hope this article help you prevent lost circulation in the future.
Please feel free to share your thought in the comment box below.

via Blogger https://ift.tt/2rvoiWT control de Pozos, Fluidos de Perforacion, Operaciones, Perdida de Circulacion, Problemas Operacionales

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