Por cuales causas el peso insuficiente de lodo conduce a una situación de control de pozo?

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Conocida como una condición de bajo balance, esto ocurre cuando, en el pozo, la presión de formación es mayor que la presión hidrostática y esto conduce a una situación de control de pozo. Para equilibrar la presión de formación, la presión hidrostática requerida se proporciona normalmente mediante un ajuste en la densidad del fluido de perforación. La pérdida de presión hidrostática puede ocurrir por varias razones;

  1.     Pérdida de ECD
  2.     Dilución del fluido de perforación  de superficie.
  3.     Reducción de la densidad del cemento.
  4.     Procesos que liberan fluidos de formación.
  5.     Movimiento de materiales densificantes en los equipos de limpieza de lodo
  6.     Recortes perforados o asentamiento de materiales densificantes-


Como a veces ocurre una reducción en la densidad de los retornos de lodo, la mayoría de los pozos están diseñados para tener un balance suficiente para encontrar la pequeña reducción de la densidad del lodo y esto debería evitar una arremetida. Sin embargo, si hay una reducción significativa del peso del lodo, se debe realizar una investigación para encontrar cualquier causa raíz y proporcionar acciones preventivas.

Las causas de las reducciones de peso del lodo son las siguientes;

1. Dilución del fluido de perforación en superficie

¿Qué problemas potenciales podrían iniciar una patada? Un posible problema podría ser a nivel de superficie, donde una dilución del líquido de perforación (normalmente accidental con la columna de lodo que recibe fluidos de formación de baja densidad o perforados).

Desafortunadamente, la insuficiente densidad de fluidos puede ser causada por una mala disciplina en el hoyo . Para garantizar el mantenimiento de la densidad del fluido  que se bombea en el fondo del pozo, la diligencia es esencial en todo momento. Sin diligencia, es posible que no se note una válvula con fugas y esto puede generar agua adicional. En otros lugares, es posible abrir la válvula incorrecta (colector de succión de la bomba) y esto hace que se bombee un tanque de líquido liviano.

 
2. Recortes o sedimentación de materiales densificantes de barro

Una reducción en la densidad del lodo también puede ser causada por el asentamiento de sólidos (en el asentamiento del lodo); lo mismo también es cierto cuando la parte inferior del agujero está llena de recortes que se han asentado. Cuando ocurre cualquiera de estos, la presión hidrostática se reduce en el pozo y esto puede causar una arremtida en el pozo.

Cuando los materiales de carga de lodo se asientan en el pozo, esto se denomina “decantación de barita” y puede ocurrir en pozos verticales (especialmente durante períodos de no circulación); Dicho esto, es más común en pozos de alcance extendidos y altamente desviados. La mayoría de los expertos creen que la caída de barita nunca se puede eliminar, pero existen varias técnicas de manejo que incluyen el mantenimiento de la rotación de la tubería, un buen diseño de lodo y evitando una baja velocidad anular.




3. Liberación de fluidos de formación (influjo) hacia el lodo de perforación

Es increíblemente difícil evitar la contaminación del lodo cuando se perfora a través de una formación. Si la formación que está siendo penetrada está sobre equilibrada, la contaminación todavía puede ocurrir. Desde los recortes, este lodo se puede combinar con un gas llamado “gas de perforación”. La velocidad a la que el gas de perforación ingresa al lodo dependerá de la porosidad de la formación, la velocidad de penetración, la presión, el diámetro del hoyo y la saturación de gas.

Cuando se perfora una formación permeable con una presión más alta que la presión ejercida por la columna de lodo, esto puede causar una arremetida. Cuando el lodo tiene grandes cantidades de gas entrando en un pozo, la densidad promedio del lodo caerá y la presión hidrostática del fluido de perforación también se reducirá.

A lo largo de los años, la industria ha aprendido que las explosiones de gas poco profundas en ambientes marinos pueden ser causadas por un corte excesivo de gas en pozos poco profundos. Por lo tanto, los hoyos poco profundos deben tener ROP controlado. Para dispersar todo el gas en el lodo, el mantenimiento también es importante para una alta salida de la bomba; esto debería mantener las variaciones en la densidad del lodo a un mínimo.

Por cortes, el pozo puede ser invadido por agua salada y petróleo que puede causar una arremetida después de disminuir la densidad promedio del lodo. Por supuesto, los líquidos (petróleo y agua) son más pesados ​​que el gas y la densidad promedio no se ve afectada en gran medida por los mismos volúmenes en el fondo del pozo. Al hacerlos circular, se producirá poca expansión (o ninguna) ya que los líquidos solo son ligeramente compresibles. En comparación con el corte de lodo por gas, la disminución de la presión del fondo del pozo es significativamente mayor cuando se miden las invasiones de agua salada o de petróleo en la superficie, ya que esto causa una reducción del peso del lodo. Cuando se corta con un líquido, la reducción de densidad en toda la columna de lodo puede ser más uniforme.




4.
Reducción de la densidad del cemento

A menudo, pueden producirse arremetidas mientras se mezcla y bombea el cemento. ¿Por qué ocurre esto? Por lo general, ocurre cuando la presión hidrostática de la columna de fluido se reduce en el pozo. Si bien la reducción más común de la densidad del cemento se produce por una mezcla incorrecta, también existe la posibilidad de que la densidad del cemento sea cortada por el gas o el agua de formación y esto contamine la mezcla. Si la presión hidrostática reduce por debajo de la presión de formación, la patada será el flujo de entrada al pozo. Es importante encontrar la causa que normalmente es una de las siguientes;

    Una pérdida de presión hidrostática a menudo puede resultar de la pérdida de circulación cuando la densidad del cemento es más alta de lo normal.

    En muchos casos, ha habido una falla en el equipo de flotación y esto permite que el fluido de perforación llegue por efecto del tubo en U hacia arriba de revestidor. Dentro del anular, hay una presión hidrostática insuficiente.


    Normalmente, una descarga o espaciador se bombea delante del cemento; Sin la densidad adecuada, el pozo puede comenzar a fluir.     Es importante prestar atención al ángulo recto, el tiempo, la forma y el porcentaje de agua libre con diseño de cemento.

Durante la operación de cementación, el pozo debe ser monitoreado de cerca a través de cada fase. Hasta que pueda estar absolutamente seguro de que no hay peligro de que el pozo fluya, los BOP nunca deben ser desconectados.

Además, cuando el cemento está en el período de transición (formando la unión), perderá algo de presión hidrostática porque el cemento se convierte en fase sólida, por lo que el agua en el cemento proporcionará presión hidrostática. Durante el período de transición del cemento, existe la posibilidad de que la presión hidrostática sea menor que la formación. Se pueden encontrar más detalles aquí: el período de transición del cemento en el pozo petrolero puede causar una situación de control del pozo

 
5. Pérdida del efecto de ECD

La densidad de circulación equivalente (ECD) se pierde cuando no hay flujo. Para hacer una conexión, las bombas deben apagarse y esto reduce la presión del fondo del pozo hasta que finalmente coincida con la presión estática del fondo del pozo (presión hidrostática). En este punto, no hay fricción anular, por lo que el ECD es igual a la presión hidrostática. 

Cuando se pierde el efecto ECD, es mucho más fácil para los fluidos y gases de formación ingresar al pozo. Si el pozo se encuentra en una condición ligeramente inferior al balance, el gas / fluido de formación no puede ingresar a un pozo durante la perforación porque el ECD es mayor que la presión de formación. Sin embargo, cuando las bombas están apagadas, el gas puede fluir al pozo mientras se realiza una conexión. 

Puede ver un pico de gas que se muestra a una carrera similar, por lo que se denomina “gas de conexión“. En la práctica, el margen de viaje siempre debe mantenerse a un nivel igual al valor de ECD (al menos). De esta manera, la presión del fondo del pozo se puede mantener justo por encima de la presión de formación cuando las bombas se apagan. Demasiado gas de conexión conducirá a un corte excesivo de gas que, a su vez, causará una patada al reducir la presión del fondo del pozo.




Traducido desde 


What Cause Insufficient Mud Weight Leading to a Well Control Situation

Known as an underbalanced condition, this occurs when, in the
wellbore, formation pressure is higher than the hydrostatic pressure and
this lead to a well control situation. To overbalance formation
pressure, the required hydrostatic pressure is normally provided through
an adjustment in drilling fluid density. Hydrostatic pressure loss can
occur for a number of reasons;

  • ECD loss
  • Surface drilling fluid dilution
  • Cement density reduction
  • Drilling process releasing formation fluids
  • Weighting material movement from mud cleaning equipment
  • Drilled cuttings or mud weighting materials settling

Since a reduction in the density of mud returns is sometimes
happened, most wells are designed to have sufficient overbalance to
encounter the small reduction of mud density and this should prevent a
kick. However, if there is significant mud weight reduction, an
investigation shall be performed to find any root cause and provide any
preventive actions.

Causes of mud weight reductions are as follows;

1. Surface Drilling Fluid Dilution
What potential issues could initiate a kick? One possible problem
could be, in the surface pits, a dilution of drilling liquid (normally
accidental with the mud column receiving drilled-up, low-density
formation fluids or make-up water).

Unfortunately, insufficient fluid density can be caused by poor pit
discipline. To ensure the maintenance of fluid density for the fluid
that’s pumped downhole, diligence is essential at all times. Without
diligence, a leaking valve may not be noticed and this may create extra
water. Elsewhere, it’s possible to open the wrong valve (pump suction
manifold) and this leads to a tank of light weight fluid being pumped.

2. Cuttings or Mud Weighting Materials Settling
A reduction in mud density can also be caused by the settling of
solids (in the mud settling); the same is also true when the bottom of
the hole is filled with cuttings that have settled. When either of these
occur, hydrostatic pressure reduces in the wellbore and this can cause a
kick in the well.

When mud weighting materials settle in the wellbore, this is called
‘barite sag’ and it can occur in vertical wells (especially during
non-circulation periods); this being said, it’s more common in extended
and highly-deviated reach wells. Most experts believe barite sag can
never be eliminated but there are various management techniques
including pipe rotation maintenance, good mud design, and low annular
velocity avoidance.

3. Releasing Formation Fluids (Influx) into Drilling Mud
It’s incredibly hard to avoid mud contamination when drilling through
a formation. if the formation being penetrated is overbalanced,
contamination can still occur. From the cuttings, this mud can combine
with gas called ‘drilled gas’. The rate at which the drilled gas enters
the mud will depend on formation porosity, rate of penetration,
pressure, hole diameter, and gas saturation.

When a permeable formation with higher pressure than the pressure
exerted by the mud column is drilled, this can cause a kick. When the
mud has large amounts of gas entering into a wellbore, average mud
density will fall and hydrostatic pressure from the drilling fluid will
also reduce.

Over the years, the industry has learned that shallow gas blowouts in
offshore environments can be caused by excessive gas cutting in shallow
holes. Therefore, shallow holes must have controlled ROP. In order to
disperse all gas in the mud, maintenance is also important for high pump
output; this should keep variations in mud density to a minimum.

From cuttings or swabbing, the wellbore can often be invaded by salt
water and oil which can cause a kick after decreasing the average
density of the mud. Of course, liquids (oil and water) are heavier than
gas and the average density isn’t affected as greatly for the same
downhole volumes. When circulating them out, little expansion (or none
at all) will occur as liquids are only slightly compressible. Compared
to mud cut by gas, the decrease in bottomhole pressure is significantly
greater when saltwater or oil invasions are measured at the surface
since this causes a given mud weight reduction. When cut by a liquid,
density reduction throughout the mud column can be more uniform.

4. Cement Density Reduction 
Often, kicks can occur while mixing and pumping cement.Why does this
occur? Typically, it happens when hydrostatic pressure of the fluid
column reduces in the wellbore. Although most common cement density
reduction is happened by improper mixing, there’s also a potential of
cement density being cut by gas or formation water and this contaminates
the slurry. If hydrostatic pressure reduces below formation pressure,
the kick will be influx into the well. It’s important to find the cause
which is normally one of the following;

  • A loss of hydrostatic pressure can often result from lost circulation when the cement density is higher than normal.
  • In many cases, there has been a failure in float equipment and this
    allows drilling fluid to U-tube up the casing. Within the annulus,
    there’s insufficient hydrostatic pressure.
  • Normally, a flush or spacer will be pumped ahead of the cement; without the right density, the well can start to flow.
  • It’s important to pay attention to right-angle and time, manner time, and the percentage of free water with cement design.

During cementing operation, the well needs to be monitored closely
through every single phase. Until you can be absolutely sure there’s no
danger of the well flowing, the BOPs should never be nippled down.

Additionally, when cement is in transition period (forming the bond),
it will lose some hydrostatic pressure because cement becomes solid
phase therefore water in the cement will provide hydrostatic pressure.
During the cement transition period, there is a chance that hydrostatic
pressure is less than formation. More details can be found here – Cement Transition Period in The Oil Well Can Cause Well Control Situation

5. ECD Effect Loss
Equivalent Circulating Density (ECD)
lose when there is no flow. To make a connection, the pumps need to be
shut down and this reduces bottomhole pressure until it eventually
matches static bottomhole pressure (hydrostatic pressure). At this
point, there is no annular friction so ECD is equal to hydrostatic
pressure. When the ECD effect is lost, it’s much easier for fluids and
formation gases to enter the wellbore. If the well is at slightly
underbalance condition, formation gas/fluid cannot enter into a wellbore
while drilling because ECD is higher than formation pressure. However,
when pumps are off, gas can flow into the well while making up a
connection. You can see a gas peak showing at similar stroke so this is
called a ‘connection gas’. Practically, the trip margin
should always be maintained to a level equal to the ECD value (at
least). This way, bottomhole pressure can be maintained just above the
formation pressure when the pumps are shut down. Too much connection gas
will lead to excessive gas cutting which, in turn, will cause a kick by
reducing bottomhole pressure.

via Blogger https://ift.tt/2SEzf3W control de Pozos, Fluidos de Perforacion, Problemas Operacionales

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