Indicadores de Posible Arremetida en Control de Pozos

Mantener un estado de alerta para determinar los posibles primeros indicadores de arremetida en el control de pozo es de suma importancia para prevenir un
incidente relacionado con descontrol del pozo.

La observación cuidadosa y la reacción positiva a estos signos
mantendrán el pozo bajo control y evitarán que ocurra una situación de arremetida y reventón.

 
Los diversos signos que se han registrado como indicadores de alerta temprana no son consistentes en todas las situaciones.
Sin embargo, es posible que las señales deban usarse colectivamente, ya
que un indicador puede no brindar con precisión la advertencia de estar
en una situación de bajo balance.

A pesar de que la serie de signos puede cambiar entre los pozos, las
indicaciones de alerta temprana se pueden encontrar en la siguiente
lista.

  • Incremento en la tasa de perforación de penetración (ROP).
  • Aumenta el Torque y arrastre.
  • Disminución de la densidad de lutitas.
  • Cambios en la propiedad del barro.
  • Aumento del tamaño y forma del corte.
  • Incremento en el gas de viaje, conexión y  de fondo.
  • Incremento de la temperatura del lodo de perforación de retorno.
  • Disminución del exponente D

Figura 1 - Rotura de perforaciónAumento de la tasa de penetración 

Al perforar con parámetros de perforación
consistentes, a medida que la broca se desgasta, debe ocurrir una
tendencia normal de disminución de la tasa de penetración.

Si la presión diferencial entre la presión hidrostática del fluido de
perforación y la presión de poro de formación disminuye, se produce un
aumento en la velocidad de perforación a medida que se reduce el efecto
de retención de viruta.

Figura 1 – Drilling Break 
 

Un aumento general y constante en la tasa de penetración es a menudo un
indicador bastante bueno de que una zona de transición puede haber sido
penetrada.
Este cambio en la tasa de penetración se conoce como Rotura de perforación o DRILLING BREAK (Figura 1) .
Un rápido aumento en la tasa de penetración puede indicar que se ha
ingresado una formación de presión anormal y que se ha producido una
situación de bajo balance.

 

 

Mayor Torque y arrastre

El aumento del arrastre y el torque giratorio a menudo se producen cuando
se perforan formaciones de lutitas sobrepresionadas debido a la
incapacidad de la densidad de lodo poco equilibrada para retener la
invasión física de la formación en el pozo.

 
El  arrastre y Torque de rotación son indicadores tanto indirectos como cualitativos de sobrepresión. También son indicadores de la inestabilidad del agujero y otros problemas mecánicos.
Los aumentos de la tendencia de torsión y arrastre a menudo indican al
perforador que se está perforando una zona de transición.
El arrastre hacia arriba y hacia abajo, así como los valores de torsión promedio deben registrarse en cada conexión. Estas tendencias son valiosas cuando se comparan otros cambios de tendencias.
 
Se puede encontrar un ejemplo de información relevante en los siguientes artículos;
 
Las Lutitas hidro-presurizadas causan una tubería atascada
LUTITA geo-presurizada causa una tubería atascada
 

Disminución de la densidad de lutitas

La densidad de lutitas normalmente aumenta con la profundidad, pero
disminuye a medida que se perforan zonas de presión anormales.
La densidad de los recortes se puede determinar en la superficie y trazar en función de la profundidad. Se establecerá una línea de tendencia normal y las desviaciones pueden indicar cambios en la presión de poro. La densidad de la lutita se puede medir utilizando un balance de lodo, por lo que consulte más detalles en este artículo, Densidad a granel de los recortes con balance de lodo .

 
Aumento del tamaño y forma del corte

En las zonas de transición o en las lutitas (lutitas
arenosas y de lecho arenoso) con presión anormal, las lutitas se
rompen y caen en el orificio debido a una condición poco equilibrada
(presión de poro mayor que la presión hidrostática del lodo).
La humectación del agua puede agravar aún más este problema.
 
Los cambios en la forma de los recortes de esquisto pueden ocurrir a medida que se desarrolla una situación de bajo balance. Las partículas son a menudo más grandes y pueden ser agudas y angulares en la zona de transición. Relleno adicional en la parte inferior puede coincidir con el cambio de tendencia. El desprendimiento severo a menudo causará cambios en la relación de presión y emboladas de la bomba.
Por lo tanto, es muy imperativo verificar con frecuencia el corte que
se produce en los agitadores de lutitas o zarandas (Figura 2) para monitorear el
comportamiento del pozo.

 

Figura 2- Verifique siempre el tamaño de corte sobre los agitadores de lutitas

Figura 2- Verifique siempre el tamaño de corte sobre los agitadores de lutitas

 

Normalmente, los lutitas a presión producen pequeños recortes con
bordes redondeados y generalmente son planos, mientras que los recortes
de una lutita sobre presionada son a menudo largos y astillados con
bordes angulares.

A medida que se produce una reducción del diferencial hidrostático
entre la presión de poros y la presión del fondo del pozo, los recortes
de los orificios tendrán una mayor tendencia a desprenderse del fondo.
Esto también puede conducir a la expansión de la lutita que causa el agrietamiento y desprendimiento de la lutita en el pozo. Los cambios en la forma de los recortes y la carga de recortes sobre los agitadores deben ser monitoreados en la superficie.
 
 
Cambios en las Propiedades del Lodo

El aumento de agua en el lodo o en un cloruro (y, a veces, calcio) que
se ha circulado desde el fondo siempre indica que el fluido de formación
ha entrado en el pozo.
Puede crearse mediante frotis o puede indicar que un flujo de pozo está en marcha. Pequeños aumentos de cloruro o calcio podrían ser indicativos de zonas estrechas (no permeables) que tienen alta presión.
 
En ciertos tipos de lodos, la viscosidad aumentará cuando el agua salada ingrese al pozo y se mezcle con el lodo.
Esto se denomina floculación porque las pequeñas moléculas de sólidos
de lodo, que normalmente están dispersas, forman pequeños “grupos”
llamados flóculos.
Estos flóculos causan viscosidad y aumentos de gel. En otros tipos de lodos, es posible que vea una disminución de la viscosidad causada por el corte de agua (reducción de peso). Esto es cierto cuando se opera con lodos a base de agua saturada de sal de pH bajo.
 
En el lodo a base de aceite, cualquier contaminación por agua actuaría como un “sólido” y causaría aumentos de viscosidad. El lodo cortado en gas sería esponjoso y tendría viscosidades más altas (y menor peso del lodo). Es esencial saber que los cambios de tendencia son más importantes que el valor real del cambio.
 

Incremento en el gas de viaje, de conexión y  de fondo
Figura 3 - Monitoreo de gas en una línea de retorno El lodo de retorno debe ser monitoreado por contaminación con fluidos de formación.
Esto se hace registrando constantemente la densidad del lodo de la
línea de flujo y monitoreando con precisión los niveles de gas en el
lodo devuelto.

Figura 3 – Monitoreo de gas en una línea de retorno
 

El lodo cortado con gas no indica en sí mismo que el pozo esté fluyendo (el gas puede ser arrastrado en los recortes). Sin embargo, debe ser tratado como una alerta temprana de una posible arremetida. Por lo tanto, los niveles de los tanques deben monitorearse estrechamente si se detectan niveles significativos de gas en el lodo.
Una parte esencial de la interpretación del nivel de gas en el lodo es
la comprensión de las condiciones en que el gas entró en el lodo en
primer lugar.
 
El gas puede ingresar al lodo por una o más de las siguientes razones:

  • Al Perforar una formación que contiene gas incluso con un desequilibrio adecuado.
  • Reducción temporal de la presión hidrostática causada por el frotamiento a medida que la tubería se mueve en el agujero.
  • La presión del poro en una formación es mayor que la presión hidrostática de la columna de lodo.

El gas debido a uno o una combinación de los anteriores, se puede clasificar como uno de los siguientes grupos:
 
Gas de Perforación:
Cuando se perforan formaciones porosas que contienen gas, una cierta
cantidad del gas contenido en los recortes entrará en el lodo.

El gas que ingresa al lodo, a menos que esté en solución con lodo a
base de aceite y se mantenga a una presión más alta que su punto de
burbuja, se expandirá a medida que circula por el hoyo, causando un
corte de gas en la línea de flujo.
El corte de gas debido a este mecanismo ocurrirá incluso si la formación está desequilibrada. Elevar el peso del lodo no lo impedirá.
Cabe señalar que el gas perforado solo será evidente durante el tiempo
necesario para hacer circular los recortes de la formación porosa.

 
Gas de Conexión: Los gases de conexión se miden en la superficie como un
aumento distinto del gas de fondo, producen  al levantar la sarta
después de una conexión.
Los gases de conexión son causados ​​por la reducción temporal de la
presión total efectiva de la columna de lodo durante una conexión.
Esto se debe a la parada de la bomba (es decir, la pérdida de ECD) y la acción de limpieza de la tubería. En todos los casos, los gases de conexión indican una condición de equilibrio cercano.
Cuando se identifica una tendencia al aumento de los gases de conexión,
se debe considerar la posibilidad de ponderar el lodo antes de la
perforación, las operaciones continúan y, en particular, antes de
cualquier operación de disparo.

 
Gas de Viaje:   es cualquier gas que ingrese al lodo mientras
se saca o mete la tubería en el hoyo que .
El gas de viaje se detectará en el lodo al circular fondos hacia arriba después de un viaje de ida y vuelta.
Si la columna de lodo estático es suficiente para equilibrar la presión
de formación, el gas de viaje será causado por el frotamiento y la
difusión del gas.
El gas de viaje significativo puede indicar que existe una situación cercana al equilibrio en el hoyo..

 
Cambio en la temperatura del lodo que retorna.
La temperatura normalmente tendrá un fuerte aumento en las zonas de transición.
La velocidad de circulación, el tiempo transcurrido desde el viaje y
el volumen del lodo influirán en las tendencias de la temperatura de la
línea de flujo.
El gradiente de temperatura en formaciones con presión anormal es generalmente más alto de lo normal.
El gradiente de temperatura disminuye antes de penetrar en la interfaz
y, por lo tanto, las diferencias marcadas pueden dar una indicación
temprana de presiones anormales.
Esta suele ser una medida de superficie que tiene una tendencia a verse influida por factores operativos. La figura 4 muestra gráficos de aumento de temperatura mientras penetra en una formación de presión anormal.

Figura 4 - Aumento de la temperatura de la línea de flujo

Figura 4 – Aumento de la temperatura de la línea de flujo (Slide Player, 2016)

 

Disminución en Exponente D – 
El D-exponente será trazado por los registradores de pozos y se mantendrá actualizado en todo momento.
Este valor se introdujo a mediados de los años sesenta para calcular
una tasa de penetración normalizada en relación con ciertos parámetros
de perforación.

 
El “exponente d” descrito a partir de la siguiente ecuación:
d = log (R ÷ 60N) ÷ log (12W ÷ 1000D)
 
Dónde;  
R = tasa de penetración en pies por hora
d = exponente en ecuación de perforación, adimensional
N = velocidad de rotación en rpm 
W = peso en bit en kilo libra
D = tamaño de bit en pulgadas
** Nota: esta ecuación es válida para el peso constante del fluido de perforación.
 

El D-exponente se puede corregir y normalizar para los cambios de peso
del lodo y / o ECD (densidad de circulación equivalente) mediante lo
siguiente:

 
dc = dx presión normal (ppg) / peso del lodo o ECD (ppg)
 

Se ha utilizado un gráfico de Dc-Exponent versus profundidad en las
secciones de lutitas con un éxito moderado en la predicción de la
presión anormal.

Las tendencias del Exponente Dc normalmente aumentan con la profundidad,
pero en las zonas de transición, su valor disminuye a valores más bajos
que los esperados, lo que indica una posible zona de alta presión.
La figura 5 muestra una gráfica de Exponente Dc que muestra una rampa de presión anormal.
 

Figura 5- Gráfica de Dc-Exponent

Figura 5- Gráfica de Dc-Exponent

Traducido desde

Possible Kick Indicators in Well Control

The alertness in determining early possible kick indicators in
well control is of the utmost importance to prevent a well control
incident. Careful observance and positive reaction to these signs will
keep the well under control and prevent the occurrence of a well control
situation.

The various signs that have been recorded as early warning indicators
are not consistent in all situations. The signs however may have to be
used collectively as one indicator may not accurately provide the
warning of getting into an underbalanced situation. Even though the
series of signs may change between wells, early warning indications can
be found from the following list.

  • Increase in drilling rate of penetration.
  • Increase torque and drag.
  • Decrease in shale density.
  • Mud property changes.
  • Increase in cutting size and shape.
  • Increase in trip, connection and/or background gas.
  • Increase in the temperature of the return drilling mud.
  • Decrease in D-exponent.

 
Increase in Rate of Penetration
When drilling ahead and using consistent drilling parameters, as the
bit wears, a normal trend of decrease penetration rate should occur. If
the differential pressure between the hydrostatic pressure of the
drilling fluid and formation pore pressure decreases, an increase in the
drilling rate occurs as the chip hold down effect is reduced.

A general and consistent increase in penetration rate is often a
fairly good indicator that a transition zone may have been penetrated.
This change in rate of penetration is known as a Drilling Break (Figure 1).
A rapid increase in penetration rate may indicate that an abnormal
pressure formation has been entered and an underbalance situation has
occurred.

Figure 1 - Drilling Break

Figure 1 – Drilling Break

Increased Torque and Drag

Increased drag and rotary torque are often seeb when drilling into
overpressured shale formations due to the inability of the underbalanced
mud density to hold back physical encroachment of the formation into
the wellbore.

Drag and rotating torque are both indirect and qualitative indicators
of overpressure. They are also indicators of hole instability and other
mechanical problems. Torque and drag trend increases often indicate to
the driller that a transition zone is being drilled. Up drag and down
drag as well as average torque figures should be recorded on each
connection. These trends are valuable when comparing other trend
changes.

Example of relevant information can be found on the following articles;

Hydro-Pressured Shale Causes Stuck Pipe

Geo-Pressured Shale Causes Stuck Pipe

Decrease in Shale Density

The density of shale normally increases with depth, but decreases as
abnormal pressure zones are drilled. The density of the cuttings can be
determined at surface and plotted against depth. A normal trend line
will be established and deviations can indicate changes in pore
pressure. Shale density can be measured by using a mud balance so please
see more detail in this article, Bulk Density of Cuttings Using Mud Balance.

Increase in Cutting Size and Shape

In transition zones or in abnormally pressured shale’s (sandy shale’s
and bedding sand streaks) the shale’s break off and fall into hole
because of under balanced condition (pore pressure greater than mud
hydrostatic pressure). Water wetting may further aggravate this problem.

Changes in the Shape of Shale Cuttings can occur as an underbalanced
situation is developing. The particles are often larger and may be sharp
and angular in the transition zone. Extra fill on bottom may coincide
with the trend change. Severe sloughing will often cause changes in
pressure and stroke relationship. Hence, it is very imperative to
frequently check cutting coming over shale shakers (Figure 2) to monitor
a wellbore behavior.

Figure 2- Always check cutting size over shale shakers

Figure 2- Always check cutting size over shale shakers

Normally pressured shale’s produce small cuttings with rounded edges
and are generally flat, while cuttings from an over pressured shale are
often long and splintery with angular edges. As reduction of hydrostatic
differential between the pore pressure and bottomhole pressure occurs,
the hole cuttings will have a greater tendency to come off bottom. This
can also lead to shale expansion causing cracking, and sloughing of the
shale into the wellbore. Changes in cuttings shape and cuttings load
over the shakers needs to be monitored at surface.

Mud Property Changes

Water cut mud or a chloride (and sometimes calcium) increase that has
been circulated from bottom always indicates that formation fluid has
entered the wellbore. It could be created by swabbing or it could
indicate a well flow is underway. Small chloride or calcium increases
could be indicative of tight (nonpermeable) zones that have high
pressure.

In certain type muds, the viscosity will increase when salt water
enters the wellbore and mixed with the mud. This is called flocculation
because the little molecules of mud solids, which are normally
dispersed, form little “groups” called flocs. These flocs cause
viscosity and gel increases. In other type muds you might see a
viscosity decrease caused by water cutting (weight decrease). This is
true when operating with low pH salt saturated water base muds.

In oil based mud, any water contamination would act as a “solid” and
cause viscosity increases. Gas cut mud would be fluffy and would have
higher viscosities (and lower mud weight). It is essential to know that
the Trend changes are more important than the actual Value of the
change.

Increase in Trip, Connection and Background Gas

Return mud must be monitored for contamination with formation fluids.
This is done by constantly recording the flowline mud density and
accurately monitoring gas levels in the returned mud.

Figure 3 - Gas Monitoring at a Return Line

Figure 3 – Gas Monitoring at a Return Line

Gas cut mud does not in itself indicate that the well is flowing (gas
may be entrained in the cuttings). However, it must be treated as early
warning of a possible kick. Therefore pit levels should be closely
monitored if significant levels of gas are detected in the mud. An
essential part of interpreting the level of gas in the mud is the
understanding of the conditions in which the gas entered the mud in the
first place. Gas can enter the mud for one or more of the following
reasons:

  • Drilling a formation that contains gas even with a suitable overbalance.
  • Temporary reduction in hydrostatic pressure caused by swabbing as pipe is moved in the hole.
  • Pore pressure in a formation being greater than the hydrostatic pressure of the mud column.

Gas due to one or a combination of the above, can be classified as one of the following groups:

Drilled Gas
When porous formations containing gas are drilled, a certain quantity of
the gas contained in the cuttings will enter the mud. Gas that enters
the mud, unless in solution with oil base mud and kept at a pressure
higher than its bubble point, will expand as it is circulated up the
hole, causing gas cutting at the flowline. Gas cutting due to this
mechanism will occur even if the formation is overbalanced. Raising the
mud weight will not prevent it. It should be noted that drilled gas will
only be evident during the time taken to circulate out the cuttings
from the porous formation.

Connection Gas
Connection gases are measured at surface as a distinct increase above
background gas as bottoms up occurs after a connection. Connection gases
are caused by the temporary reduction in effective total pressure of
the mud column during a connection. This is due to pump shut down (i.e.
loss of ECD) and the swabbing action of the pipe. In all cases,
connection gases indicate a condition of near balance. When an increase
trend of connection gases are identified, consideration should be given
to weighting up the mud before drilling, operations continue and
particularly prior to any tripping operations.

Trip Gas Trip
gas is any gas that enters the mud while tripping the pipe with the hole
appearing static. Trip gas will be detected in the mud when circulating
bottoms up after a round trip. If the static mud column is sufficient
to balance the formation pressure, the trip gas will be caused by
swabbing and gas diffusion. Significant trip gas may indicate that a
close to balance situation exists in the hole.

Change in the Temperature of the Mud Returns

The temperature will normally take a sharp increase in transition
zones. The circulating rate, elapsed time since tripping and mud volume
will influence flowline temperature trends. The temperature gradient in
abnormally pressured formations is generally higher than normal. The
temperature gradient decreases before penetrating the interface and
therefore marked differences can give and early indication of abnormal
pressures. This is usually a surface measurement which has a tendency to
be influenced by operating factors. Figure 4 shows plots of temperature
increase while penetrating an abnormal pressure formation.

Figure 4 - Increase in Flow Line Temperature

Figure 4 – Increase in Flow Line Temperature (Slide Player, 2016)

Decrease in D–Exponent

The D-exponent will be plotted by the well loggers and maintained
current at all times. This value was introduced in the mid sixties to
calculate a normalized penetration rate in relation to certain drilling
parameters.

The “d-exponent” described from the equation below:

d = log (R ÷ 60N) ÷ log (12W ÷ 1000D)

Where; R = penetration rate in feet per hour

d = exponent in drilling equation, dimensionless

N = rotary speed in rpm W = weight on bit in kilo pound

D = bit size in inch

** Note: this equation is is valid for constant drilling fluid weight.

The D-exponent may be corrected and normalized for mud weight changes
and/ or ECD (equivalent circulating density) by the following:

dc = d x normal pressure (ppg) / mud weight or ECD (ppg)

A plot of Dc-Exponent versus depth in shale sections has been used
with moderate success in predicting abnormal pressure. Trends of
Dc-exponent normally increase with depth, but in transition zones, its
value decreases to lower than expected values which indicate a possible
high pressure zone. Figure 5 demonstrates a Dc-Exponent plot showing an
abnormal pressure ramp.

Figure 5- Dc-Exponent Plot

Figure 5- Dc-Exponent Plot

References  Cormack, D. (2007). An introduction to well control calculations for drilling operations. 1st ed. Texas: Springer.

Crumpton, H. (2010). Well Control for Completions and Interventions. 1st ed. Texas: Gulf Publishing.

Grace, R. (2003). Blowout and well control handbook [recurso electrónico]. 1st ed. Paises Bajos: Gulf Professional Pub.

Grace, R. and Cudd, B. (1994). Advanced blowout & well control. 1st ed. Houston: Gulf Publishing Company.

Watson, D., Brittenham, T. and Moore, P. (2003). Advanced well
control. 1st ed. Richardson, Tex.: Society of Petroleum Engineers.

Slideplayer.com. (2016). Lesson 21 Prediction of Abnormal Pore
Pressure – ppt video online download. [online] Available at:
http://bit.ly/2TgeGeS [Accessed 23 Jan. 2019].

Drilling Formulas and Drilling Calculations. (2009). D Exponent Calculation. [online] Available at: http://bit.ly/2Bf0PP9 [Accessed 23 Jan. 2019].

via Blogger http://bit.ly/2TgeGLU Cálculos, control de Pozos, Fluidos de Perforacion, Operaciones, Problemas Operacionales

Anuncios

Responder

Introduce tus datos o haz clic en un icono para iniciar sesión:

Logo de WordPress.com

Estás comentando usando tu cuenta de WordPress.com. Cerrar sesión /  Cambiar )

Google+ photo

Estás comentando usando tu cuenta de Google+. Cerrar sesión /  Cambiar )

Imagen de Twitter

Estás comentando usando tu cuenta de Twitter. Cerrar sesión /  Cambiar )

Foto de Facebook

Estás comentando usando tu cuenta de Facebook. Cerrar sesión /  Cambiar )

Conectando a %s