20- INFLUX CHARACTERISTICS AND BEHAVIOUR

WELL CONTROL
DRILLING OPERATIONS

LEVEL 3 / 4 PRINCIPLES AND PROCEDURES

INFLUX CHARACTERISTICS AND
BEHAVIOUR

Lesson:
Principles

DR-SF-PNP-08.01.01

Lesson: Principles Tipos de Influjos WATER

GAS OIL 3

12 ➔Disminuye muy poco la
Presión Hidrostática
➔Disminuye notablemente ➔Disminuye muy poco la
la Presión Hidrostática Presión Hidrostática ➔No Se Expande mientras
Asciende por el pozo
➔Se Expande mientras ➔No Se Expande mientras ➔La salinidad del lodo se
Asciende por el pozo Asciende por el pozo puede incrementar mientras
➔ Como riesgo adicional entre más agua al pozo
➔La acción de perforar libera Puede tener gas asociado.
gas, y este puede cortar el lodo Densidad 8.33 agua fresca a
disminuyendo la Presión Densidad promedio 7.0 ppg 9.0 ppg agua de formación
hidrostática, si es H2S el
problema es su Toxicidad, más aproximadamente
pesado que el aire y endurece el
metal volviéndolo quebradizo al
igual que el CO2 es corrosivo.

Densidad Menor de 2.0 ppg

3 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.01.01

Lesson: Principles
Medidas Preventativas - Gas H2S

Mantenga el pH Alto
El Sulfuro de hidrógeno con un pH menor a 7 usualmente estará en forma de H2S
En un pH entre 7 – 12 el ion H será el dominante
En un pH por encima de 12 el ion S será el dominante
Por lo tanto, un pH superior a 12 significa que no hay hidrógeno disponible para causar fragilidad.

Uso de Inhibidores de H2S
El carbonato de zinc en el fluido de perforación brinda protección no solo a la tubería de perforación, sino también a la
cuadrilla porque reacciona con una entrada de H2S para formar sulfatos de zinc insolubles antes de que llegue a la
superficie

Lodo base Aceite
Al perforar formaciones que contienen H2S a alta presión, es preferible el lodo base aceite*. El lodo base aceite protegerá
el equipo de perforación y metal del Revestimiento contra la corrosión, pero no elimina el gas H2S
El H2S se disuelve en lodo base agua

Tubería de Perforación para operaciones con H2S s: X95
El H2S es mas pesado que el aire pero cuando se calienta se puede elevar.

4 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.01.01

Lesson: Principles

Cómo un Amago puede cambiar a medida que circula por un pozo.

Dependiendo del tipo de amago que se tenga, el comportamiento del mismo
variará, y a su vez el comportamiento de las presiones en el pozo.

Mientras se circula un amago compresible (gas) utilizando un método de Presión
de Fondo (BHP) constante, se permite que el gas se expanda de manera
controlada. Como consecuencia se tendrán los siguientes cambios en:
▪ El gas se expande y su presión interna disminuye.
▪ La presión en el zapato aumenta mientras el gas sube por hueco abierto,

disminuye mientras pasa por el zapato y se mantiene constante mientras sube
por hueco revestido.
▪ La presión en el casing se incrementa mientras el gas sube por el anular y
disminuye mientras el gas sale a través del choke.
▪ El nivel en los tanques aumenta mientras el gas sube por el anular y
disminuye mientras el gas sale a través del choke.

5 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.01.02

Lesson: Principles

Cómo un Amago puede cambiar a medida que circula por un pozo.

Si se circula un amago incompresible (crudo/agua) utilizando un método
de Presión de Fondo (BHP) constante, el amago subirá a través del anular
sin expandirse. Como consecuencia se tendrán los siguientes cambios en:

▪ El amago conserva su volumen y su presión interna disminuye.

▪ La presión en el zapato es constante mientras el gas sube por hueco
abierto, disminuye mientras pasa por el zapato (si el amago tiene una
densidad menor que el fluido de trabajo, sino se observara el fenómeno
contrario) y se mantiene constante mientras sube por hueco revestido.

▪ La presión en el casing se mantiene constante mientras el gas sube por
el anular y disminuye mientras el gas sale a través del choke (si el
amago tiene una densidad menor que el fluido de trabajo).

▪ El nivel en los tanques se mantiene constante durante toda la
operación..

6 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.01.02

Lesson: Principles Muchas operaciones de control de pozos están
Comportamiento del gas. relacionadas con el gas. Cuando no hay una
variación significativa en la temperatura. Boyle
LEY DE BOYLE descubrió las siguientes relaciones concernientes al
comportamiento de los gases.

IWCF Formula 18

• Si duplica la presión sobre un gas, el volumen se reduce a la mitad
• Si reduce la presión a la mitad, el volumen se duplica

7 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.01.03

Lesson: Principles
Comportamiento del gas.

Ejemplo: LEY DE BOYLE

Si el nitrógeno que se encuentra en una botella de un
acumulador se presiona mediante la bomba de fluido
hidráulico del acumulador hasta 3000 psi,

¿Cuál será el volumen de N2?

P1 = 1000 psi V1 = 10 gal

P2 = 3000 psi V2 = ?

8 Instituto Técnico del Petróleo - ITP =

DR-SF-PNP-08.01.03

Lesson: Principles
Migración del Gas (Pozo Cerrado).

❑ El gas migrará ascendiendo por el agujero cuando las bombas no estén circulado lodo y el pozo
este cerrado (Preventor BOP cerrado) ya que la densidad del gas es mucho menor que la
densidad del lodo, con la característica de que el gas no se puede expandir al encontrarse
dentro de un sistema cerrado.

❑ Si a la burbuja del gas no se le permite expandirse (condiciones de cierre) mientras migra
ascendiendo por el agujero, TODA la presión de superficie y del pozo se INCREMENTARÁ.

Esto puede llevar a una perdida de circulación y aun potencial reventón subterráneo.

❑ Si a la burbuja del gas no se le permite expandirse, la el volumen de la burbuja se mantiene
sin cambio; la presión dentro de la burbuja también permanece constante, a la presión de la
formación.

❑ Este fenómeno se conoce como MIGRACION SIN EXPANSION.

9 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.01.04

Lesson: Principles

Migración del Gas (Pozo Cerrado).

10 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.01.04

Lesson: Principles

Migración del Gas (Pozo Abierto).

En el escenario en el que el pozo no se haya cerrado cuando se presento el amago de gas (Preventor
BOP cerrado), este migrara dentro del lodo por diferencia de densidad, pero en esta oportunidad la
diferencia radica en que el pozo es un sistema abierto y solo estará sometido a una presión igual a
la presión hidrostática del lodo que este por encima, al estar cada vez mas cerca de superficie
estará experimentando una presión cada vez menor y se expandirá.

Si a la burbuja del gas se expande (condiciones de pozo abierto) mientras migra ascendiendo por el
agujero, TODA la presión del pozo se disminuirá y la presión en superficie se mantendrá en 0 psi.

Esto llevara a que la arremetida se expanda descontroladamente, expulsando el lodo del pozo y
reduciendo la presión hidrostática (lo cual propiciará la entrada adicional de arremetida) y
terminara en un reventón.

Si a la burbuja del gas se expande, la el volumen de la burbuja aumenta; la presión dentro de la
burbuja también disminuye, y el nivel de los tanques aumentará.

Este fenómeno se conoce como EXPANSION DESCONTROLADA.

11 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.01.04

Lesson: Principles

Migración del Gas (Pozo Abierto).

12 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.01.04

Lesson: Principles Migración del Gas

13 Instituto Técnico del Petróleo - ITP Se cierra el pozo en un amago de 5 bbl

Pf = (10 × 0.052 × 10000) + 500 psi
Pf = 5,200 + 500
Pf = 5,700 psi

El amago entró al pozo con presión de formación y
mantendrá su presión a menos que se le permita
expandirse.
En una condición de cierre, el volumen del amago
se mantendrá en 5 bbl durante la migración

DR-SF-PNP-08.01.04

Lesson: Principles Migración del Gas

Hidrostática del Anular

Longitud del Influjo = 384 ft
2.0 × 0.052 × 384 = 40 psi (Columna de gas)
10,000 – 384 = 9,616 ft (Columna de Lodo)

10.0 × 0.052 × 9616 = 5,000 psi

5,700 (Pf) – 5,040 (Hyd) = 660 psi (SICP)

14 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.01.04

Lesson: Principles Migración del Gas

El Gas comienza a migrar

Mientras el amago migra, deja su estela, el
lodo de perforación que ha sido desplazado debajo.
La presión se elevará tanto en los indicadores de
Presión de Cierre de
TP y Presión de Cierre de TR debido a que el amago
retiene presión de formación asi como el volumen
original

[Fórmula IWCF 17]

Instituto Técnico del Petróleo - ITP

Lesson: Principles Migración del Gas

Tanto la SIDPP y SICP se han
elevado en 200 psi.

Razón para que se incremente la SICP: (Presión
de Cierre de la TR)

La Presión se elevará debido a que hay menos lodo
(presión hidrostática) sobre el amago

10.0 × 0.052 × 9230 = 4,800 psi

El amago aún ejerce presión de formación
empujando hacia arriba y abajo dentro del pozo.
5,700 – 4,800 = 900 psi (SICP)

La cantidad de hidrostática pérdida se muestra
como una ganancia en el indicador de la SICP.

16 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.01.04

Lesson: Principles Migración del Gas

Tanto la SIDPP y SICP se han
elevado en 200 psi.

Razón para que se incremente la SIDPP:
(Presión de Cierre de la TP)

La presión de la Tubería de Perforación se
elevará debido a un incremento en 200 psi dela
presión hidrostática debajo del amago.

10.0 × 0.052 × 384 = 200 psi

El amago aún ejerce presión de formación
empujando hacia arriba y abajo dentro del pozo.
La cantidad de ganancia en hidrostática debajo del
amago se muestra como una ganancia en SIDPP.

5,700 + 200 = 5900 psi

5,900 psi – (10.0 × 0.052 × 10,000) = 700 psi

17 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.01.04

Lesson: Principles Acciones a Tomar

18 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.01.04

Lesson: Influx
Behaviour

DR-SF-PNP-08.02.01

Lesson: Influx Behaviour

Efecto del Gas en la Hidrostática y Presión de Fondo

❑ A medida que el gas se expande, hay una disminución del volumen de lodo en el pozo y,
por lo tanto, una disminución de la presión hidrostática, lo que puede conducir a un
desequilibrio

❑ El lodo cortado por gas puede causar un brote por expansión que reduce la presión
hidrostática general, pero esto es raro. Aunque el peso del lodo se corta más en la
superficie, la presión hidrostática no se reduce significativamente porque la mayor parte
de la expansión de gas ocurre cerca de la superficie y no en el fondo del agujero.

❑ El lodo cortado por gas puede ocurrir durante la perforación como resultado del gas
presente en los recortes de perforación.

❑ Incrementar el peso del lodo no detiene el efecto de corte del gas.

❑ Se debe tener cuidado para asegurar que el lodo que se bombea de vuelta al fondo
del pozo tenga el peso correcto; El lodo debe des-gasificarse continuamente
durante la perforación.

20 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.02.01

Lesson: Influx Behaviour

Efecto del Gas en la Hidrostática y Presión de Fondo

21 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.02.01

Lesson: Influx Behaviour

Comportamiento del amago de gas cuando se circula

Un gas hidrocarburo en un fluido base agua se encontrará como gas libre (burbuja
independiente) y obedecerá la Ley de Boyle que estudiamos previamente. Si el gas libre se
hace circular, este se expandirá, incrementando el volumen del mismo y llevando a una
perdida de la presión hidrostática. Además, si el pozo se cierra el gas migrará por diferencia
de densidad y se tendrá una diferencia significativa entre la SIDPP y la SICP.

Sin embargo, si el gas hidrocarburo ha entrado en un fluido base aceite (o si el gas es H2S en
un fluido base agua), este no entrará como una burbuja independiente sino como gas en
solución, lo cual depende de la presión y temperatura a la que el gas esta en fondo. El gas en
solución ocupará un volumen despreciable comparado frente al volumen que ocupa cuando
es gas libre. Adicionalmente, el gas en solución no obedecerá a la Ley de Boyle, es decir, no
se expande ante una reducción de presión y no producirá reducciones significativas en la
presión hidrostática. Finalmente, si el pozo se cierra, el gas en solución no migrara y no se
observara gran diferencia entre la SIDPP y la SICP.

22 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.02.02

Lesson: Influx Behaviour

Comportamiento del amago de gas en Solución

Los problemas de control de pozos pueden dar como resultados reventones de
pozo debido a la solubilidad de algunos gases en lodos particulares :

❑ Gas de hidrocarburo (por ejemplo. metano) disuelve en lodo base
aceite (OBM)

❑ H2S se disuelve en lodo base agua (WBM) (Piense: H2S en H2O)

❑ Esto hace más difícil detectar un influjo

23 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.02.03

Lesson: Influx Behaviour

Comportamiento del amago de gas en Solución

❑ Una amago grande de gas podría causar solamente un cambio de nivel del tanque
muy pequeño si el gas se disuelve en el lodo

❑ La amago puede entonces circularse por el poso hasta que la presión hidrostática por
encima del gas descienda hasta el punto donde el gas se encienda o se alcance el punto
de burbuja o el gas salga de la solución (Regla General: 2000-3000ft)

❑ Detectar el brote observando la línea de flujo o las presas de lodo puede ser difícil
hasta que el brote esté muy cerca de la superficie y se expanda rápidamente.

❑ El Gas en solución no migra ascendentemente por el poso, por lo tanto una revisión en
el flujo puede no dar resultado positivo.

24 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.02.03

Lesson: Influx Behaviour
Compresibilidad del Gas

Los Gases y los líquidos son ambos fluidos. Los gases
son compresibles, mientras que los líquidos son casi
incompresibles.

Esto significa que un cambio pequeño en la presión
causará un cambio grande en el volumen de gas pero
solo un cambio leve en el volumen de liquido.

Los gases pueden transformarse en sus líquidos
asociados con las condiciones correctas de temperatura
y presión.

❑ El gas es un liquido evaporado.

❑ El Liquido es un gas condensado.

❑ Una mezcla de gas y gotas de su liquido se llama
vapor.

25 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.02.04

Lesson: Influx Behaviour
Compresibilidad del Gas

26 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.02.04

Lesson: Influx Behaviour
Gas en Solución – Presión de Burbuja

Un inconveniente que se presenta con el gas en solución, si no se identifica ni adoptan
las medidas encaminadas a eliminarlo de manera segura del pozo, es que al circularse
hacia arriba con el pozo abierto podrá alcanzar su presión de burbuja.

La presión de burbuja es aquella presión a la que el gas que esta en solución deja de
estar en solución y vuelve a ser una burbuja independiente en la mezcla (gas libre).

Dado que la presión de burbuja se puede alcanzarse cuando el gas; que asciende en
solución, esta relativamente cerca de superficie, se podrá desencadenar una expansión
violenta del mismo debido a la poca hidrostática que tiene por encima.

De esta manera se puede tener un reventón sin haber necesariamente tenido
manifestaciones previas de que se presento una amago.

27 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.02.04

Lesson: Influx Behaviour
Gas en Solución – Condiciones de Fondo

En el fondo del pozo, las condiciones termodinámicas, es decir presión
y temperatura, propician el escenario en el cual el gas entrara en
solución en el fluido de perforación.
Cuando el gas entra en solución, su volumen se hace despreciable por
lo que no se va a notar.

El gas en solución:

- No se expande, mientras esta en solución.
- No migra.

28 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.02.05

Lesson: Influx Behaviour
Gas en Solución – Manejo

Si se sospecha, o identifica, la entrada de gas en solución dentro del lodo de trabajo,
es necesario abordar la situación con especial cuidado porque, como vimos
anteriormente, se tiene el riesgo de que se presente un reventón repentino sin
manifestaciones claras de que se estaba teniendo una arremetida.

Las acciones encaminadas a manejar correctamente el escenario expuesto son las
siguientes:

• Ante la sospecha de entrada de gas en solución, cierre el pozo.

• Circule un fondo arriba a través del choke, estando listo para reaccionar ante una
liberación súbita del gas en solución, mediante el ajuste del choke.

29 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.02.06

Lesson: Influx Behaviour

Comportamiento del influjo de gas en pozos horizontales

30 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.02.07

Lesson: Influx Behaviour

Comportamiento del influjo de gas en pozos horizontales

31 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.02.07

Lesson: Influx Behaviour
Comportamiento del influjo de gas en pozos horizontales

Consideraciones para pozos de alto ángulo:

1. La detección de influjos puede ser mas compleja: La ganancia en tanques
y el monitoreo del flujo pueden ser más importantes.

2. La migración del gas es menor en las secciones horizontales.
3. Las presiones de cierre pueden ser cero.
4. La presión de cierre de tubería puede ser igual a la presión de cierre del

revestimiento.
5. El programa de bombeo de lodo de matar desde la superficie hasta la

broca puede ser un poco mas complicado.
6. El asentamiento de la barita en la sección horizontal puede causar que el

fluido mas liviano sea percolado a la parte superior de la sección

32 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.02.07

Lesson: Influx Behaviour
Control de pozos en Pozos de Alto Angulo

Prevención de influjos en pozos horizontales:

7. Todas las técnicas utilizadas en pozos verticales para evitar y prevenir influjos pueden ser
utilizadas en pozos horizontales y de alcance extendido.

8. La intensidad del influjo puede ser mayor cuando se perforan huecos horizontales como
resultado de mayores secciones de formación expuestas a la formación productora.

9.. Las presiones de surgencia y suaveo son mayores en pozos de alto ángulo/horizontales, por
lo tanto para prevenir influjos por suaveo se debe:

❑ Acondicionar la reologia del lodo antes del viaje.

❑ Controlar la velocidad del viaje por debajo de la máxima permitida.

10. La densidad de circulación equivalente (ECD)es relativamente mayor cuando se perforan
pozos de alto ángulo, por lo tanto cuando se suspende la circulación es mayor la caída de la
presión de fondo, por lo tanto se debe hacer un chequeo de flujo antes de cada conexión o
en el viaje para asegurarse que el pozo este estable sin el efecto del (ECD).

33 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.02.07

Lesson: Influx Behaviour
Control de pozos en Pozos de Alto Angulo

Cierre del pozo y migración del gas:

1. Use el cierre duro una vez se detecte el influjo con el fin de minimizar el volumen de influjo.

2. La SICP=SIDP debido a que el influjo no ha causado reducción en la presión hidrostática en el anular si
este aun permanece en la parte horizontal.

3. Si SIDP=SICP=0 esto no quiere decir que no se tenga influjo, si se tienen ganancia en los tanque significa
que el influjo todavía se encuentra en la parte horizontal y el influjo es inducido mecánicamente por un
suaveo.

4. La forma de reconocer si es un influjo de gas es que cuando este llega a la sección vertical del hueco,
ocurre un rápido incremento en la presión de anular.

5. No se debe calcular la tasa de migración basados en el incremento de presión en el revestimiento.

6. El gas no migra si el hueco es de 90 grados o mas, el gas esta disuelto en lodo base aceite y si se
encuentran atrapadas burbujas de gas en el lodo por altos geles.

34 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.02.07

Lesson: Influx Behaviour

Sartas Cónicas

Los pozos cónicos son pozos que tienen secciones que se perforan con diferentes diámetros; de hecho,
la mayoría de los pozos se estrechan. La parte superior del hueco es de diámetro grande, las partes
medias son de diámetro medio y el último más profundo es de pequeño diámetro. A veces al perforar
la tubería y perforar los ID de collar pueden variar ampliamente sobre la profundidad de un pozo.

Por ejemplo, una sarta de perforación podría estar compuesta de 3½-in., 4-in., 4½ in., Y 5-in.

La preocupación principal a tener en cuenta con las sartas cónicas y agujeros cónicos es que los fluidos
se extienden sobre largas distancias en diámetros pequeños y en distancias más cortas en grandes
diámetros. Como resultado, el flujo de fluido pasa más rápido en diámetros pequeños que en las
grandes diámetros.

Otra preocupación en el agujero cónico es recordar que cuando el gas ascendente pasa de un diámetro
estrecho para una sección de mayor diámetro del anular, SICP caerá porque el gas puede ocupar
espacio vertical menor que en la sección de gran diámetro. Esta caída puede llevar al personal de
control de pozos para creer que se ha producido la pérdida de circulación.

35 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SF-PNP-08.02.07

Lesson: Influx Behaviour

Efecto de la Expansión del Gas en el Riser

Podría darse el escenario en el cual el gas que sale en solución desde el pozo alcance su presión de
burbuja y se libere de la solución cuando este esta dentro del riser, por encima de las preventoras.

Si el gas se libera dentro del riser ocasionara una serie de eventos adversos que repercuten en la
seguridad del personal y en el control del pozo:

❑ El gas dentro del Riser se expandirá rápidamente ocasionando la liberación de este en la
plataforma, con el riesgo asociado de incendio o explosión dada las potenciales fuentes de ignición
presentes, colocando en riesgo no solo a la plataforma sino también al personal.

❑ La reducción de la presión hidrostática se producirá como consecuencia de la rápida expansión del
gas. Una reducción de la presión hidrostática mientras el pozo esta abierto lleva a una consecuente
perdida de la presión en el fondo del pozo, pudiendo llegarse a una condición de bajo balance si no
existiese previamente, o agravándola.

❑ El riser podría colapsarse debido a la reducción de la hidrostática interna mientras se mantiene la
presión hidrostática que ejerce el agua de mar.

36 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SS-PNP-08.02.08

Lesson: Influx Behaviour

Respuesta ante la Expansión del Gas en el Riser

Para evitar las consecuencias negativas que desencadenaría la liberación del gas dentro del
riser, y para garantizar la integridad del pozo y la seguridad del personal, se deberían
adoptar las siguientes estrategias de actuación cuando se identifique la situación descrita:

1. Cerrar el diverter: Al cerrar el diverter se garantiza que el gas no se libere en la
plataforma sino que se desvía fuera de la misma.

2. Cerrar el conjunto de BOP, asegurar el pozo y monitorearlo: De esta manera, aun cuando
se produzca una caída de presión hidrostática dentro de riser esta no afectara al pozo
como tal pues el preventor cerrado se encargara de aislar el pozo del riser.

3. Llenar el riser con fluido de perforación: Se deben utilizar las líneas de matado o de
llenado del riser para reestablecer el balance hidrostático, además esto evitara el
colapso del riser.

37 Instituto Técnico del Petróleo - ITP DR-SS-PNP-08.02.09