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PRUEBA DE ADMISIÓN (LOT) Y PRUEBA INTEGRIDAD DE
LA FORMACIÓN (FIT)
UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA
Presentado por:
KARLA MARIA BERNAL VARGAS
LORENA LOPEZ MORALES
SERGIO HERNAN MONJE
LINA MARCELA MONTENEGRO
MAURICIO MURCIA RINCON
RAUL CERQUERA ROJAS CERQUERA
JUAN DIEGO ROJAS CERQUERA
AL PROFESOR:
JUAN PABLO VARGAS CASTELLANOS
UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA
FACULTAD DE INGENIERIA
INGENIERIA DE PETROLEOS
NEIVA
2013
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LA FORMACIÓN (FIT)
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El desarrollo de una actividad, en este caso la de perforar un pozo, depende de muchos
aspectos los cuales condicionan el éxito o el fracaso del mismo. Durante esta labor,
diferentes contratiempos se pueden generar causando problemas y consecuencias
desastrosas, como descontroles los cuales pueden acarreando vidas humanas. Para
evitar tales problemas es muy importante conocer aspectos que pueden generar este tipo
de situaciones como los son las presiones a las cuales esta sometidas el pozo, entre ellas
tenemos la presión de los fluidos, de formación, de fricción y mecánicas.
Estas presiones adicionalmente nos sirven para:






Diseño del revestimiento
Evitar atrapamiento de la tubería de perforación
Control del pozo
Velocidad de perforación
Diseño del peso del lodo
Evitar problemas en zonas sobre presurizadas
PRESIONES PRESENTES EN UN POZO
Presión Hidrostática: Es la presión total creada por el peso de una columna de fluido
estacionario, actuando en cualquier punto dado en un pozo. Matemáticamente esta se
expresa como:
Dónde:
PH = Presión Hidrostática (Psi).
ρf = Densidad del fluido (Lb/Gal).
D = Profundidad vertical (ft).
0,052 = Constante que involucra la Aceleración
gravitacional y conversión de unidades.
Presión de Poro: También denominada presión de formación, es la presión dentro de los
espacios porosos de la roca reservorio o también se define como la presión que actúa
sobre los fluidos en los espacios porosos de la roca. Se relaciona con la salinidad del
fluido y puede ser afectada por el peso de la sobrecarga (capas de rocas) por encima de
la formación, la cual ejerce presión en los granos y los poros con fluidos de la roca
reservorio.
Presión de Sobre Carga: Esta se define como la presión ejercida por el peso total de las
formaciones sobrepuestas por arriba del punto de interés. También puede definirse como
la presión hidrostática ejercida por todos los materiales sobrepuestos a la profundidad de
interés. Es una función de:



La densidad total de las rocas
La porosidad
Los fluidos congénitos
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Presión de Fractura: Es la presión necesaria para deformar permanentemente (fallar o
separar) la estructura rocosa de la formación. Superar la presión de formación
generalmente no es suficiente para causar una fractura. Si el fluido poral no está libre de
movimiento entonces una fractura o deformación permanente pueden ocurrir.
La presión de fractura puede ser expresada como un gradiente (psi/pie), un fluido con
densidad equivalente (ppg) o por la presión total calculada de la formación (psi). Los
gradientes de fractura normalmente aumentan con la profundidad debido al incremento de
la presión por sobrecarga. Formaciones profundas, altamente compactadas requieren
presiones de fractura muy altas para superar la presión de formación existente y la
resistencia estructural de la roca.
PRUEBA DE INTEGRIDAD DE PRESIÓN
Una evaluación exacta de los trabajos de
cementación del casing así como de la formación
es de extrema importancia durante la perforación
de un pozo así como para los trabajos
subsecuentes. La información resultante de las
Pruebas de Integridad de la Presión (PIT), es
usada durante la vida productiva del pozo y de los
pozos vecinos. Profundidades de casing, opciones
de control de pozo, y densidades límites de los
fluidos de perforación, pueden basarse en esta
información.
FIGURA 1. Prueba de integridad.
Para determinar la resistencia y la integridad de
una formación, deben realizarse Pruebas de
Admisión (pérdida) (LOT en ingles) o Pruebas de
Integridad de la Formación (FIT).
Cualquiera que sea la denominación, estas pruebas son primero: un método para verificar
el sello del cemento entre el casing y la formación, y segundo: para determinar la presión
y/o la densidad del fluido que puede soportar la zona de prueba debajo del casing.
Prueba de admisión (LOT):
Una prueba de admisión es utilizada para estimar la presión o peso de lodo máximo
(densidad del fluido) que el punto de la prueba puede aguantar antes de romper o
fracturar la formación. Esta prueba básicamente consiste en bombear fluido a una
velocidad lenta y controlada para aumentar la presión contra la cara de la formación hasta
crear una trayectoria de inyección de fluido en la roca, lo cual indica la presión de ruptura
de la formación expresada en densidad de fluido equivalente, lbs/gal.
El procedimiento operacional que se debe seguir para realizar la prueba de integridad
de presión es el siguiente:
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Paso 1: Bajar la sarta de perforación con mecha hasta el tope del cuello flotador.
Paso 2: Realizar una prueba volumétrica al revestidor para verificar la resistencia al
estallido del mismo o posibles fugas en las conexiones.
Paso 3: Perforar el cuello flotador y el tapón de cemento hasta 10 pies por encima de la
zapata. Repetir la prueba volumétrica.
Paso 4: Perforar el resto del cemento y la zapata del revestidor hasta aproximadamente
unos diez o veinte pies de formación nueva.
Paso 5: Circular hasta obtener retornos limpios y acondicionar el fluido de perforación.
Paso 6: Levantar la sarta de perforación hasta colocar la mecha a nivel de la zapata.
Paso 7: Cerrar un impide reventón (ariete de tubería o anular).
Paso 8: verificar fugas en el pozo.
Paso 9: Bombear el fluido lentamente al pozo (1/4 a 1/2 de barril). Observar la presión al
terminar de bombear el volumen seleccionado. Se puede esperar que la presión se
estabilice después del bombeo (dos minutos aproximadamente).
Paso 10: Continuar bombeando y registrar la presión y el volumen bombeado acumulado
hasta que se alcance el límite de la prueba (límite PIP). Esto será cuando el pozo
comience a tomar fluido, causando una desviación de la tendencia de proporcionalidad
entre la presión y el volumen bombeado.
Paso 11: Parar el bombeo y esperar unos diez minutos hasta que la presión se estabilice.
Una vez estabilizada, desahogar la presión y registrar el volumen de fluido de retorno
(FIG.2)
FIGURA 2. Prueba de Admisión.
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Prueba de Integridad de la Formación (LOT):
Una prueba de integridad de formación, también llamada prueba de jarro, se realiza
cuando no es aceptado producir una fractura de la formación. Puede ser usada también
en los pozos perforados en áreas de desarrollo. En dichos casos, los operadores tienen
buena información referente a la resistencia de la formación y no esperan acercarse a las
presiones de fractura. En las pruebas de integridad limitada de formación, el pozo es
presurizado a un valor de presión o densidad equivalente predeterminadas. Si la
formación aguanta las presiones aplicadas se considera buena la prueba.
Las dos pruebas, PIT y LOT, tienen sus ventajas y desventajas. En las pruebas PIT
limitadas, la formación no se rompe; sin embargo, la presión a la que la formación
comienza a admitir no es conocida. En las LOT, la presión a la que la formación comienza
a admitir fluido es determinada, pero hay la posibilidad de fracturar la formación.
Gráfica de la Prueba de Integridad de Presión:
Durante la prueba de integridad de presión se obtienen gráficos del comportamiento de la
presión en función de los barriles de fluido de perforación bombeados. El conocimiento de
estos valores de presión es de gran importancia para determinar la densidad máxima del
fluido de perforación requerida para perforar el próximo hoyo, y así evitar problemas de
pérdida de circulación o arremetidas por usar un fluido de perforación de densidad
inadecuada. Adicionalmente la presión de fractura nos permite determinar la Máxima
Presión Anular Permisible en la Superficie (MPAPS).
En la Figura 3 se muestra un gráfico típico de prueba de integridad de presión:
Figura 3. Grafico Característico de una Prueba de Integridad de Presión.
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En el Punto A, hay una pequeña desviación de la línea recta producto del llenado del
hoyo. Luego el tramo lineal del gráfico representa la compresión del fluido de perforación
y la expansión elástica del hoyo, igual volumen bombeado causa un incremento constante
en la presión. Pequeñas pérdidas de filtrado a la formación pueden ocurrir durante este
tiempo pero estas son normalmente pequeñas y a una tasa relativamente constante y por
lo tanto no afecta la linealidad del gráfico
El punto de filtración o límite de la recta (B) es el punto donde los datos se desvían de la
línea recta y tienden a inclinarse hacia la derecha. En este punto, ha ocurrido una fractura
pequeña y estable en la formación. Cuando se abre la fractura el fluido se pierde en dos
vías: el fluido entra a la fractura y el filtrado se pierde en las caras permeables de la
formación. Esta pérdida de fluido lleva a menores incrementos en la presión mientras más
fluido es bombeado lo cual lleva a un cambio en la pendiente del gráfico.
La figura muestra el incremento en la presión de la bomba constantemente entre los
puntos B y C. Este incremento de presión indica un crecimiento estable de la fractura, lo
cual es normal en la mayoría de las PIP. El incremento estable de la fractura ocurre
debido a la presión y las pérdidas de fluido a lo largo de las fracturas crecientes. En
esencia la presión y el tipo de fractura permanecen cercanos a la presión mínima de
propagación de fractura a pesar de la presión creciente de las bombas en la superficie. Un
incremento de la presión en la fractura es requerido para iniciar un crecimiento de fractura
inestable o quiebre.
Esto puede ocurrir si se bombea suficiente fluido para sobrellevar las pérdidas y transmitir
más presión a la fractura o cuando la presión y las pérdidas de fluido en la fractura son
pequeñas. En este caso la presión de la bomba puede subir o declinar.
La bomba es detenida en el punto C brevemente después del punto de filtrado o límite de
la recta y la presión de cierre es monitoreada para chequear por filtraciones. La presión de
cierre normalmente cae rápidamente al principio debido a las pérdidas de fluido en las
fracturas abiertas y en las pérdidas por fricción en la bomba. Cuando la presión cae
suficientemente se cierra la fractura. La presión de cierre entonces declina a una tasa más
pequeña debido a las ligeras pérdidas de fluido debido a la permeabilidad. Cuando la
presión de cierre declina a un valor aproximadamente constante la prueba es concluida.
Si la PIP es adecuada y no hay canales de cemento, se acepta el gráfico de la prueba y
se continúan las operaciones de perforación.
Con base en la información obtenida en la prueba de Integridad de Presión se puede
determinar los siguientes parámetros los cuales son importantes durante la
perforación y los trabajos subsecuentes:
Densidad Equivalente Máxima (Deqm):
Valor máximo de Densidad del fluido a utilizar en próximo hoyo o sección. Se calcula de la
siguiente manera:
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Dónde:
P.fract = (0,052 x Df x PVV zap) + Pc = psi
Df = Densidad del Fluido de la prueba, lbs / gal
Pc = Presión en el punto de cierre de la bomba, psi
Limite LOT = P.Filtración = Valor máximo de presión de la prueba, psi
PVVzap = Profundidad Vertical a nivel de la zapata, pies
Máxima Presión Anular Permitida en Superficie (MASP):
Es el valor máximo de presión que puede ser acumulada en el estrangulador al momento
del cierre del pozo a nivel del manómetro del revestimiento. Este valor disminuirá a
medida que la densidad del fluido aumente:
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BIBLIOGRAFIA

Programa de Entrenamiento Acelerado para Ingenieros Supervisores de
Pozo. Presión de Formación. Schlumberger. 2011. [En Línea]:
<http://escueladeperfora.files.wordpress.com/2011/09/10-presiones-deformacic3b3n.pdf>

Principio
de
presión.
2009.
[En
<http://es.scribd.com/doc/24198329/Principios-de-Presion>.

Control De Reventones Y Pruebas De Integridad De Presiones. Pérez
Yasmin. Universidad Del Zulia. Venezuela. 2012. [En Línea]:
<http://seminarioluzpetroleo.files.wordpress.com/2012/06/control-dereventones-y-pruebas-de-integridad-de-presiones.pdf>
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