Control de Pozos

Walter Wal ter Cald Calderon eron Ponc Poncee de Leon

REVISION GENERAL

IMPACTO NEGATIVO DEL CONTROL DE POZO • • •

Buscar el bienestar personal Evitar accidentes al personal Mantener empleabilidad

• • •

Repercusión en la Sociedad. Reputación en el mercado mercado nacional e internacional Efectos de control de pozo

• • •

Tiempos perdidos en la suspensión de la perforación. Perdidas de dinero Areas limitadas de operación operación (Parques (Parques Ecológicos)

REVISION GENERAL

1

• Entrenamiento al personal no critico en operaciones de control de pozo.

2

• Entren Entrenam amien iento to básic básico o de perfor perforaci ación ón de pozos pozos petrol petrolero eros s (equivalente a nivel introductorio) Ayudantes de boca de pozo, Loggers, técnicos de trépanos, técnicos de unidades de control de solidos.

3

• Disponible para cualquiera que tenga responsabilidad de llevar a cabo cabo proc proced edim imie ient ntos os de dete detecc cció ión n y cier cierre re de pozo pozo.. Perforadores, enganchadores, químicos de pozo, encargados mud logging, encargados Registros eléctricos, personal DST

4

• Entrenamiento para gente que tenga nivel de decisión en el pozo pozo (Equi (Equival valent ente e a nivel nivel de superv superviso isor) r) Superv Superviso isores res de perforación, Tool pusher, encargados de turno, encargados de DST DST, Supe Superv rvis isor or quím químic ico, o, enca encarg rgad ados os de ceme cement ntac ació ión, n, Ingenieros de cementación.

INTRODUCCION A CONTROL DE POZOS PRESION

Si una fuerza F actúa perpendicularmente sobre un área A, la intensidad de la fuerza con respecto al área se define como "Presión“. Un Fluido es simplemente algo que no es sólido y puede fluir. El agua y el petróleo obviamente son fluidos. El gas también t ambién es un fluido. Bajo condiciones de temperatura y presión casi todo tod o material se convierte en fluido.

Presión Pres ión hidr hidrostát ostática ica La presión hidrostática PH de un fluido cualquiera ejercida por el peso de una columna de fluido sobre profundidad es la fuerza en un área determinada. = ×

×

=

=

×

INTRODUCCION A CONTROL DE POZOS La presión de formación (o presión poral) PF es la Fuerza de pres pr esió ión n ej ejer erci cida da po porr los fl flui uido doss co cont nten enid idos os en la Sobrecarga formación debido a la carga litostática. La presión poral es afectada por la cantidad de sales y gases que contiene el fluido de formación . N O I C A M R O F E D N Ó I S E R P

PRESIÓN SUBNORMAL •

PF < 0.433 psi/pie

•

PRESIÓN NORMAL

PRESIÓN ANORMAL

0.433 < PF > 0.465 psi/pie

•

PF > 0.465 psi/pie

Fuerza de Sobrecarga

Gradiente Litostática

Espacio poral

Esfuerzo de la matriz

INTRODUCCION A CONTROL DE POZOS

O Z O P E D O I R A M I R P L O R T N O C

Controll de Poz Contro Pozos os pri princi ncipal pal es la pre presió sión n hid hidros rostát tática ica pro propor porcio cionad nadaa por el flu fluido ido de perforación mayor a la presión de formación, pero menor a la gradiente de fractura durante la perforación. Si la presión hidrostática es menor que la presión del reservorio, se producirá el Influjo en el pozo. Esta situación se denomina " pérdida del control primario de p ozo.

INFLUJO

Es el ingreso no deseado de fluido al pozo La presión Hidrostática en el pozo es la primera barrera generada por la densidad del lodo para F una determinada F profundidad > H P

Si se invierte los valores es condición suficiente para F un INFLUJO P < H P

Cuando falla el control control primario de pozo, se produce el INFLUJO. Por lo tanto , esta situación necesita un equipo especial espec ial de contr control ol secundario secundario conoci conocido do como BOP.

INTRODUCCION A CONTROL DE POZOS

Si la pr pre esi sión ón de lo los s fl flui uido dos s en el po pozo zo (Presión Hidrostática) falla al evitar que los fluidos de la formación entren en el pozo el mismo fluirá. PH < PF Si se da este fenómeno se debe usar un Prev Pr even ento torr de re reve vent nton ones es pa para ra ev evit itar ar la salida de los fluidos a superficie de forma descontrolada. Sin la Sin las s pr prac acti tica cas s de co cont ntro roll de po pozo zos s (métodos (méto dos prob probado ados s con el del Perf Perforad orador or,, pesar y esp spe erar Lubrica carr desfo fog gar, Volu olumét métric rico o y Bul Bullhe lheadi ading ng el sis sistem tema a de BOP BO P se será rá so solo lo un eq equi uipo po pe pesa sado do en el pozo.

CONTROL SECUNDARIO DE POZO

BARRERAS DE POZO

Barrera: Es la combinación de uno o mas elementos de barrera que juntos constituyen un medio de contener fluidos en el pozo lo que previene el flujo hacia la superficie o hacia otras formaciones. Elementos de Barrera: Se define como un componente parte del diseño de pozo que previene flujos no deseados de fluidos hacia otras formaciones o hacia la superficie Las barreras pueden ser físicas y operacionales

Barre Bar reras ras Fís Física icass o Me Mecán cánica icas: s: Como Ca Como Cañe ñerí rías as de re reve vest stim imie ient nto, o, Pr Prev even entor tores es,, Tapones de cemento o Tapones Tapones mecánicos y Material químico solidificado.

Barreras Barr eras hidr hidrostáti ostáticas cas:

BARRERAS

Son las columnas de fluido que imponen una presión que excede a la presión de poro de una zona potencial de flujo. Incluye Fluidos de perforación, Espaciadores de cem emen ento to,, Le Leccha hada dass cem emeent nto, o, Flu luid ido os de terminación, etc.

BARRERAS DE POZO Perforando, coroneando y maniobra

Es la ap apli lica caci ción ón de so solu luci cion ones es técnicas operativas y organizativas necesarias para reducir el riesgo de ingreso no controlado de fluidos de la formación a lo largo del ciclo de vida de un pozo

INTEGRIDAD DE POZO 6.84m 8.2m 8.80m

BOP ANULAR

1.08m

10.5m

Barrera Primaria

11.73m

Columna de fluido de Perforación

1.68m

SHEAR BLIN SHEAR BLIND D RAM

Check HCR HCR VM

Barrera Secundaria Cemento de Cañería

Rams Variable

Mud Pumps

VM HCR

BOP SIMPLE Rams de Medida”

Cañería de revestimiento. revestimiento.

0.70

Check HCR HCR VM

1.05m

VM HCR

0.65m

Cabezal de pozo. Sarta de perforación. Stack de preventores. preventores.

SECCION

Adaptador SSMC A brida 13.5/8-10M

"B-C"

0.90m

2.0m SECCION

"A"

21¼”-5M

1.1m

BARRERAS DE POZO

El desgaste de la cañería de revestimiento esta asociado a la rotación del Drill pipe de la sarta de perforación y a las maniobras que se realizan al sacar o bajar una sarta de perforación La magnitud del desgaste en la cañería de revestimiento esta relacionada por: ▪

Mucho tiempo tiempo de rotación al perforar perforar..

▪

Altas severidades de doglegs

▪

Problemas de aprisionamiento

La fo form rmaa de co contr ntrol olar ar el de desg sgas aste te de la ca cañe ñerí ríaa es monitoreando el retorno del flujo de lodo en zaranda utilizando magnetos que se adhieran a ellos las viruta metálica

CÓMO VERIFICAR LA INTEGRIDAD CONTINUA DEL SOBRE DE LA BARRERA DEL POZO.

GERENCIAMIENTO DEL RIESGO

Se aplicara un procedimiento para el Gerenciamiento de todos los cambio de diseño, de equipo, reparaciones o modificaciones que causen una desviación del proc oceedimiento o de las especificaciones del nivel actual de actividades. Tales cambios requieren de justificación y de aprobación de la misma autoridad que dio la apr aproba obació ción n inic inicial ial y se deb deben en reg regist istrar rar de for forma ma apropiada.

El pr propó opósit sitoo del ger gerenc enciam iamien iento to del rie riesgo: sgo: •

Que, la integridad integridad técnica de los diseños, procesos y sistemas se mantenga y sean controles en todo momento. • Que Que,, se ide identi ntifiq fiquen uen las par partes tes interesa interesadas das y las mi mism smas as reciban información de los cambios, según se requiera. especificaciones ones de diseño (incluyendo (incluyendo • Que, los cambios a especificaci los que re resul sulten ten de las act activi ividad dades es ope operac racion ionale ales) s) sea sean n justificados, aprobados, registrados y seguidos de manera controlada y efectiva.

PRINCIPIOS DE GERENCIAMIENTO DEL RIESGO

GERENCIAMIENTO DEL RIESGO

Se define como el proceso de evaluar y manejar apropi apr opiada adame mente nte cua cualqu lquier ier mo modif difica icació ción n del dise diseño, ño, de los métodos de control y los procesos operacionales (incluyendo el personal) Los procedimientos de aprobación de cualquier cambio en el proceso o facilidad se define como política de gerenciamiento de cambios. Cada co Cada comp mpañ añía ía op oper erad ador oraa de debe be de desa sarr rrol olla larr su suss pr prop opia iass prácticas y procedimientos de MOC. El MOC debe ser evaluado, aprobado por el nivel adecuado, docu do cume menta ntado do,, re regi gist stra rado do y da dado do a co cono noce cerr a la lass pa part rtes es afectadas afec tadas,, moni monitorea toreados dos mien mientras tras esta en abier abierto to y cerr cerrado ado cuando deja de estar en efecto. Se debe considerar lo siguiente cuando lleve a cabo un MOC:

GERENCIAMIENTO DEL MANEJO DE CAMBIO “MOC”

• Los fundamentos técnicos para el cambio • El impacto del cambio en la seguridad, salud, medio ambiente e impacto económico. t iempo de implementación del cambio. • El tiempo • Los procedimientos de aprobación del cambio. • Los empleados afectados se deben informar y entrenar.

GERENCIAMIENTO DEL RIESGO ¿ Porque son importantes los simulacros si mulacros de control de pozos? Se debe cerrar el pozo lo mas rápido pos ible para minimizar la cantidad de influjo, es uno de los procedimientos que se deben hacer de forma exitosa en el control de po zo. Se debe hacer práctica y el entrenamiento de forma frecuente para que se de una respuesta automática en caso de cierre, además prevenir el pánico y proveer la experiencia necesaria cuando ocurra un influjo. Todo personal involucrado i nvolucrado se debe familiarizar con los componentes y las instalación y ser capaz de reaccionar de forma rápida y eficiente cuando se requiera. ¿Cuáles son los simulacros recomendados para el aseguramiento de la integridad del pozo?

LA NECESIDAD DE SIMULACROS DE CONTROL DE POZOS.

• Simulacro en viaje. • Simulacro perforando • Simulacro de Stripping. • Simulacro de Choke. • Simulacro de desviación de flujo, agu jeros someros (Shallow gas).

CAUSAS DE UN INFLUJO

La principal causa de un Influjo o Kick es la falta de una adecuada presión hidrostática que asegure el control primario: >

• Si, por alguna razón, se invierte en PH < PF habremos alcanzado la condición necesaria y suficiente para que se produzca un influjo. Esta condición puede provenir como resultado de:

CAUSAS NATURALES • Las causas naturales geológicas determinan un aumento en la presión de Formación

CAUSA CA USASS OP OPERA ERATIV TIVAS AS QU QUE E DET DETER ERMIN MINAN AN UNA CAI CAIDA DA DE PH • Swabbing durante las maniobras • Llenado inadecuado de pozo durante du rante las maniobras lod o error humano • Insuficiente densidad de lodo • Formaciones presurizadas anormalmente y arenas con gas someras • Perdida de circulación. • Flujo de gas en el anular después de una cementación. • Situación especiales de DST, Alta ROP, ROP, Influjos en bajadas de cañería


Presio Pr esiones nes de for formac mación ión ano anorm rmal al Se de defi fine ne co como mo cu cual alqu quier ier pr pres esión ión de formación mayor que la presi sió ón hidrostática de agua salada que ocupa los espacios porosos de la formación. Esto ocurre cuando la tasa de sedimentación permite que el agua nativa fluya en los espacios porosos durante la compactación. Las presiones anormales pueden ocurrir en algunos cientos de pies lo mismo que a profundidades mayores de 20000pies

LAS CAUSAS DE UN KICK.


LAS CAUSAS DE UN KICK. Presiones de formación anormal


FACTORES QUE AFECTAN LA DENSIDAD DEL FLUIDO

▪

Los fluidos de perforación perforación se contaminan con agua salada o aceite causando una reducción uniforme en la densidad del fluido.

▪

Inadecuado acondicionamiento de los fluidos (diluciones).

▪

Redu Re ducc cció ión n de la de dens nsid idad ad de dell flui fluido do de perforación debido a un influjo de los fluidos de formación particularmente gas

▪

Asentamiento Asentamient o de lech lechada ada mientras mientras fragua la lechada.

▪

Remoción de la baritina por la centrifuga. centrifuga.

▪

Dilución con agua

▪

Efecto Efec to de la tem tempe pera ratu tura ra en el fl flui uido do de perforación.

▪

Después de la cementación cementación mientras mientras se espera fraguado el cemento pierde hidrostática


▪

Perf Pe rfor orar ar fo form rmac acio ione ness qu quee co cont ntie iene nen n ga gass depend depe ndeerá de dell ta tam maño de dell aguj ujeero ro,, la velocidad de penetración, la densidad de lodo porosidad, permeabilidad.

▪

Perforar a través de lutitas con con gas: las lutitas son pr son prác ácti tica came mente nte im impe perm rmea eable bles, s, el ga gass liberad libe rado o por los cor cortes tes,, nor norma malm lment entee est estas as zonas presentan problemas de inestabilidad.

▪

Gas de conexión y de viaje.

El lo lodo do co cort rtad ado o co con n ga gass re redu duce ce la pr preesi sión ón hidr hi dros ostá tátic ticaa y se ob obse serv rvaa co con n ma mayo yorr ef efec ecto to lleg ll egaand ndo o a la su supe perf rfic icie ie,, al se serr re redu duci cido do la columna hidrostática el lodo permite la entrada de mayor volumen de gas al pozo. De por si solo no indica un influjo a menos que se tenga ganancia en los tanques.

CORTE DE GAS DE FLUIDO DE PERFORACIÓN.

Utilizar desgasificador al vacío en superficie para impedir que el gas sea recirculado en el p ozo.

CAUSAS DE UN INFLUJO Gas de Conexión Se representa cuando se apaga la bomba y se pierde el ECD, además es causado cuando se levanta la sarta para hacer la conexión. El gas de conexión se puede estimar por el tiempo de retorno de un fondo arriba ( si los picos son cortos y punteados es un fondo arriba en poco tiempo y si son anchos los picos es que el fondo arriba es mas largo) y verificando el registro de detección de gas. Después de que el gas suabeado pasa por el detector, las unidades de gas deben volver a ser al nivel de gas de fondo, entonces existe la condición de so bre balance. Los incrementos en los niveles del gas de conexión son un indicador confiable de la condición bajo balance, si se incrementa el peso de lodo el gas g as de conexión debe bajar.

CORTE DE GAS EN EL FLUIDO DE PERFORACIÓN.


Gas de Maniobra Causado por los mismos mecanismos del gas de conexión, pero pe ro el ef efec ecto to de dell sua suabe beo o de debi bido do a sa saca carr la sa sart rtaa es normalmente mayor. El tiempo de retardo (Lag time) debe ser localizado a la profundidad y formaciones que causan los picos de vi aje. Debido a las complejas causas del gas de viaje, solo se usa cualitativamente para estimar las presiones de formación. El gas de maniobra es la medida del gas de suabeado durante la maniobra completa, usualmente se hace un viaje corto de 15 a 20 tiros para medir las unidades del gas de suabeo, si se tienen un excesivo gas indica condición de bajo balance.

CORTE DE GAS EN EL FLUIDO DE PERFORACIÓN.

.


Métodos para reconocer una Perdida de circulación o Ganancia de lodo Una disminución en la tasa del caudal de retorno denota la perdida de circulación en el retorno de lo do por espacio anular. El instrumento que nos permite la detección in mediata es el Flow meter, este es un Sensor de flujo como el de la paleta permi per mite te me medir dir peq pequeñ ueñas as var variac iacion iones es del flu flujo jo en el ret retorn orno, o, porque esta instalada en el flow line. Otro instrumento que nos permite reconocer de inmediato una perdida de circulación es el Totalizador de volúmenes el cual es calibrado por el perforador para detectar una perdida o ganancia de lodo. También nos permite reconocer la caída de nivel en los cajones de lodo. Como solo hay pocas causas de incrementos en el caudal de flujo por esta razón se dice que es el primer p rimer indicador confiable de que un influjo esta ocurriendo.

METODOS PARA RECONOCER PERDIDAS O GANANCIA DE LODO.

CAUSAS DE UN INFLUJO CAUSAS POTENCIALES DE PERDIDA DE CIRCULACION

“Pérdida de circulación" significa que el lodo va desde el pozo hacia la “Pérdida de formación. La pérdida de circulación pu ede ser: Parcial cuando el caudal de lodo que fluye del pozo es menor que el de ingreso. Total cuando no hay retomo de lodo del pozo. La pérdida total de circulación puede causar un influjo porque el nivel de lodo en el pozo desciende. La pérdida parcial sola no es una causa directa para que produzca un influjo.

Causas opera operativas. tivas. Causas Geológicas. Formaciones cálcicas Formaciones fracturadas Fallas

▪ Perd Perdidas idas de carga carga substan substanciale cialess en el espacio anular de maniobra ▪ Velocidad produciendo alto grado de pistoneo ▪ Iniciar circulación a través de pozos de diá diáme metro tro peq pequeñ ueño o diá diáme metro tro a gran profundidad Arci cill llas as re reac acti tiva vass en el es espa paci cio o ▪ Ar anular


Clasificación de las perdida Severidad de la Tipo de perdida perdida Filtración

Menos de 10bph

Perdida parcial

Mas de 10bph con retorno

Perdi dida da tot otaal

Sin reto torrno de flu luid ido o

CARACTERIZAR LAS PERDIDAS Filtración, Perdida parcial o perdida Total Total

Diseñar lo operación adecuada Bombeo baches sellantes u obturante verificado el área de circulación circulación del BHA

EJECUCION DE LA OPERACION CAUSAS POTENCIALES DE PERDIDA DE CIRCULACION

Bombeo del bache viscoso sellante. Bajar velocidad de bombeo


1. Geom Geometría etría del del pozo y de de la sarta sarta en el pozo. 2. Profun Profundidad didad del pozo. 3. Prop Propie ieda dade dess de lo lodo do de dens nsida idad, d, vi visc scos osid idad ad plástica y geles. 4. Cond Condic icio ione ness de dell ag aguj ujer ero o y fo form rmac ació ión n (formaciones reactivas y permeables) 5. V Veelo loccid idad ad de herramienta.

man anio iobr braa

al

saccar sa ar,,

baja ba jarr

6. Configuración del arreglo de perforación. 7. Longitud de la secci sección ón horizont horizontal. al. 8. Embotamien Embotamiento to del trepano y de herramient herramientas as del BHA. 9. En pozos horizontal horizontales es y altamente altamente desviados desviados quee pr qu pres esen enta ta ex exce centr ntric icid idad ades es es esta tass pu pued edee llega lle garr a re redu duci cirr la lass pr pres esio ione ness de su suab abeo eo y surgencia en aproximadamente 40%.

LAS CAUSAS DE SWABBING Y SURGGING


RIESGOS ASOCIADOS CON EL VIAJE

CAUSAS DE UN INFLUJO Usoo de la ho Us hoja ja de vi viaj aje. e. Una hoja de viaje es utilizada para registrar el volumen de lodo bombeado al pozo o el desplazamiento del lodo cuando se realiza la maniobra. Normalmente se utiliza un tanque calibrado para medir exactamente los cambios de volumen de lodo y los cambios de volumen mientras se realiza la maniobra.

Inte In terp rpre reta taci ción ón de la ho hoja ja de vi viaj aje. e. Es fá fáci cill de deci cirr que se de debe be ob obse serv rvar ar co con n cu cuid idad ado o cualquier desviación de los cálculos obtenidos. Que significa signif ica exac exactame tamente nte cuand cuando o tenem tenemos os discre discrepanc pancias ias de -0,1bbl, 0,5bbl, 1,0bbl?

USO DEL TRIP TANK Y LA HOJA DE LLENADO EN VIAJE

Algunas veces nuestros cálculos no son completamente exactos (despreciar los tool joint) por lo tanto en campo este nivel de exactitud es aceptable. Por lo ta tan nto cuando se invest stig igaa cualquier disc di scre repa panc ncia ia,, se de debe be ob obse serv rvar ar la lass te tend nden enccia iass generales.


USO DEL TRIP TANK Y LA HOJA DE LLENADO EN VIAJE Columna 1:

Esta es el Numero Numero de tiros a monitorear según la numeración en el el equipo. Registrar los primeros cinco tiros en circunstancias circuns tancias normales. Columna Colum na 2: Medic Medición ión inicial inicial en el tanque de viajes viajes antes antes de de sacar sacar los 5 tiros. Columna Colum na 3: Lectu Lectura ra al final final al sacar sacar los 5 tiros de tubería tubería.. Columna Colum na 4: Difer Diferencia encia entre la lectura lectura inicia iniciall al empezar empezar a sacar sacar 5 tiros tiros menos menos la lectura lectura final al al terminar de sacar los 5 tiros. Columna Colum na 5: Volume olumen n de despla desplazam zamiento iento calcul calculado ado para 5 tiros. tiros. Colum Col umna na 6: Tend endenc encia ia cal calcul culada ada es la dif difere erencia ncia entre entre la col colum umna na 5 me menos nos la dif difere erenci nciaa registrada columna 4 Columna 7: diferencia de tendencia es el acumulado numérico de la columna 6, si el resultado resul tado es Positivo es que el pozo esta perdiendo, Negativo es que el pozo aporta.


La válvula flotadora se ubica en la sarta de perforación para prevenir el flujo ascendente de fluido o gas dentro de la sarta de perforación. La válvula flotadora es un tipo especial de válvula de contr contrapre apresión sión o válvul válvulaa check check.. Una válvula flotadora flotadora en buenas condiciones previene el flujo a través de la sarta de perforac perf oración ión y perm permitir itir la instalación instalación segura de las válvulas válvulas de seguridad. La válvula flotadora de la sarta es ubicada en la parte inferior de la sarta de perforación, entre el trepano y los drill collar. Debido a que la válvula flotadora previene que la sarta se llene de fluido a través del trepano, mientras se baja la sarta en el agujero, la sarta sarta se debe llenar llenar desde superficie, para prevenir mayores esfuerzos de pistón al bajar la sarta.

INFLUJOS EN EL INTERIOR DE LA SARTA

• La válvula flotadora tipo flapper: ofrece la ventaja de tener una aber abertura tura mínima para trans transmitir mitir presión. Esta válvul válvulaa permite el paso de herramienta de wireline, las cuales pueden ser requeridas para operaciones o herramientas dentro de la tubería por debajo de la válvula válvu la flotadora. • Válvula flotadora tipo resorte: ofrece en una ventaja de cierre instantáneo y positivo de cierre del contra flujo en la sarta de perforación.

SEÑALES DE ADVERTECIA E INDICACORES DE KICK

REDUCCION DEL RIESGO Cuanto tardamos en reconocer el influjo y tomar acciones define el volumen total de influjo que entra de la formación al pozo. Como reconocer rápidamente y tomar acción ante los influjos.

ESTRATEGIA DE REDUCCION DE RIESGOS

REDUCCION DEL RIESGO

K C I N K E O I D C C A E N T A E R D P M E T

A D I P E A D R O A P T S M E E I U T P S E R

SEÑALES DE ADVERTECIA E INDICACORES DE KICK

b) Re Resp spue uest stas as fí físic sicas as de dell po pozo zo:: ▪ Ganancia en tanques. ▪ Incremento de flujo de retorno. ▪ Flujo con bombas apagadas. apagadas. ▪ Cambios en la temperatura temperatura de la línea de retorno. retorno. ▪ Suabeo. ▪ Reducción en la densidad del lodo. maniobras corta y viajes. ▪ Efecto sobre conexiones maniobras perforación ▪ Cambios en la velocidad de perforación ▪ Forma, Cantidad y tamaño de cortes.

c) Qu Quím ímic icos os y ot otra rass re resp spue uest stas as de dell po pozo zo:: en el fluido de perforación. ▪ Cambios en los cloruros en ▪ Muestras de aceite. aceite. ▪ Muestras de gas (cromatografía) (cromatografía) ▪ Agua de formación. ▪ Densidad de las lutitas.

SEÑALES DE ADVERTENCIA DE INFLUJO MIENTRAS SE PERFORA Y/O CIRCULA

Exponente D. Los indic indicadore adoress de influj influjo o que dan una certeza certeza del ▪ Exponente mismo se les llama indicadores positivos estos son: ganancia en tanque tan ques, s, inc increm rement ento o del flu flujo jo de ret retorn orno o y fluj flujo o con bom bombas bas apagadas.

SEÑALES DE ADVERTECIA E INDICACORES DE KICK Una situación de influjo debe ser reconocida tan pronto como sea posible. Es nece ne cesa sari rio o re reco cono noce cerr e in inte terp rpre reta tarr co corr rrec ecta tame ment ntee al algu guno noss sí sínt ntom omas as es espe peccíf ífic ico os llaamados "Indicadore ll ress de un Influ lujjo", que nos permit iteen detectar el in ing greso de fluido flu ido de for formac mación ión

INDICADORES DE INFLUJO EN PROGRESO

Aumento del Caudal (Flow Rate) Rate) durante durante la perforación

Flujo desde el pozo con bombas paradas

IMPORTANCIA DE LA DETECCION TEMPRANA DE SEÑALES DE UN INFLUJO

INDICADORES DE UN POSIBLE INFLUJO

Aumento del volumen de lodo en cajones Incremento del Rango de Penetración (ROP) Incorrecto llenado del pozo durante los viajes Disminución de la Presión de Bombeo y aumento de las emboladas de la bomba Cortes de gas en el lodo Disminución del peso de la sarta y aumento de la presión de Circulación. Aumento del torque o arrastre arr astre (overpull)

SISTEMA DE CIRCULACION


La presión en el manómetro de la bomba es la suma de las perdidas de presión por la fricción que ocurren en el sistema de circulación. Esta presión es la perdida de presión total de sistema.

Fact Fa ctor ores es qu quee af afec ecta tann la pr pres esión ión de bo bomb mba: a: • • • • • •

Densidad de lodo y propiedades reológicas del del lodo. Diámetro hidráulico. Tipo de tubería. Geometría del agujero. Profundidad medida. Velocidad de flujo, entre otros

Las perdidas de presión son independientes de la presión hidrostática y la presión impuesta.

EL ROL DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION EN EL CONTROL DE POZO

SISTEMA DE CIRCULACION Perdida de carga en Conexiones

Perdida de carga en Trépano

Perdida de carga en DP

Perdida de carga en DC

Perdida de carga EA DC

Perdida de carga EA DP

SISTEMA DE CIRCULACION PERDIDA DE BARITINA 25µ

Lodo

2µ 10µ

40µ 11

74µ REMOSION DE BARITINA

1/1000 1/10 0000 000 0 pa part rte e de un me metr tro o es de deno nomi mina nado do un micrómetro. Todas las mallas están identificadas por un nume nu mero ro (m (mes esh) h).. Se re refi fier ere e al nu nume mero ro de hi hilo los s o alamb ala mbre res s que tie tiene ne po porr pul pulgad gada a en cad cada a dir direcc ección ión.. Denominación basada en mallas cuadradas 1 Mesh 200 tendrá 200 hilos por pulgada


Las pre presio siones nes de fri fricci cción ón par paraa un ca cauda udall red reduci ucido do por procedimiento deben registrarse: En cada cambio de turno. Cuando se cambie la densidad del fluido. Cada 200m de agujero nuevo perforado. Luego de cada cambio cambio de BHA o cada viaje. Luego de cualquier cambio significativo en las propiedades del fluido. Cambio de bombas. Cambio de camisas de bomba. bo mba. Se deben registrar con el equipo de circulación que esta planeado utilizar en la operación de control de pozos, esto es Vástago o top drive, cabezas de circulación, chicksan, etc. Las lecturas de la Presión reducida deben ser realizadas en el manómetro con el cual se va a realizar el control de pozo ubicada en el Control remoto del choke

EL PROCESO DE LA TOMA DE PRESIONES REDUCIDAS DE CIRCULACIÓN (SCRS)

El cau caudal dal re reduc ducido ido par paraa el reg registr istro o de pre presió sión n red reduci ucida da generalmente debe considerarse un tercio y un medio del caudal de perforación aplicado


DIFERENTES DENSIDADES

DIFERENTES CAUDALES

DIFERENTES CAUDALES Y DENSIDADES

Si fluidos con diferentes densidades son bombeados en un circuito manteniendo el mismo caudal, las pérdidas de carga están en proporción directa a las densidades:

Si un fluido es bombeado en el mismo circuito a diferentes caudales, la siguiente relación existe entre la pérdida de carga y el caudal

Si el fluido es bombeado en el mismo circuito con diferentes caudales y densidades la relación es la siguiente

∆ ∆

= ∆

∆ ∆

=

∆ ∆

=

∆

=

×

PRESION DE FRACTURA Y MAASP

Es la cantidad de presión que se necesita para deformar de modo permanente (fallar o separar) la estructura rocosa de la formación, ocurriendo la fractura o deformación permanente de la formación.

La resistencia e integridad de una formación se puede determinar a través de una Prueba de Admisión “LOT” o de una prueba de Presión de Integridad “FIT” se trata de un método que se utiliza para estimar la presión y/o la densidad del fluido que puede soportar la zona debajo de la cañería

Leakk off test. Lea test. El Leak off test LOT o prueba de admisión es realizada para estimar el peso de lodo máximo que puede soportar la profundidad de prueba la cual se encuentra inmediatamente debajo del zapato de la cañería cementada.

PRESIÓN DE FRACTURA Y MAASP

DISEÑO DEL POZO DE ACUERDO A LA RESISTENCIA DE LA FORMACION


La pr prue ueba ba es ut utili iliza zada da pa para ra ve veri rifi fica carr la inte in tegr grid idad ad de la sa sart rtaa de la Ca Cañe ñerí ríaa de revest rev estim imient iento o mu muest estra ra una lín línea ea rec recta ta a menos que se tenga gas atrapado . Es afe afecta ctado do por la com compre prensi nsibil bilida idad d del fluido y la expansión del gas. La máxima presión de la prueba es limitada porr la pr po pres esió ión n de Re Reve vent ntam amie ient nto o de la cañería.

PRUEBA DE INTEGRIDAD DE CAÑERÍA


1. La má máxi xima ma pr pres esió ión n pe perm rmisi isible ble en el po pozo zo es esta ta determinada por el esfuerzo de la formación . 2. Se deben adquirir adquirir datos datos de mecánica mecánica de rocas para asegurar la integridad de pozo. 3. N Nor orm malm lmen ente te se re real aliz izaan do doss pr prue ueba bass determinar la resistencia de la formación.

para pa ra

Leak Le ak Of Offf Tes estt “LOT”: e s una prueba para determinar la fuerza o la presión de fractura de la formación abierta, usualmente llevada a cabo inmediatamente después de perforar debajo de un nuevo zapato de cañería. Durante el ensayo, se cierra el pozo y se bombea fluido al pozo para aumentar gradualmente la presión que experimenta la formación. También nos permite probar la integridad del zapato con el cemento en su espacio anular

Prueba de Integridad de Formación

PRUEBAS DE RESISTENCIA DE LA FORMACION

para ra “FIT”: pa confirmar la resistencia de la adherencia del cemento alrededor del zapato y asegurarse que no hay camino de fluj fl ujo o de la lass fo form rmac acion iones es po porr en enci cima ma de dell za zapa pato to de cañería cementado con el anterior anular. Estass pr Esta prue ueba bass se re real aliz izan an pa para ra te tene nerr la suf sufic icie ient ntee información para optimizar futuros diseños de pozo.


IDENTIFICAR LA INFORMACION CLAVE PARA SELECCIÓN EL MAASP

CARACTERISTICA Y COMPORTAMIENTO DEL GAS

Aceite: Como el agua agua salada carga cargada da con gas, el petróleo petróleo se comp compor orta ta esen esenci cial alme ment ntee como como un infl influj ujo o con con un volumen pequeño. Por lo general el reconocimiento del tipo de Influjo que se tiene en el pozo es determinado por el valor medio calc calcula ulado do de la dens densid idad ad del del fluid fluido o ingr ingres esad ado o sin sin contr control ol.. La dens densid idad ad media media de los flui fluido doss son son de acuerdo al siguiente detalle:

GAS 2ppg PETROLEO: 7ppg AGUA SALINA SALINA: 9ppg

DIFERENTE TIPOS DE INFLUJO Y SUS RIESGOS RELACIONADOS


MIGRACION DEL INFLUJO SIN EXPANSION En un pozo de 10000 pies que contiene fluido de 10ppg si se tiene un barril de gas com como ganan ananccia ia.. El pozo se cie ierr rraa y el Inf Influjo lujo emp empie ieza za a migra igrarr si sin n permit rmitir ir la ex expa pans nsió ión n del del gas. gas.


MIGRACION DEL INFLUJO CON EXPANSIÓN CONTROLADA Cuando se bombea una surgencia de gas a superficie con expansión controlada se permite que el gas se expanda de manera controlada para mantener la presión de fondo pozo igual a la Presión de formación, permitiendo el incremento de volumen de lodo en tanques


MIGRACION DEL INFLUJO EN UN POZO ABIERTO Lo opuesto a no permitir la expansión del gas es circularlo sin mantener contrapresión. Nuevamente se pistonea 1bbl de gas al pozo. Esta vez no se lo cierra y la bomba comienza a circular la burbuja al exterior. exterior. Por la ley general de gases cuando este llega a la mitad se expande a 2bbl, cuando recorre ¾ partes el camino su volumen es de 4bbl

PROCEDIMIENTOS PROCEDIMIENTO S DE CIERRE DE POZO

La presión Hidrostática en el pozo es la primera barrera generada por la F densidad del lodo para F una determinada > H profundidad P

Si se invierte los valores es condición suficiente para F un INFLUJO P < H P

UN PROCEDIMIENTO DE CIERRE ADECUADO SI FALLA LA BARRERA PRIMARIA. Una vez que se haya detectado una surgencia, el pozo debe ser cerrado lo más pronto posible. Las razones para el cierre del pozo son: ▪

Para proteger al personal y al equipo de perforación.

▪

Para evitar el ingreso de mayores mayores volúmenes de fluidos de formación al pozo.

▪

Para permitir permitir que se determinen las presiones de cierre.

▪

Para dar la oportunidad de organizar organizar el método de control o ahogo del pozo.

▪

Para evitar daños ambientales

No existe una surgencia s urgencia pequeña o un influjo pequeño, cualquiera de los dos puede desarrollarse rápidamente y convertirse en un reventón. Todos Todos los influjos deben ser reconocidos como reventones potenciales. potenciales. Cuando se tenga la duda sobre si el pozo está fluyendo o no CIERRE EL POZO

PROCEDIMIENTOS DE CIERRE DE POZO

PROCEDIMIENTO DE CIERRE ADECUADO SI FALLA LA BARRERA PRIMARIA ALINEACION DEL MANIFOLD DE STAND PIPE Y CHOKE


PROCEDIMIENTO DE CIERRE ADECUADO SI FALLA LA BARRERA PRIMARIA ALINEACION DEL MANIFOLD DE STAND PIPE Y CHOKE


Registr Reg istroo de las pr presio esiones nes de cie cierr rree est estabi abiliza lizadas das Cuando se ha cerrado el pozo se debe monitorear si no hay flujo en los preventores y en el choke En tanto que la tubería de perforación y el anular están en comunicación durante la perforación, la presión de tube tubería ría de per perfo forac ración ión tam tambié bién n aum aument entara ara y estabilizara. Cuando un pozo se cierra, la presión en manómetros se eleva hasta igualar a la presión de formación. La pre presió sión n de la tub tuberí eríaa de per perfor foraci ación ón est estabi abiliz lizada ada indicara la cantidad a incrementar en el peso del fluido de perforación para equilibrar la presión de la formación. Si el pozo no es circulado, el influjo de gas migrara lentam len tamente ente por el espacio espacio anular anular del agujer agujero o y aumentara las presiones de cierre.

SEGUIMIENTO DEL POZO DESPUÉS DE QUE SE CIERRE.


Varios manómetros manómetros puede pueden n ser utiliza utilizados dos duran durante te la operación de control y para monitoreo de la presión del pozo poz o que est están án def defini inidos dos por su esc escala ala,, exa exacti ctitud tud y calibración del manómetro. Con bas basee en su ubi ubicac cación ión est estos os ind indica icador dores es mi miden den diferentes presiones por su estándar de calibración: • • • •

Manómetro del stand pipe. Manómetr Manó metro o tubería de perforación perforación en consola del perforador. Manómetro de bomba. Manómetro de Cañería en el manifold de control.

La precisión de una lectura de la medida depende de la gama de la calibración de los manómetros.

EL USO DE LOS MANOMETROS PARA SIDPP Y SICP

Todas las calibraciones realizadas a los manómetros del pozo deben estar bajo un estricto sistema de gestión de calidad ISO 17.025. Las lecturas que se realicen en el registro de la Presión Redu Re duci cida da de debe be re regi gistr strar arse se en el ma manó nóme metro tro de la consola del choke manifold y en el de la consola del perforador

METODOS DE CONTROL DE POZO METODOS ESTANDAR DE CONTROL DE POZO METODOS DE CONTROL DE POZO

PRESION DE FONDO CONSTANTE

CIRCULACION

CIRCULACION CONTINUA

CIRCULACION POR INVERSA

BULL HEADING

SIN CIRCULACION

VOLUMETRICO

LUBRICAR Y DESFOGAR

METODOS DE CONTROL DE POZO

METODO DEL PERFORADORF EN OPERACIONES DE MATAR EL POZO.

METODOS DE CONTROL DE POZO

EL MÉTODO DE PESAR Y ESPERAR EN OPERACIONES DE MATAR EL POZO

EQUIPO DE CONTROL DE POZO

Equi Equipo poss de cont contro roll de pozo pozoss La princi principal pal funci función ón de los sistem sistemas as de control control de pozos es mantener confinados los fluidos en el pozo, proveer un medio de adicionar fluido al pozo y permitir la renovación controlada de fluido del pozo. De acuerdo a la Norma API STD 53: El equipo de control de pozos esta integrado por: • Preventores de reventones • Línea de Choke y línea de matar • Acumulador de presiones • Sistema de control • Equipo auxiliar (Válvulas de la sarta, etc.)

FUNCIÓN DE BOP, CONFIGURACIÓN Y OPERACIONES DE CONTROL DE POZOS QUE SE PUEDEN REALIZAR.


De acuerdo al Estándar 53 de API, El sistema debe proveer lo siguiente: • Cerrar y sellar en la tubería de perforación tubing, cañe cañerí ríaa de reve revest stim imie ient nto o o line linerr y perm permit itir ir la circulación. • Cerr Cerrar ar y sella sellarr en aguj agujer ero o abie abiert rto o perm permiti itien endo do operaciones de control de pozos por cualquier método como por ejemplo volumétrico. Permiti itirr baja bajarr la sart sartaa bajo bajo pres presió ión n con con el pozo pozo • Perm cerrado (Stripping).

FUNCIÓN DE BOP, CONFIGURACIÓN Y OPERACIONES DE CONTROL DE POZOS QUE SE PUEDEN REALIZAR.

EQUIPO DE CONTROL DE POZO LÍMITES OPERACIONALES ASOCIADOS CON LOS PREVENTORES DE RAMS

TABLA DE CAPACIDAD DE COLGAR PESO MAXIMO DIAMETRO DE PREVENTOR Ton onel elad adas as Libr Li bras as 266 430 661 460 460 765

7 1/16” 11” 11 ” 13 ⅝” 16 ¾” 18 ¾” 21 ¼”

586.500 950.000 1.458.000 1.014.300 1.014.300 1.686.000

TABLA DE VARACION

RAMS DE MEDIDA

RAMS VARIABLES

Pueden o no ser de servicio H2S según el grado de dureza, sólo pocos modelos de rams de tubería CAMERON pueden ser usados en operaciones de colgado

Hechos de segmentos de acero, cubiertos en caucho, cuyo sistema de cierre rota de manera semejante al Preventor anular CAMERON tipo “D”. Permiten sellar alrededor de diferentes diámetros.

Diam. Preventor 3 3

7 1/16” 11” 11” 11” 11” 13 ⅝” 13 ⅝”

3 3

Presión de trabajo WP 1000psi 5 10 15 5 10 15 5 10 5 10

13 ⅝”

15

13 16 16 18 18

15

⅝” ¾” ¾” ¾” ¾”

5 5

10 10 10 10

Rango de diámetro tubo

3 ½” 5” 5” 7” 5”

2 ⅜” 3 ½” 2 ⅞” 4 ½” 3 ½”

7” 5” 7” 5” 7 ⅝” 5

5” 3 ½” 3 ½” 2 ⅞” 3 ½” 2 ⅞”

EQUIPO DE CONTROL DE POZO Relaci Relación ón de cierr cierree

La presión de cierre de los preventores de rams son de P = 1500 psi, pero puede llegar a ser de 3000psi en caso caso de emer emerge genc ncia ia.. Tiemp iempo o de cier cierre re = 30 segundos segundos API RP 53 53 Relación de cierre = Relación de la presión máxima del Preventor permitida para el valor de la presión mínima de cierre. Relación de cierre = Relación del área del pistón en la cámara de cierre para el área de la sección del vástago Nota:

LÍMITES OPERACIONALES ASOCIADOS CON LOS PREVENTORES DE RAMS

La pres presió ión n de cier cierre re tien tienee que que ser ser siem siempr pree lo suficientemente alta para sellar el pozo asumiendo en el pozo pozo la más alta alta pres presió ión n de trab trabaj ajo o del del Preventor.

EQUIPO DE CONTROL DE POZO PRINCIPIO DE FUNCIONA FUNCIONAMIENTO MIENTO DE LOS PREVENTORES ANULARES ANULARES Utilizado en la parte superior del stack y puede cerrarse alrededor de cualquier diámetro de tubería. En caso de emergencia puede llevar a cabo un cierre total del pozo. Generalmente es el primer Preventor que hay que cerrar en un kick.

Es utilizado en operaciones de stripping porque es el único tipo de Preventor que puede mantener el sellado durante el paso de la conexiones o tool joints.

Tiempo de Cierre

Regulaciones API RP 53

Menos de 45 segundos

Para 20" de diámetro o más grande

Menos de 30 segundos

Para diámetros menores de 20"

EQUIPO DE CONTROL DE POZO PRINCIPIO DE FUNCIONA FUNCIONAMIENTO MIENTO DE LOS PREVENTORES ANULARES ANULARES Los principales componentes del Preventor Anular son: Cuerpo Cabeza Pistón Cámara de cierre y apertura Unidad de empaque Sellos

  

Diseñado para soportar altas presiones. Hecho de acero forjado. So Sometido a pruebas acústicas para chequear homogeneidad del acero y luego a pruebas hi dráulicas.

CUERPO Dentro del cuerpo están las cámaras de apertura y cierre, los orificios roscados tipo API para la conexión de la línea de apertura superior (top) y la línea de cierre (bottom).

la

EQUIPO DE CONTROL DE POZO PRINCIPIO DE FUNCIONA FUNCIONAMIENTO MIENTO DE LOS PREVENTORES ANULARES ANULARES Gracia Graciass a su inclin inclinaci ación ón el pistón pistón vuelve vuelve el movim movimien iento to vertic vertical al en movimiento radial.

PISTÓN

Durante Durante operacione operacioness de cierre cierre su movimien movimiento to ascendente ascendente determina determina el cierre del packer alrededor del tubo. El sellado hidráulico entre el pistón y el cuerpo es asegurado por sellos apropiados.

EQUIPO DE CONTROL DE POZO PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE LOS PREVENTORES ANULARES Los componentes del caucho están marcados e identificados con zonas coloreadas y códigos impresos durante su fabricación. Los códigos de identificación de acuerdo con el reglamento API RP 53 constan de dureza y código código componente del fabricante.

Natural Definición de Temperatura Standard Alta Artico

°F

°C

0a 250 250 a 350 -75 a -20

-17 a 121 121 a 177 -59 a -29

Nitrilo

La temperatura afecta las propiedades del caucho. A mayor exposición a altas temperaturas menor durabilidad del caucho.

Neoprene TIPO DE CAUCHO Natural Hydrill Natural Shaffer Nitrilo Hydrill Nitrilo Shaffer Neoprene Hydrill Neoprene Shaffer

TEMPERA TURA -35 a 107°C Base agua -35 a 107°C -7 a 88°C -7 a 88°C Base aceite -35 a 77°C -35 a 77°C

LODO

DUREZA 70 a 75 65 a 75 70 a 75 70 a 82 0 a 75 0 a 75

CODIGO COLOR ASTM NR

Negro

NBR CR

ROJO VERDE


Desvia Desviador dores es de flujo flujo Desviador: Es un dispositivo de sellado sellado anular utilizado utilizado para cerrar cerrar alrededor alrededor del conjunto de tubería de perforación. Cuando los fluidos del pozo se desvíen desvíen de la plataform plataforma. a. El desviador y todos los componentes componentes individuales en el sistema desviador tendrán una presión mínima de velocidad de trabajo de 200 psi. Empaque anular del tipo de elemento de embalaje: Efecto de un sello y detener la trayectoria del flujo ascendente de fluido fluidoss del pozo, la cañerí cañeríaa de desvío desvío ofrec ofrecee salida salidass para para estos estos fluidos para viajar fuera de las líneas de ventilación. Empaque anular del elemento de relleno: Puede efectuar un sellado en cualquier tubería o tamaño de Vástago en el equipo de perforación o agujero abierto si no hay tubería en el pozo para desviar así el flujo de fluidos.

TIPOS MÁS COMUNES DE DIVERTERS.

MANIFOLD DE CONTROL Y CHOKE

Las par arttes pr prin inccip ipaale less de un man anif ifol oldd de con ontr trol ol son:

LAS RUTAS ALTERNATIVAS DE CIRCULACIÓN CIRCULAC IÓN AL POZO YA YA TRAVÉS TRA VÉS DEL DE L MANIFOLD DURANTE LAS OPERACIONES DE CONTROL DEL POZO

• Coflexip Válvul vulas as mecánic mecánicas as con presión presión de • 6, 2, 3, 7 Vál traba tra bajo jo si simi mila larr a la pr pres esión ión de tr trab abaj ajo o de los preventores • Choke automático o superchoke. • Válvul Válvulas as 4, 5 y 8 válvulas válvulas de la línea de pánic pánico o con co n pr preesi sión ón de tr traaba bajo jo si sim mil ilar ar al de lo loss preventores. • Choke manual • 9 y 10 válvulas aguas abajo de los chokes son de menor presión de trabajo que las anteriores cámara de expansión • Buffer o cámara válvula que permite permite el fluj flujo o al poorboy poorboy o • 11 válvula desgasificador atmosférico. • 12 válvula de de similar similar presión presión de trabajo trabajo que los preventores desfoga la línea de pánico al la fosa de quema válvula que permite permite fluir el influjo influjo o lod lodo o • 13 válvula gasificado hacia la fosa de quema

MANIFOLD DE CONTROL Y CHOKE Se de debe be di disp spon oner er de do doss es estr tran angu gula lado dore ress ajustables manuales y uno hidráulico Las ventajas de un estrangulador manual son: • La velocidad de cierre y apertura, así como las opciones de diámetro del orificio. • Cuand Cuando o se obstruye por basura, basura, formación formación o fierro, se facilita su apertura hasta el diámetro máxim imo o rápi pid damente, puede cerrase posteriormente sin suspender la operación de control.

PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO Y LIMITACIONES DE LOS CHOKES AJUSTABLES.

EQUIPO AUXILIAR

Separa Sep arador dor de lodo lodo/ga /gass Existen Existe n dos tip tipos os bás básico icoss de sep separa arador dores es de lod lodo/g o/gas as el desgasificador tipo atmosférico y el desgasificador al vacío El sis sistem temaa mas mas com común ún es el sist sistem emaa de des desgas gasifi ificad cador or ”, el atmosférico “Poorboy Poorboy”, el cual separa el gas del fluido de perforación que esta cortado con gas y luego lo retorna al sistema. El separador de lodo/gas tiene un diseño tal que puede ser operado a una contrapresión moderada, menor que 100 psi, o a la presión atmosférica de la línea de venteo mas la caída de presión debido a la presión en la línea de venteo.

APII RP59: AP

PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO Y LIMITACIONES DE UN DESGASSIFICADOR ATMOSFERICO (MGS).

La selección y dimensionamiento del separador de lodo/gas debe de be se serr he hech chaa en la et etap apaa de pl plan anea eaci ción ón an ante tess de la selección del Equipo de perforación. Para dimensionar el separador de lodo gas se debe considerar el diámetro de la línea de venteo, la longitud y el máximo caudal. Una línea de bypass o una línea de venteo se debe proveer en caso de falla o que se s e exceda la capacidad del separador de lodo/gas. Ejemplos se pueden encontrar en el SPE pa papper N. 20 2043 4300: Mudd gas se Mu sepa para rado dorr siz sizin ingg an andd ev evalu aluat atio ionn.

EQUIPO AUXILIAR La fuerza de vacío primario para el l lenado del tanque es creada por el chorro que del fluido de p erforación se esta descargando. El nivel de liquido en el tanque es controlado por un flotador que abre o cierra una válvula, cuando el liquido entra en el tanque, se distribuye sobre una placa o una serie de placas donde fluye como una película delgada. Como Com o las bur burbuj bujas as arr arrast astra radas das aum aument entan an de tam tamaño año,, llegan a la superficie y rompen fuera de la solución. El gas liberado se bombea a través de una línea de evacuación. Se puede utilizar un tipo de desgasificador mecánico para eliminar las burbujas de gas en el fluido de perforación, que son pequeñas para ser eliminadas por el separador “poorboy poorboy””. El efluente de la mayor parte de los desgasificadores atmosféricos, pasan por el desgasificador al vacío para terminar de eliminar el gas arrastrado. El desgasificador al vacío debe colocarse aguas abajo del separador atmosférico.

PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO Y EL ROL DE UN DESGASIFICADOR DE VACÍO.

SISTEMA DE CONTROL PREVENTORES

Los ac acum umula ulador dores es de pre presión sión pro produc ducen en y alm almace acenan nan energ ene rgía ía hid hidráu ráulic licaa par paraa usa usarla rla cua cuando ndo hay que cer cerra rarr rápida ráp idame mente nte los pre preven ventor tores. es. Cue Cuenta nta con los con contro troles les necesarios para activar los rams y válvulas hidráulicas del stack de preventores durante la perforación y en caso de Influjo. Se compone de: ▪

Tan anqu quee qu quee co cont ntie iene ne fl flui uido do hi hidr dráu áuli lico co a pr pres esió ión n atmosférica.

▪

Una o má Una máss uni unida dade dess de bo bomb mbeo eo al alta ta pr pres esió ión n pa para ra presurizar fluido.

▪

Botellas Botell as pre preca carga rgadas das de nitr nitróge ógeno no par paraa alm almace acenar nar fluido presurizado.

▪

El fluido de control control de alta presión presión es conducido conducido a un manifold manif old y env enviad iado o hac hacia ia me mecan canism ismos os de cie cierre rre a través de válvulas de control previstas.

ACUMULADOR DE PRESION PARA PREVENTORES

SISTEMA DE CONTROL PREVENTORES

Botella Bot ellass del acu acumu mulad lador or Las botellas tienen que trabajar a valores de presió n menores del valor de la presión máxima de trabajo. Hay que leer la presión de precarga siempre que se empiece, se chequee o se regule una instalación, si es necesario. Para efectuar la presurización usar nitrógeno

Válvulas y manómetros de presión Cuando se instalan botellas en más de un manifold, hay que ins instal talar ar vál válvula vulass ade adecua cuadas das par paraa pod poder er ais aislar lar cad cadaa manifold. La presión de trabajo de estas válvulas válv ulas debe ser la misma que la del acumulador y debe ser mantenida abierta, excepto cuando el acumulador no esté trabajando. Un manómetro de presión para chequear la presión de precarga tiene que estar siempre disponible.

PRINCIPIOS GENERALES DE FUNCIONAMIENTO DEL PANEL DE CONTROL REMOTO.

SISTEMA DE CONTROL PREVENTORES Bombas Bom bas del acu acumu mulad lador or Cada acumulador tiene que contar con un número suficiente de bombas para llevar a cabo lo siguiente: sigu iente:

1. Ca Capa paci cida dadd de de la bo bomb mbaa Cuando se excluyen las botellas, las b ombas deben permitir, dentro de un tiempo máximo de dos minutos: - Cerr Cerrar ar el BOP BOP anular - Cerrar rams rams de medida medida del BOP con el mismo mismo diámetro de la tubería que se están usando - Abrir válvula hidráulica en en la choke line. - Subir la presión del manifold a un valor que iguale la presión de precarga más 200 psi (véase el test de capacidad de la bomba).

2. Tie iemp mpoo de de car carga ga El uso de todas to das las bombas debe permitir cargar el acumulador desde un valor de presión de precarga hasta el valor de presión máxima de trabajo dentro de un tiempo máximo de 15 minutos.

PRINCIPIOS GENERALES DE FUNCIONAMIENTO DEL PANEL DE CONTROL REMOTO.

3. Pr Pres esión ión de tr trab abaj ajoo Las bombas instaladas tienen que mantener una presión de trabajo igual a la presión de trabajo del acumulador (3000 psi).

Control de Pozos

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