Fundamental TOMO I

Manual de Capacitación

Nivel Fundamental

Unidad de Negocio de Perforación

La Perforación, Terminación y Reparación de Pozos petroleros implica el empleo de las mejores prácticas y se hace más profunda la extracción de hidrocarburos; se vuelve más difícil y complicada, por lo que es de vital importancia para la Unidad de Negocio de Perforación (UNP) mantener a su personal técnico operativo entrenado en ésta peligrosa disciplina. El propósito de este manual es proporcionar a los trabajadores de la Unidad de Negocio de Perforación (UNP) las competencias necesarias y suficientes para prevenir detectar y manejar un brote de gas, aceite o agua; con técnicas y métodos internacionalmente avalados y reconocidos por la International Association Drilling Contractors (IADC). Por todo esto, el control de un brote de gas o aceite requiere de reglas claras. Por lo que este manual las expone a continuación de una forma amena y veraz, garantizando que los trabajadores adquieran los conocimientos requeridos en esta disciplina para que puedan operar en forma preventiva, segura y correcta, a través de una larga experiencia de conocimientos adquiridos por los especialistas que se verán reforzados en este manual.

Capacitación y Desarrollo Técnico

El Programa de Control de Pozos Well CAP ID: W-650 fue desarrollado por la Unidad de Negocio de Perforación y está acreditado por la International Association Drilling Contractors. (IADC). Queda prohibida la reproducción parcial o total del contenido de esta publicación, incluido el diseño. Bajo ningún dispositivo manual o electrónico puede reproducirse, almacenarse o transmitirse de ninguna forma, ni por ningún medio, mecánico u óptico, de grabación o de fotocopia, sin la previa autorización escrita por parte de la Subdirección de Negocio de Perforación. Coordinación de Incorporación de Tecnología y Administración de Capital intelectual Ing. Víctor M. Hernández Prieto Subdirección de UNP Ing. Baudelio E. Prieto de la Rocha

Edición 2011 - 2012 © Derechos Reservados

CAPÍTULO 1.- CAUSAS DE LOS BROTES

1

1.- Causas de los Brotes 3 1.1.- Clasificación de Los Brotes: Intencionales y No Intencionales 3 2.- Densidad Insuficiente de Lodo

3

3.- Llenado Insuficiente Durante los Viajes

4

4.- Sondeo del Pozo al Sacar la Tubería

8

5.- Contaminación del Lodo con Gas (“corte”)

8

Nivel Fundamental

Índice General

6.- Pérdidas de Circulación 9 9

8.- Detección de Formaciones con Presión Anormal 10 8.1.- Aumento en el Ritmo de Penetración 10 8.2.- Densidad de Lutitas 10 8.3.- Recorte de Lutita 10 8.4.- Temperatura en la Descarga del Lodo 11 8.5.- Concentraciones de Cloruros o Contaminación con Agua Salada 11 8.6.- Lodo Cortado con Gas 11 8.7.- Cambio en las Propiedades Reológicas del Lodo 11 8.8.- Conductividad Eléctrica de las Lutitas 12


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7.- Presión Anormal de Formación

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Nivel Fundamental

CAPÍTULO 2.- DETECCIÓN DE BROTES

13

1.- Indicadores de Brotes 15 1.1.- Aumento en el Gasto de Salida 15 1.2.- Aumento de Volumen en Presas 15 1.3.- Flujo sin Circulación 15 1.4.- El Pozo Acepta Menos Lodo o Desplaza Más en los Viajes 16 1.5.- Aumento en la Velocidad de Perforación 17 1.6.- Disminución de la Presión de Bombeo y Aumento de Emboladas 17 1.7.- Lodo Contaminado con Gas 18 1.8.- Lodo Contaminado con Cloruros 18 1.9.- Cambio en las Propiedades Reológicas del Lodo 18 1.10.- Aumento en el Peso de la Sarta de Perforación 18 2.- Respuesta Oportuna ante Indicadores de Brotes CAPÍTULO 3.- CONCEPTOS DE PRESIONES

18 21

1.- Tipos de Presión 23 1.1.- Concepto del Tubo en “U” 23 1.2.- Presión 24 1.3.- Presión Hidrostática 24 1.4.- Densidad 24 1.5.- Gradiente de Presión 25 1.6.- Presión de Formación 25 1.7.- Formaciones con Presión Normal 26 1.8.- Formaciones con Presión Subnormal 26 1.9.- Formaciones con Presión Anormal 26 1.10.- Presión de Sobrecarga (PSC) o Presión Total de Formación 26 1.11.- Presiones Máximas Permisibles 27 1.12.- Presión de Fractura 28 1.13.- Fractura de la Formación 29


3.- Cálculos Complementarios 41 3.1.- Determinación del Tipo de Brote 41 3.2.- Cantidad de Barita Necesaria para Densificar el Lodo 42 3.3.- Incremento en el Volumen de Lodo por Adición de Barita 42


Nivel Fundamental

2.- Cálculos Básicos para el Control de un Brote 37 2.1.- Tiempo de Desplazamiento en el Interior de la Sarta 37 2.2.- Volumen Activo del Lodo en el Sistema 38 2.3.- Capacidad de Bombeo de Acuerdo a las Características de la Bomba 38 2.4.- Desplazamiento de la Bomba Tríplex Simple Acción 38 2.5.- Desplazamiento de una Bomba Dúplex Doble Acción 38 2.6.- Densidad de Control (DC) 39 2.7.- Presión Inicial de Circulación (PIC) 39 2.8.- Método Alterno para Conocer la PIC 40 2.9.- Presión Final de Circulación (PFC) 40 2.10.- Información Anticipada en el Pozo 41

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1.14.- Presión de Fondo en el Pozo 29 1.15.- Presión de Goteo 31 1.16.- Presión Diferencial 31 1.17.- Transmisión de Presión 32 1.18.- Presiones de Cierre (PCTP Y PCTR) 33 1.19.- Presión de Bombeo y Efecto de la Fricción 33 1.20.- Presiones de Sondeo y Pistoneo 34 1.21.- Pérdidas de Presión en el Sistema de Circulación 35 1.22.- Información de Registros Previa 36

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Nivel Fundamental

4.- Prevención 43 5.- Densidad de Lodo Equivalente (DLE) 43 5.1.- Datos del Pozo 43 6.- Efecto de Presión en la Relación Altura-Volumen 44 7.- Densidad de Control y Presión de Bombeo

45

8.- Presión Limite Dentro del Pozo 8.1.- Máxima Presión Permisible en el Espacio Anular 8.2.- Máxima Presión Permisible en el Espacio Anular sin Fracturar la Formación 8.3.- Presión y Gasto Reducido de Circulación

46 46 47 50

9.- Unidad de Presión 50 9.1.- Formaciones Acumuladoras de Fluidos 51 9.2.- Saturación de Agua 51 9.3.- Fracturas Naturales 51 9.4.- Presión del Yacimiento 51 9.5.- Temperatura 51 9.6.- Presiones 51 9.7.- Propiedades de los Fluidos 52 CAPÍTULO 4.- PROCEDIMIENTOS PARA CIERRE DE POZOS

53

1.- Procedimientos de Cierre 55 1.1.- Procedimiento de Cierre al Estar Perforando 55 1.1.1- Procedimiento Recomendado para el Cierre 55 1.1.2- Cerrado el Pozo 56


3.- Pérdida de Circulación 61 3.1.- Factores Importantes a Evaluar 61 3.2.- Medidas Preventivas que Deben Considerarse en Zonas de Pérdida 62


Nivel Fundamental

2.- Criterios para Definir Cuando no se Debe Cerrar el Pozo 57 2.1.- Procedimiento de Cierre al estar Metiendo o Sacando TP 57 2.1.1- Cerrado el Pozo se Debe: 57 2.2.- Procedimiento de Cierre al Estar Metiendo o Sacando Herramienta 58 2.3.- Procedimiento de Cierre al No Tener Tubería Dentro del Pozo 59 2.4.- Procedimientos de Cierre del Pozo al Correr TR (Poca Longitud) 59 2.5.- Procedimiento de Cierre con TR cerca del Fondo 60 2.6.- Procedimiento con Desviador de Flujo 60 2.7.- Perforando y Viajando. Perforando 60 2.8.- Viajando 60 2.8.1- Supervisión Durante La Operación de Cierre del Pozo 61 2.9.- Procedimiento para Conocer la Presión en la TP Cuando se Tenga Válvula de Contrapresión en la Sarta 61

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1.2.- Procedimiento de Cierre al Estar Perforando con TOP-DRIVE y Válvula de Contrapresión Instalada 56 1.3.- Procedimientos de Cierre al Estar Perforando con TOP-DRIVE sin Válvula de Contrapresión en la Sarta 56 1.4.- Procedimiento de Cierre Suave 56 1.5.- Procedimiento de Cierre Duro del Pozo 56

Nivel Fundamental

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3.3.- Medidas Correctivas que Deben Adoptarse al Presentarse una Pérdida 62 3.4.- Tipos de Tapones para el Control de Pérdidas de Circulación 62 4.- Extracción o Introducción de Tubería

62

5.- Procedimientos para Efectuar Simulacros de Brotes 63 5.1.- Simulacro de Cierre del Pozo al estar Perforando 65 5.1.1- Una Vez Cerrado el Pozo, se Debe Proceder a Simular lo Siguiente: 65 5.2.- Simulacro de Cierre del Pozo al estar Metiendo o Sacando Tubería de Perforación 65 5.2.1- Una Vez cerrado el Pozo, se Debe Proceder a Simular lo Siguiente: 65 5.3.- Simulacro al estar Metiendo o Sacando Herramienta 66 5.3.1- Una Vez Cerrado el Pozo Proceder a lo Siguiente: 66 5.4.- Simulacro al No Tener Tubería Dentro del Pozo 66 5.4.1- Una Vez Cerrado el Pozo se Debe Proceder a Simular lo Siguiente: 66 5.5.- Simulacro de Control de Brotes Usando el Desviador de Flujo 77 6.- Prueba de Integridad con Presión 77 6.1.- Integridad de la Formación 78 6.2.- Procedimiento para Efectuar la Prueba de Goteo 79 6.3.- Observación: 79 6.4.- Prueba de Presión e Integridad 81 7.- Límites de Alarma 83 7.1.- Indicadores de Nivel de Presas 83


8.- Información Previa para el Control del Pozo 86 8.1.- Fractura de la Formación 87 8.2.- Presiones Máximas Permisibles 87 8.3.- Cabezales, Válvulas y otras Conexiones 88 8.4.- Preventores de Reventones 88 9.- Verificación del Flujo 88 9.1.- Método de Verificación de Flujo del Pozo al Perforar: 88 9.2.- Método para Verificar flujo del Pozo al Viajar 88

Nivel Fundamental

7.2.- Indicadores de Flujo en la Línea de Flote 83 7.3.- Tanque de Viajes 84 7.4.- Otros Sensores de Gases Flamables/Explosivos y H2S 85

1.- Técnicas de Introducción 91 1.1.- Introducir Tubería a Presión 91 1.2.- Deslizar tubería a presión 91 1.3.- Planeación de las Actividades 92 1.4.- Condiciones 92 1.5.- Descripción de la Regulación Hidráulica que Acciona La Unidad Snubbing 93 2.- Deslizando Tubería (Stripping) 93 2.1.- Cálculos Relativos a Volúmenes y Presiones Purgados para un Valor Dado de Lingadas a Bajar Dentro del Pozo 94 3.- Fuerza Ascendente en Función de la Presión del Pozo


95

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CAPÍTULO 5.- INTRODUCCIÓN DE TUBERÍAS A PRESIÓN 89

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Nivel Fundamental

CAPÍTULO 6.- CARACTERÍSTICAS Y COMPORTAMIENTO DEL GAS 99 1.- Características del Gas 101 2.- Tipos de Gas 101 3.- Densidad del Gas 102 4.- Migración del Gas 102 5.- Migración de Gas sin Expansión 102 5.1.- Migración de Gas con Expansión Descontrolada 104 5.2.- Migración de Gas con Expansión Controlada 104 6.- Comportamiento y Solubilidad del Gas 106 6.1.- Migración del Gas 106 6.2.- Comportamiento del Gas 106 6.3.- Medición de la Temperatura 108 CAPÍTULO 7.- FLUIDOS DE PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS 109 1.- Clasificación de los Fluidos de Perforación 111 1.1.- Fluidos Base Agua 111 1.2.- Fluidos Base Aceite 111 1.2.1- Emulsión Inversa 111 1.2.2- Emulsión Directa 111 1.3.- Fluidos Sintéticos con Polímeros 112 1.4.- Gases 112 2.- Descripción de los Fluidos de Perforación 113 2.1.- Fluidos Base Agua 113 2.1.1- Espumas 113


4.- Propiedades Fisíco-químicas de los Fluidos 116 4.1.- Reología Del Fluido 116 5.- Técnicas para Determinar la Densidad del Fluido


117

Nivel Fundamental

3.- Funciones de los Aditivos 114 3.1.- Aditivos para Control de PH, Alcalinidad 114 3.2.- Bactericidas 114 3.3.- Removedores de Calcio 115 3.4.- Inhibidores de Corrosión 115 3.5.- Desespumantes (Antiespumantes) 115 3.6.- Emulsificantes 115 3.7.- Reductores de Filtrado 115 3.8.- Floculantes 115 3.9.- Agentes Espumantes 115 3.10.- Materiales para Pérdidas 115 3.11.- Agentes Lubricantes 115 3.12.- Agentes Liberadores de Tubería 115 3.13.- Control de Inhibidores de Lutitas 116 3.14.- Agentes Activos de Superficie 116

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2.2.- Salmuera Sódicas, Cálcicas, con Polímeros y Densificantes 113 2.2.1- Salmueras Cálcicas 113 2.2.2- Salmueras con Polímeros y Densificantes 113 2.2.3- Fluidos Bentoniticos 113 2.2.4- Fluidos Lignosulfonatos Emulsionados 114 2.2.5- Fluidos Tratados con Calcio 114 2.2.6- Agua Dulce 114 2.3.- Fluidos Base Aceite 114 2.3.1- Emulsión Inversa 114 2.3.2- Fluidos de Baja Densidad 114

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Nivel Fundamental

6.- Propiedades del Lodo por Incremento en la Densidad y Dilución

118

7.- Condiciones de Seguridad en los Fluidos de Perforación 119 8.- Función Primaria del Fluido de Terminación de Pozos 119 8.1.- Mantener Controlada la Presión de Formación 120 8.2.- Evitar o Minimizar el Daño a la Formación 120 8.3.- Acarreo de Recortes a la Superficie 121 8.4.- Suspensión y Acarreo de Recortes al Detenerse la Circulación 122 8.5.- Soporta Parte del Peso de la Sarta 123 8.6.- Enfriamiento y Lubricación de la Sarta de Trabajo 123 8.7.- Formación de Pared (enjarre) 124 8.8.- Permitir el Medio Adecuado para Efectuar Operaciones con Equipos de Servicio a Pozos 124 8.9.- Evitar Daños a los Accesorios Superficiales 124 8.10.- Prevenir el Factor Temperatura en los Fluidos 125 8.11.- Evitar Riesgos al Personal y al Ambiente 125 9.- Características de los Fluidos de Terminación y de Reparación a los Pozos

125

CAPÍTULO 8.- MÉTODOS DE CONTROL

127

1.- Objetivos de los Métodos de Control 129 1.1.- Registro Previo de Información 129 1.2.- Gasto y Presión Reducidas 129 1.3.- Registro de Presiones de Cierre del Pozo 129 1.4.- Densidad del Fluido para Controlar el Pozo 130 1.5.- Presiones de Circulación al Controlar El Pozo 130 1.6.- Registro del Comportamiento de la Presión-Volumen 130


4.- Método de Esperar y Densificar 135 4.1.- Secuencia 135 4.2.- Descripción de los eventos 135 5.- Método Concurrente 136 5.1.- Secuencia 136 5.2.- Descripción de los Eventos 137 5.3.- Desventajas que Afectan su Aplicación 137 5.4.- Soluciones 138 5.5.- Factores de Capacidad Interior 138 5.6.- Volumen Interior 138 5.7.- Capacidad de la Bomba 139 5.8.- Cálculos Complementarios 139


Nivel Fundamental

3.- Descripción de los Métodos 131 3.1.- Método del Perforador 131 3.2.- Secuencia 131 3.2.1- Primera Circulación (Con Densidad Original) 131 3.2.2- Segunda Circulación (Con Densidad de Control) 132 3.3.- Recomendación 132 3.4.- Básicamente el Método del Perforador Consiste en: 132 3.5.- Secuencia del Método del Perforador en Diagramas de Tubo en “U” 133

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2.- Principio de los Métodos de Control con Presión de Fondo Constante 130 2.1.- Objetivos del Método del Perforador 131 2.2.- Objetivos del Método de Control Esperar y Densificar 131 2.3.- Objetivos del Método Concurrente 131

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Nivel Fundamental

5.9.- Hoja para el Control de Brotes con Cédula de Trabajo 141 6.- Métodos Alternos de Control de Pozos 142 6.1.- Método de Lubricar y Purgar 142 6.2.- Método de Regresar Fluidos Contraformación (Bullheading) 142 6.2.1- Secuencia 143 6.2.2- Descripción de los Eventos 143 7.- Método De Control Dinámico 144 8.- Circulación Inversa 144 9.- Otros Métodos de Control de Pozos 146 9.1.- Técnicas Alternas Utilizadas para Controlar un Brote 146 9.1.1- Técnica de Desviación del Flujo 146 9.1.2- Ventajas 146 9.1.3- Desventajas 146 10.- Técnica de Estrangulación Limitada 147 10.1.- Problemas Asociados con esta Técnica 147 10.2.- Método Aplicado 149 11.- Método Volumétrico 149 12.- Técnicas Cuando se Presenta un Descontrol Subterráneo 151 12.1.- Indicadores de un Descontrol Subterráneo 152 12.2.- Recomendación para Solucionar un Descontrol Subterráneo 153 12.3.- Bache de Lodo 153 12.4.- Tapón de Barita 153


14.- Solución de Problemas Durante el Control

155

15.- Razones Específicas para Seleccionar un Método de Control 155 15.1.- Control Primario 156 15.2.- Control Secundario 156 15.3.- Observación 156 15.4.- Control Terciario 156 16.- Métodos Incorrectos para Controlar un Pozo 16.1.- Levantar la Barrena a La Zapata al Detectar un Brote 16.2.- Nivel de Presas Constante 16.3.- Empleo de Densidad Excesiva 16.4.- Mantener Constante la Presión en TR 16.5.- Regresar Fluidos a la Formación

157 157 157 157 157 158

17.- Concepto de Barreras 158 17.1.- Barreras 158 17.2.- Análisis Operativo y Aplicaciones 162 17.3.- Análisis Operativo 162 17.4.- Determinación de la Aplicación de Barreras 162 17.5.- Aplicación de Barreras 162 17.6.- Barreras Positivas y Condicionales 162 17.7.- Barreras Positivas 163 17.8.- Cambio de Árbol por Preventor al Iniciar una Terminación 163 17.9.- Barreras Condicionales 163 17.10.- Barreras Condicionales 163


Nivel Fundamental

154

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13.- Localización de la Zona De Fractura

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Nivel Fundamental

18.- Técnica del Perforador 164 18.1.- Primera Circulación 164 18.2.- Segunda Circulación 164 19.- Técnica de Evaluación de Brotes sin Cerrar Totalmente el Pozo para Arenas de Desarrollo de la Cuenca de Burgos 20.- Técnica de Control de Pozo Simplificado 20.1.- Ajuste de Presión de Bombeo por Cambio de Gasto 20.2.- Objetivos de Buenas Prácticas Sobre Control de Pozos 20.3.- Ajuste de Presión de Bombeo por Reducción de Densidad 20.4.- Ajuste de Presión de Bombeo por Incrementó de Densidad CAPÍTULO 9.- PROBLEMAS DURANTE EL CONTROL DE UN POZO

164 164 165 165 165 165

167

1.- Estrangulador 169 1.1.- Erosionado 169 1.2.- Obturado 169 1.3.- Identificación del Problema 169 1.4.- Acciones Correctivas 169 2.- Herramientas Tubulares Erosionadas 169 2.1.- Detección del Problema 169 2.2.- Evaluando la Presión del Cierre 170 2.3.- Acciones Correctivas 170


5.- Fugas en las Conexiones Superficiales

172

6.- Falla en la Bomba de Lodos

172

7.- Presiones Excesivas en la Tubería de Perforación

173

8.- Brote de Agua Salada 173 9.- Falla En Componentes del Equipo Superficial

173

CAPÍTULO 10.- SISTEMA SUPERFICIAL DE CONTROL DE POZOS 177 1.- Unidad para Operar Preventores 179 1.1.- Depósito Almacenador de Fluido 179 1.2.- Requerimientos de los Acumuladores 179 1.3.- Acumuladores, Requerimiento de Volumen y Pruebas 180 1.4.- Requerimientos de Presión y Precarga de los Acumuladores 182 1.5.- Fuentes de Energía-Requerimientos de las Bombas 182 1.5.1- Potencia de Bomba 182 1.5.2- Sistema de Potencia 184 1.6.- Partes de la Unidad y Recomendaciones 186


Nivel Fundamental

4.- Gas Somero 172 4.1.- Acciones Correctivas 172

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3.- Problemas en la Tubería de Revestimiento por Presiones Extremas 170 3.1.- Precauciones 171 3.2.- Acciones Correctivas 171

Nivel Fundamental

WellCAP

2.- Control Remoto Requerimientos 189 2.1.- Válvulas, Conexiones y Líneas de la Unidad Acumuladora para Operar Preventores 190 2.1.- Pruebas de Operación y Funcionamiento del Sistema 190 2.3.- Tiempo de Respuesta del Sistema de Bombeo 191 2.4.- Prueba de Operación del Sistema de Acumuladores 191 2.5.- Cierre de un Preventor Utilizando la Fuente de Energía Nitrógeno N2 192 3.- Cabezal de Tubería de Revestimiento

192

4.- Carrete de Control 193 4.1.- Especificaciones y Recomendaciones 193 5.- Preventor de Arietes 194 5.1.- Arietes 194 5.2.- Arietes para Tubería 194 5.3.- Características 195 5.4.- Arietes Variables 195 5.5.- Posición de los Arietes Ciegos 195 5.6.- Ventajas 196 5.7.- Desventajas 196 5.8.- Arietes de Corte 197 6.- Preventor Anular 197 6.1.- Características de Diseño 198 6.2.- Recomendaciones de Operación 199 6.3.- Empaquetadura de Preventores (Elastómeros) 199 6.4.- Inspección y Almacenamiento 200 7.- Conexiones Superficiales de Control

201


9.- Conjunto de Preventores de Superficie 219 9.1.- Arreglos del Conjunto de Preventores 220 9.2.- Candado de Preventores 222 10.- Sistema Desviador de Flujo 222 10.1.- Instrucciones de Operación y Recomendaciones 223


Nivel Fundamental

8.- Anillos y Bridas 201 8.1.- Instalación de Anillos, Bridas y Conexiones 201 8.2.- Tipos de Bridas 207 8.3.- Rangos de Presión 208 8.4.- Anillos para Conexiones Bridadas 208 8.5.- Tipos de Anillo 208 8.6.- Recomendaciones al Instalar Anillos 211 8.7.- Birlos, Espárragos y Tuercas 212 8.8.- Válvulas de Control y Preventor Interior 215 8.9.- Válvulas de la Flecha 215 8.10.- Válvula Inferior de la Flecha 215 8.11.- Válvulas en el Piso de Perforación 217 8.12.- Preventor Interior 217 8.13.- Ventajas 217 8.14.- Válvulas de Compuerta 219

WellCAP

7.1.- Consideraciones de Diseño 201 7.1.1.- Línea de Matar 201 7.2.- Especificaciones y Recomendaciones 202 7.3.- Múltiple y Líneas de Estrangular 203 7.4.- Consideraciones de Diseño 203 7.5.- Recomendaciones de Operación 204 7.6.- Estranguladores Ajustables 205 7.7.- Instrucciones de Uso 205 7.8.- Operación y Mantenimiento 206

WellCAP

Nivel Fundamental

11.- Inspección Física del Conjunto de Preventores

224

12.- Pruebas de Presión y Frecuencia 225 12.1.- Requerimientos de las Pruebas de Presión 225 12.2.- Pruebas Operativas al Arreglo de Preventores y Equipo durante los Viajes 226 12.3.- Pruebas Operativas al Arreglo de Preventores y Equipo cada 14 Días 226 13.- Probadores 227 14.- Refaccionamiento Mínimo en el Pozo

228

15.- Equipo Auxiliar para la Detección Oportuna de Brotes 228 15.1.- Indicadores de Flujo en la Línea de Flote 229 15.2.- Indicadores de Nivel en Presas 230 15.3.- Mediciones Utilizando el Tanque de Viajes 230 15.4.- Manómetros de Presión 232 15.5.- Sistemas de Alarma 232 16.- Desgasificador de Lodo 233 16.1.- Separador Gas Lodo 234 16.2.- Características de Diseño 234 17.- Cabeza para Deslizar Tubería Lubricador y Cabeza Rotatoria 235 18.- Sistema Rotatorio de Perforación Top Drive Drilling Systems 235 18.1.- Características de Operación 236 19.- Lubricador Stripper 237


241

1.- Árbol De Producción 243 1.1.- Componentes de Superficie 244 1.1.1- Cabezal de Tubería de Revestimiento 244 1.1.2- Carrete para Tuberías de Revestimiento 244 1.1.3- Cabezal de Tubería de Producción 245 1.1.4- Bolas Colgadoras y Envolventes 245 1.1.5- Carrete Adaptador Colgador 245 1.1.6- Niple o Cople Colgador 245 1.1.7- Árbol de Válvulas 246 2.- Sistemas de Seguridad en Superficie

247

3.- Dispositivo de Seguridad Subsuperficial

247

4.- Dispositivo de Seguridad Superficial

248

Nivel Fundamental

CAPÍTULO 11.- EQUIPO Y SISTEMAS DE SUPERFICIE

6.- Empacadores 249 6.1.- Explotando el Intervalo Productor 249 6.2.- Componentes de un Empacador 249 6.3.- Selección de un Empacador 249 6.4.- Anclaje de un Empacador 250 6.5.- Prueba de Efectividad a un Empacador 250 6.6.- Lubricadores 251 6.7.- Equipo de Alta Presión y Partes 251 7.- Funcionamiento y Pruebas de Presión 252 7.1.- Presión de Trabajo del Equipo de Control Superficial 252 7.2.- Razones para Reducir la Presión de Trabajo 253


WellCAP

5.- Dispositivos que Accionan los Sistemas de Seguridad 248

WellCAP

Nivel Fundamental

7.3.- Áreas de Riesgo Durante el Cierre y Control de Pozo 254

CAPÍTULO 12.- MARCO NORMATIVO

257

1.- Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente 259 2.- Reglamento de Trabajos Petroleros 268 3.- Reglamento para Prevenir y Controlar la Contaminación del Mar por Vertimiento de Desechos y Otras Materias 271 3.1.- Información Adicional 273 4.- Reglas en Operación de Perforación de Pozos 274 4.1.- Visitas de Inspección 274 4.1.1- Acceso a la Unidad Perforadora 274 4.2.- Requerimientos Generales 274 4.3.- Prácticas Recomendadas para Soldar y Cortar 276 4.4.- Factores a Considerar en el Diseño del Pozo 277 4.5.- Sistema y Programa de Lodos 278 4.5.1- Control de Brotes 278 4.5.2- Equipo para Análisis y Monitoreo de Lodo 278 4.5.3- Cantidades de Lodo 280 4.5.4- Precauciones en Áreas Cerradas Donde se Maneja Lodo 278 4.6.- Tuberías de Revestimiento y Cementaciones 281 4.6.1- Requerimientos Generales 278 4.7.- Tubería Conductora o Estructural 282 4.8.- Tubería de Revestimiento Superficial 282 4.9.- TR Intermedia 282


5.- Componentes para la Prevención de Reventones 283 5.1.- Pruebas, Operación, Inspección y Mantenimiento a Sistemas de Preventores 285 5.1.1- Pruebas de Baja Presión 285 5.2.- Prueba de Componentes del Sistema de Prevención de Preventores 286 5.3.- Frecuencia de Prueba 286 6.- Preventores Submarinos y Requerimientos

287

7.- Operaciones Con Sartas Combinadas Para Tuberías De Trabajo 287

Nivel Fundamental

4.10.- TR de Explotación 283 4.11.- Tiempo de Fraguado 283 4.12.- Pruebas de Presión De TR’S 283

9.- Simulacros de Control de Brotes y Seguridad en el Agua 288 10.- Entrenamiento en Control de Brotes

289

11.- Supervisión y Vigilancia 289 12.- Seguridad en el Agua y Sobrevivencia en el Mar 290 12.1.- Botes Salvavidas y Cápsulas (Balsas) 292 12.2.- Simulacros de Emergencia 293 12.3.- Simulacros de Abandono de la Instalación Marina 293 12.4.- Simulacros de Lanzamiento de Botes Salvavidas y Cápsulas 294


WellCAP

8.- Sistema Desviador De Flujo 288

Nivel Fundamental

WellCAP

12.5.- Simulacro Hombre al Agua 12.6.- Condiciones Cuando Hay Mal Tiempo 12.7.- Amaraje de Emergencia para un Helicóptero 12.8.- Comunicaciones Marinas – Equipos de Emergencia 12.9.- Señales Internacionales de Socorro 12.10.- Embarcaciones de Rescate en Espera

294 295 295 296 296 296

13.- Trabajos en Ambientes Amargos 296 13.1.- Sulfuro de Hidrógeno (Ácido Sulfhídrico) 297 13.2.- Protección y Seguridad del Personal 297 13.3.- Sistema Visible de Alarma 298 13.4.- Sistema de Alarma Audible 298 13.5.- Equipo para la Protección y Monitoreo de H2S 299 13.6.- Equipo de Protección Respiratoria 299 13.7.- Equipo Adicional de Seguridad 299 13.8.- Equipos de Ventilación 300 13.9.- Notificación a las Autoridades Competentes 300 13.10.- Programa de Lodos en Zonas que Contienen Ácido Sulfhídrico 300 13.11.- Atmósferas con Gas Amargo 300 13.12.- Prueba de Formación en Zonas con H2S 301 13.13.- Propiedades Metalúrgicas del Equipo para Uso en Zonas con H2S 301 13.14.- Requerimientos Generales al Operar en Zonas con H2S 301 13.14.1- Precauciones Adicionales Después de Penetrar Zonas con H2S 301 13.15.- Seguridad Del Pozo 303 14.- Operaciones de Terminación de Pozos 303 14.1.- Requerimientos Generales 303


16.- Abandono de Pozos 310 16.1.- Probando Retenedores, Tapones Mecánicos o de Cemento 311 16.2.- Aislando o Taponando Intervalos Disparados 311 16.3.- Verificación de la Limpieza de la Localización 312 16.4.- Criterios de Calificación 313 16.4.1.- Criterios de Calificación en Operaciones de Perforación 313 16.5.- Criterios de Calificación en Operaciones de Terminación 316 16.6.- Criterios de Calificación en Operaciones de Reparación de Pozos 316 16.7.- Criterios de Calificación en Abandono de Pozos 317 17.- Terminología de Medio Ambiente


317

Nivel Fundamental

15.- Operaciones en Reparación de Pozos 307 15.1.- Requerimientos Generales 307 15.2.- Ácido Sulfhídrico (H2S) 308 15.3.- Fluidos de Control, Equipo y Operaciones 308 15.4.- Equipo para El Control de Brotes 309 15.5.- Sistema para El Control de Brotes: Pruebas a Presión, Registros y Simulacros. 310 15.6.- Tubería de Producción, Cabezal y Árbol de Válvulas 310 15.7.- Operaciones con Línea de Acero 310

WellCAP

14.2.- Fluidos de Control, Equipo y Operaciones 304 14.3.- Equipo Para El Control Del Influjo 304 14.4.- Sistema para Control del Influjo : Pruebas a Presión, Registros y Simulacros 306 14.5.- Tubería de Producción, Cabezal y Árbol de Válvulas 307

WellCAP

Nivel Fundamental

CAPÍTULO 13.- OPERACIONES EN TERMINACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

321

1.- Introducción 323 2.- Terminación de Pozos 323 2.1.- Terminación Exploratoria (T.E.) 324 2.2.- Terminación de Desarrollo (T.D.) 324 2.3.- Terminación de Pozo Inyector 324 2.4.- Terminación en Agujero Abierto 324 2.5.- Terminación con T.R. Perforada 325 3.- Tipos de Aparejos de Producción 326 3.1.- Aparejo Sencillo Fluyente 326 3.2.- Aparejo Sencillo Bombeo Neumático 326 3.3.- Aparejo Doble Terminación Fluyente 327 3.4.- Aparejo Sencillo Fluyente con Cámara de Acumulación 327 3.5.- Aparejo Sencillo de B.N. con Cámara de Acumulación 328 4.- Reparación a los Pozos 329 4.1.- Reparación Mayor (RMe) 329 4.2.- Reparación Menor (RM) 329 5.- Operaciones de Mantenimiento a los Pozos 5.1.- Invasión de Agua Salada 5.2.- Agotamiento y Baja Recuperación del Intervalo 5.3.- Daños a las Formaciones Productoras 5.4.- Cementaciones Primarias Defectuosas 5.5.- Desprendimientos y Roturas en las Tuberías de Revestimientos 5.6.- Relación Gas-Aceite (RGA)

330 330 330 331 331 332 332


APÉNDICE.- 337 Formulario Básico 339 Fórmulas Prácticas (No Científicas) 343 GLOSARIO.- 353


WellCAP

6.- Operaciones de Reparación Menor 333 6.1.- Acumulación de Arena Frente a los Intervalos Abiertos 333 6.2.- Tuberías Obturadas en su Interior con Sal, Arena o Fluidos 333 6.3.- Tuberías Obturadas en su Interior con Sal, Arena o Fluidos 334 6.3.1.- Comunicación entre TP Y TR 334 6.4.- Cambios en el Aparejo de Producción o en El Sistema de Recuperación de Acuerdo a la Etapa Productiva del Pozo 334 6.5.- Yacimiento Agotado 334

Nivel Fundamental

5.7.- Sistema Primario de Recuperación del Pozo 333 5.8.- Inyección de Agua 333

Nivel Fundamental

WellCAP


Nivel Fundamental

ÍNDICE 1. Causas de los brotes

3 __________________________________

2. Densidad Insuficiente de Lodo

3 __________________________________

3. Llenado Insuficiente Durante los Viajes 4 __________________________________

4. Sondeo del Pozo al Sacar la Tubería

8 __________________________________

5. Contaminación del Lodo con Gas

WellCAP

(“corte”) 8 __________________________________

2

6. Pérdidas de Circulación

9 __________________________________

7. Presión Anormal de Formación

9 __________________________________

8. Detención de Formaciones con

Presión Anormal 10 __________________________________


1. CAUSAS DE LOS BROTES

Al ocurrir un brote, se desaloja del pozo una cantidad de lodo de perforación, y si dicho brote no es detectado, ni corregido a tiempo, se podrá producir un reventón o descontrol.

Los brotes ocurren como resultado de que la presión de formación es mayor que la ejercida por la presión hidrostática del lodo, la cual causa que los fluidos del yacimiento fluyan hacia el interior del pozo. 1.1 Clasificación de Los Brotes Intencionales y No Intencionales Los intencionales son por ejemplo; los que son producto de una acción provocada como: de una prueba de formación, de una prueba de producción, redisparo de un intervalo, y las operaciones de perforación bajo balance. Los no intencionales son los explicados a continuación. Normalmente, en las operaciones de perforación se conserva una presión hidrostática ligeramente mayor que la de formación, de esta forma se previene el riesgo de que ocurra un brote.


2. DENSIDAD INSUFICIENTE DE LODO La densidad insuficiente del lodo es una de las causas predominantes por las que se originan los brotes. En los últimos años se ha hecho énfasis en perforar con densidades de lodo mínimas con el objeto de optimizar las velocidades de penetración; es decir, que la presión hidrostática sea solamente la suficiente para contener la presión de formación. Sin embargo, cuando se perfora una zona permeable mientras se usan densidades mínimas de lodo, los fluidos de la formación pueden fluir hacia el pozo y puede producirse un brote.

Nivel Fundamental

DESCONTROL: Se define como un brote de fluidos, el cual no se puede manejar a voluntad.

• Densidad insuficiente de lodo. • Llenado insuficiente durante los viajes. • Sondeo del pozo al sacar tubería demasiado rápido. Pistoneo del pozo al meter tubería demasiado rápido. • Pérdidas de circulación. • Contaminación del lodo con gas (lodo cortado por gas).

WellCAP

BROTE: Es la entrada de fluidos provenientes de la formación al pozo, tales como aceite, gas o agua (Mezcla gas/aceite).

En ocasiones, la presión de formación excederá a la presión hidrostática ejercida por el lodo y ocurrirá un brote, originado por:

Los brotes causados por densidades insuficientes de lodo pudieran parecer tener la solución obvia de perforar con densidades de lodo altas; sin embargo, esto no es lo más viable por varias razones:

3

Nivel Fundamental

WellCAP

• Se puede exceder el gradiente de fractura de la formación e inducir una pérdida de circulación. • Se incrementa el riesgo de tener pegaduras por presión diferencial. • Se reduce significativamente la velocidad de penetración. Por lo tanto, la mejor solución será mantener la presión hidrostática ejercida por el lodo ligeramente mayor que la presión de formación.

3. LLENADO INSUFICIENTE DURANTE LOS VIAJES El llenado insuficiente del pozo durante los viajes, es otra causa predominante de que ocurran los brotes. A medida que la tubería se saca del pozo, el nivel del lodo dentro del mismo disminuye debido a que el volumen de acero de la tubería desplaza una cierta cantidad del lodo al ser introducida al pozo. Tabla 1 Requerimiento de llenado en diferentes geometrías y densidades al extraer tuberías (lingadas).

TR 10 ¾

TR

De acuerdo con las normas API-16D, APIRP59 y UNP, al estar sacando la tubería, debe llenarse el espacio anular con lodo antes de que la presión hidrostática de la columna de lodo acuse una disminución de 3.5 kg/cm2 a 5 kg/cm2 (dependiendo de las condiciones del pozo).

DENSIDAD gr/cm3 1.40

1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

3½

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

TP pg

9⅝

TR


1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

3½

5

5

5

5

5

5

5

5

5

4½

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

TP pg

4

De lo anterior se deduce la vital importancia de llenar el pozo con lodo periódicamente, evitando así un posible brote. Esto es más crítico cuando se saca la herramienta (de mayor desplazamiento), como es el caso de los lastrabarrenas y la tubería pesada de pared gruesa (H.W.).

TP pg

7⅝

Conforme se extrae tubería y el pozo no se llena con lodo, el nivel del mismo decrece y, por consecuencia, también la presión hidrostática.


1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

2⅜

5

5

5

5

5

5

5

5

5

2⅞

5

5

5

5

5

5

5

5

5

3½

5

5

5

5

5

4

4

4

4


TR

TP

7

TR

1.40

1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

2⅜

5

5

5

5

5

5

5

5

5

2⅞

5

5

5

5

5

5

5

5

5

3½

4

4

4

4

3

3

3

3

3

TP pg

1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

2⅜

5

5

5

5

4

4

4

3

3

(lb/pie)

2⅞

2

2

2

2

2

2

2

1

1

TR

TP

5 18

(lb/pie)

10 ¾

TR

1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

2⅜

5

5

5

5

4

4

4

3

3

2⅞

3

2

2

2

2

2

2

2

2


1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

3½

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

4

4

4

3

3

3

3

3

3

7⅝

3½

TR

TP HW

pg 3½

Tabla 2 Requerimiento de llenado en diferentes geometrías y densidades al extraer tuberías HW (lingadas).

DENSIDAD gr/cm3

TP HW

pg

7

1.40

TP pg

DENSIDAD gr/cm3

Nivel Fundamental

1.40

5 21

pg

TR

DENSIDAD gr/cm3

WellCAP

pg

DENSIDAD gr/cm3

1.40

1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

4

4

3

3

3

3

3

2

2


1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

3

2

2

2

2

2

2

2

2


5

TR

DC

Nivel Fundamental

pg 10 ¾

7¼

TR

DC pg

9⅝

TR

1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

4

1

1

1

1*

1*

1*

1*

1*


1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

6¼

1

1

1

1

1

1

1

1*

1*

6½

1

1

1

1*

1*

1*

1*

1*

1*

DC

9⅝

5

TR

DC pg

WellCAP

1.40

1.40

pg

7⅝

TR


1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

4

4

4

3

3

3

3

3

3


1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

4¾

1

1

1

1

1

1

1

1

1

5

1

1

1

1

1*

1*

1*

1*

1*

DC pg

7

DENSIDAD gr/cm3

4¾


1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

1*

1*

1*

1*

1*

1*

1*

1*

1*

Tabla 3 Requerimiento de llenado en diferentes geometrías y densidades al extraer lastrabarrenas (DC) en lingadas. * De acuerdo a las normas internacionales de seguridad, en estos arreglos geométricos y densidades, se deberá llenar el pozo continuamente.

6


PESO lb/pie

DIAM. INTERIOR pg

DESPLAZAMIENTO lt/m

2⅜

6.65

1.815

1.26

2⅞

10.4

2.151

1.97

3½

13.3

2.764

2.52

3½

15.5

2.602

2.94

4½

16.6

3.826

3.15

4½

20

3.64

3.79

5

19.5

4.276

3.70

5

25.6

4

4.89

DIAM. EXTERIOR pg

PESO lb/pie

DIAM. INTERIOR pg

DESPLAZAMIENTO lt/m

3½

25.31

2.062

4.804

4½

42

2.75

7.97

5”

50

3

9.49

DIAM. EXTERIOR pg

PESO lb/pie

DIAM. INTERIOR pg

DESPLAZAMIENTO lt/m

4¾

47

2¼

8.92

5

53

2¼

10.06

6¼

91

2¼

17.27

6½

91

2

13/16

17.27

7¼

119

2

13/16

22.59

8

147

3

27.9

9½

216

3

41.00


Tabla 6 Herramienta.

Nivel Fundamental

Tabla 5 Tubería de perforación (H.W.).

Tabla 4 Desplazamientos de distintos diámetros y herramienta para la determinación del volumen necesario para llenar el pozo.

WellCAP

DIAM. EXTERIOR pg

7

Nivel Fundamental

WellCAP

Esto implica que se le debe indicar al perforador el número de lingadas de tubería de perforación o lastrabarrenas que pueda sacar del pozo antes de llenar nuevamente el espacio anular, así como el volumen del lodo requerido para llenarlo cada vez que se realice un viaje de tubería.

4. SONDEO DEL POZO AL SACAR LA TUBERÍA El efecto de sondeo se refiere a la acción del pistón y el cilindro que ejerce la sarta de perforación dentro del pozo.

Entre las variables que influyen en el efecto de sondeo están las siguientes: • Velocidad de extracción de la tubería. • Propiedades reológicas (viscosidad alta, gelatinosidad alta, enjarre grueso) del lodo. • Geometría del pozo. • Estabilización de la sarta. Siendo la velocidad de extracción de la tubería la única variable que pudiera sufrir modificaciones, se comprende la importancia de disminuirla para reducir el efecto de sondeo.

5. CONTAMINACIÓN DEL LODO CON GAS (“CORTE”) Los brotes se pueden originar debido a una reducción en la densidad del lodo a causa de la presencia del gas contenido en la roca cortada por la barrena. Figura 1 Efecto de sondeo

Es decir, cuando se mueve la sarta hacia arriba, ésta tiende a levantar el lodo con mayor rapidez que la que el lodo tiene para caer por la sarta y la barrena. En algunas ocasiones, la barrena, los lastrabarrenas, la tubería HW o los estabilizadores se “embolan” con sólidos de la formación, haciendo más crítico dicho efecto.

8

Si esta reducción de presión es lo suficientemente grande como para disminuir la presión hidrostática efectiva a un valor por debajo a la formación, dará origen a un desequilibrio que podrá causar un brote.

Al perforar demasiado rápido, se puede desprender el gas contenido en los recortes en tal cantidad que reduzca sustancialmente la densidad del lodo. Al reducir ésta, lógicamente también se reduce la presión hidrostática en el pozo, de manera que si ésta es menor que la presión de formación, una cantidad adicional de gas entrará al pozo.


• Reducir el ritmo de penetración. • Aumentar el gasto de circulación. • Circular el tiempo necesario para desgasificar el lodo.

Las pérdidas de circulación son los problemas más comunes durante la perforación de un pozo y se clasifican en dos tipos: • Pérdidas naturales o intrínsecas. • Pérdidas mecánicas o inducidas. Si la pérdida de circulación se presenta durante el proceso de la perforación de un pozo, se corre el riesgo de tener un brote, esto se incrementa al estar en zonas de alta presión o de yacimiento en un pozo exploratorio o delimitador. Al perder la columna de lodo, la presión hidrostática ejercida por el mismo, ésta puede disminuir a un punto tal, que permita que el pozo fluya originando un brote. Con el objeto de reducir las pérdidas de circulación se recomienda efectuar las prácticas siguientes:


7. PRESIÓN ANORMAL DE FORMACIÓN La presión de la formación es la que existe dentro de los espacios porosos de la roca. Esta presión es la resultante de la sobrecarga y ejerce tanta presión sobre la formación como sobre los fluidos contenidos en ella. Las clasificaciones de la presión de formación se relacionan con la presión de fluidos en los poros de la formación y la densidad de los fluidos contenidos en los espacios porosos. Las presiones en la formación pueden ser normales, anormales o subnormales. Las formaciones con presiones anormales ejercen presiones mayores que la hidrostática del fluido contenido en la formación. Se generan durante la fase de compactación, restringiendo el movimiento de los fluidos, forzando de esta manera a que la sobrecarga sea soportada más por el fluido que por los granos de la roca. Esta presurización de los fluidos excede por lo general 0.108 kg/ cm2/m y en ocasiones, para controlar estas presiones de formación, se pueden necesitar fluidos de mayor densidad y a veces superiores a los 0.224 kg/cm2/m.

Nivel Fundamental

6. PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN

• Emplear la densidad mínima de lodo que permita el pozo. • Mantener el mínimo de sólidos en el pozo. • Mantener los valores reológicos en condiciones óptimas de operación. • Reducir las pérdidas de presión por fricción en el espacio anular. • Evitar incrementos bruscos de presión. • Reducir la velocidad de introducción de la sarta.

WellCAP

El gas se detecta en la superficie bajo la forma de lodo “cortado” Una pequeña cantidad de gas en el fondo del pozo representa en la superficie un gran volumen debido a su expansión. Han ocurrido brotes por esta causa, los cuales se han transformado en reventones, por lo que, para reducir su efecto se recomienda efectuar las prácticas siguientes:

9

Nivel Fundamental

8. DETECCIÓN DE FORMACIONES CON PRESIÓN ANORMAL Los indicadores de una formación con presión anormal incluyen: el ritmo de penetración, la densidad de la lutita, la cantidad y apariencia del recorte, la temperatura en la descarga, la concentración de cloruros o agua salada en el lodo, el lodo contaminado con gas, las propiedades reológicas del lodo y la conductividad de la lutita. Sin embargo, ninguno de estos indicadores es absoluto; por lo tanto, deberán analizarse en conjunto. Cuando varios indicadores muestran la posible presencia de una formación con presión anormal, habrá entonces una alta probabilidad de que dicha formación exista realmente. En caso de aparecer alguna indicación de su existencia, deberá observarse el pozo cuidadosamente.

WellCAP

8.1 Aumento en el Ritmo de Penetración Cuando la presión de formación es mayor que la presión del pozo, aumenta considerablemente el ritmo de penetración de la barrena. Por lo tanto, al encontrar una zona de presión anormal puede ocasionarse un aumento en el ritmo de penetración. Sin embargo, se sabe que hay otros muchos factores que contribuyen al ritmo de penetración; por lo que, este no es un indicador absoluto de la presencia de presiones anormales. Algunos factores que afectan al ritmo de penetración son: el desgaste de la barrena, su tamaño y tipo, el tipo de formación, las propiedades del lodo, la velocidad de rotación, la carga sobre barrena y el gasto de circulación.

10

Cuando ocurra un “quiebre” en el avance y no haya cambio en alguna de las otras variables, se debe sospechar la presencia de una zona con presión anormal, pero cuando una de estas variables cambia al ocurrir el “quiebre”, el análisis de la situación se torna más difícil. 8.2 Densidad de Lutitas La densidad de la lutita se puede usar como indicador de la presencia de formaciones anormalmente presionadas. Esta densidad normalmente aumenta con la profundidad, debido a la creciente compactación de la lutita a medida que ésta se encuentra en estratos cada vez más profundos. Las condiciones geológicas que dan origen a las presiones anormales son de tal naturaleza que causan retención de grandes cantidades de agua por parte de las lutitas, y esta agua causa una densidad global baja. Consecuentemente, una disminución en la densidad global de la lutita (desviación de la tendencia normal establecida) nos indicará la existencia de presiones anormales. La densidad de la lutita se puede medir a pie de pozo, con equipo relativamente sencillo. 8.3 Recorte de Lutita La apariencia y cantidad del recorte de lutita también proporciona información útil con respecto a la detección de brotes. En formaciones con presión anormal donde la densidad del lodo es insuficiente, la presión de formación tiende a empujar la lutita hacia el pozo, originándose lo que se conoce comúnmente como problema de “lutitas deleznables”. Cuando esto ocurre; el recorte tiende a llegar a la superficie en mayor cantidad.


La temperatura del lodo en la línea de flote se usa algunas veces como indicador de la presencia de formaciones con presión anormal. Esto se debe a que dichas zonas están generalmente a mayor temperatura que las zonas con presión normal localizada en esa misma profundidad, en la misma área.

8.6 Lodo Cortado con Gas

La concentración de cloruros o la detección de agua salada en el lodo es un indicador de Como para analizar el recorte, éste tiene que un influjo de fluidos de la formación al pozo. sacarse a la superficie por circulación, debe La presencia del agua salada confirma que la considerarse un tiempo de atraso para poder presión de formación ha excedido a la preasociar los datos obtenidos del recorte con la sión hidrostática del lodo. Una posible causa profundidad real de donde proviene. de esta situación puede ser el hecho de estar perforando una zona de presión anormalmen8.4 Temperatura en la Descarga del Lodo te alta.

Si todos los otros parámetros importantes permanecieran constantes, se estabilizaría la temperatura del lodo en la descarga, con lo cual se obtendría un perfil muy uniforme; sin embargo, éste no es el caso. Las conexiones, los tipos de barrena y los cambios tanto en el gasto como en el ritmo de penetración causan fluctuaciones en la temperatura de salida; es por esto que este dato resulta a veces de poco valor en la detección de brotes. Sin embargo, en ocasiones, un aumento en la temperatura de salida estabilizada se debe a presiones anormales.

Un aumento en la cantidad de gas presente en el lodo también puede ser un indicador de la presencia de zonas con presión anormalmente alta. Un aumento en la cantidad de gas en el lodo puede observarse al estar haciendo un viaje o al realizar una conexión. También existirá gas en el lodo si se está perforando una formación productora de gas. A este gas se le conoce como “gas de fondo”. Cualquier aumento en la cantidad de gas en el lodo observado después de efectuar un viaje o realizar una conexión o debido a un aumento del gas de fondo puede deberse a la presencia de formaciones con presiones anormales.

Nivel Fundamental

8.5 Concentraciones de Cloruros o Contaminación con Agua Salada

WellCAP

La lutita que se desprende del pozo (derrumbe) presenta superficies de apariencia pulimentada debido a su separación a lo largo de los planos de depositación.

8.7 Cambio en las Propiedades Reológicas del Lodo La entrada de fluidos de la formación dentro del pozo puede contaminar al lodo de perforación. La floculación y un espesamiento del lodo pueden ser el efecto de la contaminación. Cuando las propiedades reológicas del lodo.


11

En debe tenerse presente que esto pudiera deberse a zonas con presiones anormales.

La conductividad eléctrica de formaciones lutíticas está determinada básicamente por la cantidad de agua contenida dentro de ellas. La presencia de cantidades adicionales de agua dentro de las formaciones lutíticas puede asociarse con zonas de presión anormal. Los registros eléctricos que se corren con el propósito de evaluar las formaciones pueden ser usados para determinar la conductividad eléctrica de las formaciones lutíticas.

WellCAP

Nivel Fundamental

8.8 Conductividad Eléctrica de las Lutitas

12


Nivel Fundamental

WellCAP 14

ÍNDICE 1. Indicadores de brotes

15 __________________________________

2. Respuesta Oportuna

ante Indicadores de Brotes 18 __________________________________


DETECCIÓN DE BROTE

• • • •

Al Al Al Al

estar perforando. sacar o meter tubería de perforación. sacar o meter herramienta. no tener tubería dentro del pozo.

1. INDICADORES DE BROTES

Los indicadores definidos de que el lodo está fluyendo fuera del pozo son: aumento del volumen en el gasto de salida, aumento de volumen en presas mientras se está circulando con un gasto constante, flujo del pozo con la bomba parada; y el hecho de que el pozo acepte menos lodo o fluya de él más lodo que el calculado para el viaje. Otros indicadores de la presencia de un brote son:

1.2. Aumento de Volumen en Presas

Aumento en el ritmo de penetración; disminución en la presión de circulación y aumento en el número de emboladas de la bomba; aumento en el gas del viaje, de conexión o de fondo; presencia de agua en el lodo y aumento de cloruros en el lodo.

Suponiendo que no se añada fluido ni a los tanques ni a las presas de lodo, una ganancia en el volumen de cualquiera de éstos, al estar perforando, es un signo seguro de que se tiene un brote. Existe equipo de medición de volumen que debe tenerse en las presas y los tanques de lodo que hace sonar una alarma indicadora si el nivel de lodo aumenta o disminuye una cantidad prefijada. También hay disponibles, accesorios que mantienen un registro constante del volumen en presas. A estos se les conoce como totalizadores de volumen en presas, y los hay en diferentes marcas y modelos.

1.1. Aumento en el Gasto de Salida

1.3. Flujo sin Circulación

Un aumento en el gasto normal de salida es también una indicación de que está ocurriendo un brote, que a su vez está empujando lodo adicional fuera del pozo. Esta situación

La indicación más definida de un brote es un pozo fluyendo con las bombas paradas. Si el indicador así se manifiesta, es seguro que un brote está en camino. Atender un pozo de esta


Nivel Fundamental

Al momento de ocurrir un brote, el lodo es desplazado fuera del pozo.

puede ser detectada observando el flujo del lodo a través de la temblorina y cualquier cambio fuera de lo normal. Existen equipos medidores de gasto, que pueden detectar esas variaciones en forma automática.

WellCAP

Al momento de ocurrir un brote, el lodo en primera instancia es desplazado fuera del pozo, si el brote no es detectado ni corregido a tiempo, el problema se puede complicar hasta llegar a producir un reventón. En la detección oportuna del brote, se puede tener hasta un 98% de probabilidades de controlarlo. Los indicadores de que el lodo está influyendo fuera del pozo, pueden ocurrir en las siguientes etapas, durante el proceso de perforación del mismo.

15

Nivel Fundamental

WellCAP

manera se le conoce como “observar el pozo”. Esto significa que las bombas de lodo son detenidas y el espacio anular es observado para determinar si el pozo continúa fluyendo o si el nivel estático del fluido está aumentando. Cuando se “observa el pozo”, la práctica normal consiste en subir la sarta de perforación de manera que la flecha se encuentre arriba de la mesa rotatoria. Antes de poder observar si existe flujo, debe llenarse con lodo el espacio anular, en caso de que no esté lleno. 1.4. El Pozo Acepta Menos Lodo o Desplaza Más en los Viajes Cuando se realiza un viaje (introducción o extracción de tubería) es más difícil detectar un brote. En cualquiera de los dos casos, para poder detectar un brote en sus inicios, es necesario llevar un control de la cantidad de tubería introducida o sacada del pozo y el volumen de lodo desplazado o requerido para su llenado correspondiente. Al meter tubería dentro del pozo, se desplazará lodo hacia fuera. El volumen de lodo desplazado deberá ser igual al volumen de acero de la tubería introducida. Si el volumen desplazado es mayor que el volumen del acero, los fluidos de la formación estarán entrando al pozo forzando el lodo hacia afuera; es decir, estará ocurriendo un brote. Si el volumen del lodo desplazado es menor que el volumen de acero de la tubería introducida, entonces se tendrá pérdida de circulación. En caso de que se esté sacando tubería del pozo, se debe añadir lodo para que vaya ocupando el espacio desocupado por la tubería

16

que ya se sacó. El volumen de lodo requerido para llenar el pozo debe ser igual al volumen de acero que ha sido extraído. Si, por el contrario, se requiere una cantidad menor para llenar el pozo, entonces se tendrá una indicación de que está ocurriendo un brote. Ahora bien, si la cantidad de lodo necesaria para llenar el pozo es mayor que el volumen de acero extraído, entonces se tendrá una pérdida de lodo. La extracción de tubería es una operación más crítica que su introducción, debido a los efectos de sondeo y de llenado del pozo. En otras palabras, tanto el efecto de sondeo como el de llenado ocasional del pozo reducen la presión en el fondo y esto puede originar que ocurra un brote. Ambas operaciones de viaje requieren que se determine el volumen del acero de la tubería. El método que se prefiere para su cálculo es a partir de las tablas de desplazamiento, para el tamaño y peso de la tubería en particular que se va a sacar o meter. Otra manera es aplicando la fórmula correspondiente. El volumen real requerido para llenar el pozo puede medirse mediante (1) tanque de viajes, (2) medidor de gasto, (3) cambio en el nivel en las presas y (4) contador de emboladas. Cuando se mete tubería, el tanque de viajes deberá utilizarse para medir el volumen de lodo desplazado del pozo, dependiendo de la forma en que estén hechas las conexiones. Es aconsejable que el tanque de viajes esté dispuesto de tal manera que se pueda utilizar para medir el volumen de lodo llenado o desplazado del pozo. Pueden instalarse medidores de gasto de tal manera que midan el volumen bombeado dentro del pozo o el volumen de lodo desplazado. El nivel


El determinar el volumen de lodo contando el número de emboladas puede hacerse solamente cuando se está llenando el pozo. No puede utilizarse cuando se está metiendo tubería y ésta desplaza lodo del pozo, puesto que este lodo no pasa a través de la bomba.

1.5 Aumento en la Velocidad de Perforación Un aumento en la velocidad de perforación puede ser un indicador de un posible brote. La velocidad de perforación está en función de varios factores, como: • • • • •

El peso sobre la barrena. Velocidad de rotación. Densidad de lodo. Hidráulica. Características de la formación.

Pero también está determinada por la diferencia entre la presión hidrostática del lodo y la formación. Es decir, que si la presión de formación es mayor que la presión hidrostática dentro del pozo, aumentará considerablemente la velocidad de penetración de la barrena. Cuando esto ocurra y no haya cambios en alguna de las otras variables, se debe sospechar la presencia de un posible brote. Esta posibilidad es mayor cuando se perforan


1.6 Disminución de la Presión de Bombeo y Aumento de Emboladas Cuando un brote ocurre mientras se está perforando, los fluidos debido al brote estarán únicamente en el espacio anular. La presencia de dichos fluidos, que tienen una densidad menor que la del lodo, causará que la presión hidrostática en el espacio anular sea menor que la presión hidrostática dentro de la sarta de perforación. La diferencia de presiones ayuda a que el lodo dentro la sarta fluya hacia el espacio anular más fácilmente, con la consecuente disminución de presión de bombeo y el aceleramiento de la bomba de lodo, el cual se manifiesta en el aumento de emboladas. Sin embargo, hay que hacer notar que una disminución de presión de bombeo también puede deberse a las causas siguientes: • • • •

Reducción en el gasto de circulación. Agujero o fisura en la TP. Junta de la sarta lavada por presión. Desprendimiento de una tobera en la barrena. • Cambio en las propiedades del lodo.

Nivel Fundamental

Ahora veamos los indicadores de brotes al estar perforando:

en zonas de presión anormal de yacimiento.

WellCAP

de la presa de lodos debe ser sensible a los cambios en el volumen de lodo; sin embargo, debe recalcarse que se necesita un volumen grande de lodo para que el cambio pueda ser notorio, especialmente en presas con una área bastante grande.

Como se observa, la decisión final se tomará después de haber ponderado varios indicadores del brote.

17

WellCAP

Nivel Fundamental

1.7 Lodo Contaminado con Gas

18

La aparición del lodo contaminado con gas, puede deberse al fluido contenido en los recortes de la barrena o al fluido de la formación del pozo que está siendo circulado a la superficie. Conforme el gas se va expandiendo al acercarse a la superficie (por la reducción de presión al disminuir la columna de lodo sobre él), el lodo contaminado con gas provoca disminución en la presión hidrostática, lo cual puede ocasionar un brote. 1.8 Lodo Contaminado con Cloruros La detección de un aumento de cloruros y el porcentaje de agua pueden ser indicadores de que los fluidos de la formación estén entrando al pozo y, por consecuencia, sean el origen posible de un brote. Sin embargo, el aumento de cloruros también puede ser originado al perforar una sección salina. 1.9 Cambio en las Propiedades Reológicas del Lodo Cuando las propiedades reológicas cambien, debe tenerse presente que tal variación pudo ser causada por la entrada de un fluido invasor, lo cual se manifiesta con variación en la viscosidad, relación agua-aceite y la precipitación de sólidos.

(que tiene menor densidad que el lodo) entran al pozo, el efecto de flotación de la sarta de perforación se reduce, ocasionando como resultado un incremento en el peso de la tubería, siendo más representativo en lodos de alta densidad, ya que tiene un factor de flotación mayor.

2. RESPUESTA OPORTUNA ANTE INDICADORES DE BROTES Si las bombas de lodo están paradas y el pozo se encuentra fluyendo, generalmente un brote está en camino. A la acción de verificar el estado de un pozo se le conoce como “observar el pozo”. Esto significa que las bombas de lodo son detenidas y los niveles en TP y TR son observados para determinar si el pozo continúa fluyendo o si el nivel de lodo está aumentando. Al observar el pozo, se recomienda como práctica subir la sarta de perforación, de manera que la flecha se encuentre arriba de la mesa rotaria. Es conveniente considerar que si fluye el pozo, puede deberse a una descompensación de columnas de lodo, por lo que se deberán observar ambos niveles (TP y TR) para la toma de decisiones correctas.

1.10 Aumento en el Peso de la Sarta de Perforación

El aumento en el gasto de salida mientras se está circulando con un gasto constante, generalmente es señal de que está ocurriendo un brote.

Aún cuando este indicador es difícil de detectar, es conveniente mencionarlo. Cuando ocurre un brote y los fluidos de la formación

El flujo de salida puede determinarse con gran exactitud con el dispositivo denominado indicador de flujo en la línea de flote.


El volumen de lodo en presas puede medirse con un sensor automático instalado en las mismas. Ninguno de los indicadores mencionados es absoluto; por lo tanto, se deben analizar en conjunto.


Nivel Fundamental

Sin embargo, cuando exista la presencia de alguno de estos indicadores, se justifica el tener que investigar de inmediato la causa, ya que se requiere una pronta respuesta a cualquier indicador para poder mantener en control el pozo.

WellCAP

Generalmente, una ganancia o aumento de volumen en presas al estar perforando es indicativo de que se tiene un brote.

19

Nivel Fundamental

WellCAP 20


Nivel Fundamental

ÍNDICE 1. Tipos de Presión 23 __________________________________ 2. Cálculos Básicos para el Control de un Brote 37 __________________________________ 3. Cálculos Complementarios 41 __________________________________ 4. Prevención 43 __________________________________ 5. Densidad de Lodo Equivalente (DLE) 43 __________________________________

WellCAP

6. Efecto de Presión en la Relación Altura / Volumen 44 __________________________________

22

7. Densidad de Control y Presión de Bombeo 45 __________________________________ 8. Presión Límite Dentro del Pozo 46 __________________________________ 9. Unidad de Presión (DLE) 50 __________________________________


1. TIPOS DE PRESIÓN

El concepto del tubo en U es similar a la configuración del pozo, es decir, una columna le corresponde a la sarta de perforación y la otra columna corresponde al espacio anular. Cuando se circula y se homogeniza el lodo, al parar el bombeo las columnas del lodo en ambas ramas permanecen estáticas quedando los niveles del lodo en la boca del pozo.

EA

TP

Un yacimiento no necesita contener alta presión para causar un problema serio. Las zonas productoras de gas o aceite con presión normal contienen suficiente presión como para causar un reventón (descontrol).

Fluido de control 1.12 gr/cm3 3, 500 m

Phtp= PF= Phea

TP

Pea= 28

1.12

3, 500 m

El control de un brote se fundamenta en el uso de métodos y equipo, que permiten mantener una presión constante contra la formación. El control está en función de la densidad, gasto, presión de bombeo y la contrapresión impuesta por el estrangulador.

Fluido de control 1.20 gr/cm3

Hay varios mecanismos para que las altas presiones se desarrollen y todos están relacionados con la presión absoluta del yacimiento. Generalmente estas presiones se deben a:

Nivel Fundamental

El concepto del tubo en U es el principio de vasos comunicantes en el que no cuenta el área del tubo sino el valor de la columna hidrostática.

Es importante para el personal que labora en perforación interpretar los diversos principios, conceptos y procedimientos que se deben seguir para el control de un brote en un pozo.

WellCAP

1.1 Concepto del Tubo en “U”

Cuando se tienen diferencias de densidad en las columnas se establece una diferencial en el extremo de la sarta y tenderán las columnas a equilibrarse; esa es la razón por la cual o fluye por la TP o fluye por la TR sin circular, perdiéndose el espejo del lodo. En esta situación, se puede generar una falsa alarma de brote.

• • • • •

La presión hidrostática. Presión diferencial. Presión de la formación. Las leyes del comportamiento de los gases. Pérdidas de presión del sistema de circulación. • Empuje del yacimiento.

Phtp= PF= Phea + Pea

Figura 1


A continuación se describen descritos los conceptos que estarán involucrados en el manejo y control de las presiones.

23 25

1.2. Presión

1.3 Presión Hidrostática

Se define como la fuerza aplicada a una unidad de área. Su fórmula es:

Es la presión ejercida por una columna de fluido, debido a su densidad y altura vertical, y se expresa en kq/cm2 o lb/pg2.

Nivel Fundamental

PRESIÓN =

FUERZA (kg o lb) = kg/cm² o lb/pg² ÁREA (cm² o pg²)

Ejemplo 1 ¿Qué presión se ejerce sobre el área de un círculo con diámetro de 10 pg aplicando una fuerza de 1,000 lb? F PRESIÓN = A PRESIÓN =

1,000 lb 78.54 pg²

A = 0.7854 x D² = 0.7854 x 10² = 0.7854 x 100 A = 78.54 pg²

P= 12.73 lb/pg2

WellCAP

Despejando la fuerza y el área resulta: F PRESIÓN = ; F = P x A ; A Ejemplo 2 ¿Qué fuerza ejercerá un fluido en el fondo de una tubería bajo presión de 3,000 lb/pg2 y diámetro de 1 pg, si el área se determina con la fórmula? A= 0.7854xD2 = 0.7854x pg2 A= 0.7854 pg2 FUERZA = 3,000 lb/pg2 x 0.7854 pg2 FUERZA = 2,356 lb (convertida al SMD) FUERZA = 1,069.7 kg

24

Siendo su fórmula en el sistema métrico decimal (SMD). Ph = Ph =

Densidad del fluido (gr/cm3) x profundidad (m)

10 pxH 10

Sistema Inglés: Ph = Densidad (lb/gal) x profundidad (pies) x 0.052=lb/pg2 Para el caso de pozos direccionales, utilizar la profundidad vertical verdadera (PVV) y no la desarrollada (PD) Ejemplo 3 ¿Cuál será la Ph de un pozo con una PD de 3933 m y una PVV de 3202m, con un lodo de 1.23 gr/cm3? Ph =

dxPVv 1.23 x 3,202 = ;Ph = 393.8 kg/cm2 10 10 1.4 Densidad

Se define como la masa (gramos) de una sustancia por la unidad de volumen (cm3) y se expresa en: gr/cm3, lb/gal y lb/pie3 Siendo su fórmula:


Densidad =

Masa (gr) Volumen (cm³)

Ph = 562.5 kg/cm²

1.5 Gradiente de Presión Se define como la presión por metro y se expresa en kg/cm2/m o lb/pg2/pie. Para convertir una densidad a gradiente, se procede como sigue:

¿Cuál es la presión de fondo (Pf ) y el gradiente de presión: A) En un pozo a 3,000 m lleno con agua tratada de 1.00 gr/cm³. B) En un pozo a 3,000 m lleno con agua salada de 1.07 gr/cm³? Soluciones: a) Pf = Ph

Pf Prof

Sustituyendo valores:

p ; p = G x 10 10

Pf =

3,000 x 1.00 10

Gp =

300 3,000

Ejemplo 1 Cambiar de densidad a gradiente: DENSIDAD gr/cm³ 1.20 0.85 2.20

Gp=

GRADIENTE kg/cm²/m 0.120 0.085 0.220

También se aplica el gradiente para calcular la Ph. Ph = G x h Ejemplo 4 ¿Qué presión hidrostática se ejerce en un pozo a 4,500 m y densidad de 1.25 gr/cm³?

Pf = Gp =

Pf = 300 kg/cm2 Gp = 0.100 kg/cm2/m

3,000 x 1.07 gr/cm3 Pf = 321 kg/cm2 10 321 Gp = 0.107 kg/cm2/m 3,000

Nota: Para expresar gradientes, su aproximación debe ser hasta milésimas.

Nivel Fundamental

G=

Ejemplo 5

WellCAP

Nota: Para medición de la densidad, su aproximación es hasta centésimas.

1.6 Presión de Formación Es la presión de los fluidos contenidos dentro de los espacios porosos de una roca, también se le llama presión de poro. La severidad de un brote depende de varios factores, uno de los más importantes es la permeabilidad de la roca.

Convirtiendo la densidad a gradiente, se tiene: Ph = G x h Ph = 0.125 kg/cm²/m x 4,500 m


25 25

Una roca con alta permeabilidad y porosidad tendrá más posibilidad de provocar un brote que una roca con baja permeabilidad y porosidad.

WellCAP

Nivel Fundamental

Las presiones de formación se clasifican en: • Normales. • Subnormales. • Anormales. 1.7 Formaciones con Presión Normal Son aquellas que se pueden controlar con densidades de 1.00 a 1.08 gr/cm3. Las densidades del fluido requerido para controlar estas presiones es el equivalente a un gradiente de 0.100 a 0.108 kg/cm2/m. Para conocer la “normalidad” o “anormalidad” de las presiones en cierta área, se deberá establecer el gradiente del agua congénita en las formaciones de esa región, conforme el contenido de sales disueltas. Para la costa del Golfo de México se tiene un gradiente de 0.107 kg/cm2/m. 1.8 Formaciones con Presión Subnormal Son aquellas que se pueden controlar con una densidad menor que la de agua dulce, equivalente a un gradiente de 0.100 kg/cm2/m. Una posible explicación de la existencia de tales presiones en las formaciones es considerar que el gas y otros fluidos han escapado por fallas u otras vías del yacimiento, causando su depresionamiento.

26

1.9 Formaciones con Presión Anormal Son aquellas donde la presión de formación es mayor a la que se considera como presión normal. Las densidades de fluidos requeridos para controlar estas presiones equivalen a gradientes hasta de 0.224 kg/cm2/m. Estas presiones se generan usualmente por la compresión que sufren los fluidos de la formación debido al peso de los estratos superiores. Las formaciones que tienen altas presiones se consideran selladas, de tal forma que los fluidos que las contienen no pueden escapar, soportando estas partes de la presión de sobrecarga. Los métodos cuantitativos usados para determinar zonas de alta presión son: • Datos de sismología. • Parámetros de penetración. • Registros eléctricos. 1.10 Presión de Sobrecarga (PSC) o Presión Total de Formación Es el peso de los materiales que se ejerce en un punto determinado en la profundidad de la tierra. La fórmula para conocer la PSC es: PSC =

Peso del mineral + Peso del agua Área que lo soporta

En donde los valores empleados son el promedio de la densidad del agua contenida en los poros y el promedio de la densidad de los granos minerales.


Esta presión se debe al peso de las rocas junto con los fluidos que contienen. Para la costa del Golfo de México, se tiene un gradiente de sobrecarga de 0.231 kg/cm2/m. Sin embargo, para casos particulares es conveniente su determinación, ya que con frecuencia ocurren variaciones considerables.

1.11 Presiones Máximas Permisibles La Norma API-6A y el Boletín API-13 presentan las especificaciones del equipo y conexiones respecto a la presión máxima de trabajo, las cuales son para 2000, 3000, 5000, 10,000, 15,000 lb/pg2.

Las rocas dentro del subsuelo promedian de 2.16 a 2.64 gr/cm3 (18 a 22 lb/gal).

La presión de trabajo de las conexiones superficiales de control del pozo deberá ser mayor a las máximas presiones esperadas. Esta presión debe ser mayor que la: • Resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento. • Presión máxima anticipada. • La presión de fractura de la formación referida a la zapata de TR.

• La línea “A” corresponde a la presión normal de formación. • La línea “B” corresponde al gradiente de sobrecarga. 0

Gráfica 1 Comportamiento del gradiente de presión en el área de la costa del Golfo de México.

500

Profundidad en metros

1000

Nivel Fundamental

La gráfica 1 sirve para predecir el comportamiento de algunos pozos de desarrollo, utilizando datos reales de presión de formación de pozos perforados con anterioridad, para el área de la costa del Golfo de México. Otros tipos de presión se determinan por regiones y campos.

WellCAP

• La zona sombreada corresponde a las presiones anormales que se han presentado en el área de la costa del Golfo de México.

1500 2000 Gradiente de sobrecarga 0.231 kg/cm2/m

2500 3000 3500 4000 1.1

1.2

4500

1.3

1.4 1.5

5000

100 200

300

400

500


2.1

1.8 1.6

1.7

1.9

2.0

2.2

2.3

600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 Presión (kg/cm2)

27 25

WellCAP

Respecto al uso de las tablas de tubería de revestimiento, en cuanto a los valores de presión interna, se recomienda por seguridad usar solamente el 80% del valor nominal. Si existiera otro tipo de daño o información por registros de calibración, se tomará el correspondiente al estado de la tubería. 1.12 Presión de Fractura Es la presión a la cual se presenta una falla mecánica de una formación, originando pérdida de lodo hacia la misma. Aunque los términos presión de fractura y gradiente no son técnicamente iguales, a menudo se emplean para designar lo mismo. La presión de fractura se expresa como un gradiente en kg/cm2/m (lb/pg2/pie) o en kg/cm2 (lb/pg2). Grafica o tablas están basadas en estas unidades. Existen varios métodos para calcular los gradientes de fractura de la formación, propuestos por los siguientes autores: • Hubert y Willis. • Matthews y Kelly. • Eaton.

28

Lecho marino

Psc = 656 kg/cm2

010 011 0

012 013

014 015 016

Psc = 611 kg/cm2

017 018 019 020 021 022 023

024 0

1.02 1.20 1.22 1.44 1.68

1000

1000

1.80 1.82

Profundidad en metros

Nivel Fundamental

Figura 2 Sobrecarga en pozos de tierra y marinos.

2.04 2.14 2.28

2000

2000

3000

3000

4000

4000

Gradiente de fractura contra prof. para presiones de formación CONTROL DE POZOS Lafayette, Luoisiana U.S.A. 5000

5000

Fórmula de gradiente de fractura Gf =

Pf H

+

s-

Pf H

Po 1 - Po

6000 010 011

6000 012 013

014 015 016

017 018 019 020 021 022 023

024

Figura 3 Gráfica de gradiente de fractura contra profundidad, Costa del Golfo de México.

Los gradientes de fractura usualmente se incrementan con la profundidad. Durante las operaciones de control de un pozo, es esencial que la formación expuesta sea benigna, de modo que permita matar el pozo sin que llegue a ocurrir una pérdida de circulación.


Los gradientes de fractura en aguas profundas son sustancialmente menores a los registrados en tierra o en aguas someras a una profundidad equivalente. En parte esta reducción se debe a los bajos esfuerzos de sobrecarga por el efecto del tirante de agua existente.

Aunque este ejemplo no toma en cuenta todos los parámetros conocidos, sí ilustra la reducción del gradiente de fractura. El método para determinar el gradiente de fractura en el campo es el que se denomina “Prueba de Goteo”, el cual se expone en otro capítulo del manual. 1.13 Fractura de la Formación Se entiende como presión de fractura a la cantidad de presión requerida para deformar permanentemente la configuración de una formación. Esta presión de fractura de la formación se puede expresar también en gradiente, que es la presión por unidad de longitud.


Este dato previo es aplicable al control de las presiones en la superficie al efectuar el control de las pozo y es una limitante. Si no se toma en cuenta, se puede presentar una pérdida de fluido al fracturarse la formación ocasionando muchos problemas adicionales a la presencia del brote, tales como un descontrol subterráneo. La máxima presión permisible a manejar en el espacio anular por fracturamiento de formación se puede obtener por: • Método analítico. • Pruebas prácticas de campo. Los gradientes de fracturamiento analítico se pueden obtener a través de registros geofísicos y por ecuaciones matemáticas desarrolladas principalmente por Eaton, Hubert – Willis y Mattews – Kelly.

Nivel Fundamental

La siguiente figura ilustra el concepto: el esfuerzo de sobrecarga de un pozo terrestre a 2,861 m (9,386 pies) es de 658 kg/cm2 (9,357 lb/pg2). Para el caso del pozo marino, a la misma profundidad de 2,861 m, pero con un tirante de agua de 384 m (1,259.5 pies), el esfuerzo de sobrecarga será de 611 kg/cm2 (8,688 lb/pg2).

Las principales unidades son kg/cm2/m y lb/ pg2/ pie. Por lo general conforme aumenta la profundidad se incrementan los gradientes de fractura de formación. Formaciones poco compactadas, como las que se localizan en aguas profundas costafuera, pueden presentar bajo gradiente de fractura de formación.

WellCAP

Esto implica que los gradientes de fractura de las formaciones deberás ser mayores a los gradientes de la densidad equivalente del lodo para prevenir que la formación sea fracturada y se induzca un descontrol subterráneo.

Las principales prácticas de campo para obtener los gradientes de fractura de la formación más confiables son las “Pruebas de Goteo” y las pruebas de presión de integridad de formación. Estas pruebas se indican en este capítulo. 1.14 Presión de Fondo en el Pozo Cuando se perfora un pozo se imponen presiones sobre los costados del agujero, y la mayor presión es la que ejerce la presión hidrostática del lodo de perforación.

29 25

Densidad de lodo equivalente “Dle” ∆le=

WellCAP

Nomenclatura ∆λε= Densidad del lodo equivalente (gr/cm3) PS= Presión alcanzada en superficie (kg/cm2) 10= Constante H= Profundidad (m) ∆l= Densidad del lodo (gr/cm3)

∆λ= 1.28 gr/cm3

H= 2850 m

Presión (kg/cm2)

Nivel Fundamental

80

PS X 10 + ∆l H

80 70 60 50 40 30 20 10

Presión de goteo

Dle=

Figura 4 Determinación de la Densidad de Lodo Equivalente.

80 X 10 + 1.28 2850

Dle=

800 2850

+ 1.28

Dle= 0.28 + 1.28= 1.56 gr/cm3 1

2 bl

3

Sin embargo, la presión requerida al circular el lodo por el espacio anular también actúa sobre las paredes del agujero. Esta presión pocas veces excede los 14 kg/cm2 (200 lb/ pg2). Pero otras presiones adicionales se originarán por la contrapresión del lado del espacio anular o por el movimiento de tubería causado por sondeo o pistoneo.

Por ello, la presión total en el fondo de un pozo en el evento de un brote es la siguiente. Pf = Ph + (PCTP o PCTR ) Donde: Pf = Presión de fondo en el pozo (kg/cm2 o lb/pg2) Ph = Presión hidrostática de los fluidos en el pozo (kg/cm2 o lb/pg2) PCTP = Presión de cierre superficial en TP (kg/cm2 o lb/pg2) PCTR = Presión de cierre superficial en TR (kg/cm2 o lb/pg2)

30


1.15 Presión de Goteo

La presión a manejar en la superficie dependerá del valor de la columna hidrostática que se utilice en el pozo; a mayor densidad del lodo, menor presión se requerirá en la superficie.

PROFUNDIDAD = 3500 m

PRESIÓN HIDROSTÁTICA (TUBERÍA) Tubería

Espacio Anular PRESIÓN HIDROSTÁTICA (ESPACIO ANULAR)

EQUILIBRIO DE PRESIONES (ESPACIO ANULAR)

Por lo tanto, para establecer equilibrio al cerrar el pozo, el manometro del espacio anular marcará

Figura 5 Presión diferencial (efecto tubo en “U”). Figura 6 Presión impuesta en el estrangulador 50 kg/cm2 transmitida y añadida a la presión de cierre.

Figura 7 Presión requerida para circular en el sistema (150 kg/cm2) y se reducen las perdidas pro fricción a (10 kg/cm2) en la línea de flote.

La máxima presión permisible a la fractura es una limitante en lo referente a control de pozos. Si ésta se rebasa cuando ocurre un brote, puede ocurrir un reventón subterráneo, pudiendo alcanzar la superficie por fuera de la TR. 1.16 Presión Diferencial Generalmente, el lodo de perforación pesa más que los fluidos de un yacimiento; sin embargo, cuando ocurre un brote, los fluidos que entran al pozo causan desequilibrio entre el lodo no contaminado dentro de la tubería de perforación y el contaminado en el espacio anular. Esto origina que la presión registrada al cerrar el pozo, por lo general sea mayor en el espacio anular que en la TP.


Nivel Fundamental

La razón fundamental de la prueba de goteo es encontrar la presión a la cual la formación inicia a admitir fluido de control sin provocar fracturamiento de la formación. El resultado será la suma de la presión ejercida por la columna hidrostática del fluido empleado más la presión del manómetro al represionar.

LODO EN ESPACIO ANULAR 1.15 gr/cm

WellCAP

Para determinar el gradiente de fractura de la formación se realiza la prueba denominada “de goteo”, con la finalidad de proporcionar con bastante confianza el gradiente de fractura de la formación, y así definir la máxima presión permisible en el pozo cuando ocurre un brote, densidad de lodo máxima a usarse y el asentamiento de las subsecuentes tuberías de revestimiento.

LODO EN TUBERÍA 1.50 gr/cm

Circulando a través de un estrangulador abierto Circulando a través de un estrangulador operando el mismo

Presión requerida para circular en el sistema (150 kg cm ) y se reducen las perdidas por fricción a (10kg/cm ) en la línea de flote

Presión impuesta en el estragulador 50 kg/cm transmitida y añadida a la presión de circulación

Figura 8 Transmisión de presiones.

31 25

Nivel Fundamental

WellCAP

La tubería de perforación y el agujero se pueden describir como un sistema comunicado tipo “U” cuando los fluidos en uno de los lados del sistema más ligero que en el otro, el sistema no estará en equilibrio. La presión desarrollada en el sistema busque retornar al equilibrio.

La característica del fluido de ser transmisor de las presiones no se deteriora con el flujo; cuando el fluido está en movimiento y se impone sobre él una presión, ésta se transmite íntegramente a cualquier otra parte del sistema.

En la figura siguiente, la diferencia de presión hidrostática es de: (525 - 402.5) = 122.5 kg/cm2, presión que debe registrar el espacio anular (independientemente de la presión del yacimiento) al cerrar el pozo.

PTR= 0 kg/cm2

PTP= 70 kg/cm

2

Si dicha presión se aplica en el espacio anular debido al cierre de un estrangulador ajustable, se transmitirá totalmente a través de todo el sistema y será registrada en el manómetro del tubo vertical (stand pipe) como una presión adicional (ver figura 6), siempre que el sistema permanezca cerrado y comunicado.

Abatimiento en la presión de bombeo

PTP

PCTP

PTR = 0

ΔP Conex. Sup.

PCTR

Q= Se incrementa

Figura 9 Presione de cierre

ΔP Int. TP Ph

Ph

Ph

ΔPEA

Ph

EA

EA PhEA < PhTP

Py > Ph

ΔP Int. HTA

Ph

ΔP Toberas (a)

Circulación normal Columnas balanceadas

Py

Py

Ph

Gas Brote Aceite Agua Combinación

Columnas desbalanceada

PTP= Presión requerida para circular caidas de presión por fricción en el sistema PTR= 0 kg/cm2 ya que toda la presión de la bomba fue aplicada en vencer las perdidas por fricción. ∆PT= ∆PCS + ∆PInt.HTA + ∆PTOB + ∆PEA

32

1.17 Transmisión de Presión

TP

PCTP = Py - PhTP PCTR = Py - Ph PCTP = Menor o igual a PCTR o sea que Py = PCTP + PhT Py = PCTR - PhTR


1.18 Presiones de Cierre (PCTP y PCTR)

Sin embargo, debe señalarse que existen situaciones ocasionales donde la presión de cierre en la TP no es muy confiable. Tal caso ocurre cuando se presenta un brote al estar perforando y no es detectado oportunamente. La descompensación de columnas puede ser tan grande que al cerrar el pozo, la columna de la TP esté parcialmente vacía y no haya presión (PCTP = 0). Posteriormente, al ser rellenada la TP (con el fluido invasor) se tendrá una represión (PCTP distinta de cero) que al calcular la densidad de control dará un valor erróneo. Como se observa, este control estará destinado, desde sus inicios, a generar problemas adicionales.


Mientras se está perforando, la presión de circulación de bombeo está relacionada únicamente con la fricción. La presión de la bomba de lodos debe superar y compensar respectivamente la fricción y la presión bajobalanceada. Debido a la fricción, el contacto se tiene entre el lodo circulando y las superficies por donde va en movimiento. La magnitud de estas pérdidas de presión por fricción dependen de las propiedades del lodo, el gasto de la bomba y el área de flujo. La mayor parte de estas pérdidas se tienen dentro de la sarta de perforación y a través de la toberas de la barrena. Sin embargo, debe mencionarse que la cantidad de presión aplicada por la bomba en el fondo del pozo, durante una circulación normal, es solamente una parte del total que deba estar presente en el fondo para que el lodo supere a la fricción y éste retorne a la superficie. Esta es la fricción del espacio anular.

Nivel Fundamental

En la mayoría de los casos, la Presión de Cierre en la Tubería de Revestimiento (PCTR) será más alta que la Presión de Cierre en la Tubería de Perforación (PCTP). Esto se debe a que los fluidos de la formación con mayor facilidad fluyen al espacio anular, desplazando al lodo y disminuyendo su columna hidrostática, lo que no ocurre comúnmente con el lodo del interior de la sarta, por lo que generalmente se toma el valor de PCTP como el más confiable para calcular la densidad de control (ver figura 9).

El lodo entra al sistema de circulación a través de la presión aplicada por la bomba de lodos. El fluido de perforación recorre las conexiones superficiales y baja por la sarta de perforación saliendo por las toberas de la barrena hacia el espacio anular y retornando a las presas.

WellCAP

Cuando se cierra un pozo, el intervalo aportador seguirá fluyendo hasta que las presiones de fondo y de formación se equilibren y estabilicen, lo cual puede llevar algunos minutos, dependiendo del tipo de fluido invasor y de la permeabilidad de la roca. Una vez estabilizado el pozo, las presiones de cierre serán el resultado de la diferencia entre la presión hidrostática y la presión de formación.

1.19 Presión de Bombeo y Efecto de la Fricción

Referente a cómo determinar la Presión Reducida de Circulación (presión de circulación lenta), que se utiliza para controlar un brote, en otro segmento más adelante será descrito.

33 25

WellCAP

Nivel Fundamental

1.20 Presiones de Sondeo y Pistoneo

34

El sondeo es una reducción de presión en el fondo del agujero y sucede cuando se saca la tubería del pozo con demasiada rapidez, originando que al lodo de perforación no se le dé tiempo suficiente para que “descienda” debajo de la barrena. Esto causará una “succión” que reduce proporcionalmente la presión en el fondo del agujero. Esta es la razón por la cual el sondeo se resta en la fórmula para conocer la Presión de Fondo del pozo. El pistoneo es un incremento en la presión de fondo del agujero cuando se introduce la tubería demasiado rápido y no se le da el tiempo suficiente al lodo debajo de la barrena para que sea desplazado.

Figura 10 Efecto de Sondeo

3

Por esta razón, el pistoneo se suma en la fórmula para conocer la Presión de Fondo del pozo. Tanto el pistoneo como el sondeo ocurren al introducir o sacar tubería y ambos son afectados por los siguientes factores: a. Velocidad de introducción o extracción de tubería. b. Densidad y viscosidad del fluido de perforación. c. Resistencia en los geles del lodo. d. Espacio anular entre la tubería y el agujero. e. Restricciones entre el agujero y el exterior de lastrabarrenas y tuberías de perforación.

4

1 5 9

8

2

1.Dentro del tubo vertical 2. Dentro de la manguera 3. A través de la unión giratorio 4. A través de la flecha 5. Dentro de la sarta 6. Dentro de los lastrabarrenas 7. Salida de barrena o molino 6 8. Exterior de lastrabarrenas 9. Exterior de sarta de trabajo 7

Figura 11 Efecto de Sondeo


1.21 Pérdidas de Presión en el Sistema de Circulación

Densidad equivalente de circulación

En un sistema de circulación con lodo de perforación, la presión de circulación es creada por las bombas del equipo.

∆ec =

Nomenclatura

10 = Constante ∆l = Densidad de lodo (gr/cm3) H = Profundidad (m)

Durante la circulación, el sistema del lodo incorpora una presión en el fondo del pozo un poco mayor que la presión hidrostática ejercida por la columna del lodo. Esta presión adicional (equivalente a las pérdidas anulares de presión por fricción), añadida a la presión hidrostática y convertida a densidad, se le llama densidad equivalente de circulación (Dec) y su ecuación es: Pérdida de presión anular x 10 Dec = + Dl Profundidad


DIAM.BNA PULGADAS

CAIDAS DE PRESIÓN DE BOMBEO (%)

17 1/2 8 1/2 5 7/8 <5 7/8

10 15 20 30

Ejemplo en agujero 17 1/2 pg ∆εχ = ∆εχ = ∆εχ =

12.6 X 10 + ΡL 2400 126 + 1.47 gr/cm3 2400 0.0525 + 1.47 = 1.52 gr/cm3

“Esta densidad se genera al circular el lodo, se puede decir que es una densidad dinámica; está 10. compuesta por la presión Figura hidrostática del y las pérdidas porde fricción en el Determinación delodo la Densidad Equivalente Circulación. espacio anular”

Figura 12

Las pérdidas de presión anular representan la presión requerida para vencer la fricción al bombear lodo desde la barrena hasta la superficie.

Nivel Fundamental

Esta última pérdida de presión es muy importante, ya que puede señalar un posible desequilibrio entre la presión del fondo y la presión hidrostática cuando se está circulando (densidad equivalente de circulación).

+ ∆l

∆ ec = Dens. Equiv. de Circ. (gr/cm3) ΔP = Caída de presión

Las pérdidas o caídas por fricción se manifiestan desde la descarga de la bomba hasta la línea de flote. A medida que la profundidad y las propiedades del lodo se incrementan, se requiere mayor presión de circulación. Los programas de hidráulica deben diseñarse para determinar las pérdidas de presión por fricción en los elementos siguientes: • Equipo superficial • Dentro de la tubería de perforación y herramienta. • A través de las toberas de la barrena, por fuera de la herramienta y tubería de perforación (pérdida de presión anular).

ΔP X 10 H

WellCAP

Densidad equivalente de circulación “∆ec” Metodo Empirico

Las pérdidas de presión por fricción en un sistema de circulación dependen principalmente de: • • • • • • •

Densidad del lodo. Viscosidad aparente y plástica. Punto de cedencia. Efecto de gelatinosidad. Diámetro interior de las tuberías. Geometría del espacio anular. Velocidad del bombeo o “gasto”.

35 25

1.22 Información de Registros Previa

WellCAP

Nivel Fundamental

La información que se debe tener disponible en la instalación, al estar realizando las tareas de perforación de pozos, deberá ser principalmente: • • • • • •

TR 20 pg 900 m.

TR 13 3/8 pg @ 2880 m D.l.=12.515 pg

1. Conjunto de preventores para 5000 lb/pg2 presión de trabajo 2. Cabezal de TR con cap. de 5000 lb/pg2 de presión de trabajo. 3. TR de 13 3/8 pg 61 lb/pie, C-75 a 2880 m cap. pres. interna 4220 lb/pg2 resistencia al colapso 1660 lb/pg2. 4. Tub. de perforación 4 1/2 pg,16.6 lb/pie resist. a la presión interna 12450 lb/pg2 (datos para TP nueva) longitud 3276 m. 5. Tub HW 4 1/2 pg 42 lb/pie, diam. interior de 2750 pg longitud 112 m. 6. Lastrabarrenas de 8 pg con diametro interior de 3 pg longitud 162 m 7. Barrena de 12 pg a 3550 m.

Agujero de 12 pg a 3550 m.

Presión reducida de circulación. Estado mecánico del pozo. Gradiente de fractura de la formación. Presiones máximas permisibles. Desplazamientos y volúmenes. Densidad del lodo.

Respecto al dato de la presión reducida de circulación, esta se puede tomar a partir del valor de presión que nos da el manómetro del tubo vertical al circular el lodo a un gasto reducido (1/2 ó 1/3 del régimen normal) y nos proporciona las pérdidas de presión por fricción en el sistema de circulación. Esta información deberá obtenerse cuando: • Se efectúen cambios de densidad y viscosidad al lado. • Variaciones en la geometría de la sarta de perforación. • Variaciones en las toberas. • Cada vez que se perforen de 100 a 150 m. • En cada turno de trabajo. • Después de haber efectuado el cambio de hidráulica o se haya reparado la bomba. PRECAUCIÓN: El manómetro o dispositivo para obtener esta presión deberá ser confiable, ya que los manómetros son susceptibles de sufrir daño o descalibración.

Figura 13 Estado mecánico Pozo Escuintle 101

36


2.1. Tiempo de Desplazamiento en el Interior de la Sarta

• Se genera menor presión. • Disminuye la posibilidad de falla en el equipo de bombeo. • Permite agregar materiales densificantes. • Se dispone de más tiempo para analizar problemas relacionados con el control del pozo. • Facilita la operación de control de las presiones en el múltiple de estrangulación. • Menores pérdidas por fricción.

Es necesario conocer este parámetro para observar el avance realizado al estar circulando un brote y para elaborar la cédula de presión durante el desplazamiento de la densidad de control en el interior de la sarta. Este tiempo se determina en función de la capacidad interior de la sarta y de las características de la bomba, las cuales se pueden conocer en las siguientes explicaciones:

2. CÁLCULOS BÁSICOS PARA EL CONTROL DE UN BROTE Cuando se detecta un brote, es necesario cerrar el pozo con los procedimientos adecuados para cada situación y elaborar los cálculos básicos para el control total antes de iniciar la circulación. Estos cálculos facilitarán el seguimiento de cada etapa durante el control e incluyen: 1. Tiempo de desplazamiento en el interior de la sarta. 2. Densidad de control. 3. Presión inicial de circulación (PIC). 4. Presión final 5. Tiempo total para desalojar el brote del pozo.


Estos factores se pueden conocer empleando tablas elaboradas para este fin. En caso de no contar con ellos, se podrán obtener con las siguientes ecuaciones: Para interior de tubería (TP, tubería pesada HW, herramienta, TR) en lt/m. Factor de Cap. = Di2 x 0.5067 Para espacio anular (entre tubería de revestimiento o agujero y tuberías).

Nivel Fundamental

Este dato de la presión reducida de circulación servirá para determinar: la presión inicial y final de circulación al controlar el pozo.

Factores de capacidad de los componentes de la sarta. Secciones del espacio anular.

WellCAP

Las razones importantes para manejar un gasto reducido de circulación son:

Factor de Cap. = (DI2 - DE2) 0.5067.

37 25

Donde:

WellCAP

Nivel Fundamental

Factor de Cap.= Factor de capacidad de la sección ( lt/m).

38

Di = Diámetro interior TP (pg). DI = Diámetro interior TP, TR o agujero (pg). DE= Diámetro exterior TP o herramienta (pg). 0.5067= Constante de conversión. Se define como factor de capacidad interior a los litros necesarios para llenar un metro lineal con la geometría del (los) diámetro(s) considerado(s). 2.2 Volumen Activo del Lodo en el Sistema Este volumen incluye el que haya en el agujero y en presas. Es importante conocer siempre estos datos, ya que cuando ocurre un brote el volumen de fluido invasor será equivalente al incremento de volumen de lodo en las presas. Cuando es necesario incrementar la densidad, se determina la cantidad de material clasificante mínimo para efectuar el control. Para conocer el volumen de fluido en el sistema es necesario utilizar los factores de capacidad, los cuales se determinan de la siguiente forma: Volumen de tubería = factor de cap. x longitud de tubería (lt) Volumen espacio anular = factor de cap. x longitud de sección (lt) Volumen en presas = (en m3)

2.3 Capacidad de Bombeo de Acuerdo a las Características de la Bomba Los datos que es necesario registrar de una bomba son: • • • • • •

Marca Modelo Diámetro de la camisa Longitud de carrera Emboladas máximas Presión de operación a un gasto establecido • Presión límite de operación Para bombas triplex de simple acción, considerando un 90% de eficiencia, se aplican con las siguientes ecuaciones: 2.4 Desplazamiento de la Bomba Triplex Simple Acción Q = 0.0386 x L x D2 = lt/emb Q = 0.0102 x L x D2 = gal/emb Donde: Q = Capacidad de la bomba (lt /emb o gal/ emb) L = Longitud de la carrera (pg) D = Diámetro de la camisa (pg) 2.5 Desplazamiento de una Bomba Duplex Doble Acción Q = 0.02575 x L (2D2 – d2) Lt/Emb. Q = 0.0068 x L(2D2 _ d2) = Gal/Emb


PCTP x 10 Profundidad

Inc. Dens. =

Q = Volumen por embolada en Lt. D = Diámetro de la camisa en Pg. d = Diámetro de vástago en Pg. L = Carrera de la bomba en Pg.

dc = do + incremento de densidad

NOTA: La eficiencia de las bombas en las fórmulas anteriores se considera al 100%. Al establecer un gasto (gasto reducido de circulación) en gal / min o lt/ min, es posible conocer el tiempo necesario para desplazar la capacidad del interior de la sarta.

Donde: T = Tiempo de desplazamiento (min) Vol. Int. TP = Volumen total del interior de la sarta (lt o gal) Qr = Gasto reducido de circulación (lt/min o gal/min) 2.6 Densidad de Control (DC) Para obtener el control de un pozo, se requiere que la presión hidrostática ejercida por la columna de lodo equilibre la presión de formación. La densidad que cumple lo anterior se conoce como densidad de control; para calcularla se deberá auxiliar de la lectura de presión de cierre estabilizada en TP, por ser la que generalmente presenta la mínima contaminación.


Inc. Dens. = Incremento a la densidad (gr/cm3) PCTP = Presión de cierre estabilizada en TP (kg/cm2) Profundidad = Profundidad vertical del pozo o profundidad vertical verdadera (m). Do = Densidad original del lodo (gr/cm3) Dc = Densidad de control (gr/cm3) Ms = Margen de seguridad (0.02, 0.03 o 0.04 gr/cm3) Se utiliza dependiendo de las condiciones del pozo, si éste lo permite. 2.7 Presión Inicial de Circulación (PIC) Para lograr establecer la circulación en un pozo donde se ha presentado un brote, es necesario que la presión inicial de circulación sea equivalente a la suma de:

Nivel Fundamental

Vol.Int.TP T= Qr

Donde:

WellCAP

Donde:

• Las caídas de presión por fricción en el sistema, más • La presión de formación en exceso de la hidrostática en TP. La primera de éstas se refiere a la presión reducida de circulación (PRC), pre-registrada cuando se presentan las mismas condiciones de profundidad de la barrena, gastos y densidad del fluido

39 25

en el momento del brote. La segunda es igual a la presión de cierre en TP estabilizada (PCTP); de lo anterior se tiene que:

WellCAP

Nivel Fundamental

PIC = PRC + PCTP donde: PIC = Presión inicial de circulación (kg/cm2) PRC = Presión reducida de circulación (kg/ cm2) PCTP = Presión de cierre en TP estabilizada (kg/cm2) 2.8 Método Alterno para Conocer la PIC Se emplea cuando se presentan las condiciones siguientes: a. Cuando se utiliza una bomba diferente a las del equipo (unidad de alta presión). b. Cuando la profundidad de la barrena o de la tubería sea diferente a la profundidad donde se registró la PRC. c. Cuando las condiciones del fluido de perforación hayan sufrido un cambio sustancial. d. Cuando se requiera circular a un gasto diferente al Qr. e. Para verificar el valor pre-registrado de la PRC. f. Cuando no se haya determinado de antemano la PRC. Los pasos para conocer la presión inicial son las siguientes: 1. Bombear lento, abriendo simultáneamente el estrangulador y manteniendo la presión en el espacio anular igual a

40

la PCTR hasta alcanzar el gasto reducido de circulación. 2. Una vez alcanzado el gasto y ajustando el estrangulador para mantener PCTR, permita que bajo estas condiciones la presión en TP se estabilice. La presión en TP estabilizada será igual a la presión inicial de circulación (PIC); por lo tanto, si se desea conocer la presión reducida de circulación (PRC), bastará restar de la presión inicial circulación, la lectura de presión de cierre en TP (PCTP); la fórmula es: PRC= PIC - PCTP Lo cual equivale a conocer las caídas de presión por fricción a las condiciones de gasto, densidad de lodo y profundidad de la barrena en ese momento. 2.9 Presión Final de Circulación (PFC) Cuando se utiliza lodo con una densidad diferente a la original para controlar un brote (lodo con densidad de control) y éste se bombea a través de la sarta, se genera una mayor columna hidrostática, por lo que se necesitará menor presión en la superficie para controlar la presión de formación. Por otro lado, al tener un lodo más pesado, las pérdidas de presión por fricción serán mayores, y será necesario una mayor presión en la bomba. Al parecer, estas dos condiciones se contraponen. Para solucionar este problema se tiene que determinar la presión necesaria para circular el lodo cuando éste ha llegado a la barrena o al extremo de la tubería, ya que la presión hidrostática que habría generado la columna de lodo será la suficiente para equilibrar la presión de formación (si la densidad de control es la correcta).


Donde: PFC = Presión final de circulación (kg/cm2) PRC = Presión reducida de circulación (kg/cm2)

Do = Densidad original del lodo (gr/cm3) 2.10 Información Anticipada en el Pozo • Máxima presión permitida en la superficie • Medidas de las líneas del diverter. • Pruebas de formación. • Máxima densidad permitida por prueba de goteo. • Factor de tolerancia al brote. • Máxima presión en superficie por presión del brote. • Máximo volumen del brote para igualar a la máxima presión permitida en TR. • Ajuste de la máxima presión permitida al cierre en TR para un incremento en la densidad del lodo.


Los cálculos de los parámetros que a continuación se enuncian, son el complemento para llevar a cabo un control de brotes más estricto, ya que sólo teniendo los cálculos básicos se puede llevar a cabo el control del pozo de una forma adecuada. Estos cálculos son los siguientes: a. Determinación del tipo de brote. b. Cantidad de barita necesaria para densificar el lodo. c. Incremento en el volumen de lodo por adición de barita. 3.1. Determinación del Tipo de Brote Los fluidos de la formación asociados con un brote son: aceite, agua, gas o una combinación entre ellos. Existen diferencias en el comportamiento de las presiones que van ligadas a un brote de aceite, agua o gas a medida que éstos se circulan. Las presiones en las tuberías de perforación y de revestimiento y el aumento de volumen en presas (si se puede medir con suficiente precisión) se emplean para estimar el tipo de brote mediante el cálculo de la densidad del fluido invasor, a través de la siguiente ecuación:

Nivel Fundamental

Dlc = Densidad del lodo de control (gr/cm3)

3. CÁLCULOS COMPLEMENTARIOS

WellCAP

Esta presión es sólo necesaria para circular el lodo con densidad de control de la barrena a la superficie (a un gasto constante); se le llama presión final de circulación (PFC) y se calcula con la siguiente relación:

Df i = Do - 10 (PCTR – PCTP) Lb Donde: Dfi = Densidad del fluido invasor (gr/cm3) Do = Densidad original del lodo en el pozo (gr/cm3)

41 25

PCTR = Presión de cierre en espacio anular estabilizada (kg/cm2)

WellCAP

Nivel Fundamental

PCTP = Presión de cierre en TP estabilizada (kg/cm2)

42

Núm. sacos de barita =

85 (D C – D o) ( 4.15 - D C )

Donde: Núm. sacos de barita = (scs/m3)

Lb = Longitud de la burbuja (m)

dc = Densidad de lodo de control ( gr/cm3)

Midiendo el incremento de volumen en presas y con el factor de capacidad anular de la sección donde se estima esté localizada la burbuja, la longitud se determina con la siguiente ecuación:

do = Densidad inicial de lodo ( gr/cm3)

Lb =

Incremento de volumen en presas ( lt ) Capacidad del espacio anular ( lt/m )

4.15 = Peso específico de la barita ( gr/cm3) De donde: Cantidad de barita = Núm. sacos de barita x volumen de lodo en el sistema = scs/m3 x m3 de lodo

Obteniendo la longitud de la burbuja, se aplica la fórmula para calcular la densidad del fluido invasor. Si la densidad calculada es me3.3. Incremento en el Volumen de 3, nor a 0.69 gr/cm el brote será de aceite con Lodo por Adición de Barita alguna cantidad de gas. Una densidad mayor a 0.87 gr/cm3 indicará que el flujo invasor es Cuando se adiciona al sistema de lodo para agua salada. incrementar su densidad, también se estará incrementando su volumen. Es conveniente 3.2 Cantidad de Barita necesaria conocer este aumento de volumen antes de para Densificar el Lodo agregar el material densificante, con objeto de disponer la capacidad de almacenamiento Una vez que conoce la densidad del lodo de suficiente. Dicho incremento se calcula con la control, es necesario calcular la cantidad de siguiente ecuación: barita requerida para poder aumentar el peso del lodo hasta obtener la densidad adecuada. Num.Sacos de Barita Totales Con la siguiente ecuación se calcula la canti- Inc.Vol. = = m3 85 dad de barita que se necesita para incrementar la densidad a 1 m3 de lodo a la densidad requerida:


4. PREVENCIÓN

• Configuración del estado mecánico del pozo. • Al cerrar el pozo, volumen ganado en presas. • Presiones de cierre en las tuberías (PCTP, PCTR). • Densidad del lodo original. • Densidad del fluido invasor. • Densidad del fluido de control por utilizar.

• ¿Resisten las conexiones superficiales de control de la TR la presión de formación esperada? • ¿No será expulsada la sarta de perforación? • ¿Puede controlarse por circulación a la profundidad donde quedó el extremo de la barrena? • ¿Qué método de control deberá utilizarse? • ¿Qué fluido entró de la formación al pozo? • ¿Qué densidad de control es necesaria? • ¿Puede mantenerse cerrado el pozo? • ¿Qué medidas de seguridad deben aplicarse? • ¿Se tiene el material necesario? • ¿Se cuenta con el suministro de agua suficiente? • ¿Qué personal adicional debe solicitarse? • ¿El equipo y sus componentes es el adecuado? • ¿Qué equipo adicional deberá solicitarse? • ¿A quién se debe avisar? • Que la presión del pozo no rebase la fuerza ejercida con que fue probado el equipo y conexiones superficiales. • Si se determina, por los datos calculados en la hoja de control de brotes, que el fluido in-


• • • •

5. DENSIDAD DE LODO EQUIVALENTE (DLE) Cuando se realiza una prueba de goteo se determinan: a) La presión a la cual la formación inicia a admitir fluido. b) el valor de la columna hidrostática con la que se realiza la prueba. La sumatoria nos proporciona la presión referente a la prueba de goteo.

Nivel Fundamental

Una vez cerrado el pozo, deberá evaluar lo siguiente:

•

WellCAP

El personal técnico responsable de efectuar el control del pozo deberá contar con todos los datos necesarios para llenar la hoja de control de brotes recabando la información siguiente:

vasor es gas, cuidar que la presión de fondo ejercida no rompa las tuberías de revestimiento, purgándola (sangrar) y controlándola por el método seleccionado. Que el manejo de las válvulas mecánicas e hidráulicas se efectúe con cuidado para evitar roturas o fugas en tuberías o líneas; primero abrir y después cerrar. Despejar y limpiar el área del pozo. Vigilar que no se fume, ni se encienda fuego en el área. Vigilar el acceso para evitar que el personal no necesario se encuentre en la localización o plataforma de perforación. En áreas terrestres, desalojar a los habitantes de casas cercanas. En plataformas marinas, enterar al personal responsable de la operación productiva de los pozos que están fluyendo en el piso de producción para que se mantengan alertas.

Esta presión referida a la profundidad de la zapata podemos convertirla en densidad de fluido. El siguiente ejemplo puede clasificar este concepto: 5.1 Datos del Pozo Profundidad de la zapata: 3,330 m Presión de admisión manométrica: 120 kg/cm2 Densidad del lodo empleado: 1.30 gr/cm3

43 25

6. EFECTO DE PRESIÓN EN LA RELACIÓN ALTURA-VOLUMEN

El valor de la columna hidrostática será:

WellCAP

Nivel Fundamental

3,330 m x 1.30 gr/cm3 = 432.9 kg/cm2 10 El valor de la prueba de goteo será 432.9 kg/ cm2 +120 kg/cm2 igual a 552.9 kg/cm2. Por lo tanto, la conversión de este valor de presión a densidad será: Presión x 10 552.9 kg/cm² x 10 Densidad = = Prof. 3,330 m

= 1.66 gr/cm³

Esto se refiere que, si por cualquier motivo, durante la fase de perforación del agujero descubierto, llegamos a rebasar por densidad o con presiones este límite, se puede romper la formación y complicar la perforación del pozo o el control de un brote. Otra manera para determinar la densidad de lodo equivalente es: Presión x 10 + Dens. empleada Δle = Prof. De acuerdo a datos anteriores, será: 120 kg/cm² x 10 Δλε = 3,330 m

= 1.66 gr/cm³

+ 1.30 gr/cm³

Los valores de presión en el espacio anular para purgar o llenar se pueden convertir a columna de lodo que genere los mismos valores de presión, cuando, por ejemplo, se extrae o introduce tubería a presión, o bien al manejar un control volumétrico. Si se requiere mantener constante una presión en el fondo del pozo y es necesario purgar gas y llenar con lodo, el valor de presión a controlar se convierte a columna hidrostática, como se ejemplifica a continuación: 10 kg/cm2 de presión purgada de gas ¿A qué valor de columna hidrostática y volumen equivale, si se utiliza lodo de 1.25 gr/cm3 al rellenar un espacio anular de 8 x 3 ½ pg? SOLUCIONES 1º Calcular el valor de la altura de la columna hidrostática. Presión = Dens. x Altura 10 Δ Presión x 10 = Dens. x Altura Altura =

Altura = 10 kg/cm² x 10 1.25 gr/cm³

44

Presión x 10 Dens.

ALTURA = 80 m


2. Calcular el volumen correspondiente a esa altura y espacio anular: = 0.5067 (D2 - d2) = 0.5067 (82 - 3.52) = 26.22 lt/m

VOLUMEN = 26.22 x 80 = 2,098 lt

7. DENSIDAD DE CONTROL Y PRESIÓN DE BOMBEO

De antemano se tienen datos que nos ayudarán a seleccionar el método de control del pozo, como por ejemplo: con la bomba del equipo se debe registrar el gasto y presión reducidos durante la perforación del pozo. Es importante que se tomen lecturas de gastos y presiones con regularidad, ya que pueden variar ciertas propiedades del lodo y otros parámetros que afectan la presión para controlar un pozo. Cuando se hagan las variaciones siguientes, será necesario tomar lecturas de presión y gasto reducidos:

La densidad de control del pozo se determina de la siguiente manera: PCTP x 10 Dc = Prof.

+ Do

Dc = Densidad de control Do = Densidad original

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Inmediatamente después de determinar la presencia de un brote, se procede al cierre del pozo y en función de la situación, se elige el método de control.

En cuanto al incremento en la densidad del lodo, se recomienda emplear la requerida para balancear la presión de formación. El lodo para controlar al pozo se circulará antes de continuar con la operación de perforación, de acuerdo al método seleccionado.

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Volumen anular

Los gastos seleccionados serán de 1/3 a ½ del régimen normal de la perforación del pozo. Las razones para emplear estos valores principalmente son: generan menor valor de la DEC en el fondo del agujero, presenta flexibilidad para manejar el estrangulador, menor riesgo por presiones, y mayor seguridad durante el control del pozo.

1. Cambios en las propiedades del lodo (densidad, viscosidad) 2. Cambios en la geometría de la sarta de perforación 3. Cambios en las toberas de la barrena 4. Cada vez que se perforen 150 m 5. Cada cambio de turno 6. Después de reparar bombas


45 25

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Nivel Fundamental

8. PRESIÓN LÍMITE DENTRO DEL POZO

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Para realizar los cálculos y controlar un pozo cuando ocurre un brote, es necesario disponer de ciertos parámetros relacionados con Si por alguna razón se origina un brote, cuanto el equipo y las operaciones normales de un medidas pertinentes para cada caso, menor será pozo. Por lo que se debe recabar y conservar más pronto se detecte en la superficie y se to- esta información en la libreta del perforador men la magnitud y las consecuencias del mismo. y en el reporte diario de perforación, para utilizarlas en el momento en que ocurra una Una vez cerrado el pozo (sin rebasar la máxi- contingencia. Puesto que los brotes no son ma presión permisible), es necesario restau- predecibles, estos datos deben actualizarse a rar el control. Para ello se han desarrollado medida que las condiciones del equipo y del varios métodos tendientes a equilibrar la pre- pozo cambien. sión de formación con la presión hidrostática Los parámetros necesarios son: del fluido de perforación. La mayor parte de los métodos de control se a. Máxima presión permisible en el espacio anular por conexiones superficiales de fundamentan en el principio de “mantener control y tuberías de revestimiento. la presión de fondo constante o ligeramente mayor que la presión de la formación” impi- b. Máxima presión permisible en el espacio anular por resistencia al fracturamiento diendo, de esta forma, la entrada de más fluide la formación expuesta. do invasor al pozo; sin embargo, los métodos para controlar están limitados por las presio- c. Gasto y presión reducida de circulación (Qr y PRC). nes en tuberías de perforación y tuberías de revestimiento, ya que una excesiva presión 8.1. Máxima Presión Permisible superficial puede causar un daño en las coen el Espacio Anular nexiones superficiales de control, a la tubería de revestimiento o provocar una fractura en la formación expuesta, lo cual generará un La Norma API-6A y el Boletín API-13 listan esdescontrol subterráneo y ocasionará efectos pecificaciones para equipo y bridas respecto a su presión máxima de trabajo, las cuales son: imprevistos. 2,000; 3,000; 5,000; 10,000; 15,000 y 20,000 Hay muchos métodos o técnicas para con- lb/pg2. Los elementos individuales pueden extrolar y circular un brote del pozo. Algunos ceder (pero no ser menores) a la presión de métodos comunes de control de pozos son trabajo del conjunto. Esta presión debe ser esencialmente similares. Todos permiten que mayor que: se circule lodo al interior del pozo, mientras es controlado el brote y se evita la pérdida • La resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento. de circulación. La diferencia de cada método está en si se aumenta o no la densidad del • La presión máxima anticipada. lodo y, si se aumenta, saber determinar cuan- • La presión de fractura de la formación en la zapata de la tubería de revestimiento do es el momento oportuno. (no necesaria en todos los casos).


Ejemplo 6 Se tiene una tubería de revestimiento que soporta el conjunto de conexiones superficiales con las siguientes características:

De las tablas de diseño de las tuberías de revestimiento se obtiene que la resistencia a la presión interna es de: 11,220 lb/pg2 (789 kg/cm2). El factor de seguridad 80 % se debe considerar siempre para tubería en buenas condiciones, por lo que la resistencia a la presión interna será: 11,220 x 0.80 = 8,976 lb/pg2. La máxima presión permisible en el espacio anular es igual a la menor presión permisible entre la presión nominal de las conexiones superficiales y la resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento con su margen de seguridad. Presión nominal de conexiones superficiales = 10,000 lb/pg2 Resistencia a la presión interna de TR 7 pg =8,976 lb/pg2


El valor de la resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento se tomó con un factor de seguridad de 80 % (en este ejemplo); sin embargo, las condiciones de desgaste o deterioro de la tubería de revestimiento son directamente proporcionales al tiempo de perforación y obligan a disminuir el valor de dicho factor, fundamentalmente por las siguientes causas: • Viajes de tubería. • Falta de hules protectores en la tubería de perforación. • Rotación de la flecha. • Presencia de ácido sulfhídrico(H2S). • Pozos desviados. • Pozos direccionales. • Accidentes mecánicos. • Daño al cabezal por falta de buje de desgaste, mástil desnivelado o torre descentrada. • Corridas con cable para registro eléctrico y otras herramientas.

Nivel Fundamental

TR 7 pg 29 lb/pie grado P-110

De lo anterior, se observa que la máxima presión permisible en el espacio anular será de 8,976 lb/pg2. Por lo que, en ningún caso se debe exceder dicha presión, ya que se tendría el riesgo de provocar un descontrol total.

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Por otro lado, para determinar la máxima resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento, se debe considerar la sección que sirve como ancla a las conexiones superficiales, debido a que el comportamiento de la presión interna en una tubería alojada en un pozo en la superficie. Lo contrario ocurre con la resistencia al colapso.

8.2. Máxima Presión Permisible en el Espacio Anular sin Fracturar la Formación Otro parámetro también importante para controlar un pozo cuando ocurre un brote es la presión que corresponde a la resistencia al fracturamiento de la formación expuesta, ésta se puede obtener por métodos analíticos o por pruebas prácticas. Entre de los métodos se encuentran:

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Nivel Fundamental

• Los que utilizan las medidas obtenidas a través de registros geofísicos. • Por medio de ecuaciones desarrolladas por varios autores (Hubbert - Willis, Mattews - Kelly, Eaton, Christman, etc.) A partir de esta información se determina el gradiente de fractura y, por lo tanto, la resistencia al fracturamiento de la formación. Las pruebas prácticas (o de campo) determinan con mayor confiabilidad el gradiente mínimo de fractura. El procedimiento comúnmente usado es la prueba de goteo, también llamada prueba integral de presión. Con la interpretación de los datos obtenidos por los medios citados se podrá conocer cuál es la máxima presión permisible en el espacio anular, para evitar una pérdida de circulación y, por lo tanto, un descontrol subterráneo. Por lo que es importante evitar exceder la presión; sin embargo, existen situaciones en las que la máxima presión está restringida, tanto en la operación de cierre de un pozo al ocurrir un brote como al estar circulando el mismo. Tales situaciones suelen ocurrir en formaciones superficiales de escasa compactación. El responsable de la operación deberá decidir entre desfogar la presión o permitir una pérdida de circulación (y descontrol subterráneo) o, si las condiciones lo permiten, emplear la técnica de estrangulación limitada, que se explicará más adelante. La decisión anterior se basa en la profun-

48

didad de asentamiento de la tubería de revestimiento y tipo de formación en que está cementada, así como en la calidad de la cementación e integridad de la propia tubería. Datos estadísticos demuestran que donde la tubería de revestimiento está cementada a menos de 600 m y la máxima presión permisible a la fractura se rebasa al producirse un brote, se ocasionará un reventón subterráneo, pudiendo alcanzar la superficie fluyendo por fuera de la tubería de revestimiento. Esto es más probable cuando se hayan tenido problemas durante la cementación de la misma como la canalización del cemento, pérdida de circulación, falla del equipo de bombeo, etc. Ejemplo 7 Se cementó una tubería de revestimiento de 13 3/8 pg a una profundidad de 2,700 m y se efectuó una prueba de goteo (Leak-off) que aportó una densidad equivalente a la presión de goteo de 1.86 gr/cm3. Para calcular la máxima presión permisible en el espacio anular, si se tiene en el pozo una densidad de 1.65 gr/cm3, se obtiene con la siguiente ecuación: P.max.P.T.R. = (GF-GL)PZ Donde: P. max. P.TR. = Presión máxima permisible en TR kg/cm2 GF = Gradiente de fractura (kg/cm2 /m) GL = Gradiente de lodo (kg/cm2 /m) PZ = Profundidad de la zapata (m)


0.18 0.19

0.20 0.21 0.22 0.23

P. max. P.T.R.

1000

1000

1500

1500

2000

2000

2500

2500

3000

3000

3500

3500

4000

4000

4500

4500

5000

5000

5500

5500

Profundidad en m.

500

6000

6000 0.16 0.17

0.18 0.19

0.20 0.21 0.22 0.23

Gráfica 3 Gradiente de sobrecarga (kg/cm2/m)

Sustituyendo valores: P.max. P.T.R. = (0.186 – 0.165) 2700 P.max. P.T.R. = 56.7 kg/cm2

P.max. P.T.R. = 5.85 kg/cm2 Como se observa, la presión máxima permisible en el espacio anular de la formación expuesta, en este caso en particular, es muy baja. Por lo tanto, si ocurriera un brote no es aconsejable cerrar el pozo, ya que al hacerlo se tendría el riesgo de provocar un descontrol subterráneo. Cuando no se tienen datos del gradiente de fractura en un pozo, se puede tomar como referencia la presión de fractura de otros pozos vecinos y experiencias propias, si se trata de campos de desarrollo. Durante la planeación del pozo, se deben incluir prácticas de seguridad de perforación para prevenir los brotes y, consecuentemente, un descontrol en potencia. En ella se deberán considerar todos los posibles problemas del área o campo donde se perfore el pozo.

Ejemplo 8

Dentro de estos problemas se pueden incluir:

Se tiene un pozo con la tubería de revestimiento cementada a 450 m y la prueba de goteo aportó que la densidad equivalente a la presión de goteo es de 1.28 gr/cm3.

• Las formaciones fracturadas. • Las formaciones que contengan gases tóxicos. • Las zonas de alta presión.

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500

= (GF – GL) PZ = (0.128 – 0.115) 450

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Profundidad en m.

0.16 0.17

Determinar cuál es la presión máxima per- Además, para compensar los posibles promisible en el espacio anular, si se tiene en el blemas se deben tomar medidas preventivas pozo una densidad de 1.15 gr/cm3, para lo desde el inicio de la planeación del pozo. cual se despejan las siguientes ecuaciones: Para el estudio y programación de un pozo Aplicando la fórmula anterior y sustituyen- se toman en cuenta muchos aspectos, pero do valores: sólo algunos tópicos están dirigidos al control de brotes; éstos incluyen:


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• La determinación de gradientes de fractura. • La detección de zonas de presión anormal. • La selección de la profundidad de asentamiento de las tuberías de revestimiento. • El diseño de tuberías de revestimiento. • Consideraciones de presencia de sulfuro de hidrógeno (H2S) y el Plan de respuesta de Emergencia (PRE).

equipo de bombeo por fatiga. 3. Permite adicionar barita durante la operación de control. 4. Se dispone de más tiempo para analizar los problemas que se suscitan. 5. Permite que el rango de trabajo del estrangulador variable sea el adecuado. 6. Reduce las caídas de presión por fricción en el sistema durante el control.

Los brotes que ocurren en pozos de 600 m o menos deberán manejarse con el sistema desviador de flujo y los que sobrepasen esta profundidad podrán cerrarse.

El gasto y la presión reducida de circulación se deben actualizar cuando se realice un cambio de geometría en la sarta de perforación, cuando cambien las propiedades reológicas del lodo o cada vez que se incremente la profundidad de 100 a 150 m.

8.3. Presión y Gasto Reducido de Circulación El gasto reducido de circulación (QR) se determina disminuyendo la presión en el sistema de circulación a cualquier gasto menor al de trabajo.

Cuando no se cuenta con dicha información, es posible calcular la presión reducida de circulación a un gasto dado con las fórmulas de caídas de presión por fricción en el sistema, y algunas consideraciones prácticas.

Esto es, que no necesariamente tiene que 9. UNIDAD DE PRESIÓN ser el 50% del gasto normal de trabajo. Esto dependerá de las condiciones reales que se 1 kg/cm2 = 0.981 bar tengan en el pozo, así como el equipo de = 0.968 atm bombeo (20,30, o, 40 %). = 14.223 lb/pg2 Al tener este gasto estabilizado, se debe leer la presión de bombeo en la tubería de perforación. Esta presión superficial será la presión reducida de circulación (PR) y representa las caídas de presión por fricción en el sistema a determinado gasto (Q).

1 lb/pg2 1 atm

= = = = = =

0.0703 kg/cm2 6.894 X 103 pascals 1.013 bar 1.033 kg/cm2 1.013 X 105 pascals 14.696 lb/pg2

El gasto de la bomba durante el control de un brote se reduce por las siguientes razones: 1. Disminuye la presión de circulación requerida durante el control. 2. Disminuye la posibilidad de falla del

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1 pascal

= 10-5 bar = 9.87 X 10-5 atm

9.1 Formaciones Acumuladoras de Fluidos Porosidad Saturación Permeabilidad Fracturas Naturales Presión del Yacimiento Presiones Temperatura Propiedades de los Fluidos 9.2 Saturación de Agua

9.5 Temperatura La temperatura de los fluidos del yacimiento está sujeta a las condiciones geotérmicas de cada área en particular. De manera general puede tomarse para una profundidad P entre el factor 35, Más la temperatura ambiente en grados centígrados, para obtener la temperatura a dicha profundidad en grados centígrados.

La fracción del espacio poroso contenedor de agua se llama saturación de agua y se expresa como Sw del remanente de ese espacio que contiene Hidrocarburos (aceite o gas) es llamado saturación de Hidrocarburos Cuando el pozo fluye, la temperatura de y se representa como SH. los fluidos cae dependiendo del tipo. Cantidad de gas y caídas de presión por secSH = 1-Sw ción de la tubería. El enfriamiento se alcanza en cada sección donde se expande el SH = Saturación de Hidrocarburos gas. La reducción de temperatura baja lo suficiente para formar hielo “Hidratos” en 9.3 Fracturas Naturales algunos pozos de gas, cuando los pozos con poco rango de gas-liquidos fluyen calientes Fracturas naturales son las roturas creadas en hacia la superficie. la roca formada. Causadas por un amplia variedad de fuerza tectónicas. Estas fracturas 9.6 Presiones naturales pueden ser de algunas milésimas de pulgada a una décima de pulgada o más. Presiones de Poro o del Yacimiento: Es la que manifiestan al inicio, los fluidos de 9.4 Presión del Yacimiento la formación al momento de su descubrimiento, y frecuentemente se expresa en La presión que los fluidos del yacimiento gradiente.


Nivel Fundamental

• • • • • • • •

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PSIA = Presión Absoluta

ejerce sobre el pozo en la zona de interés, es la presión del yacimiento. La presión inicial del yacimiento es la que ejercen los fluidos al tiempo de su descubrimiento. La presión del pozo fluyendo es la que se ejerce al momento de fluir. La presión estabilizada de cierre es la que se alcanza después de que el pozo ha sido cerrado para efecto de la toma de registros hasta llegar al equilibrio.

51 25

Presión Del Pozo Fluyendo: Es la medición hecha en la superficie antes del estrangulador a un determinado rango de flujo (diámetro de estrangulador). Presión de Cierre en Superficie: cualquier presión manifestada en el pozo después del cierre. Presión de Punto de Burbujeo: En un yacimiento que contiene baja saturación de aceite, no habrá gas de casquete. Como la presión es baja, la solución del gas se quebrará y se liberará. Por lo concerniente a la relativa permeabilidad y saturación, la ocurrencia de alcanzar el punto de burbujeo es poco probable.

9.7 Propiedades de los Fluidos RGA.- Relación Gas-Aceite, es la cantidad de gas libre asociado con la producción de aceite. Cuando el volumen de gas está expresado como función, dicho valor se considera como RGL (Relación gas líquido). Los pozos con relación gas líquido arriba de 8000 son considerados como pozos de gas. Cuando la relación Gas-Aceite es menor de 2000 se consideran pozos de Aceite. Los pozos con RGA entre 2000 y 8000 son pozos con fluidos combinados. La relación Gas-Aceite normalmente se mide en la superficie. RAA.- La relación Agua.-Aceite es la cantidad de agua que está siendo producida en un rango junto a la producción de aceite.

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Nivel Fundamental

Presión de Fondo Fluyendo: Es la que se ejerce en el fondo del pozo, frente al yacimiento, durante una prueba de producción.

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Nivel Fundamental

ÍNDICE

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1. Procedimientos de Cierre 55 __________________________________ 2. Criterios para Definir Cuándo NO se Debe Abrir el Pozo 57 __________________________________ 3. Pérdida de Circulación 61 __________________________________ 4. Extracción o Introducción de Tubería 62 __________________________________ 5. Procedimientos para Efectuar Simulacros de Brotes 63 __________________________________ 6. Prueba de Integridad con Presión 77 __________________________________ 7. Límites de Alarma 83 __________________________________ 8. Información de Registro Previa para el Control del Pozo 86 __________________________________ 9. Verificación del Flujo 88 __________________________________


1. PROCEDIMIENTOS DE CIERRE

Las actividades asignadas a las cuadrillas de trabajo variarán de acuerdo a las instrucciones que reciban de los mandos inmediatos y también de ciertos factores que deben considerarse para cada operación por ejecutar. Para controlar un brote existen varios métodos y técnicas, los cuales se aplican a situaciones específicas. 1.1. Procedimiento de Cierre al Estar Perforando Una vez identificado el brote, lo más importante es cerrar el pozo (siempre y cuando las condiciones del mismo lo permitan), con el fin de reducir al mínimo la entrada de fluido invasor, evitando agravar la situación y sus posibles consecuencias. 1.1.1 Procedimiento Recomendado para el Cierre


1.1.2 Cerrado el Pozo 1. Medir el incremento en presas. 2. Anotar la presión de cierre en las tuberías de revestimiento y de perforación (si hay válvula de contrapresión, la presión en TP es cero) registrar ambas presiones cada minuto durante la estabilización de presiones. Posteriormente, cada cinco minutos cuidando no rebasar la máxima presión permisible o, en su caso, permitir la expansión del gas como se indica en otro módulo del manual. 3. Verificar físicamente las válvulas en el múltiple de estrangulación y el conjunto de preventores para asegurar su posición. 4. Observar los preventores, conexiones superficiales, múltiple de estrangulación, así como también la línea de flote y la línea de descarga del estrangulador para cerciorarse que no haya fugas. 5. Verificar la presión existente en los acumuladores, múltiple de distribución y preventor anular de la unidad de accionamiento del preventor.

Nivel Fundamental

Los procedimientos para un caso real deben escribirse para cada pozo en particular, dependiendo la operación por efectuar y el equipo que se tenga disponible.

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Aquí se describen los procedimientos de cierre que frecuentemente se utilizan, dependiendo la situación que presente el pozo. Para cada uno se exponen ciertas consideraciones y aplicaciones de fórmulas. Obsérvese que su descripción trata aspectos específicos y remite si el caso lo requiere, a otro procedimiento para terminar y resolver el control del pozo.

1. Parar la mesa rotaria. 2. Levantar la flecha a la altura de las cuñas. 3. Parar la bomba de lodos. 4. Observar el pozo y mantener la sarta suspendida. 5. Abrir la válvula hidráulica en línea de estrangular. 6. Cerrar el preventor superior de arietes de TP o el preventor anular. 7. Cerrar el pozo con el estrangulador o válvula amarilla, cuidando de no rebasar la máxima presión permisible en el espacio anular.

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Nivel Fundamental

1.2 Procedimiento de Cierre al Estar Perforando con TOP-DRIVE y Válvula de Contrapresión Instalada

56

1. Suspender la operación. 2. Levantar la sarta al punto de quiebre (desconexión). 3. Parar la rotación del sistema Top – Drive. 4. Sacar la bomba de lodos (cortar circulación). 5. Observar el pozo. 6. Abrir la válvula hidráulica en la línea de estrangular. 7. Cerrar el preventor superior arietes de TP. 8. Cerrar el pozo con el estrangulador correspondiente (o con la válvula amarilla), sin rebasar la máxima presión permisible. 1.3 Procedimientos de Cierre al Estar Perforando con TOP-DRIVE, sin Válvula de Contrapresión en la Sarta 1. Suspender la operación. 2. Levantar la sarta al punto de quiebre (desconexión). 3. Parar la rotación del sistema Top – Drive. 4. Sacar la bomba de lodos (cortar la circulación). 5. Observar el pozo. 6. Abrir la válvula hidráulica en la línea de estrangular. 7. Cerrar el preventor superior arietes de TP. 8. Cerrar el pozo con el estrangulador correspondiente (o con la válvula amarilla), sin rebasar la máxima presión permisible.

1.4 Procedimiento de Cierre Suave 1. Abrir válvula hidráulica de la línea de estrangulación 2. Cerrar preventor de arietes superior (TP) o anular esférico 3. Cerrar el pozo con el estrangulador correspondiente (o con la válvula amarilla), sin rebasar la máxima presión permisible. Este procedimiento permite al estrangulador ser cerrado de tal manera que permita un control sensitivo y de monitoreo del comportamiento de las presiones durante el cierre. Esto es de especial importancia si existe la posibilidad de fracturar la formación y generar un reventón hacia la superficie, situación que fácilmente puede ocurrir si el pozo es cerrado sin poner atención a la posibilidad de manejar excesiva presión inicial de cierre en el espacio anular. 1.5 Procedimiento de Cierre Duro del Pozo 1. Parar la mesa rotaria. 2. Levantar la flecha al punto de desconexión. 3. Cerrar el preventor de arietes (TP sin abrir válvula hidráulica de la línea de estrangulación). Este procedimiento permite cerrar el pozo en el menor tiempo posible y, por lo tanto, reduce el volumen que se introduce al pozo. El uso de un cierre duro está limitado a las condiciones del pozo en las que se conoce de antemano que la máxima presión permisible para la TR es más grande que la presión inicial de cierre del pozo, y que dicha presión no afectará


al fracturamiento de la formación o que exista un descontrol en la superficie.

Los siguientes criterios se deben aplicar cuando se considera conveniente cerrar el pozo.

2 .1 Procedimiento de Cierre al estar Metiendo o Sacando TP Una vez detectada la presencia de un brote, se procederá a cerrar el pozo. Siendo el procedimiento recomendado de cierre el siguiente:

• Medir el incremento de volumen en presas • Anotar la presión de cierre en la tubería de revestimiento, registrando la presión cada minuto durante los primeros diez minutos, observando la presión estabilizada. • Posteriormente, cada cinco minutos, cuidando de no rebasar la máxima presión permisible o, en su caso, permitir la expansión del gas, como se indica en otros capítulos de este manual. • Verificar físicamente las válvulas en el múltiple de estrangulación y el conjunto de preventores para asegurar su posición. • Observar los preventores, conexiones superficiales y múltiple de estrangulación para verificar que no haya fugas. Esto también es para línea de flote y la línea de desfogue del estrangulador. • Verificar la presión existente en los acumuladores, múltiple de distribución y preventor anular de la unidad de accionamiento de preventores.

En caso de considerar que la presión que se espera encontrar en la tubería de perfora1. Suspender la operación dejando una junta ción sea mayor que la presión de bombeo durante la perforación, no es recomendable sobre la rotaria. esta comunicación con el tubo vertical, al 2. Sentar la tubería en sus cuñas. 3. Instalar la válvula de pié abierta, apretar- no tener instalado el preventor interior (se puede presentar una fuga en el tubo lavala y cerrarla. 4. Suspender la sarta en el elevador y sacar dor, manguera, tubo vertical, etc.). Otra de las ventajas que se tiene al instalar el precuñas. 5. Abrir la válvula hidráulica de la línea de ventor interior, es que se puede introducir tubería de perforación a través del prevenestrangular. 6. Cerrar el preventor superior arietes de TP tor anular con presión en el pozo. o el preventor anular.


Nivel Fundamental

1. Ocasionará el riesgo de fracturar la formación. 2. Dañar la TR (en la zapata o por falla en la presión interna). 3. Si es mayor la máxima presión registrada en TR (E.A.) que la máxima presión permisible a la fractura: a. Producirá un reventón subterráneo que llegue a la superficie. b. Si el pozo tiene TR suficiente, el reventón permanecerá subterráneo sin alcanzar la superficie. 4. Posibles fuga en las conexiones superficiales.

2.1.1 Cerrado el Pozo se Debe:

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2. CRITERIOS PARA DEFINIR CUÁNDO NO SE DEBE CERRAR EL POZO

7. Cerrar el pozo con el estrangulador hidráulico o válvula amarilla, cuidando de no rebasar la máxima presión permisible en espacio anular.

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Nivel Fundamental

Por lo descrito, se considera conveniente que, en todos los brotes que se presentan, se instalen siempre la válvula de seguridad y el preventor interior. Si se tiene flujo en la tubería de perforación, se instalará primero la válvula de seguridad y se cerrará el pozo (conforme al procedimiento anterior) y después el preventor interior (válvula de contrapresión); posteriormente, se represionará la tubería de perforación (dependiendo de la presión, puede ser con la bomba del equipo o con una unidad de alta presión) y se abrirá la válvula de seguridad para que opere el preventor interior al descargar la presión aplicada. En caso de que se presente el brote y aún no se tenga flujo en la tubería de perforación, podría instalarse conjuntamente la válvula de seguridad abierta y el preventor interior o válvula de contrapresión.

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2.2. Procedimiento de Cierre al Estar Metiendo o Sacando Herramienta

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Una vez que el brote es identificado, el pozo debe cerrarse con el siguiente procedimiento: 1. Suspender la operación, dejando una junta sobre la mesa rotatoria. 2. Sentar la herramienta en sus cuñas e instalar el collarín; simultáneamente, abrir la válvula hidráulica en la línea de estrangular. 3. Instalar y apretar el sustituto de enlace en la tubería. 4. Conectar, apretar y bajar con un tramo de tubería o lingada de TP y sentar en sus cuñas. 5. Instalar (abierta), apretar y cerrar válvula de pié. 6. Suspender sarta de perforación en el elevador y sacar cuñas.

7. Cerrar el preventor superior de arietes de TP. 8. Cerrar el pozo con el estrangulador hidráulico o válvula amarilla, cuidando de no rebasar la máxima presión permisible en espacio anular. Hecho el cierre del pozo, se tendrá que: • Medir el incremento de volumen en presas. • Anotar la presión de cierre en la tubería de revestimiento, registrando la presión cada minuto durante los primeros diez hasta que se estabilice. • Posteriormente, cada cinco minutos, cuidando de no rebasar la máxima presión permisible o, en su caso, permitir la expansión del gas. • Verificar físicamente las válvulas en el múltiple de estrangulación y el conjunto de preventores para asegurar su posición. • Observar los preventores, conexiones superficiales múltiple de estrangulación, para verificar que no haya fugas. • Observar la presión de los acumuladores, múltiples de distribución y preventor anular de la unidad de accionamiento de preventores. Si se presenta un brote al estar sacando o metiendo herramienta, se debe considerar como posibilidad inmediata la de tratar de bajar un tubo o una lingada. Es por eso que se sugiere dejar libre la lingada que tenga el sustituto de enlace a la herramienta, con el fin de hacer más fácil la maniobra. La ventaja de lo descrito es tener la posibilidad de operar el preventor de arietes como un factor adicional de seguridad, ya que al cerrar el preventor anular se tiene el riesgo de que la presión dentro del pozo sea la suficiente como para lanzar hacia afuera la herramienta, al no poder sujetar la misma.


el volumen de lodo en presas por parte de la cuadrilla del equipo, sobre todo si el pozo se llenó y se observó después que la tubería se sacó.

2.3 Procedimiento de Cierre al No Tener Tubería Dentro del Pozo

Por esto, es recomendable observar siempre el nivel en presas, línea de flote y el nivel de lodo en el pozo, ya que además se tiene el riesgo potencial de que el nivel de lodo se abata por pérdida del fluido.

Cerrado el pozo, se tiene que: • Medir el incremento de volumen en presas • Anotar la presión de cierre en la tubería de revestimiento y registrar esta presión cada minuto durante los primeros diez, hasta que se estabilice. Posteriormente, cada cinco minutos, cuidando no rebasar la máxima presión permisible o, en su caso, permitir la expansión del gas. • Verificar físicamente las válvulas en el múltiple de estrangulación y el conjunto de preventores para asegurar su posición. • Observar los preventores, conexiones superficiales, múltiple de estrangulación, la línea de flote y la línea de desfogue del estrangulador, para verificar que no haya fugas. • Verificar la presión existente en los acumuladores, múltiples de distribución y preventor anular de la unidad de accionamiento de preventores. Generalmente, hay una tendencia a olvidar


Si este no es detectado a tiempo, la presión hidrostática puede llegar a ser inferior a la presión de formación, con el consecuente riesgo de un brote. 2.4 Procedimientos de Cierre del Pozo al Correr TR (Poca Longitud) 1. Suspender la operación y colocar la TR en cuñas. 2. Abrir la válvula hidráulica en la línea de estrangular y cerrar el preventor de arietes de TR. 3. Instalar enlace de TR a TP y apretar. 4. Cambiar el elevador. 5. Conectar y apretar un tramo de TP con válvula de pié abierta. 6. Abrir línea de estrangular secundaria (dependiendo de las condiciones del pozo); Cerrar el preventor Anular (Esférico). 7. Abrir el preventor de arietes de TR. 8. Bajar el tramo de TP y cerrar la válvula de pié. 9. Cerrar el preventor inferior de arietes de TP, Abrir el preventor Anular ( Esférico), si se opero; Cerrar línea de estrangular primaria, ( Válvula Hidráulica). 10. Cerrar el pozo con el estrangulador correspondiente, o la válvula amarilla, y registrar presiones.

Nivel Fundamental

• Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación. • Cerrar el preventor con arietes ciegos o de corte. • Cerrar el pozo con el estrangulador hidráulico o válvula amarilla, cuidando de no rebasar la máxima presión permisible.

WellCAP

En caso de que se presentara una emergencia, la herramienta debe soltarse dentro del pozo, para después cerrarlo con el preventor de arietes ciegos.

59

Nivel Fundamental

2.5. Procedimiento de Cierre con TR cerca del Fondo 1. Suspender la operación y colocar la TR en cuñas. 2. Abrir la válvula hidráulica en la línea de estrangular. 3. Instalar enlace de TR a TP y apretar. 4. Instalar abierta, apretar y cerrar la válvula de pié. 5. Suspender la sarta en el elevador. 6. Cerrar el preventor de arietes de TR. 7. Cerrar el pozo con el estrangulador correspondiente, o válvula amarilla, y registrar presiones. 2.6. Procedimiento con Desviador de Flujo Las instrucciones para controlar un brote con desviador de flujo difieren, ya que se aplican en dos situaciones:

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2.7 Perforando y Viajando. Perforando

60

1. Atender la alarma del brote de gas. Probablemente se trate de Gas Somero. 2. Levantar la fecha al punto de desconexión. No pare la bomba. 3. Cerrar el preventor anular (Diverter), verificando la apertura de las válvulas hidráulicas. 4. Continuar bombeando fluido lodo o agua, al más alto gasto permisible. 5. Alinear las válvulas del desviador en dirección del viento. 6. Si tiene lodo pesado, continúe bombeando hasta desalojar el flujo.

OBSERVACIONES: • Considere bombear un bache viscoso y pesado • Densidad: incremento máximo permisible = 0.12 gr/cm3 - 0.24 gr/cm3 arriba de la densidad esperada. • Viscosidad: de alta consistencia. 2.8 Viajando 1. Atender la alarma del brote de gas. 2. Colocar una junta arriba de la mesa rotaria y sentar la sarta en las cuñas. 3. Si la TP no flota, instalar abierta, apretar y cerrar la válvula de pié. 4. Cerrar el preventor anular (Diverter), verificando la apertura de las válvulas hidráulicas. 5. Alinear las válvulas del desviador en dirección del viento. 6. Conectar la flecha, abrir la válvula de pié e iniciar el bombeo del lodo, ¡lo más rápido posible! 7. Considere colocar un bache viscoso que cubra desde la barrena hasta la superficie. OBSERVACIONES - CONSIDERE • Continuar bombeando agua hasta que la zona de aportación se agote. • Bombear un segundo bache viscoso pesado. • Un tapón de barita. • Tener disponible el plan de respuesta de emergencias.


2.8.1 Supervisión Durante La Operación de Cierre del Pozo

La responsabilidad del Técnico en funciones y Superintendente de la instalación será supervisar las operaciones del cierre del pozo registrando el evento de cierre del pozo respecto a la hora en que se suscitó, el tiempo que se empleó al cierre del pozo y la causa.

Después del cierre del pozo, las presiones se estabilizarán y posteriormente continuarán ascendiendo paulatinamente. Las presiones de cierre estabilizadas nos permitirán posteriormente hacer cálculos para llevar a cabo el control del pozo. La naturaleza del brote proporcionará la velocidad con que se incrementen las presiones. Un brote de gas no permitirá demasiado tiempo para reflejarse en presión y presencia en la superficie, a diferencia de los brotes de aceite o agua salada o combinación. Se estima como velocidad promedio de ascenso del gas entre 200 a 300 m/hr.


OBSERVACIÓN: La presión en la tubería de perforación se puede purgar a cero y repetir el procedimiento, para confirmar el valor registrado.

3. PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN 3.1 Factores Importantes a Evaluar • Operación que se estaba efectuando al ocurrir una pérdida. • Edad geológica y tipo de roca en donde se originó la pérdida. • De ser posible, identificar si es inducida o natural. • Profundidad.

Nivel Fundamental

A continuación, se llevará el registro del comportamiento de las presiones al cierre de la tubería y espacio anular, así como a regulares intervalos en ambos manómetros. Se registrará el volumen ganado en las presas, para estimar la magnitud del brote.

a. Accione la bomba a gasto reducido, a través de la TP observando el incremento de presión en el manómetro. Es probable que el valor en la TP aumentará de manera rápida cuando el fluido es incompresible y sobrepase la presión del flotador o charnela de la válvula (de una a diez emboladas). b. Repita la operación y cuando tres lecturas consecutivas sean iguales, suspenda el bombeo. c. Permita que la presión se estabilice. d. Lea y registre la presión de cierre en la tubería de perforación.

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La operación de cierre del pozo por presencia de brote significa ejecutar las operaciones correctas por la tripulación de la instalación terrestre o marina.

2.9 Procedimiento para Conocer la Presión en la TP Cuando se Tenga Válvula de Contrapresión en la Sarta

61

3

Concentración del material kg./m

Nivel Fundamental

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Efecto de la Concentración de los materiales al obstruir fracturas

3.4 Tipos de Tapones para el Control de Pérdidas de Circulación

Tapón para el control de pérdidas de circulación es el nombre que se le da a la operación Longitud de la facura obturada en cm. y en pg. en la que se coloca un determinado volumen Gráfica 1 de bache con propiedades obturantes a cierGuía para seleccionar el tamaño y tipo de obturante. ta profundidad y es desplazada utilizando lodo de perforación, agua o el fluido con el 3.2 Medidas Preventivas que cual preferentemente se llene el pozo. Para Deben Considerarse en el control de pérdidas se tienen los siguienZonas de Pérdida tes tapones: • Emplear la densidad mínima requerida del lodo. • Mejorar las condiciones reológicas del fluido, evitando los sólidos indeseables. • Evitar incrementos bruscos de presión de la bomba de lodo. • Reducir la velocidad cuando se introduzca la tubería de perforación. • Reducir la caída de presión en el fondo del agujero, disminuyendo la densidad equivalente de circulación. • Identificar si las gasificaciones son por falta u homogeneidad de la densidad del lodo. 3.3 Medidas Correctivas que Deben Adoptarse al Presentarse una Pérdida • Localizar la zona de pérdida. • Cuantificar la severidad de la pérdida. • Seleccionar el tamaño y tipo de material obturante y agregarlo en función de la severidad de la pérdida.

62

De persistir la pérdida de circulación, después de haber aplicado las medidas preventivas y correctivas, se tendrá que considerar la utilización de “tapones”.

• • • • • •

Tapón Diesel - Bentonita. Tapón Diesel - Bentonita - Cemento. Tapón de Cemento. Tapón de Cemento - Bentonita. Tapón de Cemento - Gilsonita Tapón de Barita (brotes asociados con pérdidas). • Tapón de sal.

4. EXTRACCIÓN O INTRODUCCIÓN DE TUBERÍA Cuando se presenta un brote en proceso de sacar o meter la tubería, es decir el considerar al extremo de la sarta retirada bastante fuera del fondo, se requiere un análisis más completo de la situación para tomar la acción más apropiada. SI EXISTE ALGUNA DUDA EN CUANTO A LA SITUACIÓN DEL BROTE, CIERRE INMEDIATAMENTE EL POZO, ANALICE EL PROBLEMA Y TOME LA ACCIÓN MÁS SEGURA.


Si el caudal es bastante, no queda otro camino más que cerrar el pozo y prepararse para efectuar el control a esa profundidad. Varias compañías no quieren correr demasiados riesgos e imponer políticas de cierre de pozo ante la presencia de un brote al estar manejando la sarta fuera del fondo, y proceden a efectuar control sobre el pozo. Otras compañías toman la decisión, dependiendo del volumen del brote, de regresar la barrena al fondo del pozo con preventor interno en la sarta hasta la profundidad que la situación lo permita.

MANTENIENDO ESTRICTA VIGILANCIA SOBRE LA SITUACIÓN DE RIESGO. Cabe señalar que el mejor control sobre la presencia de brote se realizará con la sarta en el fondo del pozo. Cuando se tenga la presencia de brote al iniciar a bajar la sarta de perforación o se estén sacando los últimos lastrabarrenas, será más conveniente sacarlos y proceder a cerrar el pozo.


Si se encuentra manejando tubería franca dentro del pozo y está el extremo muy retirado del fondo, ante la presencia de un brote, considere la posibilidad de control mediante el uso de tubería flexible.

5. PROCEDIMIENTOS PARA EFECTUAR SIMULACROS DE BROTES De acuerdo con los Reglamentos Internacionales, todo el personal contratado en actividades de perforación terrestre y costafuera, deberá ser capacitado en el manejo del equipo de control superficial, operación y técnicas para evitar posibles riesgos, tanto al personal como a las instalaciones. Para prevenir brotes y reventones, es necesario que los equipos de perforación cuenten con el sistema de control superficial adecuado y que el personal de la cuadrilla aprenda a cómo usarlos. Los miembros de la cuadrilla también deben estar capacitados para identificar los indicadores de los brotes; ya que cuando esto ocurre son los primeros que deben detectarlos y tomar las acciones inmediatas para mantener el control del pozo.

Nivel Fundamental

Mucho cuenta que la tripulación esté entrenada para identificar al brote en su fase inicial para tomar decisión al estar viajando la sarta. Como primera pregunta será: si después de haber cerrado el pozo y determinar la profundidad del extremo de la sarta, permite efectuar el control parcial del pozo, para después regresar al fondo y efectuar el control total del mismo.

Si requiere mucho tiempo para extraer los lastrabarrenas o meter los programados por el diseño de la sarta, lo más conveniente será meter una lingada de tubería de perforación y su preventor interno.

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Salvo situaciones de perforar en zona con presión anormal, por lo general el pozo avisa de manera suave al inicio del brote, y conforme pasa el tiempo, el caudal se incrementa hasta que se torna en cabezadas en la boca del pozo.

Al ocurrir un brote, todos los miembros de la cuadrilla deben estar familiarizados con la operación del sistema de control superficial, con el fin de efectuar el cierre del pozo con seguridad,

63

WellCAP

Nivel Fundamental

para evitar daños personales y materiales de manera rápida y eficiente.

64

Los simulacros de brotes contribuyen a entrenar a la cuadrilla, a mantenerla alerta ante los indicadores de un posible brote y a desarrollar en sus elementos la coordinación adecuada para reducir el tiempo de cierre del pozo. Estos simulacros deben efectuarse durante cada una de las operaciones siguientes: 1. Al estar perforando. 2. Al estar metiendo o sacando tubería de perforación. 3. Al estar metiendo o sacando herramienta. 4. Al no tener tubería dentro del pozo. Cada uno de estos simulacros deberá llevarse a cabo cuando menos una vez a la semana, con cada cuadrilla de perforación (si las condiciones del pozo lo permiten). Cuando se trate de trabajadores que participen en labores de perforación por primera vez, se les debe proporcionar la información necesaria acerca de los procedimientos y de las operaciones de control del pozo. Los simulacros para la prevención de brotes deben realizarse sin darle ninguna advertencia a la cuadrilla. La sorpresa es un elemento clave para que la cuadrilla crea que es un brote real y no un simple simulacro.

El simulacro debe contar con la participación de toda la cuadrilla, y cada uno de sus integrantes debe tener conocimiento de la actividad que se debe desarrollar para efectuar el cierre del pozo. Cada vez que se realice un simulacro, debe tenerse la seguridad de escoger un período donde no se ponga en peligro la operación del pozo. Para iniciar el simulacro debe utilizar el indicador de nivel en presas o el indicador del flujo del lodo en la línea de flote, con una alarma sonora que indique la presencia de un brote. De no contar con dichos dispositivos, el inicio del simulacro debe hacerse en forma verbal. Conviene recordar la importancia de su reparación o reinstalación de los dispositivos de seguridad. Al término del simulacro, el Técnico sancionará el rendimiento de cada trabajador que intervino en el mismo, haciendo las indicaciones correspondientes en una reunión con la cuadrilla, con el fin de corregir posibles errores detectados durante la ejecución del simulacro. Asimismo tomará el tiempo empleado por cada integrante de la cuadrilla para efectuar sus funciones, hasta que esté listo para cerrar el pozo, el tiempo total para cerrarlo y el tiempo total para concluir el simulacro , con objeto de llevar un registro por cuadrilla y detectar las deficiencias en alguno de los integrantes de la tripulación.


5.1. Simulacro de Cierre del Pozo al estar Perforando

• Medir el incremento de volumen de lodo en presas. • Verificar la densidad del lodo en las presas. • Observar el conjunto de preventores, múltiple de estrangulación, línea de flote y líneas de descarga del múltiple de estrangulación, para localizar posibles fugas. • Verificar la presión en la unidad acumuladora. • Verificar el funcionamiento de los matachispas de los motores de Combustión Interna.


5.2.1 Una Vez cerrado el Pozo, se Debe Proceder a Simular lo Siguiente: • Medir el incremento en volumen del lodo en presas. • Verificar la densidad del lodo en presas. • Observar el conjunto de preventores, conexiones superficiales, múltiple de estrangulación, línea de flote y líneas de descarga del múltiple de estrangulación, para localizar posibles fugas. • Verificar la presión en la unidad acumuladora. • Verificar el funcionamiento de los mata chispas de los motores de Combustión Interna.

Nivel Fundamental

5.1.1 Una Vez Cerrado el Pozo, se Debe Proceder a Simular lo Siguiente:

• Llamado de alerta. • Suspender la operación de viaje, dejando una junta arriba de la mesa rotatoria. • Sentar la TP en sus cuñas. • Instalar la válvula de seguridad abierta y apretarla, cerrar la válvula de seguridad. • Suspender la sarta en el elevador. • Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación. • Cerrar el preventor de arietes superior. • Cerrar el estrangulador o válvula de control, cuidando de no rebasar la presión máxima permisible en superficie. • Registrar la presión en la tubería de revestimiento estabilizada.

WellCAP

• Llamado de alerta. • Parar la rotaria y levantar la flecha para que se tenga la junta inferior arriba de la mesa rotatoria. • Parar la bomba de lodos y observar el pozo. • Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación. • Cerrar el preventor de arietes superior o anular (dependiendo de las condiciones), cuidando de no rebasar la presión máxima permisible en superficie. • Cerrar el estrangulador o válvula amarilla, evitando de no rebasar la máxima presión • Registrar presiones estabilizadas en la tubería de perforación y revestimiento.

5.2. Simulacro de Cierre del Pozo al estar Metiendo o Sacando Tubería de Perforación

65

Nivel Fundamental

WellCAP 66

5.3 Simulacro al estar Metiendo o Sacando Herramienta

5.4 Simulacro al No Tener Tubería Dentro del Pozo

• Llamado de alerta. • Suspender la operación de viaje dejando una junta sobre la mesa rotatoria. • Colocar cuñas e instalar el collarín. • Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación. • Instalar el sustituto de enlace de la tubería a la herramienta. • Colocar y bajar el tubo de perforación o una lingada y sentarla en las cuñas. • Instalar la válvula de seguridad abierta y apretarla. • Cerrar la válvula de seguridad. • Suspender la sarta en el elevador y retirarlas. • Cerrar el preventor de arietes superior. • Cerrar el estrangulador o válvula de control, cuidando de no rebasar la presión máxima permisible en superficie. • Registrar la presión estabilizada en la tubería de revestimiento.

Cuando no se tenga tubería o herramienta dentro del pozo y cuando sólo se tenga una lingada de herramienta dentro de él, deberá tratarse como el mismo caso. Para ello, la lingada de herramienta deberá ser extraída antes de realizar el procedimiento siguiente:

5.3.1 Una Vez Cerrado el Pozo Proceder a lo Siguiente: • Medir el incremento de volumen del lodo en presas • Verificar la densidad del lodo en presas • Observar el conjunto de preventores, conexiones superficiales, múltiple de estrangulación, para localizar posibles fugas • Verificar la presión en la unidad acumuladora • Verificar el funcionamiento de los matachispas de los motores.

• Llamado de alerta. • Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación. • Cerrar el preventor con arietes ciegos o de corte. • Cerrar el estrangulador o la válvula de control, cuidando de no rebasar la presión máxima permisible en superficie. • Registrar la presión estabilizada en la tubería de revestimiento. 5. 4. 1 Una Vez Cerrado el Pozo, se Debe Proceder a Simular lo Siguiente: • Medir el incremento en volumen del lodo en presas. • Verificar la densidad del lodo en presas. • Observar el conjunto de preventores, conexiones superficiales, múltiple de estrangulación, línea de flote y líneas de descarga del múltiple, para localizar posibles fugas. • Verificar la presión en la unidad acumuladora. • Verificar el funcionamiento de los mata chispas de los motores. Las siguientes tablas muestran las posiciones y actividades que debe desarrollar cada uno de los miembros integrantes de la cuadrilla, durante el desarrollo de los simulacros.


Ayte.Perforador

Chango

Ayte. Piso No.1

Ayte. Piso No.2

Ayte. Piso No.3

Op.de Mantto. Eq. de Perf.

Presentarse al llamado de alerta en:

Piso de perfn.

Piso de perfn.

Piso de perfn.

Piso de perfn.

Piso de perfn.

Piso de perfn.

Piso de perfn.

Actividad 1

Para rotaria levantar Kelly hasta dejar una junta sobre mesa rotatoria

Auxiliar al perforador



Actividad 2

Para bomba de lodos y observar pozo

Auxiliar al ayudante de perforador

Auxiliar al Verificar op. de matachismantto. pas motores equipo de de com. perforación interna

Actividad 3

Abrir válvula hidráulica

Linea estrangulación.

En caso de no tener válvula hidráulica del múltiple, sin exceder máxima presión permisible en superficie, abrir válvula del control del múltiple

Notificar al técnico

Verificar Colocar presión en candados al unidad acupreventor muladora

Actividad 4

Trasladarse al múltiple de estrangulación

Cerrar preventores de ariete o anular

Actividad 5

Anotar presión en TP (Presión estabilizada)

Actividad 6

Recibir información requerida para el control de brote

Trasladarse a presas de lodos

Verificar apertura de válvula hidráulica

Cerrar estrangulador o válvula Registrar de control del incremúltiple sin mento exceder máxima en presas presión permisible en superficie Anotar presión en TP y TR minuto a minuto después cada 10 minutos

Verificar que no exista flujo en línea de flote

Verificar el cierre del preventor y colocar yugos o candados Verificar posibles fugas del conj. prev. múltiple y líneas Estar preparados para extinguir incendios

Nivel Fundamental

Perforador

WellCAP

Categoria

Verificar posibles fugas del conj. prev. Avisar al soldador, suspender actividades

Tabla 1 Simulacro de cierre de pozo al estar perforando.


67

WellCAP

Nivel Fundamental

Categoria

Perforador

Presentar- Piso de perfn. se al llamado de alerta en:

Ayte.Perforador

Chango

Ayte. Piso No.1

Piso de perfn. E s p e r a r Piso de i n s t r u c - perfn. ciones del perforador en changuero

Ayte. Piso No.2

Ayte. Piso No.3

Piso de perfn.

Piso de perfn.

Op.de Mantto. Eq. de Perf. Piso de perfn.

Actividad Colocar junta 1 superior de la TP arriba de la mesa rotatoria Actividad 2

B a j a r Colocar las cuñas de TP y desenganchar Verificar funciochanguero el elevador namiento mataa presas chispas motores de lodos de comb. interna

Actividad Dirigir activi- Trasladars e 3 dades el ayte. al múltiple piso 1-2-3 de estrangulación

Verificar que esté abierta la válvula de seguridad e instalarla en la TP y cerrarla

Actividad Suspender sar4 ta en el elevador y abrir válvula hidráulica

Ve r i f i c a r apertura de válvula hidráulica

En caso de no tener válvula hidráulica, abrir válvula de control del múltiple


Actividad Cerrar preven- Cerrar es5 tor de arietes trangulador o válvula de control sin exceder máxima presión permisible en superficie

Re g i s t r a r V e r i f i c a r Notificar el incremen- cierre de técnico tos de vo- preventor lumen en presas

Actividad 6

Verifi- Colocar car que candados al no exista preventor flujo en linea de flote

Actividad Recibir infor7 mación de las actividades del personal

Anotar presiónen TR y TP minuto a minuto, después cada 10 minutos

Auxiliar al operario mantto. eq. de perforación

Colocar can- Verificar presión dados al pre- en unidad acuventor muladora

Verificar posibles fugas del conjunto de Avisar al soldapreventores, múltiples y líneas, estar dor, suspender preparados para extinguir incendios actividades

Tabla 2 Simulacro cierre de pozo al sacar o meter tubería

68


Categoria

Perforador

Piso de perfn.

Chango

Ayte. Piso No.1

Esperar ins- Piso de t r u c c i o n e s perfn. del perforador en changuero

Ayte. Piso No.2 Piso de perfn.

Ayte. Piso No.3 Piso de perfn.

Op.de Mantto. Eq. de Perf. Piso de perfn.

Actividad Colocar junta 1 superior de la TP arriba de la mesa rotatoria Actividad Bajar un tramo 2 de TP o una lingada dentro del pozo.

Bajar del Verificar que esté abierta la válvula de c h a n g u e r o seguridad e instalarla en la TP y cea presas de rrarla lodos

Verificar matachispas en motores de comb. interna

Actividad Suspender sar4 ta en el elevador y abrir válvula hidráulica en línea de estrangular

En caso de no tener válvula hidráulica, abrir válvula de control del múltiple



Auxiliar al operario mantto. eq. de perforación

Actividad Cerrar preven- Cerrar estrangu5 tor de arietes lador o válvula de control sin exceder máxima presión permisible en superficie

Registrar incrementos de volumen en presas

Actividad 6

Verificar que Verificar posibles fugas del conjunto no exista de preventores, múltiples y líneas flujo en linea de flote y estrangulador

Anotar presiónen TR y TP minuto a minuto, después cada 10 minutos

Actividad Recibir infor7 mación de las actividades del personal

V e r i f i c a r Notificar el C o l o c a r Verificar precierre de técnico c a n d a d o s sión en unidad preventor al preven- acumuladora y colocar tor candados al preventor

Nivel Fundamental

Actividad Dirigir activi- Trasladarse al 3 dades el ayte. múltiple de espiso 1-2-3 trangulación

WellCAP


Ayte.Perforador

Estar preparados para extinguir incen- Avisar al soldadios dor, suspender actividades

Tabla 2 Simulacro cierre del pozo al sacar o meter herramienta


69

Nivel Fundamental

WellCAP

Categoria

Perforador

Ayte.Perforador

Chango


Piso de perfn.

Piso de perfn.

Actividad Abrir válvula 1 hidráulica línea estrangular

Trasladarse al Trasladarse múltiple de es- a presas de trangulación en lodo caso de no tener válvula hidráulica, abrir válvula de control del múltiple

Ayte. Piso No.1

Ayte. Piso No.2

Ayte. Piso No.3

Op.de Mantto. Eq. de Perf.

Piso de perfn.

Piso de perfn.

Piso de perfn.

Piso de perfn.



Auxiliar al operario de mantto. eq. de perforación

Verificar matachispas en motores de comb. interna

Actividad Cerrar preven- Cerrar estrangu2 tor ciego o de lador o válvula corte de control sin exceder máxima presión permisible en superficie

Registrar incrementos de volumen en presas

Actividad Dirigir activi- Anotar presión 3 dades el ayte. en TR y piso 1-2-3 TP minuto a minuto, después cada 10 minutos (Presión estabilizada)

Verificar que Verificar posibles fugas del conjunto Avisar al soldano exista de preventores, múltiples y líneas dor, suspender flujo en liactividades nea de flote y estrangulador

Actividad Recibir infor4 mación requerida para el control del brote

V e r i f i c a r Notificar el C o l o c a r Verificar precierre de técnico c a n d a d o s sión en unidad preventor al preven- acumuladora y colocar tor candados

Estar preparados para extinguir incendios

Tabla 4 Simulacro de cierre sin tubería en el pozo.

70


1. La operación de viaje debe suspenderse, dejando una junta sobre la mesa rotatoria.

2 * TP

3 *

4 *

HTA

2. Parar la rotaria, levantar la flecha hasta que se tenga p la junta inferior arriba de la mesa rotatoria. 3. Parar la bomba de lodos.

p

4. Suspender sarta en el elevador y observar el pozo.

p

5. Abrir válvula hidráulica de la línea de estrangulación, instalar cuñas, collarín y sustituto de enlace de Hta. A TP y meter un tubo o lingada de TP.

Tabla 5 Simulacro de control de pozos y pasos a seguir

HTA

6. Instalar la válvula de seguridad abierta o el preventor interior.

TP

HTA

7. Cerrar la válvula de seguridad.

TP

HTA

9. Cerrar el preventor con arietes ciegos o de corte. 10. Cerrar el pozo con el preventor de arietes superior o p anular (dependiendo de las condiciones del pozo).

TP

HTA

11. Cerrar el estrangulador o la válvula de control, cuidando p de no rebasar la presión máxima permisible en la superficie.

TP

HTA

#

12. Medir el incremento de volumen en presas.

p

TP

HTA

#

13. Anotar la presión de cierre en las tuberías de revestimiento y de perforación (caso perforando). Registrar ambas presiones cada minuto durante los primeros diez, p hasta que se estabilice, y posteriormente cada cinco minutos, cuidando de no rebasar la máxima presión permisible.

TP

HTA

#

14. Cerrando el pozo se tendrá que verificar físicamente las válvulas en múltiple de estrangulación y el conjunto p de preventores para asegurar su posición.

TP

HTA

#

15. Observar los preventores, el múltiple de estrangulación, la línea de flote, y la línea de descarga del estran- p gulador, para cerciorarse que no haya fugas.

TP

HTA

#

16. Se deberán colocar los seguros del preventor de arietes y verificar la presión de la unidad de accionamiento p de los preventores.

TP

HTA

#

Nivel Fundamental

# #

8. Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación.

WellCAP

1 *

PROCEDIMIENTOS DE CIERRE

* 1. Al estar perforando (P). * 2. Al estar sacando o metiendo TP ( * 3. Al estar sacando o metiendo HTA (

TP ). HTA).

* 4. Al no tener TP dentro del pozo. No hay TP dentro del pozo. #


71

Nivel Fundamental

WellCAP 72

Categoria

Perforador

Segundo

Chango

Piso No.1

Piso No.2

Piso No.3

Posición al Piso de per- Piso de Piso de llamado fn. perfn. perfn.

Piso de Piso de perfn. perfn.

Actividad 1 Levantar y Al ensentar en samble cuñas estrang.


Checar niveles

Actividad 2 Para bombas Apoyar al Checar y observar perfora- flujo dor Actividad 3 Abrir válvula hidráulica

Apoyar al perforador

Actividad 4 Cerrar preventor


Oprio. 2da.

Cabo de ATP´s ATP´s

Piso de Cuarto de Cuarto de 3 al cuarto perfn. maqs. químicos químico + 1 a pistolas presas

Notificar

Matachis- Represiopas y mo- nar silo tores de barita A cuarto mau. y extractores Arrancar bomba C.I.

Checar fugas

Actividad 5 Notificar al Cerrar 2do. cierre estrang. estrang.

R e g i s - Estar preparados para ex- Estar preparados para extinguir trar ga- tinguir incendios incendios nancia

Actividad 6 Registrar presiones a 10 min.

Verificar desgasif.

VeriAuxificar liar al koomey perforador

Nota: Todo personal de apoyo y de servicios deberá reportarse al punto de reunión

Tabla 6 Simulacro de cierre del pozo al estar perforando (plataforma fija).


Perforador

Segundo

Chango

Piso No.1

Piso No.2

Piso No.3

Oprio. 2da.



Actividad 1 Sentar TP en cuñas.

Al ensamble estrang.

Colocar cuñas en TP y Poner ma- Checar desenganchar el elevador tachispas flujo y niveles

Actividad 2 Abrir válvula hidráulica.

Apoyar al Al cuarperfora- to de dor bombas

Instalar válvula abierta Cerrar apretar y cerrar misma cuarto de maq. y arrancar extractores


Apoyar al A presas perforador

Actividad 4 Notificar al Cerrar 2do. estrang.

Actividad 5 Registrar presión en TP y TR Actividad 6 Registrar presiones a 10 min.

Piso de Cuarto de Presas perfn. maqs.

Notificar

Arrancar bomba C.I.

Verifi- Vericar fu- ficar gas koomey

Checar trompo barita

Al cuarto de químicos

R e p r e - Checar sionar material silo químico Alinear centrífuga a presas

R e g i s - Estar preparados para extrar ga- tinguir incendios nancia Apoyar al Verificar perfora- d e s g a dor sif.

3 al cuarto químico + 1 a pistolas presas



Nivel Fundamental


WellCAP

Categoria


Tabla 7 Simulacro de cierre del pozo al meter o sacar tubería (plataforma fija).


73

Categoria

Perforador

Segundo

Chango


WellCAP

Nivel Fundamental

Actividad 1 Abrir válvula hidráulica.

Al ensamble estrang.

Actividad 2 Cerrar Cerrar p r e v e n t o r estrang. ciego Actividad 3

Piso No.1

Piso No.2

Oprio. 2da.


Piso de perfn.

A presas

Registrar ganancia

Piso No.3

Notifi- A u x i car liar al perforador

Al cuarto Checar de quítrompo micos barita

Checar fugas

Apoyar al C h e c a r Estar prepaperfora- flujo rados para dor extinguir incendios


Tabla 8 Simulacro de cierre del pozo sin tubería (plataforma fija). Categoria

Perforador

Segundo

Chango

Piso No.1

Piso No.2

Piso No.3

Oprio. 2da.



Actividad 1 Suspende Al enopń y pa- samble rar la bomba

Checar niveles


Actividad 2 Observar pozo

Vocear niveles y densidad

Al piso

Notificar

Al piso

Checar koomey

Arrancar bomba C.I.

Verificar koomey

Pendiente

Apoyar

Actividad 3 Abrir válv. hidráulica Actividad 4 Cerrar BOP.

Apoyar

Actividad 5 Cerrar estrang.

Apoyar

Actividad 6 Registrar presiones

Apoyar

Checar fugas


A tem- Cuarto de Cuarto b l o r i - maqs. de quim. nas


Represio- Apoyar nar silo de cabo barita

Vocear Meter dens matachisdad de pas temb.

Pendiente

Pendiente

Pendiente Pendiente

Estar preparados para ex- Pendiente tinguir incendios

Pendiente


Tabla 9 Simulacro de cierre del pozo al sacar herramienta (plataforma fija).

74


Perforador

Posición al Piso de llamado perfn.

Segundo

Chango


Piso No.1

Piso No.2

Piso No.3

A tem- Cuarto de Cuarto blorinas maqs. de quim.


Arrancar desgasificador

Actividad 2 Observar pozo

Vocear niveles y densidad

Al piso

Notificar

Vocear dens dad de temb.

Al piso

Checar koomey


Apoyar


Apoyar

Actividad 6 Registrar presiones

Apoyar

Checar fugas

Pendiente


Represio- Apoyar nar silo cabo de barita Meter matachispas

Permanecer disponible

Arrancar bomba C.I.

Permanecer disponible Permanecer disponible

Perma- Permanenecer cer dispodisponi- nible ble

Estar preparados para extin- Permaneguir incendios cer disponible

Permanecer disponible

Nivel Fundamental

Checar niveles

Actividad 3 Abrir válv. hidráulica



Actividad 1 Suspende Al enopń y pa- samble rar la bomba Apoyar

Oprio. 2da.

WellCAP

Categoria


Tabla 10 Simulacro de cierre del pozo al estar perforando (Plataforma autoelevable).


75

Nivel Fundamental

WellCAP 76

Categoria

Perforador

Segundo

Chango

Piso No.1

Piso No.2

Piso No.3

Posición al llamado

Piso de C h a n - Piso de perforación perfn. guero

Actividad 1 Sentar TP en cuñas

Al múltiple estrang.

Checar movto. de bombas

Colocar TP en cuñas y desenganchar el elevador

Actividad 2 Apretar conexión

Apoyar

A presas

Instalar válvula de seguridad abierta, apretar y cerrar misma.

Actividad 3 Abrir válv. hidráulica

Apoyar


Apoyar

Checar fugas


Apoyar


Oprio. 2da.


Cuarto de A presas maqs.

Checar niveles

(1) Temblorina - (2) A cuarto de químicos (1) A presas

Notificar

Actividad 6 Registrar Apoyar presiones a 10 min Nota: Todo personal de apoyo y de servicios deberá reportarse al punto de reunión

Tabla 11 Simulacro de cierre del pozo al estar perforando (Plataforma autoelevable).


5.5. Simulacro de Control de Brotes Usando el Desviador de Flujo

Como objetivo se propone que los simulacros se efectúen a intervalos programados para comprobar que el personal es competente y capaz de reaccionar a situaciones que requerirán el uso del desviador de flujo.


Cuando se previene algún daño a la formación, como una fractura o pérdida considerable de fluidos, se realiza una prueba de integridad de presión. Esta prueba toma como referencia una prueba de goteo (antes de presentarse la admisión de fluidos) y conforme avanza la perforación del pozo, se puede presentar un brote. Esta situación tiene que ser prevenida para no complicar la situación del brote. EJEMPLO:

Nivel Fundamental

Procedimiento: 1. Aplicarlo como se indica en el plan establecido. 2. Lleve a cabo la secuencia para cerrar el desviador. Visualmente verifique que la(s) válvula(s) en la(s) línea(s) de desfogue están abiertas y que las válvulas en las líneas de flujo (flote) y de llenado, si se usan, estén cerradas. Para instalaciones donde el elemento de sello de la válvula en la línea de desfogue se debe abrir antes de cerrar el espacio anular. Si hay dos líneas de desfogue independientes, se deben abrir ambas válvulas y posteriormente, si se desea, se puede cerrar la válvula que controla la línea de desfogue contra el viento. Para instalaciones donde el elemento sellante se encuentra arriba de la línea de flujo de retorno, primero se deben abrir las válvulas en las líneas de desfogue y después cerrar simultáneamente la válvula en la línea de flujo o la temblorina y desviador En todo caso, el sistema desviador de flujo se debe operar de tal manera que el pozo no se cierre totalmente.

6. PRUEBA DE INTEGRIDAD CON PRESIÓN

WellCAP

Todo el personal de la tripulación debe estar familiarizado con la instalación y componentes del sistema desviador de flujo, así como su localización, incluyendo las consolas principales y remotas.

3. Alertar al personal en el piso de trabajo, unidades de logística terrestre o de apoyo, de la probabilidad de que se descarguen fluidos por la línea de desfogue y de que se presenten fugas en el elemento sellante. 4. De ser necesario, ajuste la presión de cierre del desviador para minimizar fugas. 5. Si las condiciones lo permiten, considere que fluya el pozo por ambas líneas de desfogue, con el objeto de disminuir la contrapresión.

Después de perforar la zapata, se realiza una prueba de goteo y proporciona el dato de la presión o la densidad equivalente a la presión de goteo. Conforme avanza la perforación, normalmente la densidad del lodo se incrementa. Al presentarse un brote de manera rápida, se puede estimar la tolerancia al manejo de las presiones equivalente a la presión de goteo y la densidad actual del lodo.

77

Presión de Integridad

Nivel Fundamental

WellCAP 78

)

X

[

[(

=

Dens. Lodo Dens. de Integridad - Lodo estimada actual

el comportamiento Presión – Gasto.

Prof. Zapata

. . 10

= [(gr/cm3 - gr/cm3) x m] .. 10=kg/cm2

Esta prueba se puede realizar: Por régimenPresión - Gasto o régimen Presión - Volumen. Hay reglamentos internacionales que exigen la determinación del gradiente de fractura de formación expuesta, después de haber cimentado, probado una TR y perforado la zapata y algunos metros.

6.1 Integridad de la Formación

Para determinar el Gradiente de Fractura de Formación, se realiza una “Prueba de Tomando como base los procedimientos Goteo” (Leak-o) que proporciona con baspara llevar a efecto el control del pozo, dis- tante aproximación dicho gradiente. Este ponemos de las Pruebas de Integridad de la dato se utilizará para definir una limitante Formación con la finalidad de auxiliar a eje- de presión máxima permisible en esa zona cutar la tarea de manera más eficiente. cuando ocurra un brote o también servirá para el asentamiento de la siguiente TR. Perder fluidos o romper la formación es una Existen otros métodos más sofisticados para situación que se puede originar al llevar a calcular gradientes de fracturas de formacabo una operación de control de un pozo; ción de manera indirecta, y son: por medio esto se debe evitar hasta donde sea posible. de registro eléctricos, sismológicos, métodos de Eaton, Mathews, Kelly y Willis. La resistencia e integridad de la formación se puede determinar por dos procedimien- El principio físico en que consiste esta pruetos conocidos como “Prueba de Admisión” ba, es de someter a un valor de presión con (Leak-off) o mediante una “Prueba de Pre- el fluido del pozo más un valor adicional de sión de Integridad”; ellas están referidas bombeo, para que la formación empiece a a conocer o estimar la presión o densidad admitir fluido sin llegar al fracturamiento; equivalente de fluido que puede soportar esto se logra a muy bajo gasto. una formación debajo del ademe (TR). Los valores de gradientes de fractura de forEl propósito de estas pruebas es definir bajo mación dependerán principalmente de las qué condiciones estarán expuestas las for- características y naturaleza de la roca, promaciones debajo de la zapata. fundidad, fluidos contenidos, etc. Al ejecutar el control de un pozo, esta limitante no Para realizar estas operaciones es necesario debe rebasarse, porque puede originar un observar ciertas consideraciones: reventón subterráneo y este puede canalizarse hasta la superficie, por una deficiente a. Tratándose del fluido del pozo, éste debe cementación de TR. estar homogéneo y limpio. EJEMPLO 1 b. Utilizar una unidad de bombeo flexible en cuanto al manejo de gasto reducido y Determinar la máxima presión permisible a de alta presión. c. Graficar el comportamiento de la Pre- manejar en la superficie, para evitar fractusión – Volumen principalmente, también rar la formación.


Condiciones esenciales:

6.3 Observación:

• Equipo de control superficial y TR probados • Haber perforado la zona de prueba.

Si al efectuar la prueba de goteo, el agujero no sostiene la presión o no se llega a alcanzar el valor deseado; entonces, puede estar aceptando la formación o la cementación fue defectuosa y se está comunicando al espacio anular entre el agujero y TR; o posiblemente hay alguna fuga en la superficie. Inspeccione las conexiones en superficie.

1.20 gr/cm3 x 500 m 10 MAX. PRESIÓN PERM. A LA FRACTURA = PF – Ph = 74 – 60 = 14 kg/cm2

ph=

Por lo anterior, se observa que no podremos permitir un represionamiento en la TR más allá de 14 kg/cm2. Si se permite, se originará fractura de formación, pérdida de fluidos agravándose la situación.

1. Con la barrena en la zona de prueba circular el tiempo necesario para homogeneizar y limpiar el fluido de control. 2. Levantar la barrena dentro de la TR (a la zapata). 3. Probar conexiones superficiales desde la unidad de alta hasta la TP. 4. Circular pozo con la unidad de alta presión. 5. Cerrar preventores de arietes de tubería. 6. Empleando bajo gasto de 0.5 bl/min, graficar comportamiento de la Presión – Volumen, Presión – Gasto (cuidando la Máxima Presión para TR)


Nivel Fundamental

6.2 Procedimiento para Efectuar la Prueba de Goteo

7. La gráfica; al inicio, se comportará como pendiente recta y, conforme se incrementa la presión, originará una desviación en la recta. El punto donde se inicia la desviación corresponderá como valor de la prueba de goteo, debiendo repetirse hasta obtener 2 valores iguales. Suspender el bombeo para evitar el fracturamiento de la formación. Cuantificar y anotar volumen inyectado (bl) 8. Observar el comportamiento de la presión para asegurar que se trata de la “Presión de Goteo” (deberá descender hasta un valor igual o ligeramente menor al del punto de separación de la tendencia de la recta). 9. Descargar la presión y verificar el volumen regresado. 10. Determinar los datos de presión permisible a la fractura, densidad de lodo equivalente y gradiente de fractura de la formación.

WellCAP

Datos: • TR cementada a 500 m. • Densidad del fluido 1.20 gr/cm3. • Presión de fractura 74 kg/cm3. • = 60 kg/cm2.

EJEMPLO: Se ha cementado una TR intermedia de 10 ¾ pg a 3,245 m y, después de perforar bajo la zapata, se tienen los siguientes datos: Densidad del lodo = 1.56 gr/cm3 Gel a 10 min = 22 lb/100 pie2

79

WellCAP

Nivel Fundamental

Diámetro del agujero = 9 ½ pg Diámetro de TP = 5 pg Presión Max. Int. TR = 10 ¾ pg, P-110 60.7 lb/pie al 80% =549 kg/cm2 Profundidad del pozo = 3,325 m

80

DETERMINAR: • Máxima presión permisible a la fractura. • Densidad del lodo equivalente. • Gradiente de fractura de la formación. 1. Presión hidrostática del fluido referido a la profundidad interior 1.56 gr/cm3 x 3,325 m 10

Ph =

= 519 kg/cm2

2. Presión de ruptura de Gel Prof x Gel @ 10 min = (1300.86) (Dag - DTP)

3,325 m x 22 lb/100 pie2 = 1300.86 x (9.5 pg - 5 pg)

= 12.5 kg/cm2

3. Limite máximo de presión en la TR (10 ¾ pg) Max. Presión Permisible en TR = (PRES. INT. TR + P. RUP GEL) – Ph Sustituyendo valores: = (549 + 12.5) – 519 = 42.5 kg/cm2

Por los cálculos anteriores, se observa muy poco margen de presión a manejar en la superficie (43.5 kg/cm2 para realizar la prueba de goteo). Por lo que es más recomendable emplear un empacador recuperable para proteger la TR. VOLUMEN BL

PRESIÓN kg/cm2

0.5 1.0 1.5 2.5 2.0 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 5.5 6.0 6.5 7.0 7.5 8.0

10 23 35 48 60 74 85 99 110 124 135 150 160 171 175 176

Se procedió a bajar un empacador a 5 m arriba de la zapata (3,240 m) y se efectúo la prueba de goteo, obteniendo la siguiente información: Simultáneo, sé gráfico el comportamiento de la presión respecto al volumen bombeado, obteniéndose lo siguiente:


Presión kg/ cm 2

Pres. Total en la Zapata = Prof.

=

687 kg/cm2 3,325 m

6.4 . Prueba de Presión e Integridad Barriles

Se suspendió el bombeo cuando se observó el cambio en el comportamiento de la presión respecto al volumen, determinando la prueba de goteo en 168 kg/cm2. Con este dato podemos obtener: Presión total en la zapata = Ph + Prueba de Goteo = 519 + 168 = 687 kg/cm2 MAX. PRES. PERM. EN SUP. AL FRACT. CON LODO ACTUAL = 687 – 519 Densidad Equivalente del Lodo (DEL) Pres. Total Zapata x 10 = Prof.

Esta prueba se realiza cuando no se desea que los fluidos entren a la formación o ésta se rompa. Al realizar la prueba se presuriza la formación hasta un valor aproximado. Si la presión se sostiene, se considera correcta. El inconveniente de esta prueba es desconocer la presión a la que admite el intervalo. Obteniendo el valor de la presión de integridad (formación), se puede obtener la demás información como en el ejemplo anterior de la Prueba de Goteo, como son: • • • •

Presión Max. Permisible en TR. Presión Total aplicada a la zapata. Máxima presión permisible a la fractura. Densidad equivalente del lodo a la fractura. • Gradiente de fractura de formación,.

Nivel Fundamental

Gráfica 2 Comportamiento de la prueba de goteo (LEAK – OFF)

WellCAP

Presión de Goteo

Gradiente de Fractura de Formación (Gf )

687 kg/cm2 x 10 = 3,325 m


81

Nivel Fundamental

Dle=

UAP Dl

Nomenclatura 3

Dle= Densidad de Lodo Equivalente (gr/cm ) PS= Presión alcanzada en superficie (kg/cm3) 10= Constante H= Profundidad (M) Dl= Densidad del Lodo (gr/cm ) Presión de goteo

Dle Dle

WellCAP

Dle

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UAP: Unidad de Alta Presión.

Figura 5 Densidad de lodo equivalente


7. LIMITES DE ALARMA

Este dispositivo sirve para indicar el nivel de lodo en las presas y, a su vez, detectar el inicio de un brote o una pérdida de lodo. Actualmente existen numerosos dispositivos indicadores de nivel del lodo en presas, algunos incluyen alarmas audibles y graficadores que proporcionan un registro continuo de nivel.

El dispositivo se basa en los sensores (vástago y flotador) instalados en las presas, las cuales transmiten una señal eléctrica al registrador, donde se procesa y es enviado, convertido en valores numéricos, al monitor o pantalla ubicada en la consola del perforador.

Los niveles altos y bajos en las presas, cuando el equipo superficial de control del pozo está en la superficie, pueden ser de 0.8 - 1.6 m3. 7.2 Indicadores de Flujo en la Línea de Flote La primera señal evidente de un brote en la superficie es precisamente el flujo o incremento del mismo por la línea de flote (línea de retorno). Los indicadores de flujo miden el gasto en el porcentaje que pasa por la línea de flote, por lo que un aumento en el gasto de salida (cuando se circula con gasto constante o cuando no se está circulando y se tiene flujo por la línea de flote) podrá ser detectado por este dispositivo antes de que el nivel de presas registre incremento como para ser registrado.

Nivel Fundamental

Otros, son observados directamente por el perforador en monitores que muestran las variaciones del nivel, incluyendo además una alarma audible con límites ajustables de alto y bajo, resultando muy superior a los procedimientos rústicos usados en fechas recientes.

WellCAP

7.1 Indicadores de Nivel de Presas

El indicador de volumen es un dispositivo básico de advertencia en el control de pozos. Un brote inicia a desplazar lodo fuera del pozo y el indicador de nivel en las presas registra este hecho como un incremento en el nivel o volumen. Estos dispositivos requieren de mantenimiento normal que garantiza la eficiencia en su operación. Por consiguiente, debe aplicársele en los períodos programados, para que siempre se tenga una respuesta efectiva y confiable.

Esto resulta de mayor importancia cuando se tiene un sistema superficial de presas demasiado grande. El indicador de flujo no solamente determina las señales de posibles brotes, sino que también indica la presencia de pérdidas de lodo, ya sean totales o parciales.

Figura 1 Indicador de nivel de presas.


Generalmente, el más común de los indicadores de flujo consiste en una “paleta” colocada en la línea de flote. Un resorte se coloca a tensión en dicha paleta y se ajusta al instrumento de medición.

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Indicador de Nivel Piso del Equipo Sensor

Ajuste Bajo

Ajuste Alto

Línea de flote

WellCAP

Nivel Fundamental

Flujo de Lodo

84

Registrador

Campana

Consola Corriente Sistema de alarma

Señal Luminosa

Línea de llenado

Nivel de Lodo Tubería

Indicador Remoto

Tanque de viajes Motor Bomba centrífuga

Bocina

Figura 2 Indicador de flujo en la línea de flote

Si el flujo se incrementa o disminuye, la paleta cambiará de posición y creará una tensión nueva del resorte, la cual es registrada e interpretada por el sensor y, posteriormente, enviada con un valor numérico a la pantalla ubicada en la consola del perforador. La mayoría de estos dispositivos cuentan con alarmas audibles, con límites altos y bajo y, al igual que el indicador de nivel en presas, requiere de un mantenimiento rutinario y de un buen uso para garantizar un servicio adecuado. El mantenimiento a este equipo es principalmente de limpieza, por lo que se recomienda se haga con frecuencia, en la forma por turno, diaria o semanal, según lo dicte la operación y el equipo. Recuerde que la inspección, el mantenimiento y su prueba aseguran que trabaje eficientemente el equipo cuando sea requerido.

Figura 3 Tanque de viajes

7.3 Tanque de Viajes El tanque de viajes, diseñado y usado adecuadamente, es un dispositivo que permite medir correctamente el lodo necesario para llenar el pozo, cuando se extrae la tubería del mismo. De igual forma, mide el volumen del lodo desplazado por la tubería al ser introducida al pozo. En otras palabras, es un dispositivo que facilita la medición correcta del volumen de lodo durante los viajes, por lo que es de gran utilidad en la detección oportuna de brotes y pérdidas de circulación. El tanque de viajes debe ser pequeño, para que su volumen pueda medirse y calibrarse fácilmente. Existen principalmente dos diseños de tanques de viajes, los cuales son: el que utiliza bomba centrífuga y del tipo de llenado por gravedad.


Los tanques de llenado, ubicados en el piso del equipo y a la altura de la línea de flote, son dispositivos de gran utilidad, puesto que permiten medir correctamente el volumen del lodo para llenar el pozo cuando se saca tubería, ya que, como se mencionó, la mayoría de los brotes se producen al estar viajando.

Los detectores (sensores) de gas miden en la temblorina la concentración de gas en el lodo a la salida del pozo. Hay muchos tipos de detectores de gas, los cuales operan con principios distintos. Algunos son capaces de medir el metano, el gas total o la medición de cada componente del gas; sin embargo, todos ellos miden el gas contenido en el lodo. Estos dispositivos son de gran utilidad como indicadores de posibles brotes, también pueden mostrar la producción potencial del pozo.

El tanque de viajes puede tener, entre otros usos, los siguientes: • Medir el volumen de lodo cuando se introduce tubería de revestimiento dentro del pozo. • Permitir la medición correcta del volumen desplazado del lodo cuando se introduce tubería bajo condiciones de presión dentro del pozo. • Determinar correctamente el volumen para llenar el pozo al tener pérdidas de circulación. Además, el tanque de viaje sirve para medir fluidos que regresan después de su pérdida, monitorear al pozo durante operaciones de registros, cementación y calibración de bombas.


Nivel Fundamental

Para que el tanque de viajes proporcione medidas correctas, es necesario que se mantenga limpio, debiéndolo lavar inmediatamente después de usarlo; además, debe llenarse con lodo que haya pasado por el equipo de control de sólidos.

7.4 Otros Sensores de Gases Flamables/Explosivos y H2S

WellCAP

El diseño más conveniente es el que permite determinar el volumen de lodo, tanto en la introducción como en la extracción de tuberías.

Figura 4 Cuidado con el Ácido Sulfhídrico

85

WellCAP

Nivel Fundamental

Cuando una cierta cantidad de gas en el lodo ha sido detectada, una alarma audible o visible es activada para alertar a la tripulación del equipo.

86

Generalmente, este dispositivo es parte integrante de las unidades de registro continuo de hidrocarburos, que tradicionalmente se emplean en pozos exploratorios. Donde exista la posibilidad de la presencia de H2S, los equipos: a. Deberán estar dotados de un detector de H2S que active las alarmas audibles y visibles cuando las concentraciones excedan de 10 ppm. Este equipo deberá ser capaz de detectar un mínimo de 5 ppm en la atmósfera, con sensores localizados en el contrapozo, la campana, temblorina, área de presas de lodos, habitaciones y en otras áreas mal ventiladas o confinadas donde se podrán acumular concentraciones peligrosas. b. El equipo usado en la detección de H2S se calibrará diariamente antes de llegar a la zona con ambiente sulfhídrico y cuando menos cada 8 hrs al utilizarlos en ambiente amargo. Estas calibraciones se deben registrar. c. Deberán estar disponibles para el personal laborando en la instalación capaces de detectar 10 ppm de sulfhídrico. Al detectarse la presencia de H2S, se harán inspecciones con instrumento portátil para detectar el gas amargo en todas las áreas con ventilación pobre.

8. INFORMACIÓN PREVIA PARA EL CONTROL DEL POZO La información que se debe tener disponible en la instalación, al estar realizando las tareas de perforación y mantenimiento de pozos, es principalmente: • • • •

Presión reducida de circulación. Configuración del pozo. Gradiente de fractura de la formación. Presiones máximas permisibles en la cabeza del pozo. • Desplazamientos y volúmenes. Respecto al dato de la presión reducida de circulación ésta se puede tomar a partir del valor de presión que nos da el manómetro del tubo vertical al circular el lodo a un gasto reducido (1/2 ó 1/3 del régimen normal) y nos proporciona las pérdidas por fricción en el sistema circulante. Esta información deberá obtenerse cuando: • Se efectúen cambios por densidad y viscosidad al lodo. • Variaciones en la geometría de la sarta de perforación. • Variaciones en las toberas. • Cada vez que se perforen de 100 a 150 m. • En cada turno de trabajo. • Después de haber reparado una bomba. Precaución: El manómetro o dispositivo para obtener esta presión deberá ser confiable, ya que son susceptibles (los manómetros) de sufrir daño o descalibración.


• Se generan menores valores de presión. • Disminuye la posibilidad de falla en el equipo de bombeo. • Permite agregar materiales densificantes. • Se dispone de más tiempo para analizar problemas relacionados con el control del pozo. • Facilita la operación de control de las presiones en el múltiple de estrangulación. • Menores pérdidas por fricción.

8.1. Fractura de la Formación Se entiende por presión de fractura de la formación la cantidad de presión requerida para deformar permanentemente la configuración de una formación. Esta presión de fractura de formación se puede expresar también en gradiente, ya que es la presión por unidad de longitud. Las principales unidades son kg/cm2/m y lb/ pg2/pie. Por lo general, conforme aumenta la profundidad se incrementan los gradientes de fractura de formación. Formaciones poco compactadas, como las que se localizan en aguas profundas costafuera, pueden presentar bajos gradientes de fractura de formación. Este dato previo es aplicable al control de las presiones en la superficie, al efectuar el control del pozo, y es una limitante. Si no se


La máxima presión permisible a manejar en el espacio anular por fracturamiento de formación se puede obtener por: • Métodos analíticos. • Pruebas prácticas de campo. Los gradientes de fracturamiento analíticos se pueden obtener a través de registros geofísicos y por ecuaciones matemáticas desarrolladas principalmente por Eaton, Hubbert – Willis y Mattews – Kelly. Las principales prácticas de campo, para obtener los gradientes de fractura de la formación más confiables son las “Pruebas de goteo” y las pruebas de presión de integridad de formación. Estas pruebas se indican en este capítulo. 8.2 Presiones Máximas Permisibles La Norma API–6A y el Boletín API-13 presentan las especificaciones del equipo y conexiones respecto a la presión máxima de trabajo, las cuales son para 2000, 3000, 5000, 10,000 y 15,000 lb/pg2. La presión de trabajo de la cabeza del pozo deberá ser mayor a las máximas presiones esperadas. Esta presión debe ser mayor que la:

Nivel Fundamental

Este dato de la presión reducida de circulación servirá para determinar Las presiones inicial y final de circulación al controlar el pozo.

toma en cuenta se puede presentar una pérdida de fluido al fracturarse la formación, ocasionando muchos problemas adicionales a la presencia del brote, tales como un descontrol subterráneo.

WellCAP

Las razones para manejar un gasto reducido de circulación, que servirá para controlar al pozo, son:

• Resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento. • Presión máxima anticipada. • La presión de fractura de la formación referida a la zapata de TR.

87

WellCAP

Nivel Fundamental

Respecto al uso de las tablas de tuberías de revestimiento, en cuanto a los valores de presión interna, se recomienda por seguridad usar solamente el 80% del valor nominal. Si existiera otro tipo de daño o información por registros de calibración, se tomará el correspondiente al estado de la tubería. 8.3. Cabezales, Válvulas y otras Conexiones También son homogéneos al rango de trabajo de la cabeza del pozo. Este equipo, al trabajar durante la perforación del pozo, se debe probar de manera hidráulica periódicamente para certificar su función. 8.4. Preventores de Reventones Son parte esencial del equipo de control superficial del pozo y son seleccionados de acuerdo al avance de perforación en cuanto a su medida y capacidad a la presión. Al igual que las demás partes de control superficial del pozo, también estarán sujetos a pruebas de hermeticidad periódicas para constatar su función.

9. VERIFICACIÓN DEL FLUJO Una vez que el brote ha sido detectado por la tripulación, se requiere confirmar su acción dentro del pozo. Para ello se suspende la perforación, se levanta la fecha a posición de cierre de preventores y se observa al pozo. La presencia de un brote puede suceder al incrementarse el rango de velocidad de penetración, incremento de nivel en las pre-

88

sas, incremento en el flujo por la línea de flote al estar perforando. O bien al estar viajando por diferencias volumétricas de lodo para llenar o de desplazamiento que no corresponde a los volúmenes de acero que se están manejando. La verificación de flujo del pozo también se puede requerir antes de iniciar a sacar el aparejo de perforación. Esta observación es directa en la línea de flujo o por medio de sensores para medición del lodo. El tiempo de verificación de flujo del pozo deberá ser el suficiente para confirmar sin equivocación que el fluido dentro del pozo está estático o bien en proceso de flujo. 9.1. Método de Verificación de Flujo del Pozo al Perforar: 1. Identificar señal de brote. 2. Alertar a la tripulación. 3. Suspender la perforación. 4. Levantar la junta arriba de la mesa rotatoria. 5. Parar bomba de lodos. 6. Observar el pozo. 7. Definir situación. 9.2. Método para Verificar Flujo del Pozo al Viajar: 1. Identificar señal de brote. 2. Alertar a la tripulación. 3. Suspender la tubería en cuñas. 4. Instalar válvula de seguridad de pleno paso en posición abierta. 5. Observar el pozo. 6. Definir situación.


Nivel Fundamental

ÍNDICE 1. Técnicas de Introducción 91 __________________________________

WellCAP

2. Deslizando Tubería (Stripping) 93 __________________________________

90

3. Fuerza Ascendente en Función de la Presión del Pozo 95 __________________________________


1. TÉCNICAS DE INTRODUCCIÓN

• Con el aparejo de producción y árbol de válvulas instalado. • Al originarse un brote durante las operaciones de perforación, de una terminación o reparación de un pozo.

El método consiste en el forzamiento, bajo condiciones de presión, de una tubería de menor diámetro dentro de otra de mayor tamaño, tramo por tramo; hasta llegar a la profundidad programada para efectuar el control.

El procedimiento de control bajo estas circunstancias será el de “deslizar” o “introducir tubería a presión” dentro del pozo con el preventor cerrado. SNUBBING Y STRIPPING .- Son diferentes conceptos: 1.1 Introducir Tubería a Presión SNUBBING.- Si la fuerza resultante (ascendente) ejercida por la presión del brote que actúa en las superficies de la sarta de tubería es mayor que el peso de la misma, entonces la tubería debe introducirse o sacarse bajo las condiciones de presión que tenga el pozo.

Para llevar a cabo lo anterior, se usa una Unidad Snubbing que la constituyen varios accesorios para formar un conjunto y operar con todas las medidas de seguridad necesa- Dicho de otra manera, cuando el peso de la tubería es menor que la fuerza ascendente, rias. se necesita introducir tubería forzándola a Al cerrar un pozo después de ocurrido un pozo cerrado. Se le conoce como Técnica brote, la presión del intervalo productor o Snubbing. del yacimiento actuará sobre el área de la 1.2 Deslizar tubería a presión tubería ejerciendo una fuerza ascendente, la cual deberá ser contrarrestada por el peso de la sarta de trabajo de producción STRIPPING.- Si el peso de la sarta de tubería para evitar que esta sea expulsada fuera del que quedó al momento de cubrir el brote, es mayor que la fuerza ascendente (ya descripozo. ta), se aplicará la Técnica Stripping, lo que Esta condición puede presentarse al sacar significa aprovechar el peso de la TP y deslitubería demasiado rápido, provocando un zar a pozo cerrado. Capacitación y Desarrollo Técnico

Nivel Fundamental

Cuando el brote suceda en alguna etapa de la perforación, y de acuerdo a su magnitud de inmediato se analizará la situación para resolver si es factible ejecutar las siguientes operaciones con el mismo equipo y el arreglo de preventores instalado en el pozo.

A esta profundidad, la densidad para su control puede ser muy alta que ningún método que se pretenda aplicar permitirá operar con seguridad dentro de los rangos prácticos de presiones; por lo que se deberá introducir tubería a mayor profundidad, manteniendo la presión en superficie registrada para evitar un flujo adicional de la formación.

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Se utiliza esta técnica para resolver problemas en pozos de alta presión para llevar a cabo su control. Este puede presentarse en dos condiciones diferentes:

efecto de sondeo o debido a un llenado inapropiado, suscitándose el brote cuando hay poca tubería en el pozo.

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Nivel Fundamental

El objeto de cada una de estas técnicas es introducir la tubería hasta la profundidad programada para controlar el pozo con circulación directa y volver a recuperar el control primario.

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1.3 Planeación de las Actividades En cualquier tipo de operación, mayormente tratándose de situaciones especiales, cuando se busca seguridad y eficiencia, es necesario planear cuidadosamente todas las actividades que se desarrollarán, en las cuales deben incorporarse y determinarse los siguientes factores: 1. Estado mecánico del pozo 2. Gradiente de fractura 3. Presión del yacimiento 4. Densidad del lodo 5. Altura e intensidad del brote 6. Presión máxima permisible en superficie 7. Elaboración del programa Deben considerarse como son:

también

a) Migración del gas b) Pérdida de circulación c) Fracturas de la formación d) Presión interna de la TR

problemas

1.4 Condiciones Para definir qué tipo de operaciones se realizará (Snubbing o Stripping), es necesario calcular la fuerza ascendente y el peso de la sarta, además de otras consideraciones técnicas que el personal especializado deberá determinar. La técnica a usarse estará basada en la presión superficial registrada, la longitud de la tubería y sus diámetros de juntas a ser introducida dentro del pozo, manteniendo una presión de fondo constante. Usando las fórmulas siguientes, se calcula la fuerza ascendente. FASC = PCTR x A x 6.45 FASC = PCTR x D2 x 5.08 Donde: FASC = Fuerza ascendente (kg) PCTR = Presión de cierre en TR (kg/cm2) A = Área de la tubería donde está cerrado el preventor (pg2) D = Diámetro de la tubería donde está cerrado el preventor (pg) 6.45 y 5.08 = Constantes para obtener FASC en kg.

Debe formularse un plan de contingencia para todos los eventos y algunos específicos Para el funcionamiento y operación de la para tomar las decisiones que en ellos se in- unidad Snubbing, la Unidad de Negocio de diquen. Perforación tiene personal técnico capaz y eficiente para efectuar la actividad. En el El sistema de radiocomunicación entre todo ámbito internacional, existen compañías el personal involucrado en la operación es especializadas en estos trabajos. (Otis, Red muy importante. A la cabeza debe estar un Adair-Cudd Pressure, Franklin and especialista al comando de todos los eventos Abel, etc) que se estén llevando a cabo.


1. Gatos hidráulicos 2. Canastillas de trabajo 3. Cuñas viajeras 4. Cuñas estacionarias 5. Ventana 6. Camara de igualación 7. Soporte de llave hidráhulica 8. Guía telescópia 9. Rotaria 10. Contrabalance 11. Mástil telescópico 12. Guía de la ventana 13. Elemento enjuagador 14. Línea de ventilación 15. Línea de estrangular

Figura 1 UNIDAD SNUBBING


El propósito básico para realizar operaciones de deslizamiento de tubería bajo presión del pozo, es la de bajar el extremo de la sarta a una profundidad que haga más fácil la operación de control del pozo bajo condiciones de utilizar menor densidad en el fluido de control, evitando con ello dañar la formación o las TR´s del pozo. Muchas ventajas se logran bajando la sarta hasta la profundidad de origen del brote; por ejemplo, resulta más económico el control del pozo, menor contaminación ambiental, menos pérdida de tiempo, etc. El realizar una operación de deslizamiento de tubería a través del conjunto de preventores (preventor anular), quiere decir que la tripulación del pozo es sorprendida por el brote al momento de sacar o meter tubería. Por tal motivo, y principalmente para operaciones de perforación, la tripulación deberá estar preparada para realizar esta operación de manera segura, ya que representa deslizar la tubería obturada en su parte interna a través del preventor anular hasta alcanzar una profundidad de control del pozo.

Nivel Fundamental

Las fuerzas de inserción y levantamiento de un equipo snubbing hidráulico las produce un sistema de dos o cuatro gatos (cilindros) hidráulicos situados simétricamente alrededor de una línea central de la unidad. Los gatos están configurados de tal forma que cuando se aplica una fuerza de inserción, los cilindros son presionados por el lado del pistón y, al aplicar una fuerza de levantamiento, los cilindros son presionados por el lado opuesto. Algunas unidades snubbing tienen gatos que pueden operar en el “modo regenerativo” (doblar la velocidad de levantamiento), lo cual significa que el aceite hidráulico arriba del pistón es dirigido al cilindro abajo del pistón, aumentando de esta manera el suministro del paquete de potencia. Hay sistemas hidráulicos que operan a 211 y 352 kg/cm2 (3,000 y 5,000 lb/pg2) de presión de trabajo.

2. DESLIZANDO TUBERÍA (STRIPPING)

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1.5 Descripción de la Regulación Hidráulica que Acciona La Unidad Snubbing

Esta operación requiere de entrenamiento y, al realizarse de manera real, se podrá asegurar su capacitación. Datos estadísticos indican que, en la ocurrencia de brotes el 70% sucede viajando, 25% perforando y el 5% cuando no se tiene tubería dentro del pozo. Podremos realizar el deslizamiento de tubería cuando estemos seguros de calcular el cierre del pozo y estar viajando: el valor de la fuerza ascendente (presión del pozo actuando sobre la tubería) deberá ser

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menor que la fuerza actuando hacia abajo; es decir, el peso de la sarta.

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Nivel Fundamental

Para realizar operaciones de deslizar tubería con presión del pozo se requiere considerar:

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• Que el volumen del cuerpo que se está metiendo al pozo (volumen de la tubería obturada internamente) debe ser purgado a la misma velocidad y cantidad equivalente al mismo volumen de tubería. Si esto se logra controlar se estará aplicando una presión constante en el fondo del pozo. • La operación de deslizamiento de tubería (stripping) se logra haciendo pasar el cuerpo de la tubería y las juntas a través del preventor anular de manera de realizar un buen sello con el elemento hule de dicho preventor. Por ser el tubo de perforación de forma irregular en sus extremos (otras dimensiones) se ajusta la presión de operación del preventor anular a que selle frente al cuerpo de la tubería, permitiendo una leve fuga; alcanzado este valor, se le agregan 3.5 kg/cm2 y obteniéndose una mayor vida del elemento de hule del preventor y el paso de las juntas para no estar haciendo adecuaciones de regulación de presión. Se recomienda agregar un lubricante arriba del preventor como aceite o grasa, para proteger el cuerpo del tubo al momento de pasar por el elemento del preventor anular. Mantener una presión en 7.5 kg/cm2 arriba de la registrada en la TR, purgando los volúmenes a través del múltiple de estrangulación. • Si se presenta un brote de gas, es importante considerar su migración, expansión y control con el manejo del estrangulador. • Deslizar la tubería a régimen continuo y uniforme. • Si las juntas tienen bastante resalto (diá-

metros mucho mayores que la tubería), se tendrá que realizar ajuste de presiones al paso de las juntas. • Llenar la TP cada 3 lingadas con el lodo de control. • Como ejemplo, si se está deslizando tubería de 4 ½ pg de perforación de 20 lb/ pie, cuyo desplazamiento es de 10.26 lt/m (sin estimar juntas), quiere decir que al bajar una lingada de 28 m, se acumularán 288 lt en el tanque de viajes y corresponderán también a mantener la presión de control en la TR. 2.1 Cálculos Relativos a Volúmenes y Presiones Purgados para un Valor Dado de Lingadas a Bajar Dentro del Pozo 1. Calcule la máxima presión permisible en espacio anular para evitar el fracturamiento. 2. Calcule la máxima presión permisible en E.A. (cuando se suspenda la introducción de la TP) y circule una porción de la burbuja fuera del pozo. 3. Calcule el volumen de desplazamiento por cada lingada de tubería deslizada dentro del pozo Vol. despl/ling = Cap. TP + Despl. TP x Long. prom. ling = It/m 4. Construya una tabla o grafique la cantidad de lingadas introducidas, contra la presión de cierre en la tubería de revestimiento. 5. Ajuste la presión de cierre del preventor anular para deslizar tubería de perforación. Consulte las tablas o gráficas del manual para la presión de cierre apropiada, según la marca del preventor. 6. Si se mantiene el estrangulador cerrado y se desliza lentamente la primera lingada dentro del pozo, la presión de cierre en la TR se incrementa por el volumen de


Al deslizar la tubería a través del preventor anular significa agregar volumen al pozo. Por tal motivo, habría que purgar un volumen equivalente al volumen del cuerpo que se está introduciendo. Esto significa que volumétricamente la presión a controlar en el espacio anular se mantendrá, siempre y cuando se purgue el volumen con la rapidez con que se está introduciendo la tubería, para no incrementar o disminuir la presión en la TR. Otro método de control para deslizar tubería bajo condiciones de presión del pozo, es el de controlar solamente la presión en TR purgando los volúmenes necesarios a través del estrangulador, a fin de mantener constante la presión.

De vital importancia para el cierre de un pozo, es que usted conozca la cantidad de tubería que tenga en su interior, el fluido de control utilizado y la presión que llegará a alcanzar durante algún movimiento de tubería. Si dentro del pozo no se tiene la suficiente cantidad de tubería que proporcione el peso necesario para evitar que esta sea expulsada deberá extremar los cuidados para que esto no suceda, asegurando la sarta de trabajo por medios mecánicos tales como encadenar la sarta de trabajo a las viguetas de la mesa rotaria. Uno de los procedimientos inmediatos al brote es sujetarla con el preventor, poniendo el siguiente cople o junta de tubería en contacto con los arietes. Para cuando usted maneje este criterio, se presenta el siguiente ejemplo.

pulg Empacador

Nivel Fundamental

Desplazamiento de tubería (stripping) con y sin control volumétrico.

3. FUERZA ASCENDENTE EN FUNCIÓN DE LA PRESIÓN DEL POZO

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acero introducido. 7. Permita un factor de seguridad de 7 kg/ cm2. Purgue lodo del pozo hasta que la PCTR quede al valor establecido. 8. Mantenga el estrangulador cerrado. Introduzca lentamente (deslizando) otra lingada. 9. Purgue un volumen igual a los bl/ling calculados por cada lingada introducida al pozo. 10. Introduzca la tubería hasta que alcance la máxima presión permisible para evitar el fracturamiento o que la barrena llegue al fondo. 11. Use el procedimiento para circular el brote con densidad original, hasta desalojar el fluido invasor del pozo.

kg/cm2 Fluido de Control

1.10 gr/cm3

Figura 2 Estado mecánico


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Nivel Fundamental

EJEMPLO 1 El brote ocurrió al estar sacando el aparejo de producción a 400m, aplicando el procedimiento de cierre, colocando la válvula de seguridad en la TP y cerrándose posteriormente. Manifestando, el intervalo disparado, la presión que indica el estado mecánico del pozo (100 kg/cm2) ejercida a la altura del empacador.

Fuerza friccional, debida al elemento sello

Calcular lo siguiente: 1. El peso de la sarta en el aire (Pta) y sumergida dentro del fluido (Pts). 2. La fuerza de expulsión (F) de acuerdo a su presión SOLUCIONES 1. Para calcular el peso de la tubería en el aire, se utiliza el factor 1.49 para convertir lb/pie a kg/m y el resultado multiplicarlo por 400 m, que es la profundidad (L), a la cual se tiene el extremo del empacador. Pta = (Ptp x 1.49)x L Donde: Pta = Peso de la tubería en el aire (kg) Ptp = Peso unitario de la tubería en el aire (lb/pie) 1.49 = Constante de conversión L = Profundidad (m) Sustituyendo obtendremos Pta = (9.3 x 1.49) x 400

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Fuerza originada por el peso de la sarta, obturada y flotada

Fuerza aplicada por la presión de formación sobre la tubería y la junta

Figura 3 Stripping -Fuerzas actuando sobre la sarta

Recuerde que la fórmula para calcular el peso de una tubería sumergida en un fluido es: Pts = Pta x ( I

Dlc ) Da Donde:

Pts = Peso de la tubería sumergida (kg) Dlc= Densidad del lodo de control (gr/cm3) Da= Densidad del acero (gr/cm3) 1 = Constante Sustituyendo valores tendremos: Obteniendo el peso de la tubería dentro del pozo, procederemos a calcular el valor de la fuerza o empuje de la formación; para lo cual se empleará la formula:


Sustituyendo valores tendremos: F= 100 (0.7854 x 6.452(3.52))=100 x 62.07

La resultante es que la tubería será expulsada si ésta no es anclada correctamente. Recuerde que si usted maneja gas, deberá tener en cuenta dos aspectos importantes: A. La rotura de la TR o las conexiones superficiales descritas anteriormente. B. El valor de la presión de fractura de la formación. Con los conceptos anteriores, estará en condiciones de efectuar el cierre de un pozo, determinar inmediatamente la densidad reducida del fluido de control; la altura que cubrió el fluido invasor; la densidad del fluido invasor. Y dependiendo el estado mecánico del pozo, calcular la fuerza de empuje de la formación y su presión de fractura (ruptura) por medio de las tres formas descritas; así como los materiales químicos para agregar y operar el control superficial de acuerdo a las presiones esperadas.


Nivel Fundamental

De los cálculos obtenidos se observará que el peso de la sarta de tubería dentro del pozo es de 4,761 kg y la fuerza que ejerce la formación a la altura donde se encuentra el empacador es de 6,207 kg.

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F=PxA Donde: F = Fuerza en kg P = Presión en kg/cm2 A = 0.7854 x DTP2 x 6.452 = Área en cm2 Factor= 6.452 D1 = Diámetro exterior de TP en pg

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Nivel Fundamental

WellCAP 98


Nivel Fundamental

WellCAP 100

ÍNDICE 1. Características del Gas 101 ____________________________________ 2. Tipos de Gas 101 ____________________________________ 3. Densidad del Gas 102 ____________________________________ 4. Migración del Gas 102 ____________________________________ 5. Migración de Gas sin Expansión 102 ____________________________________ 6. Comportamiento y Solubilidad del Gas 106 ____________________________________


1. CARACTERÍSTICAS DEL GAS

Si un brote no se le identifica como tal y se le permite aumentar, descargará flujo hacia algún lugar y si descarga fluido de una zona a otra formación se estará produciendo un descontrol subterráneo.

Los brotes de gas y líquidos (aceite y agua salada) se comportan de una manera diferente a la salida del pozo. Bajo determinadas circunstancias, deberá permitirse la expansión de los brotes con gas a medida que asciendan, de tal forma que la expansión se controle desde la superficie. El gas migra y refleja su presión en superficie. Por lo tanto, deberán controlarse las presiones al cierre del pozo, y cuando éste se haya cerrado, se utilizarán procedimientos de descarga (purga), para permitir la expansión del gas, al menos hasta que sea tomada la decisión de cómo controlar el pozo. En caso de NO poder cerrarlo completamente, debido a tener su máxima presión permisible muy reducida, se aplicará uno de los métodos descritos en este manual.

2. TIPOS DE GAS Es de mucha utilidad conocer si el fluido invasor es gas o líquido (aceite o agua salada). Esto puede obtenerse calculando su densidad.


Los brotes de líquidos, ya sean de agua salada o aceite, no se comprimen ni se expanden, por lo que al circularlos al exterior del pozo, la presión en la TR no aumentará. Al compararse con los gaseosos, podrá entenderse que los líquidos no migran, y si no hay migración, las presiones no aumentan, como en un brote de gas. El agua salada y el aceite son fluidos incompresibles. Durante su control no se presenta una expansión apreciable a medida que se reduce la presión ejercida sobre ellos. Por esta propiedad, la velocidad de bombeo y el flujo de retorno serán esencialmente iguales a medida que se circule el brote a la superficie y sean desalojados del pozo.

Nivel Fundamental

Conforme avance en el estudio de cada capítulo, deberá comprenderse el comportamiento y los efectos de los brotes y aplicar los conocimientos con el fin de evitar que se conviertan en descontroles.

Si usted comprende la diferencia entre brotes de gas y de líquidos, le permitirá resolver de diferentes maneras los problemas que se le presenten. Habiendo calculado la densidad del fluido invasor, conocerá qué tipo de fluido entró al pozo. A pesar de presentarse brotes de aceite y de agua salada, en los dos casos puede haber presencia de gas, por lo que todos los brotes deberán considerarse gaseosos, mientras los hechos no demuestren lo contrario.

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Un brote es sencillamente el desplazamiento de un fluido hacia el exterior del agujero en la superficie, causado por una entrada no deseada de fluidos de la formación al pozo.

Para determinar el tipo de fluido que entró en el pozo, deberá medirse con precisión el aumento de volumen en las presas y registrarse la cantidad en metros cúbicos o barriles (m3 o bl).

Con métodos de control de presión de fondo constante, la presión en el espacio anular sólo cambiará si hay variaciones en el estado mecánico del pozo. Podrá variar la presión en la TR debido a los ajustes del estrangulador conforme el lodo de control reemplace el lodo original y al fluido invasor. Estos cambios no serán tan pronunciados como los brotes de gas.

101

WellCAP

Nivel Fundamental

Los brotes de agua salada traen incorporado algo de gas disuelto y causarán que las presiones en la superficie sigan el mismo patrón, pero a menor medida que los brotes gaseosos. Por lo tanto, todo brote deberá tratarse como una invasión gaseosa.

3. DENSIDAD DEL GAS Cuando se determina por cálculo la densidad del fluido invasor y el resultado es de 0.2 a 0.6 gr/cm3, el fluido que penetró es gas. Si el resultado de la operación está entre 0.6– 0.87, el brote es considerado como de aceite y si está entre 0.87–1.15 gr/cm3, el fluido invasor es mezcla de agua-aceite. Un brote de gas es el más peligroso debido al exceso de presión que deben soportar la TR y la formación expuesta. Debe considerarse la migración del gas a través del fluido de control del pozo y, por lo tanto, se debe aplicar un método de control que permita expulsar al gas del pozo, controlando su presión.

4. MIGRACIÓN DEL GAS Al intervenir un pozo en zona gasífera, siempre se recomienda vigilar el comportamiento de las presiones de cierre del pozo, ya que su tendencia será la de aumentar a medida que el gas asciende. La migración del gas, si se permite a pozo cerrado, puede aumentar a tal grado que llegará a romper la formación (zapata) o tubería de revestimiento, generando un daño a la formación o reventón subterráneo. Lo recomendable en esta situación será la de evacuar el brote de gas aplicando algún método que no permita mantener la presión constante en él fondo del pozo, para evitar otra entrada de gas, y posteriormente controlarlo con densidad de control.

102

Dato de migración de gas=1000 pies/ hora=304 m/hora

5. MIGRACIÓN DE GAS SIN EXPANSIÓN Si tenemos un pozo y se detecta la entrada de un fluido invasor y efectuando el procedimiento de cierre cuantificamos el volumen; y si circulamos la burbuja hacia la superficie manteniendo constante el volumen en las presas, no permitiendo la expansión de la burbuja hacia la superficie, manteniendo su volumen original, la presión sería la misma a condiciones de fondo, en cualquier punto de su trayectoria a la superficie. Si esta presión le sumamos la presión hidrostática de la columna de lodo que va quedando debajo de la burbuja, la presión de fondo se estará incrementando a medida que la burbuja asciende. EJEMPLO: Teniendo un pozo de 3,048 m (10,000 pies), densidad de lodo de 1.20 gr/cm3 (10 lb/gal), y un volumen de fluido invasor de 159 lt (1 bl) en el fondo, calcularíamos que la burbuja en el momento que entra al pozo tiene la presión de fondo 365.76 kg/cm2. A medida que la burbuja asciende y mientras no se expanda conservará la misma presión, quedando debajo de ella una columna hidrostática de lodo. Si la burbuja ya migró a la mitad de la trayectoria, como por ejemplo 1,524 m, tendríamos la presión de la burbuja de 365.76 kg/cm2 más la presión hidrostática en ese punto que equivale a 182.88 kg/cm2. Nos daría como resultado la presión de fondo de 548.64 kg/cm2. Cuando la burbuja recorra nuevamente la mitad de su recorrido 762 m, la columna hidrostática debajo de la burbuja hacia el fondo sería de 274.32 kg/ cm2 más la presión de la burbuja de


Considerando un volumen inicial de fluido invasor de 159 lt (1 bl), profundidad del pozo de 3,048 m (10,000 pies) y densidad de lodo de 1.20 gr/cm3 (10 lb/gal), tendríamos una presión inicial de la burbuja de 365.76 kg/ cm2 en el momento de que entra la burbuja en el pozo. Aplicando la ecuación de la Ley de Boyle: P1 x V1 = P2 x V2

• • • •

2286 m 1524 m 718 m Superficie 0 m SOLUCIONES:

Si tenemos como presión de formación (P1) = 365.68 kg/cm2 y un volumen original (V1) = 159 lt, Sustituyendo estos valores se obtendrá: Expansión a 2,286 m P2 = (2,286 m x 1.20 gr/cm3) / 10 = 271.32 kg/cm2 Despejando V2=? V2 = (P1 x V1) / P2 = (365.76 kg/cm2 x 159 lt) / 274.32 kg/cm2 = 212 lt


Expansión a 1,524 m P2=(1,524 m x 1.20 gr/cm3) / 10 = 182.88 kg/cm2 Despejando V2 = ? V2=(P1 x V1) / P2 =(365.76 kg/cm2 x 159 lt) / 182.88 kg/cm2 = 318 lt Expansión del gas a 1524 m = 318 lt Expansión a 762 m P2 = (762 m x 1.20 gr/cm3) / 10 = 91.44 kg/cm2. Despejando V2 = ? V2=(P1 x V2) / P2 = (365.76 kg/cm2 x 159 lt) / 91.44 kg/cm2 = 636 lt. Expansión del gas a 762 m = 636 lt Expansión en superficie La expansión en superficie sería considerando la presión atmosférica, que es igual a 1.033 kg/cm2, como P2. Despejando V2 = V2 = (P1 x V1) / P2 = (365.76 kg/cm2 x 159 lt) / 1.033 kg/cm2 = 56,298 lt

Nivel Fundamental

Calcular la expansión del gas a las siguientes profundidades:

Expansión del gas a 2,286 m = 212 lt

WellCAP

365.76 kg/cm2, nos daría como resultado de 640 kg/cm2. Y cuando la burbuja llegue a superficie la presión de fondo sería de 731.5 kg/cm2.

Expansión del gas en superficie = 56,298 lt El último volumen calculado, dependiendo de la geometría del pozo podría ser la capacidad del mismo, lo que nos indica que a falta de un volumen suficiente para formar una columna hidrostática

103

91.4

182.88

274.32

WellCAP

Nivel Fundamental

Presión de Superficie

1 bl

762

1 bl 1 bl

1524m 2286m

3048m

365.76

475.10

548.64

639.90

0 m3

0 m3

0 m3

0 m3

731.52

Presión de Fondo Ganancia en Presas

0 m3

Figura 1 Migración de gas sin expansión

que contrarreste la presión de formación, permitirá la entrada de más fluido invasor al pozo. El resultado de la migración del gas (sin expansión) provocará seguramente el fracturamiento de la formación expuesta o daño en las conexiones superficiales por presión excesiva. 5.1 Migración de gas con Expansión Descontrolada El permitir la expansión sin control es circularlo sin mantener una contrapresión al fondo o zona aportadora del fluido invasor. En la relación entre presión y volumen, el científico británico Robert Boyle difundió los resultados conocidos como “LEY DE BOYLE”; y consideró que a temperatura constante,

104

365.76

el volumen varía inversamente proporcional a la presión que se somete. Por ejemplo, si una burbuja de gas se somete al doble de su presión original, el volumen se reducirá a la mitad y si se libera la presión a la mitad de la original, el volumen aumentará al doble. Considerando la P1 (Presión de formación) y V1 (Volumen original ganado en presas), al determinar la P2 sería a la profundidad donde deseamos conocer el nuevo volumen de la burbuja V2. 5.2 Migración de Gas con Expansión Controlada Este es el procedimiento correcto que se debe seguir en un control del pozo. Cuando se circula un brote de gas al exterior del pozo con expansión controlada, debe


Los procedimientos citados en otro capítulo para controlar un pozo permiten la expansión controlada del gas, mientras es circu7

Constantemente se deben vigilar las presiones de cierre; éstas pueden aumentar a medida que el gas asciende a través del fluido del pozo, al encontrarse cerrado. Las presiones de la TP y TR deben mantenerse dentro los parámetros establecidos, mediante el sangrado (purga) de pequeñas cantidades de fluidos, por medio del estrangulador. Esto permite una expansión controlada. Hay que tener en cuenta que, si se desea mantener constante la presión en la TR, deberá purgarse un cierto volumen de fluido del pozo; este volumen será medido cuidadosamente, dado que este fluido estaba contribuyendo a la presión hidrostática, debiendo permitirse un incremento a la presión en la TR para compensar esta pérdida. 14

28

Presión de Superficie

185

27 bl

762

4 bl 2 bl

1524m

Nivel Fundamental

Para cumplir esto, el operador del estrangulador mantiene una “contrapresión suficiente”, para que se expanda el gas de tal manera que la contrapresión más la presión del brote, más la presión hidrostática de todos los fluidos que hay en el pozo, igualen a la presión de formación.

lado el brote para expulsarlo a la superficie.

WellCAP

permitirse que se expanda de manera que mantenga una presión de fondo del pozo igual o un poco mayor de la presión de formación. Debe permitirse el aumento de volumen en las presas de lodo, aplicando algunos de los métodos normales para controlar un pozo (del perforador, densificar y esperar, concurrente, etc).

2286m

3048m

365.76

365.76

365.76

365.76

0 lt

47.7 lt

159 lt

477 lt

365.76

Presión de Fondo Ganancia en Presas

4293 lt

Figura 2 Migración del gas con expansión controlada


105

WellCAP

Nivel Fundamental

6. COMPORTAMIENTO Y SOLUBILIDAD DEL GAS

106

Resulta bastante complejo tratar el comportamiento y la solubilidad de diferentes gases en fluidos. Para comprender los aspectos específicos de la solubilidad y el comportamiento de un brote de gas, se necesita tomar en cuenta varios factores, tales como el tipo de fluidos, temperatura, el PH, tipos de gases y presiones encontradas, así como el tiempo durante el cual un volumen de fluido queda expuesto a un volumen de gas. Sin embargo, si el análisis se limita a tipos generales de fluidos (base agua, base aceite, incluso aceite sintético) y un gas en común (H2S, CO2, metano), se pueden establecer parámetros generales. 1. Si se ejerce suficiente presión, se puede comprimir el gas hasta licuarlo. Si ocurre un brote de gas líquido, el fluido del brote migrará muy lentamente, si es que lo hace no se expandirá en forma apreciable hasta que se le circule a un punto en que el gas deje de ser líquido. 2. Una vez que se libera de la fase líquida, pasando a fase gaseosa, la burbuja de gas se expandirá rápidamente hasta alcanzar el volumen que corresponda. 3. En general, tanto en fluidos base agua, como los de base aceite, la solubilidad aumenta si la presión se mantiene constante y se incrementa la temperatura y más aún si la temperatura se mantiene constante y se incrementa la presión. 4. La alcalinidad afecta la solubilidad en los fluidos de base agua. Los gases corrosivos (sulfuro de hidrógeno y bióxido de carbono) son más solubles en fluidos de mayor PH. 5. El Metano y el H2S son mucho más solubles en soluciones de base aceite que en fluidos. 6. Los cambios en las condiciones (presión),

pueden hacer que el gas se desprenda de la solución repentinamente, lo cual resultará en una expansión inesperada que puede provocar la expulsión del fluido desde ese punto hacia arriba. 6.1 Migración del Gas Consideraciones: • Se expande rápidamente cuando la burbuja está cerca de la superficie, causando un incremento en el volumen de las presas. • Causa posibles problemas de congelamiento por la rápida expansión del gas después del paso por el estrangulador. • Requiere del uso de un separador gaslodo y líneas al quemador para remover al gas del sistema. • Tiene gran potencial de riesgo por fuego. • Causan incrementos de presión de cierre en TR para los mismos brotes de aceite o agua. • Causan asentamiento de barita por sacarla de un sistema de lodo base aceite. • Se disuelve en la fase aceite de un sistema de lodo base aceite, causando pequeños incrementos en presas e incrementos de flujo. 6.2 Comportamiento del Gas • Su expresión es: Presión = Fuerza / Área. • Su manifestación es en todas direcciones. • Porque la burbuja de gas se manifiesta en todas direcciones es la razón por la que incrementa la presión en el fondo del agujero y presión en la superficie. • Tiene capacidad de migrar por su relativa baja densidad (0.24 gr/cm3) hacia la superficie. • La relación entre presión y volumen a relativa misma temperatura es: P1 V1 = P2 V2


Presión de Formación = Pres. Hidrost. TP + Presión den. TP

Presión de Formación = Pres. Hidrost. TR + Presión den. TR

• Si no se permite la expansión de la burbuja de gas, migrará con la misma presión con la que entró al pozo.

La variación de presión es igual al espacio recorrido de ascenso de columna hidrostática.

P1 = Presión de formación, kg/cm2 V1 = Vol. de brote (gas), m3 P2 = Presión de la burbuja (expandida), kg/ cm2 V2 = Nuevo, volumen de la burbuja/expandida), m3 Volumen a purgar = V2 – V1

Incremento de presión =

Densidad del lodo x ASC 10

Dens. Lodo, gr/cm3 ASC, m. por lo tanto Ascenso =

Incremento de presión x 10 Densidad de lodo

• Esta ecuación es muy útil en el campo, puesto que indica en qué lugar del espacio anular estará la burbuja, y, más importante, cuándo cerrarlo para evitar fractura. • Generalmente estas presiones en superficies no pueden ser toleradas porque se transmiten dentro del pozo y causan serios problemas. • Esta presión se controla mediante la purga de reducidos volúmenes de lodo (arriba de la burbuja), a fin de decrecer la presión sobre la burbuja, permitién-


Vol. de lodo a purga = [(PF x Vol. Ganado)/(PF – Incr. de presión en sup.)] – Vol. Ganado Ascenso (m) Velocidad de ascenso = Tiempo (min) Dens. de fluido invasor=

Do - 10(PCTR-PCTP) Lb

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Al migrar incrementará el mismo valor de presión en TP y TR (manómetros) en geometrías iguales.

dole su expansión, resultando por lo tanto un decremento de su presión interna. Al bajar su presión interna se reduce la presión en la superficie y en el fondo. • Purgar a un límite que nos permita usar un factor de seguridad (50 PSI). Nueva presión de la burbuja (después de la expansión) = PF - Inc. de presión en superficie.

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• Cuando el brote de gas entra al pozo, su volumen es igual al recibido como incremento en las presas.

Do – Densidad original del lodo, gr/cm3 PCTR – Presión de cierre en TR, kg/cm2 PCTP – Presión de cierre en TP, kg/cm2 Lb – Longitud del brote (altura), m

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6.3 Medición de la Temperatura

Conversión de grados Centígrados a grados Fahrenheit: ºF =

9 ºC+32 5

Conversión de grados Centígrados a grados Kelvin:

ºK = ºC + 273

Conversión de grados Fahrenheit a grados Rankine: ºR = ºF + 460

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Conversión de grados Fahrenheit a grados Centígrados: 5 ºC = (ºF-32) 9

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ÍNDICE 1. Clasificación de los Fluidos de Perforación 111 ____________________________________ 2. Descripción de los Fluidos de Perforación 113 ____________________________________ 3. Funciones de los Aditivos 114 ____________________________________ 4. Propiedades Físico-Químicas de los Fluidos 116 ____________________________________ 5. Técnicas para Determinar la Densidad del Fluido 117 ____________________________________ 6. Propiedades del Lodo por Incremento en la Densidad y Dilución 118 ____________________________________ 7. Condiciones de Seguridad en los Fluidos de Perforación 119 ____________________________________ 8. Función Primarias del Fluido de Terminación de Pozos 119 ____________________________________ 9. Características de los Fluidos de Terminación y de Reparación de los Pozos 125 ____________________________________

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1. CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

• •

• •

El aceite es su componente principal y como máximo debe contener menos de un 10% de agua emulsionada en una composición general. Este fluido podrá ser aceite mineral o diesel. El uso no provoca daños a los intervalos abiertos, pero está limitado su empleo para pozos de baja presión. Deberán tenerse los equipos adecuados para extinguir fuegos y en lugares de fácil acceso. 1.2.1 Emulsión Inversa

En estos fluidos el aceite es la fase continua y el agua dulce o salada es la fase dis1.1 Fluidos Base Agua continua. En su composición, el contenido de agua es mayor al 10% y su estabilidad El agua dulce. Las soluciones: Son compuestos de pro- dependerá de uno o más de los siguientes ductos químicos que no se separan del componentes: agentes de suspensión, agentes humectantes y emulsificantes, agentes agua, aunque ésta quedara estática por de control de filtración, reductores de visun tiempo prolongado. Entre ellas se cosidad, cantidad y tipo de material sólido encuentran las SALMUERAS, que puepara aumentar su densidad. den ser de cloruro de sodio, cloruro de calcio, cloruro de potasio y otras. Estas 1.2.2 Emulsión Directa soluciones salinas se mezclan con facilidad, algunas su costo es relativamente En este caso, el agua constituye la fase disbajo, no existe el peligro de incendio o persa (continua) y el aceite forma la fase explosión. Sin embargo, en algunos luga- discontinua. Cuando éstos son analizados, res pueden constituir un riesgo para el los filtrados son bajos y siempre será aceite. entorno ecológico. Al agregarle determinados agentes de susLas emulsiones: Son fluidos cuya fase pensión, permiten elevadas viscosidades y continua es el agua y la discontinua o poder de suspensión, para lo cual deberán emulsificante es el aceite. atendérseles constantemente en su trataLos lodos: Formados por una suspensión miento, evitando durante su preparación de sólidos, como son las arcillas, la bari- que no se excedan materiales sólidos que ta y los recortes de la formación en cual- provoquen taponamiento en la formación.


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A continuación se describe su clasificación general, sin que se pretenda alterar la importancia de cada uno en función de cuánto y en dónde vaya a ser utilizada.

1.2 Fluidos Base Aceite

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En cada etapa de la perforación del pozo, la selección del fluido que se utilizará tiene como antecedente el pronóstico de las condiciones que se encontraron antes, así como durante la perforación de las formaciones que serán atravesadas; las zonas previstas con geopresiones; los problemas de estabilidad de las paredes del agujero; los costos que serán erogados por este concepto y los cuidados al ambiente. Todos ellos intervienen en la toma de decisión y en el proceso de selección.

quiera de los líquidos anteriores. En ocasiones se les agregan ciertas sustancias químicas según se requiera para mejorar o modificar las propiedades generales.

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1.3 Fluidos Sintéticos con Polímeros

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1. Estos lodos incorporan químicos generalmente de cadena larga de alto peso molecular, son efectivos en el tratamiento del lodo, incrementando viscosidad, reduciendo pérdidas de filtrado y estabilizando la formación. Varios tipos de polímeros están disponibles para este propósito, incluyendo bentonitas extendidas, las cuales tienen una alta solubilidad al ácido, mayor que las bentonitas y, por lo tanto, reducen la cantidad de arcilla necesaria para mantener viscosidad. Biopolímeros y polímeros de enlace cruzado son normalmente usados y se obtienen buenas propiedades de corte a concentraciones bajas de productos. 2. Son fluidos preparados con polímeros or-

gánicos de fase continua, como los esteres, los éteres, las poliaolefinas, los glicoles. Estos fluidos se diseñaron como una alternativa para mejorar los lodos de aceites y aceite mineral, con la finalidad de superar el impacto negativo en el entorno ecológico de los fluidos tradicionales de emulsión inversa. En su preparación contienen los mismos componentes que los de base aceite, adicionándoles otros productos químicos para mantener sus características y propiedades requeridas. 1.4 Gases Gases secos: Estos fluidos lo componen el aire, el gas natural; como son el bióxido de carbono (CO2); el metanol (CH4); el nitrógeno (N2).


2. DESCRIPCIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN 2.1 Fluidos Base Agua 2.1.1 Espumas Se utilizan en la perforación de pozos en formaciones depresionadas y profundidades hasta de 3,000 m., obteniéndose densidades desde 0.1 – 0.96 gr/cm³. También empleadas en combinación con equipos de tubería flexible para desarenar o limpiar intervalos productores del pozo.

Con salmueras sodicas se obtienen densidades desde 1.0 – 1.19 gr/cm³. Como ventaja tiene la de no dañar la formación por estar libres de sólidos. 2.2.1 Salmueras Cálcicas Estos fluidos proporcionan densidades hasta 1.39 gr/cm³, con características de no dañar la formación por carecer de sólidos. 2.2.2 Salmueras con Polímeros y Densificantes

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2.2 Salmueras Sódicas, Cálcicas, con Polímeros y Densificantes

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• Las nieblas: Su composición se forma de pequeñas gotas de agua o lodo arrastradas en una corriente de aire. • Las espumas: Son una composición de burbujas de aire arrastradas y rodeadas por una película de agua que contiene un agente estabilizador superficial (surfactante) para la espuma. • Las espumas estables: En su mayoría son espumas formadas por materiales que fortalecen la película, como son los polímeros orgánicos y la bentonita. • Sin duda, el gas natural obtenido de las mismas zonas productoras puede utilizarse para perforar áreas depresionadas o expuestas a pérdida de circulación. En este caso, el pozo queda controlado sólo por la contrapresión de superficie. Sin embargo, su manejo es extremadamente peligroso e inflamable, además de requerirse unidades de alto volumen y alta presión. No es recomendable su aplicación si no se tienen las condiciones de seguridad que establecen los reglamentos. • Para las etapas de terminación del pozo, durante la estimulación y prueba de los intervalos perforados, el uso del gas nitrógeno es el que se utiliza. Siendo un gas inerte, posee varias cualidades que lo hacen confiable. Químicamente no dañará la formación, los materiales metálicos y elastómeros que forman parte del aparejo de producción. Además permitirá hacer un “barrido” en el tramo perforado al someterlo a prueba de producción.

Con estas salmueras se pueden obtener densidades hasta de 1.70 gr/cm³, teniendo capacidad de arrastre por el contenido de polímeros. Como desventajas, tienen características de ser corrosivas y se degradan con temperaturas mayores de 100 °C. 2.2.3 Fluidos Bentoniticos Este tipo de fluidos tiene como característica principal alto poder de arrastre y suspensión a bajo costo,


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de fácil preparación y buen control del filtrado. Se alcanzan densidades hasta de 1.08 gr/ cm³, al perforar cemento se floculan fácilmente, y a temperaturas de 180°C, se deshidrata aumentando su viscosidad. 2.3.4 Fluidos Lignosulfonatos Emulsionados Estos fluidos al densificarlos con barita, alcanzan densidades hasta 2.24 gr/cm³. 2.3.5 Fluidos Tratados con Calcio Cationes bivalentes, tales como el calcio y magnesio, cuando se adicionan al lodo inhiben el hinchamiento de las arcillas o lutitas, y así son usados lodos con altos niveles de calcio soluble para controlar el desprendimiento de lutitas que amplían el agujero. Estos cationes mantienen el agujero estabilizado y previenen el daño a la formación. Caliza hidratada, yeso y cloruro de calcio son los principales ingredientes de los sistemas cálcicos. 2.3.6 Agua Dulce Se utilizará como fluido de control en zonas de baja presión con fines de abandono. Por carecer de propiedades reológicas, no se recomienda como fluido de acarreo. Se deben utilizar bactericidas para eliminar la corrosión bacteriana anaerobia. 2.3 Fluidos Base Aceite 2.3.1 Emulsión Inversa Representan fluidos en los que la fase continua es el aceite y la fase dispersa es el agua. Tienen la ventaja de permitir como filtrado el aceite que no daña la formación,

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pero su degradación obligará a extremos cuidados en su mantenimiento. Una emulsión inversa requiere materiales emulsificantes. Por sus rangos en densidades, se emplean tanto en pozos depresionados como aquellos pozos que manejan altas presiones. Aplicable como fluido de perforación y para limpieza de pozos. 2.3.2 Fluidos de Baja Densidad Su característica principal se debe a la mezcla de fluidos como diesel y agua en forma emulsionada. Permite densidades de 0.86 – 0.92 gr/cm³, con viscosidades de 70 – 600 segundos y establece excelente bombeo.

3. FUNCIONES DE LOS ADITIVOS La clasificación de las funciones de cada aditivo son aquellas que han sido aceptadas por el Subcomité de la Asociación Internacional de Contratistas de Perforación (IADC) relacionados a los Fluidos de Perforación. Algunos aditivos tienen múltiples usos, cuyas funciones son listadas en una primera y segunda categorías. 3.1 Aditivos para Control de PH, Alcalinidad Productos diseñados para controlar el grado de acidez o alcalinidad de un fluido; puede incluir cal, sosa cáustica y bicarbonato de sodio. 3.2 Bactericidas Productos usados para reducir la cantidad de bacterias; sosa cáustica, cal, preservativos son comúnmente usados.


3.8 Floculantes

La sosa cáustica, ceniza, bicarbonato de sodio y ciertos polifosfatos mejoran la mayoría de los químicos diseñados para prevenir y vencer los efectos contaminantes de la anhidrita, yeso o ambas formas de sulfato de calcio.

Estos son usados algunas veces para incrementar el esfuerzo del gel; salmueras, cal hidratada, yeso y tetrafosfatos de sodio pueden ser usados para causar partículas coloidales en suspensión, para agrupar dentro de racimos, causando sólidos libres de asentamiento

3.4 Inhibidores de Corrosión

3.5 Desespumantes (Antiespumantes) Son productos diseñados para reducir la acción espumante particularmente en lodos salados y salmueras saturadas. 3.6 Emulsificantes Son productos para crear una mezcla heterogénea de dos líquidos. Estos incluyen lignosulfonatos, emulsionados, ciertos agentes activos de superficie cargados de manera aniónica o no iónica (cargados negativamente o sin carga). 3.7 Reductores de Filtrado El filtrado o reductores de pérdida, tales como la bentonita, carboximetyl celulosa de sodio (CMC) y almidones pregelatinizados, sirven para cortar la pérdida de filtrado, que es una medición de la tendencia de la fase líquida del fluido de perforación de filtrarse a la formación.


3.9 Agentes Espumantes Estos son químicos usados con frecuencia y actúan como surfactantes (agentes activos de superficie) para generar espuma en presencia de agua. Estos agentes espumantes permiten al aire o gas incorporarse al fluido. 3.10 Materiales para Pérdidas La primera función de los aditivos de pérdida de circulación es para obturar la zona de pérdida en la formación frente a la cara expuesta del agujero, a fin de que las subsecuentes operaciones no provoquen pérdida de fluidos de perforación. 3.11 Agentes Lubricantes Se elaboran para presiones extremas y son diseñados para reducir el torque e incrementar la potencia sobre la barrena por la reducción del coeficiente de fricción. Ciertos aceites, polvo de grato y jabones son usados para este propósito.

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La cal hidratada y sales de aminas son frecuentemente adicionadas a los sistemas para minimizar la corrosión. Un buen fluido conteniendo un adecuado porcentaje de coloides, y ciertos lodos emulsionados, así como lodos de aceite proporcionan excelentes propiedades de inhibir la corrosión.

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3.3 Removedores de Calcio

3.12 Agentes Liberadores de Tubería Consisten principalmente en detergentes, jabones, aceites, surfactantes y otros químicos; estos agentes intentan ser expuestos en un área con tendencia de pegaduras de tubería para reducir fricción, incrementando la lubricidad e inhibiendo el hinchamiento de la formación.

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3.13 Control de Inhibidores de Lutitas El yeso, silicato de sodio, lignosulfonatos de calcio, tales como la cal y la sal, son usados para el control de hidratación o desintegración de ciertas lutitas. 3.14 Agentes Activos de Superficie Se conocen como surfactantes porque reducen la tensión interfacial entre las superficies en contacto (agua/ aceite, agua/sólido, agua/aire). Estos algunas veces pueden ser emulsificadores, desemulsificantes, floculantes o defloculantes.

4. PROPIEDADES FISÍCOQUÍMICAS DE LOS FLUIDOS

Figura 1 Viscosímetro FANN VG-35a

Las medidas de viscosidad tradicional en la instalación se hacen con el embudo Marsh, que mide el tiempo del escurrimiento de 1 4.1 Reológia Del Fluido litro de lodo. La llamada viscosidad Marsh es la cantidad de segundos necesarios para que La medición de las propiedades reológicas un litro pase a través del tubo de 3/16 pg, de de un fluido es de importancia para efecto diámetro que se tiene en el extremo inferior de cálculo de pérdidas de presión por fric- del embudo. El valor del tiempo de escurrición, para determinar la capacidad de aca- miento es un indicador cualitativo del lodo. rreo de los recortes que se generan en el fondo durante la perforación, para analizar Para obtener su calibración, se llena el emla contaminación del fluido y para poder de- budo con 1500 cm³ de agua dulce a tempeterminar los cambios de presión en el fondo ratura de 22 – 27 °C y permitir su salida para del pozo al sacar o meter la sarta de per- llenar el pocillo que tiene su marca de refeforación. Las propiedades fundamentales a rencia correspondiente a 1 lt.; anotando el tiempo que se llevó llenar el litro. controlar son: viscosidad y gelatinosidad. La medición de viscosidad se puede realizar con el embudo Marsh o bien con el Viscosímetro Fann.

El tiempo empleado de calibración deberá ser de 28 segundos. Para obtener resultados confiables al utilizar el embudo deberá estar limpio y libre de irregularidades internamente. a. Deberá tomarse la muestra en la salida de la línea de flote, pasar la muestra al embudo a través de la malla hasta un nivel que alcance el ras de ésta

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La cualidad tixotrópica del fluido se mide en lb/100 pie². Esto significa que a mayor cantidad de partículas para densificar, habrá mayor número de partículas en fricción. Las cualidades de tixotropía del fluido también representan una resistencia al flujo, ya que a mayor densidad, mayor capacidad de sustentación tendrá el lodo. Deberá tomarse en cuenta sobre todo, si el fluido queda bajo condiciones estáticas. Se expresa el gel en lb/100 pie², concluyendo a mayor densidad, mayor viscosidad y gelatinosidad, se tendrán mayores pérdidas por fricción en el sistema de circulación.


Para determinar la densidad del fluido de perforación se usa la balanza tradicional para lodos. Esta balanza está compuesta de su propia base y una barra graduada por ambos lados, como se ilustra en la figura 2. En un extremo tiene el recipiente para el lodo con su tapa; cerca de este depósito está el punto de apoyo de la balanza con el soporte y en el otro extremo está el depósito de balines para calibración de la balanza y un pilón que se desliza para hacer nivelar el peso del lodo. Antes de usar una balanza para lodos, es necesario conocer su calibración y se hace con agua dulce destilada, dando una lectura de 1 gr/cm³ = 8.33 lb/ galón. Si no existe nivelación con este valor deberá ajustarse su tornillo o bien, con sus balines, si es de este tipo. Las lecturas de las graduaciones en ambas caras de la balanza serán en gr/ cm³, lb/gal, lb/pie³ y lb/pg²/1000 pie. El procedimiento para determinar la densidad de un fluido es como sigue: 1. Colocar la base sobre una superficie firme nivelada. 2. Llene la copa con el fluido que se va a pesar. 3. Coloque la tapa girándola, permitiendo salir fluido por el orificio central de la tapa. 4. Presionando con el dedo a la tapa del recipiente para lodo, lavar y con una franela secar el exceso de agua. 5. Colocar la balanza sobre su soporte, correr al pilón para lograr su nivelación. 6. Leer sobre la escala la densidad del lodo. 7. Registrar la densidad del lodo.

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La mejor medición de las propiedades reológicas del lodo de perforación se obtiene a través del viscosímetro Fann VG-35, permitiendo proporcionar la viscosidad plástica en centipoises mediante la resta de la lectura de 600 a 300 RPM. Y el punto de cedencia de la diferencia de la lectura de la viscosidad plástica de la lectura a 300 RPM. La medida de la resistencia del flujo que proporciona un fluido está relacionado por la fricción entre sus partículas suspendidas y la fase líquida continua.

5. TÉCNICAS PARA DETERMINAR LA DENSIDAD DEL FLUIDO

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en el embudo, mantenido tapado el orificio de salida con un dedo. b. Inmediatamente quitar el dedo del orificio de salida y permitir el escurrimiento del lodo al pocillo, controlando el tiempo de escurrimiento del litro, es decir, hasta que el lodo alcance la marca en el pocillo. La cantidad de segundos que tarda en escurrir ese litro representa la viscosidad Marsh. c. También registre la temperatura de la muestra en grados centígrados.

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8. Eliminar el lodo de la copa después de su uso. Lavar la tapa, la copa, la balanza completa y secarla a fin de mantenerla lista para su siguiente uso.

Figura 2 Balanza para lodos

6. PROPIEDADES DEL LODO POR INCREMENTO EN LA DENSIDAD Y DILUCIÓN Los fluidos de perforación, conforme avanza la operación del pozo, se requieren de mayor densidad para confinar los fluidos de las formaciones más profundas. El fluido en sí se compone del líquido base, ya sea agua o aceite, el fluido o material viscosificante que tendrá la función de sustentación, y el material densificante. Las partes de que consta el sistema se interrelacionan, ya que si consideramos mayor densidad, será necesario agregar material sustentante con el consecuente cambio de propiedades reológicas del sistema. Mediante la densidad del fluido, que es la más importante de las propiedades de un sistema, se logra el control del pozo mediante la presión que ejerce la columna hidrostática en las paredes del agujero. Su control depende de agregar material densificante, o por dilución.

es la viscosidad plástica, que representa la resistencia interna que tiene un líquido a fluir. Dependerá la viscosidad de un lodo de la concentración, calidad y dispersión de los materiales viscosificantes suspendidos en él. Su función es la de acarrear los recortes generados por la barrena a la superficie principalmente. Se origina por la concentración de sólidos presentes y está en función con la forma y tamaño de los mismos. Otra propiedad del lodo de perforación es la gelatinosidad, que está representada por la medida de atracción de las partículas del fluido al estar en reposo. La bentonita proporciona principalmente la fuerza de gelatinosidad al fluido. El punto de cedencia de un fluido es otro de los componentes de la resistencia al flujo y está referido a las fuerzas de atracción de las partículas bajo condiciones dinámicas. Esta fuerza de atracción o punto de cedencia está en función de: a. Tipos de partículas y cargas eléctricas propias. b. Concentración de partículas. c. Concentración iónica de sales en la fase líquida. Altos puntos de cedencia tienen efectos indeseables sobre las pérdidas por fricción y resistencia de geles, por lo que requiere reducirlos.

Cuando se requiere bajar la viscosidad plástica será necesario disminuir la concentración de sólidos en el sistema; principalmente se logra mediante aparatos mecánicos, La otra propiedad del fluido de perforación dilución o sedimentación.

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7. CONDICIONES DE SEGURIDAD EN LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

su superior inmediato. En todos los procesos de perforación, los fluidos cumplen un papel importante para aumentar la eficiencia y el rendimiento del equipo terrestre o plataforma marina junto a las cuadrillas de trabajo.

Se recomienda que al mezclarlos con agua u otros fluidos, se haga con la debida precaución, para reducir la posibilidad de una reacción violenta. Siempre se debe tener disponible, cerca del área de mezclado, el equipo para enjuagar los ojos y limpiar la piel. Si alguna sustancia entra en contacto con alguna parte del cuerpo humano, se lavará de inmediato con abundante agua y deberán tomarse las medidas preventivas que el caso requiera, incluyendo el aviso a


Nivel Fundamental

Este capítulo no pretende impartir conocimientos profundos que califiquen al personal, Son muchas las variables en la composición como un Ingeniero Químico de lodos; pero si química de un fluido de perforación que es deseable que, en forma simple y sencilla afectan sus propiedades; por lo que deberán comprendan las funciones, su clasificación tenerse las precauciones necesarias durante y componentes de los lodos de perforación; la preparación de mezclas en cualquier sis- los efectos en sus propiedades, la forma para tema de lodos. determinar sus características y reológia, así como el tratamiento de los mismos. Las cuadrillas de perforación, deberán estar alerta de los riesgos que implica el manejo y Las alteraciones en las lecturas de algunos mezclas de los materiales. Ciertas sustancias instrumentos en la consola del perforador, químicas provocan quemaduras graves, sien- reflejan cambios en las condiciones del lodo do tóxicas algunas, tanto para el ser huma- o problemas que pueden estarse originando no como para el ambiente. También pueden en el fondo del agujero. Son estos los inscausar problemas visuales y respiratorios. tantes en que un trabajador, con los conocimientos adquiridos, estará presto a resolver, Deberán utilizarse en todo momento, al ma- cualquier situación, de tal forma que evitara nejar y mezclar productos químicos: ropa de que no se presente un brote imprevisto. algodón adecuada, lentes o protectores de lentes graduados, goggles, guantes vinílicos 8. FUNCIÓN PRIMARIA DEL con calidad certificada, botas, delantales, FLUIDO DE TERMINACIÓN mascarilla respiratoria. DE POZOS

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Añadir agua al sistema del lodo significa bajar la concentración de sólidos por unidad de volumen y con ello se logra reducir la fricción entre los sólidos, logrando bajar la viscosidad. Al añadir agua al sistema traerá consigo disminuir la densidad del fluido también.

Los fluidos de terminación y reacondicionamiento, a los pozos desempeñan las mismas funciones básicas que los lodos de perforación. Se tienen muchas aplicaciones para ellos. Un fluido de terminación o para reacondicionamiento de un pozo, es cualquier fluido que tenga contacto con la formación productora después de concluir su etapa de perforación.

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8.1 Mantener Controlada la Presión de Formación El agua, el aceite y el gas contenidos en el yacimiento ejercen una gran presión como si pugnara por salir a la superficie. A esta presión se le llama PRESIÓN DE FORMACIÓN. Para realizar con seguridad y facilitar las operaciones de terminación y reparación de pozos, es necesario contrarrestar esa presión de formación y llevarla a un punto de equilibrio ejerciendo una presión controlada mediante un fluido de control. A esta presión que ejerce el fluido para equilibrio de presión de formación la denominamos PRESIÓN HIDROSTÁTICA.

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Presión Hidrostática Densidad del Fluido por Profundidad

Equilibrio

Figura 3 Mantener controlada la presión de formación con la PH

Técnicamente, sabemos que la fuerza de esta presión hidrostática (PH) es directamente proporcional a la densidad del fluido y a la altura de la columna que lo contiene en condiciones estáticas.

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La presión se registrará en kilogramos por centímetro cuadrado (kg/cm²) o libras por pulgada cuadrada (lb/pg²). La primera función o uso del fluido de control es la de lograr el equilibrio entre la presión de formación y la presión hidrostática. 8.2 Evitar o Minimizar el Daño a la Formación ¿Qué pasaría si la presión hidrostática que ejerce el fluido hacia abajo fuera mucho mayor que la presión de formación que ejerce el gas, el aceite o el agua hacia arriba? Seguramente que entrarían los fluidos dañando la formación: taponando la porosidad, obstruyendo el flujo, etc; dificultando así la explotación eficiente del pozo. ¿Qué haría usted para evitar esto? Por supuesto que será necesario mantener la PH igual o ligeramente mayor al valor de la presión de formación. Este equilibrio de presión en ocasiones puede perderse al introducir la sarta de trabajo, debido a la mayor resistencia que encuentra por la estructura tipo “gel” que forma el fluido en reposo y que tendría que contrarrestarse con una mayor fuerza o presión. Esta mayor presión que se ejerce podría romper el equilibrio logrado. Es importante que el fluido a usar no origine daño alguno al intervalo productor. El agua dulce natural puede causar una emulsión bloqueadora en el flujo de ciertas formaciones de hidrocarburos, o alterar la mojabilidad de la roca.


8.3 Acarreo de Recortes a la Superficie

Formación Dañada

Para mantener el equilibrio de la PH con la PF es necesario agregar al fluido de control agentes dispersantes que faciliten su fluidez y reduzcan así la resistencia evitando la necesidad de provocar un excesivo aumento de la presión al entrar la sarta de trabajo e introducirse en el pozo. Gracias a la fluidez, es posible realizar operaciones, conservando la PH igual o ligeramente mayor que la presión de formación, lo cual permite evitar o minimizar el daño a la formación. Además, es recomendable utilizar en la preparación de los fluidos de terminación y de reparación, de pozos, productos y materiales químicos que sean compatibles con la formación productora.


¿Cuáles serían las consecuencias si ese material sólido se acumula en el espacio anular debido a un fluido mal preparado, que no los arrastre a su paso hasta la superficie? Para extraerlos se tendría que aumentar la fuerza o presión del fluido circulante, lo que aumentaría la presión hidrostática, con peligros como dañar la formación. Además se originarían fallas en la herramienta de molienda, sarta atrapada, velocidad reducida de penetración y retrituración de recortes. Para evitar lo anterior, es necesario que el fluido de control cumpla realmente la función de acarrear a su paso estos recortes, lo cual se logrará gracias a la suficiente densidad y viscosidad que se le da en su preparación; sin olvidar también cuidar el gasto óptimo de circulación.

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Figura 4 Daño a la formación por un excesivo incremento en la presión hidrostática.

Llamamos recortes a la arena, cemento y fierro que se generan a consecuencia misma del trabajo de terminación y reparación. Estos recortes, por ser sólidos dentro de un fluido, tenderán a caer hacia el fondo atraídos por la fuerza de gravedad, siendo el objetivo sacarlos para mantener limpio el pozo.

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Para ejecutar las diversas operaciones, es necesario hacer circular un fluido de control al interior del pozo y desalojarlo a la superficie.

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Lo resolvieron agregando bentonita o polímero al fluido. Esta cualidad que tienen algunas sustancias le llaman TIXOTROPIA, la cual se define así: TIXOTROPIA: Es la tendencia que tienen algunos fluidos de formar estructuras gelatinosas o semisólidas cuando están en reposo y que, al ser sometidas a un esfuerz, o vuelven a un estado original. La estructura gelatinosa resiste el hundimiento, precipitación de sólidos y recortes hasta que se reinicia la circulación. Podemos expresar entonces que el fluido cumple su función de suspensión de recortes, gracias al concepto citado.

Figura 5 Atrapamiento de la sarta por acarreo deciente de recortes.

8.4 Suspensión y Acarreo de Recortes al Detenerse la Circulación Usted ha comprendido cómo el fluido cumple la función de acarrear a su paso los recortes; pero, ¿qué pasa cuando la circulación del fluido se detiene? Los recortes caerían hacia el fondo del pozo con las consecuencias que usted ya conoce. Para resolver este problema, los Ingenieros de fluidos pensaron: ¿qué tal si, al detenerse el fluido, se forma una estructura gelatinosa que detenga los recortes y que, al volver a circular, se rompa esa estructura y vuelva a fluir normalmente?

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Figura 6 Efecto de la gelatinosidad


8.5 Soporta Parte del Peso de la Sarta

El sabio griego Arquímedes, al observar este fenómeno sacó una brillante deducción que según la historia le hizo exclamar: ¡EUREKA, lo tengo! Actualmente se conoce como Principio de Arquímedes, y dice así:

Esto es particularmente importante al aumentar la profundidad, ya que, como usted por experiencia sabe, el peso de la sarta que el equipo tiene que soportar es mayor a más profundidad.

Agua 10 kg.

8.6 Enfriamiento y Lubricación de la Sarta de Trabajo Conforme la herramienta de molienda y la sarta de trabajo giran dentro del pozo, se generan elevadas temperaturas, por el contacto entre la barrena o molino y el material que se está moliendo, se le llama calor por fricción. Gracias al fluido que pasa por esos puntos de fricción y por esta zona de calor se logra un enfriamiento y sirve también para lubricar el metal que se encuentre en contacto con otros y así evitar calor excesivo, desgastes y fallas. Deberá tenerse presente que este calor por fricción, dentro del pozo, genera temperaturas hasta de 75 °C y aún mayores.

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Un cuerpo sumergido parcial o totalmente en un líquido es empujado hacia arriba por una fuerza igual al peso del líquido desalojado.

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Usted habrá observado que cuando su hijo se sumerge en una alberca o en la tina pesa mucho menos. Si el agua está al borde, al entrar el niño ésta se derrama, por supuesto, y si no está al borde, ciertamente sube el nivel.

Pues bien, este fenómeno ocurre también dentro de los pozos. Al introducir la sarta en el fluido, ésta recibe “un empuje hacia arriba igual al peso del fluido desalojado” e indudablemente que el empuje será mayor debido a su densidad. Se conoce como EFECTO DE FLOTACIÓN.

Aunque en bajo grado, el fluido de control posee propiedades lubricantes que pueden incrementarse, al incluirse en su preparación aceites combinados con ciertos agentes emulsificantes.

TP

Los beneficios que cumple esta función en los fluidos son: 5 Tons.

5 Tons.

Figura 7 Principio de Arquímides


• Prolongación de la eficiencia de la barrena o molino. • Disminución de la presión y mejora del arrastre.

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• Menor desgaste por fricción en la sarta de trabajo y en el interior de la tubería de revestimiento.

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8.7 Formación de Pared (enjarre) Algunos fluidos, debido a su viscosidad y sólidos en suspensión, al estar sometidos a una presión, forman en las paredes de la formación una película protectora llamada enjarre, que sirve de pared entre el fluido de control y la misma formación. Un fluido de base agua, con una adecuada preparación, depositará un buen enjarre en la zona de disparos, el cual consolida la formación y retardará el paso del filtrado al intervalo productor, evitando así el daño al yacimiento. Un enjarre que contenga el mínimo espesor permitirá menos filtrado. La formación de enjarres gruesos se debe a agentes contaminantes, como el agua salada, cemento, gas y otros que evitan la hidratación del material viscosificante. Los fluidos con alto filtrado de agua podrán dañar las formaciones, coaccionando una disminución en su productividad. F L U I D O D E C O N T R O L

8.8 Permitir el Medio Adecuado para Efectuar Operaciones con Equipos de Servicio a Pozos La condición del fluido dentro del pozo adquiere una importancia relevante cuando se efectúan trabajos con cable electromagnético, como son la toma de diversos registros, detonación de disparos, anclaje de empacadores permanentes, desconexión de tuberías, cortes con cargas químicas. También, cuando se operan con línea de acero para cierre o apertura de válvulas de circulación, válvulas de tormenta, toma de registros de presión de fondo. Por ello, es importante mantener la viscosidad y gelatinosidad del fluido en condiciones, para que todas las herramientas y accesorios operadas con estos equipos no encuentren resistencia en el interior de las tuberías. 8.9 Evitar Daños a los Accesorios Superficiales La vida productiva de un pozo determinará el tipo de fluido y aditivos que se mezclarán para dejarse en su interior. Se llaman FLUIDOS EMPACADORES a los que van a permanecer ahí confinados durante este periodo entre las paredes de TR y TP (espacios anulares). Deben recibir un tratamiento especial, que no sean corrosivos para evitar disminuir la vida útil de los elementos de hule (elastómeros) del aparejo de producción.

Figura 8 Formación de enjarre por dispersión de sólidos y presión hidrostática.

124


8.10 Prevenir el Factor Temperatura en los Fluidos

Los fluidos de reacondicionamiento de pozos tienen incorporados productos y materiales químicos (sólidos y líquidos), que pueden resultar peligrosos en su manejo, causando daños tóxicos, respiratorios, visuales y quemaduras. Las medidas preventivas y el equipo de protección personal adecuado deberán aplicarse al momento de manipular, mezclar y tratar estos materiales químicos. El entorno ecológico terrestre y ambiente marino deben considerarse como los recursos más preciados y estamos comprometidos a preservarlos. Por lo que los fluidos que se utilizan en los pozos, y los que éstos aporten, podrán dañarlos. Para evitar lo anterior, deberán respetarse las reglamentaciones nacionales e internacionales relacionadas a derrames, el manejo y transporte de los fluidos y principalmente difundirlos a todo el personal.


1. Densidad del fluido: Una densidad suficiente que controle las presiones del pozos, que sea igual o ligeramente mayor que la presión de formación; es razonable de 7 a 14 kg/cm² (100 a 200 lb/ pg²). Los fluidos de reparación con una presión de equilibrio son ideales, ya que disminuirán los daños a la formación, reduciendo las pérdidas por sobrebalanceo. En la actualidad son prácticos por los dispositivos modernos que se disponen para el control de presión. 2. Viscosidad del fluido: Al mantener esta característica en condiciones de fluidez, permite la circulación para desalojar los recortes de fierro, cemento y otros residuos a la superficie. Los productos viscosicantes serán seleccionados en función al tipo de fluido, puesto que pruebas de laboratorio demuestran que algunos afectan y reducen la permeabilidad de la formación. 3. Libre de sólidos: Para ciertas operaciones ,el fluido debe encontrarse con el mínimo de partículas sólidas en suspensión, ya que pueden obstruir los intervalos productores reduciendo sustancialmente la producción después de una operación de estimulación o tratamiento al pozo. 4. Características de la invasión: Deberá limitarse al mínimo la invasión, sobre todo en pozos que tengan baja permeabilidad. El filtrado deberá de tener

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8.11 Evitar Riesgos al Personal y al Ambiente

Una selección del fluido apropiado deberá considerarse de acuerdo a las operaciones específicas de terminación y mantenimiento a los pozos. Estas características serán:

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En el interior de un pozo, la temperatura no se debe menospreciar; deberá tomársele siempre en cuenta. La densidad y algunas propiedades de los fluidos de terminación y reparación se ven afectados por este factor. En varios fluidos de reacondicionamiento la densidad disminuye con la temperatura (como en las salmueras de sodio y de calcio), características que deberán tenerse presente en la selección y cálculos en su preparación. Deberán conocerse las temperaturas de fondo, a la salida del pozo y dentro de las presas para analizarse y prevenirse posibles problemas.

9. CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DE TERMINACIÓN Y DE REPARACIÓN A LOS POZOS

125

Nivel Fundamental

WellCAP 126

el mínimo efecto sobre las formaciones. Las partículas mayores a la mitad del diámetro de los poros, normalmente forman un puente que impedirá la entrada de los fluidos al pozo. Partículas menores a dos micras generalmente pasan sin congestionar los poros. 5. No ser corrosivo: Para evitar posibles fallas en los componentes metálicos tubulares y de superficie, originando problemas de pesca posteriores. 6. Aspectos económicos: La selección dependerá de que el fluido sea compatible con la formación productora para evitar los menores daños a la misma. Hay ocasiones en que los fluidos menos costosos causan poco o ningún daño. Por lo general, lo frágil de la formación será la consideración principal. 7. Estabilidad del fluido: Esta característica es muy importante cuando un fluido permanecerá en el pozo durante un período prolongado. Debe tener la estabilidad suficiente para soportar los cambios de temperatura, principalmente a mayor profundidad. El no atenderse esta condición originará problemas en la recuperación de los aparejos de producción y posibles operaciones de pesca. 8. Prevenir la contaminación: La adición de productos químicos (líquidos y sólidos) a los fluidos de terminación y reparación de pozos puede causar problemas ambientales. Por lo que, en su preparación y uso en los pozos, deberán aplicarse las medidas de seguridad establecidas para cuidar y mantener el entorno ecológico y el ambiente marino.


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ÍNDICE 1. Objetivos de los Métodos de Control 129 ____________________________________

13. Localización de la Zona de Fractura 154 ____________________________________

2. Principio de los Métodos de Control con Presión de Fondo Constante 130 ____________________________________

14. Solución de Problemas Durante el Control 155 ____________________________________

3. Descripción de los Métodos 131 ____________________________________ 4. Método de Esperar y Densificar 135 ____________________________________ 5. Método Concurrente 136 ____________________________________ 6. Métodos Alternos de Control de Pozos 142 ____________________________________ 7. Método de Control Dinámico 144 ____________________________________ 8. Circulación Inversa 144 ____________________________________ 9. Otros Métodos de Control de Pozos 146 ____________________________________

15. Razones Específicas para Seleccionar un Método de Control 155 ____________________________________ 16. Métodos Incorrectos para Controlar un Pozo 157 ____________________________________ 17. Concepto de Barreras 158 ____________________________________ 18. Técnica del Perforador 164 ____________________________________ 19. Técnica de Evaluación de Brotes sin Cerrar Totalmente el Pozo para Arenas de Desarrollo de la Cuenca de Burgos 164 ____________________________________ 20. Técnicas de Control de Pozo Simplificado 164 ____________________________________

10. Técnica de Estrangulación Limitada 147 ____________________________________ 11. Método Volumétrico 149 ____________________________________ 12. Técnicas Cuando se Presenta un Descontrol Subterráneo 151 ____________________________________

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1. OBJETIVOS DE LOS MÉTODOS DE CONTROL

El método del Perforador. El método del Espere y Densifique. El método Concurrente. Estos métodos tienen como objetivo aplicar una presión constante en el fondo del pozo, para desalojar el brote, hasta que se obtiene el control total sobre el mismo.

Al aplicar un método de control del pozo se requiere contar con la información siguiente: • • • •

Registro previo de información Gasto de bombeo y presión reducida Incremento de volumen en presas. Registro de las presiones de cierre del pozo • Densidad del fluido para obtener el control del pozo • Presiones de circulación al controlar el pozo • Registro del comportamiento de la presión y volúmenes. 1.1 Registro Previo de Información Esta información está referida a tener disponible y de inmediato: • Capacidad de desplazamiento de la bomba.


• • • • • • • •

La anterior información será requerida para formular el plan de control del pozo.

RECUERDE: EL TIEMPO ES FUNDAMENTAL; EN ESTE LAPSO SON SUSPENDIDAS LAS OPERACIONES. Estos datos deben ser lo más precisos posible. 1.2 Gasto y Presión Reducidas Este dato importante estará registrado en la bitácora y ahora se emplea y está referido a la presión y gasto al circular a 1/3 ó ½ del régimen normal.

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Cada método de control del pozo tiene sus propias ventajas y desventajas, por lo que se recomienda identificarlas, a fin de aplicar el método adecuado cuando se presente un brote en el pozo.

•

Máxima presión de la bomba. Presión del conjunto de preventores. Volumen de las presas. Volumen correspondiente a las conexiones superficiales. Presión Máxima Permisible en conexiones superficiales. Densidad del lodo actual. Densidad del lodo para obtener el control del pozo. Presión máxima permisible en el espacio anular. Densidad equivalente a la prueba de goteo. Profundidad de la zapata. Geometría de la sarta. Geometría del pozo. Profundidad de la zona de brote.

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Los principales métodos de control de pozos que mantienen una presión constante en el fondo del pozo son:

• • • •

1.3 Registro de Presiones de Cierre del Pozo Después de haber cerrado el pozo, proceda a obtener las presiones estabilizadas de TP y TR; la primera nos permitirá obtener la densidad de control y la presión para iniciar la circulación del mismo, y se hará a través de manómetros confia-

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Nivel Fundamental

bles, y la presión en la TR nos permitirá de manera rápida conocer qué tipo de fluido entró al pozo; salvo si ya es un área conocida.

Al presentarse un brote en el pozo, la tripulación lo identifica y procede de inmediato a cerrar el pozo. Se detiene la entrada de los fluidos y en el fondo del agujero frente Obtenida la presión estabilizada en TP, a la formación se equilibran nuevamente las podremos calcular la densidad del lodo presiones. La presión en la superficie más la para lograr el control del pozo. Este dato columna hidrostática será el valor de la prenos permitirá seleccionar el método más sión en el fondo del agujero. Esta presión es adecuado. la que se debe atender con mucho cuidado al controlar el pozo, a fin de evitar un nuevo 1.5 Presiones de Circulación brote o perder el fluido. Si durante los sial Controlar El Pozo guientes eventos en condiciones dinámicas con fluido mantenemos bajo control esta Para determinar con propiedad si estamos o presión en el fondo del agujero, no habrá no controlando la presión de la formación, un nuevo brote. Por eso estaremos aplicantomaremos los datos de la presión reducida do una PRESIÓN CONSTANTE EN EL FONDO de circulación (PRC) correcta y la presión DEL POZO. de cierre estabilizada de la TP (PCTP). Se suman y representan la presión con la que iniciamos la circulación de control del pozo. La presión final será con la que llenamos la sarta y hasta que la nueva densidad llegue a la superficie. 1.4 Densidad del Fluido para Controlar el Pozo

Estas presiones serán corregidas por incremento en densidad, si se aplican. 1.6 Registro del Comportamiento de la Presión-Volumen Durante la fase de llenado de la TP y desplazamiento del lodo en el espacio anular, se deberá llevar un registro de comportamiento de la presión y de los volúmenes bombeados durante el control del pozo, ya que nos permitirá llevar de la mano el control de la presión de la formación; haciendo las adecuaciones mediante el estrangulador.

130

2. PRINCIPIO DE LOS MÉTODOS DE CONTROL CON PRESIÓN DE FONDO CONSTANTE

ón

Fo

ci rma

lo

sel

Formación productora

Figura 1 Presión constante en el fondo del pozo.


2.1 Objetivos del Método del Perforador

• • • •

3.2.1 Primera Circulación (Con Densidad Original)

• Controlar el pozo, en una circulación, siempre y cuando el mismo lo permita. • Lleva de la mano al operador del pozo durante el evento del control. • El proceso de control es rápido y eficiente. • Se puede manejar la calidad del control con más precisión.

1. Registre presiones estabilizadas en TP y TR. 2. Lentamente, inicie el bombeo y abra el estrangulador para alcanzar el gasto reducido (EPM) y la presión que se observó al cierre en TR. 3. Obteniendo lo anterior, registre la presión en TP. 4. Mantenga esta presión en la T.P. constante, manipulando el estrangulador hasta desalojar el brote. Si el pozo lo permite, maneje un margen de seguridad de 0-100 lb/pg2. 5. Después de desalojar el brote, simultáneamente cierre el pozo y pare el bombeo. El pozo deberá quedar con presiones iguales en T.P. y T.R. Estas presiones también deberán ser iguales como mínimo a la registrada al cierre estabilizada de T.P. Ahora el pozo está bajo control, pero no muerto.

2.3 Objetivos del Método Concurrente • Densificar el fluido gradualmente mientras se circula. • Representa un método complejo de control, ya que maneja diferentes densidades de lodos durante el control del pozo. • Dificulta establecer el control de la presión en el fondo del agujero.

3. DESCRIPCIÓN DE LOS MÉTODOS 3.1. Método del Perforador


Nivel Fundamental

2.2 Objetivos del Método de Control Esperar y Densificar

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•

Se basa en el principio básico de control. Requiere de un ciclo de circulación completo para que los fluidos invasores circulen Presentándose el brote y haciendo uso fuera del espacio anular, utilizando el lodo de la información previa, se evacua el con densidad original a un gasto y presión brote utilizando la densidad con la que reducida constante, apoyados a través de se presentó la manifestación. un estrangulador ajustable. De inmediato no requiere densificar el lodo. El Método del PERFORADOR se usa ampliaMétodo sencillo de aplicación. mente por su fácil aplicación, ya que al deImplica que el control del pozo reque- tectar la presencia de un brote se toman rirá otra circulación con la densidad de medidas inmediatas para desalojarlo, tocontrol. mando en cuenta las restricciones que se Desalojado el brote, el pozo puede espe- indican en la hoja de control de brotes. rar para llevar a cabo la segunda fase de control del pozo. 3.2 Secuencia

131

WellCAP

Nivel Fundamental

3.3 Segunda Circulación (Con Densidad de Control)

132

Cierre ligeramente el estrangulador al momento que se desaloje la burbuja del pozo, la cual sufre una expansión súbita al no te1. Las presiones en TP y TR deberán ser ner la carga hidrostática de un fluido más pesado arriba de ella. Por esto, una desiguales. 2. Lentamente, inicie el bombeo y abra el compensación en la presión de fondo provoestrangulador para alcanzar el gasto re- cada por la expansión de la burbuja, podría ducido (EPM) y la presión inicial de cir- permitir la introducción de otra durante el culación (PIC). Monitoreando las presio- desalojo de la primera, observándose dismines y emboladas calculadas en la cédula nución en la presión del espacio anular, hasde bombeo, operando el estrangulador ta un valor similar a la presión de cierre en la tubería de perforación ( PCTP), que será (PIC – PFC). 3. Al llegar el lodo de control a la barre- la presión con que excede el yacimiento a la na, se registra la presión observada en hidrostática de la columna del lodo. la TP; ahora bien, ésta presión es la que Cuando la burbuja ha sido eliminada y salga se debe mantener hasta que el lodo de lodo en condiciones favorables (densidad, viscontrol llegue a la superficie (PFC). cosidad) al suspender el bombeo, las presio4. Pare la bomba. Simultáneamente cierre nes en la tuberías de perforación y de revesel pozo y verifique ambas presiones. timiento deben ser iguales a la PCTP original, 5. Si las presiones son iguales a cero, usted ya que, en el espacio anular y en la tubería de ha controlado totalmente el pozo. perforación habrá lodo con la misma densidad 6. Si las presiones son desiguales entre sí, a la existente en la tubería de perforación al pero mayores a cero, la densidad del ocurrir el brote y cerrar el pozo. lodo bombeado no fue la suficiente para controlar el pozo, por lo que se deberá Este será el momento para hacer los preparatirepetir el procedimiento con base en las vos y cálculos necesarios, y poder llevar a cabo presiones registradas. la segunda etapa del control, con el Método de 7. Si la presión en la tubería de perforación Esperar y Densificar o cualquier otro, sin rieses igual a cero, pero en la tubería de re- go de que las presiones se incrementen. vestimiento se registra alguna presión, 3.5 Básicamente el Método del será indicativo que no se ha desplazado Perforador Consiste en: totalmente el brote del espacio anular con la densidad de control (o que hubo ingreso adicional de fluidos de la forma- 1. Circular el brote con fluido de densidad original, manteniendo constante la preción al pozo). sión inicial de circulación calculada y el gasto de control de la bomba durante el NOTA: Una vez seleccionado el gasto renúmero de emboladas o tiempo necesaducido no deberá cambiarlo. La segunda rio para que el fluido salga del pozo. Cecirculación con densidad de control puede rrar el pozo y densificar el fluido. realizarse, aplicando el Método de Esperar y Densificar. La ventaja de este método es el de circular el brote con suficiente rapidez, evitando los 3.4 Recomendación efectos de la migración del gas.


3.6 Secuencia del Método del Perforador en Diagramas de Tubo en “U”

La presión de la formación supera a la presión hidrostática del fluido de perforación y se cierra el pozo; se registran presiones en ambas ramas. Un brote está presente. Lecturas de presión a pozo cerrado Lecturas de presión Lecturas de presión a pozo cerrado a pozo cerrado

Brote de gas presente de de gasformación presente LaBrote presión Pre a la presión hidrostática sión La presión de formación de Lalapresión formación Pre presiónde hidrostática form a s Pre ión acióa la presión hidrostática sión de f n de orma form ció ación 2 Figura n

El brote esta en la superficie El brote esta en la El brote esta en la superficie superficie continuar manteniendo la presión constante en TP continuar manteniendo continuar la presión manteniendo constante en TP la presión constante en TP El gas alcanza su máxima expansión El gas alcanza su máxima El gas alcanza su máxima expansión expansión

Figura 4 El gas alcanzo la superficie, se registra la presión máxima en la TR, hay que seguir manteniendo constante la presión inicial de circulación (PIC).

Figura 2 Figura 2

Pozo cerrado

Circulando el brote con densidad original Circulando el brote Circulando el brote con densidad original con densidad original

Pozo cerrado Pozo cerrado Ambas ramas limpias de fluido invasor Ambas ramas limpias Ambas ramas limpias de fluido invasor de fluido invasor

Nivel Fundamental

Brote de gas presente

100 100

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Un brote de gas está presente

100

(Mantenimiento constante la presión incial de circulación (Mantenimiento constante y el gasto) (Mantenimiento constante la presión incial de circulación la y elpresión gasto)incial de circulación y el gasto)

Figura 3 Con la presión inicial de circulación y con la misma densidad de fluido; se procede a circular el brote, observamos que la presión en la TR va aumentando a medida que el gas viaja, hacia la superficie, durante este ciclo debe mantener la PIC constante para evitar mayor entrada de fluidos de la formación.


Figura 5 Una vez que ha salido el gas, se cierra el pozo y se verifican presiones, si la operación fue normal, las presiones en las dos ramas deberán ser iguales. Esto confirma que no hay gas en el agujero.

133

Nivel Fundamental

Circula con lodo de densidad de control Circula con lodo de densidad de control

Presión en TR disminuyendo en TP mantener PFC constante Presión en TR disminuyendo en TP mantener PFC constante

Figura 6 Se establece la circulación con lodo de densidad de control y cuando el lodo de control esté en la barrena se tendrá en la TP el valor de la presión final de circulación (PFC).

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0 0 3000m 3000m

Figura 8 A medida que el lodo de densidad de control viaja por el espacio anular, la presión en la TR va disminuyendo. Durante este proceso se debe mantener constante en TP el valor de la presión final de circulación.

0

30 Lodo de control en la barrena

30

0

0 En ambas ramas se tiene lodo de control

0

Lodo de control Se cierra el pozo eny la sebarrena verifican

1.2

1.10

1.2

1.10

Presió

n de

Presió

n de

El pozo se Ahoraseelcierra pozo yestá verificanbajo las control presiones Ahora Porellopozo cualestá se bajo control continuan con las

operaciones Por lo cual se ión continuan con las operaciones Presión d e Formac ión Presión d

forma

form

Enpozo ambas El se ramas cierra y se se verifican tiene lodolasde control presiones

lecturas de presión Se cierra el pozo y se verifican lecturas de presión

ción

ación Figura 7 Si se tiene duda en lo que se hace, el pozo se cierra y se verifican presiones, observamos que la densidad calculada fue la correcta, en el espacio anular todavía hay presión, ya que se tiene lodo de densidad original.

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Lodo de control por espacio anular Lodo de control por espacio anular

e Formac

Figura 9 Una vez que el lado de control alcanza la superficie, las presiones en ambos ramas deberán ser igual a cero.


4. MÉTODO DE ESPERAR Y DENSIFICAR

4.2 Descripción de los eventos

1. Abra el estrangulador y, simultáneamente, inicie el bombeo del lodo con densidad de control a un gasto reducido (QR). 2. Ajustando el estrangulador, iguale la presión en el espacio anular a la presión de cierre de la tubería de revestimiento (PCTR). 3. Mantenga la presión en el espacio anular constante, con ayuda del estrangulador, hasta que la densidad de control llegue a la barrena. 4. Cuando el lodo de control llegue a la barrena, lea y registre la presión en la tubería de perforación. 5. Mantenga constante el valor de presión en la tubería de perforación, auxiliándose del estrangulador; si la presión se incrementa, abra el estrangulador; si disminuye, ciérrelo. 6. Continúe circulando manteniendo la presión en la tubería de perforación constante, hasta que el lodo con densidad de control llegue a la superficie. 7. Suspenda el bombeo y cierre el pozo. 8. Lea y registre las presiones en las tuberías de perforación y de revestimiento. 9. Si las presiones son iguales a cero, el pozo estará bajo control. Si las presiones son iguales entre sí, pero mayores a cero, la densidad del lodo bombeado no fue la suficiente para controlar el

• Una vez que el lodo esté preparado con la densidad de control y se comience a bombear a un gasto reducido de circulación, la presión que se registre en la tubería de perforación, sólo al momento de igualarla en el espacio anular con la presión de cierre en tubería de revestimiento (PCTR), será similar a la inicial de circulación (PIC). • Al bombear lodo con la densidad de control a través de la sarta de perforación, se observará disminución paulatina en la presión de la tubería de perforación, hasta un valor llamado presión final de circulación (PFC), que será cuando la densidad de control llegue a la barrena. Entonces se observará que el abatimiento de presión en tubería de perforación será similar al calculado en la cédula de bombeo. • Una vez que el lodo de control ha llegado a la barrena, la PFC deberá mantenerse constantemente durante el viaje del lodo, con densidad de control a la superficie (ajustando el estrangulador). • Cuando salga el lodo con densidad de control a la superficie, la presión en el espacio anular deberá ser cero. Para observar si hay flujo, se deberá suspender el bombeo; si no lo hay, el pozo estará bajo control.


Nivel Fundamental

4.1 Secuencia

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Este método (también llamado del Ingeniero) implica que, estando el pozo cerrado, se tenga que esperar mientras se prepara lodo con la densidad adecuada a equilibrar la presión hidrostática con la presión de la formación, así como recabar los datos necesarios y efectuar los cálculos para llevar a cabo el control del pozo.

pozo, por lo que se deberá repetir el procedimiento con base en las presiones registradas. Si la presión en tubería de perforación es igual a cero, pero en tubería de revestimiento se registra alguna presión, será indicativo que no se ha desplazado totalmente el espacio anular con la densidad de control (o que hubo ingreso adicional de fluidos de la formación al pozo).

135

Nivel Fundamental

WellCAP 136

• Cuando se haga presente el efecto de la expansión del gas cerca de la superficie, la declinación en la presión de la tubería de revestimiento cesará y empezará a incrementarse hasta alcanzar su máxima presión, lo cual ocurrirá cuando la burbuja de gas llegue a la superficie. Durante la salida de la burbuja, se observará disminución en la presión de la tubería de revestimiento, originada por la súbita expansión de la misma. • Se recomienda cerrar ligeramente el estrangulador, ya que de esta forma no se permite la disminución excesiva de presión en el espacio anular, puesto que se tendría un volumen equivalente a la capacidad de la tubería de perforación con densidad original. • A medida que se circula el lodo con densidad de control, la presión en la tubería de revestimiento continuará disminuyendo con menor rapidez hasta llegar casi a cero (cuando el lodo con densidad de control salga a la superficie), donde el estrangulador deberá estar totalmente abierto y esta presión sólo será igual a las pérdidas por fricción en las líneas y el múltiple estrangulación. • Si al haber circulado completamente el lodo de control y suspendido el bombeo, las presiones en las tuberías de perforación y de revestimiento no son iguales a cero, se deberá a alguna de las razones siguientes: a. La densidad de control no es la suficiente para controlar el pozo. b. Se tendrá un brote adicional en el espacio anular, causado por permitir que la presión disminuyera al estar circulando el brote. • Para comprobar que esta presión no es producida por fluidos entrampados cerca de la superficie, se deberá purgar el pozo con una pequeña cantidad de flujo que

no exceda de medio barril; si con este purgado no se observa una disminución de presión, se deberá aumentar la densidad del lodo, para lo cual se deben tomar en cuenta las nuevas presiones de cierre registradas en las tuberías de perforación y de revestimiento, circulando el brote en la forma ya indicada.

5. MÉTODO CONCURRENTE Cuando se utiliza este método para controlar un brote, se inicia a circular el brote con la Presión Inicial de Circulación y se empieza a adicionar barita al sistema de lodos hasta alcanzar el peso de control. Lo anterior significa aumentar la densidad al fluido mientras se circula. El método implica dar un incremento gradual en el peso del lodo hasta que el brote es desalojado a la superficie, por lo cual requerirá varias circulaciones hasta completar el control del pozo. 5.1 Secuencia 1. Registre las presiones de cierre en la tubería y en el espacio anular (PCTP y PCTR). 2. Iniciar el control a una QR de circulación y mantener la PIC constante, hasta totalizar las emboladas necesarias del interior de la sarta de perforación hasta la barrena. 3. El operador del estrangulador debe controlar y registrar las emboladas de la bomba y graficar en una tabla la nueva densidad a medida que se va densificando. 4. Cuando llegue a la barrena, se determina circular un fluido más denso hasta el fondo del pozo, debiéndose registrar todas las variaciones de densidad del fluido para ajustar las presiones en las tuberías.


durante la etapa de control. 3. La presión de superficie en la TR y la densidad equivalente del lodo, desde la zapata, son elevados en relación al método de Densificar y Esperar.

5.2 Descripción de los Eventos

EJEMPLO 1


Nivel Fundamental

1. Este método puede utilizarse una vez re- En la figura se muestra el estado mecánico gistradas las presiones de cierre. de un pozo con los datos siguientes: 2. Además puede aplicarse al tener calculadas las máximas presiones permisibles Diámetro de 8 3/8 pg (3 toberas de en el espacio anular (TR), resistencia al la barrena 14/32 pg) fracturamiento de la formación y en las Herramienta de Longitud 185 m conexiones superficiales de control. 6 ½” x 2 13/16” (d.I. = 2.812 pg) 3. Hay un mínimo retraso de tiempo para 91 lb/p. iniciar la circulación. Tp 5 pg hw Longitud 108 m 4. Es el método recomendado cuando el (d.I. = 3 Pg) incremento a la densidad es elevado y requerido. Tp 5 pg xh Longitud 5,262 m 5. Las condiciones de viscosidad y ge(d.I.= 4.276 pg) latinosidad del lodo pueden controlarse. Profundidad 5,555 m 6. Hay menor presión a la salida de la TR del pozo durante el control, en relación al MétoProf. Zapata de tr 4,783 m do del Perforador. 7. Puede fácilmente relacionarse con el 9 5/8” x 8 17/32” (d.I. = 8.535 pg) (cementada) Método de Densificar y esperar. 8. El número de circulaciones requeridas Densidad del lodo 1.70 gr/cm3 (14.16 lb/gal) está en función del aumento al peso del lodo, el volumen activo y las condicio- Presión reducida de 84 kg/cm2 a 28 epm nes del fluido en el sistema, así como la circulación (prc) capacidad de los accesorios y equipos de Presión de cierre 18 kg/cm2 agitación y mezclado. en tp (pctr) Presión de cierre 30 kg/cm2 5.3 Desventajas que Afectan en tr (pctr) su Aplicación Incremento de vo- 20 Bl = 3180 lt lumen en presas 1. Los cálculos requeridos para mantener la presión de fondo constante son más complicados con relación a los métodos Realizar lo conducente para circular el brodel Perforador y Densificar y Esperar. te y restablecer el control del pozo. Las de2. Se requiere mayor tiempo de circulación terminaciones deberán incluir:

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5. Al llegar hasta la barrena el lodo con densidad calculada, se tiene la PFC, por lo que se deberá mantener constante la presión hasta que el lodo densificado salga a la superficie.

137

• Los cálculos básicos para el control de un brote • Los cálculos complementarios.

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Nivel Fundamental

PCTP=18kg/cm

138

PCTR=30 kg/cm

TR 20pg A 700 m

5262m TP 5 pg XH (D.I.=4.276 pg)

5.5 Factores de Capacidad Interior Factor de Cap. = 0.5067 (DI)2 TP 5 pg XH = 0.5067 x (4.276)2 = 9.26 lt/m TP 5 pg HW = 0.5067 x (3)2 = 4.56 lt/m Herramienta de 6 1/2 pg = 0.5067 x (2.812)2 = 4.00 lt/m 5.6 Volumen Interior

TR 13 3/8 pg A 2793 m

Volumen interior de la tubería = Factor de cap. x Longitud de tubería

TR 9 5/8 pg A 4783 m

TP 5 pg XH = 9.26 lt/m x 5262 m = 48,726 lt TP 5 pg HW = 4.56 lt/m x 108 m = 492 lt

108 m TP 5 pg HW (D.I. =3 pg) 185m DC 61/2 pg (D.I.=2.812 pg)

Herramienta de 6 1/2 pg = 4 lt/m x 185 m = 740 lt Profundidad 5555m con barrena 8 3/8 pg

Figura 3 Estado mecánico del pozo.

5.4 Soluciones Cálculos básicos para el control de un brote. Tiempo de desplazamiento en el interior de la sarta.

Volumen Total = 49,958 l

Marca

DATOS DE LA BOMBA IDECO

Modelo

T - 1300 triplex simple acción Diámetro de la camisa 6 1/2 pg Longitud de carrera 12 pg Emboladas máximas 130 EPM Presión de Operación a 28 emb/min = 84 kg/ cm2 Presión límite de 228 kg/cm2 (3,242 operación lb/pg2)


5.7 Capacidad de la Bomba

Si la presión reducida (PRC) es 84 kg/cm2 a 28 EPM el gasto de la bomba será: lt/emb x 28 EPM = 493 lt/min = 130 gal/min = Gasto reducido (QR)

• El tiempo de desplazamiento en el interior de la sarta será: Vol. Int. TP T= QR =

49,958 lt 493 lt/min

= 101 min = 1 hora, 41 min. • El número de emboladas para desplazar el volumen de la TP será: Vol. Int. TP Total emb. = Cap. bomba 49,958 lt = 17.61 lt/min = 2837 Embs • Densidad de control: Inc. Dens. =

• Presión inicial de circulación PIC = PR + PCTP = 84 + 18 = 102 kg/cm2 a 28 EPM = 102 kg/cm2 • Presión final de circulación PFC = PR x = 84 x

1.73 1.70

RC Ro

= 85 kg/cm2 = 1209 lb/pg2 a 28 EPM 5.8 Cálculos Complementarios Lb =

Incremento de volumen en presas Capacidad del espacio anular

Nivel Fundamental

17.61

Rc = Ro + Inc. Dens Por lo tanto: Rc = 1.70 + 0.03 = 1.73 gr/cm3 (14.41 lb/gal)

WellCAP

G = 0.0386 x L x D2 = 0.0386 x 12 (6.5)2 = 19.57 lt/emb al 100% eficiencia volumétrica = 17.61 lt/emb al 90% de eficiencia volumétrica.

18 x 10 5,555 = 0.03 gr/cm3 =

• Determinación del tipo de brote y longitud de la burbuja • Capacidad del espacio anular entre agujero y herramienta = 0.5067 x (8.3752 - 6.52) Cap. E.A. y HTA = 14.13 lt/m

PCTP x 10 PROF


139

• Volumen espacio anular entre agujero y herramienta = 14.13 lt/m x 185 m

WellCAP

Nivel Fundamental

Vol. E.A. y HTA = 2,614 lt Como 2614 lt es menor con respecto al volumen del fluido invasor que entró (3180 lt), entonces el brote quedó alojado en las secciones EA y HTA; EA y TPHW; procediéndose a calcular: Capacidad del espacio anular entre agujero y TP 5 pg HW = 0.5067 x (8.3752 - 52) Cap. EA y TPHW = 22.87 lt/m • Volumen del espacio anular entre agujero y TPHW = 22.87 lt/m x 108 m Vol. EA y TPHW = 2,470 lt • Volumen de burbuja = 3,180 lt = [EA y HTA (2,614 lt) + EA y TPHW (solo 566 lt)] 2,614 lt Lb HTA = 14.13 lt/m Lb TPHW =

566 lt 17.61 22.87 lt/m

= 185 m = 25 m

Lb = 210 • Densidad del fluido invasor = Ro =

140

10 x (PCTR – PCTP) Lb

= 1.13 gr/cm3 Cuando la densidad sea mayor de 0.92 gr/ cm3, este fluido se considera agua salada. • Cantidad de barita necesaria para densificar el lodo. Núm. de sacos de barita = =

85 (Dc – Do) 4.15 - Dc 85 (1.73 – 1.70) 4.15 – 1.73

Cantidad de barita=1.05 scs/m3 de lodo Si el volumen activo de lodo en el sistema es de 200 m3, la cantidad total de barita necesaria será: 1.05 scs/m3 x 200 m3 = 210 sacos de barita como cada saco pesa 50 kg 210 sacos x 50 kg/sc = 10,537 kg = 10.5 ton • Incremento de volumen por adición de barita Inc. Volumen =

Núm. de sacos totales 85

210 = 85 = 2.47 m3

1.70 gr/cm3 - 10 (30-18) 210


5.9 Hoja para el Control de Brotes con Cédula de Trabajo

#1:

@

kg/cm2

#2:

Epm

@

kg/cm2

PRESION POR FRICCION EN LINEA DE ESTRANGULAR #1: @ kg/cm2 #2:

Epm

GASTO REAL DE LA BOMBA Epm

@

kg/cm2

=

lb/pie

pg

TP

DC

Cap. lt/m

lb/pie

Cap. lt/m

pg

lb/pie

Cap. lt/m

D.E. pg

D.I. pg

Cap. lt/m

X X X X

Long (m) Long (m) Long (m) Long (m)

= = = =

TR y TP:

Vol. entre

Ag. Y y TP

Vol. entre

Ag. Y y DC DC

X

(lt/m)

X

(lt/m)

X

(lt/m)

Prof. Zapata (m) Long TP Agujero descubierto (m) Long DC (m)

=

Q Real(gal/emb) =

TP (lt)

2. LECTURAS

pg,

Peso

PCTP

kg/m,

kg/cm²

3.785

Q Real(lt/emb)

HW (lt) DC (lt) lt

÷

lt

÷

=

Q Real lt/emb

Emb. a la bna.

(lt)

=

(lt)

=

(lt) =

Q Real lt/emb

Emb. p/ desplazar espacio anular

INFORMACION DE TR Diam. TR

X

TP (lt)

CAPACIDAD ANULAR Vol. entre

Eficiencia

Grado PCTR

,

m Profundidad kg/cm²

@MD/TVD (PM/PVV)

Prueba Zapata

DEL

(gr/cm³)

INC. VOL. PRESAS

lt

3. DENSIDAD DE CONTROL (DC) (

PCTP

X

÷

10

) Prof. Vert.(m)

+

=

Do (gr/cm³)

Densidad de Control (Dc)

Nivel Fundamental

pg

HW

X

Epm

CAPACIDAD INTERIOR EN T.P. TP

100 % gal/Emb

WellCAP

1. INFORMACION PREVIA PRESION REDUCIDA DE CIRCULACION

4. PRESION INICIAL DE CIRCULACION +

PCT.P kg/cm2

Pres. red circ. (kg/cm²)

=

kg/cm² X 14.22 PIC

=

lb/pg²

=

kg/cm2 X 14.22 PFC

=

lb/pg²

=

kg/cm2 X 14.22 MAX. PRE. TR

=

lb/pg²

5. PRESION FINAL DE CIRCULACION (PFC) ( P. red circ. (kg/cm²)

X

Dc (gr/cm³)

)

÷

Do gr/cm³)

6. MAXIMA PRESION PERMISIBLE EN INTERIOR DE TR ( Prueba Zapata (gr/cm³)

Dc (gr/cm³)

)

X

÷ Prof.zapata (m)

10

7. CEDULA DE CONTROL EMB.

EMB

P.I.C.

P.F.C.


141

6. MÉTODOS ALTERNOS DE CONTROL DE POZOS

WellCAP

Nivel Fundamental

6.1. Método de Lubricar y Purgar

142

1. El método se aplica en pozos donde no puede efectuarse la circulación, donde las altas presiones elevan sus valores permisibles en la superficie o cuando el interior e la sarta de perforación tenga obstrucción al haberse solidificado un tapón. 2. Se utiliza cuando el brote es GAS y al encontrase éste en la superficie, un determinado volumen de lodo puede bombearse dentro del pozo, se hace una pausa de varios minutos (entre 10 y 30 min.), para que el gas migre a través del nuevo lodo; entonces, se purga una cantidad de gas al exterior del pozo. 3. Las etapas se repiten (LUBRICAR Y PURGAR) hasta que el gas ha sido reemplazado por el lodo, éste se precipita y va formando una columna hidrostática. El método no controla completamente un pozo, pero sí permite disminuir la presión en superficie, mientras se coordinan las siguientes operaciones o se instala en el pozo una unidad de equipo Snubbing para trabajar bajo condiciones de presión. 4. Debe darse un tiempo razonable para que el fluido comience a ejercer presión hidrostática. Puesto que se esta ”adicionando” una columna hidrostática en el interior del pozo; puede purgarse la”contrapresión” en una cantidad igual al aumento de la Ph. Para comenzar la lubricación y el purgado, debe inyectarse lodo al pozo, el cual se deberá cuantificar contando el número de emboladas o por medio del tanque de viajes (si esta instalado), con el fin de calcular la longitud del lodo bombeando. Obteniendo

este valor, podrá estimarse el aumento en kg/cm2 de la presión hidrostática, para que este valor sea la presión a purgar en la superficie. 5. Es necesario mantener las presiones al mínimo, ya que al no darse tiempo para que descienda el lodo, puede suceder que se pierda fluido al comenzar a purgar el pozo en la superficie (por lo consiguiente la Ph). La espera debe cuidarse sobre todo cuando el pozo es profundo. 6. La secuencia de lubricar lodo: esperar a que forme una columna hidrostática y luego purgar el incremento aplicado, se repetirá hasta calcular que el espacio anular está lleno y se haya disminuido la presión en TR hasta 0 kg/cm2. Se recomienda utilizar una unidad de alta presión para superar la presión del pozo. Al principio las presiones serán elevadas, pero se minimizarán por la cantidad del lodo inyectado. El uso de este método dependerá del conocimiento que se tenga del pozo: estado mecánico, geometría de la sarta de perforación, antecedentes y parámetros registrados. 6.2 Método de Regresar Fluidos Contraformación (Bullheading) Consiste en bombear contra formación la capacidad de la o las tuberías en una sarta de perforación o a través de un aparejo de producción para establecer el control interno. El método se lleva a cabo cuando no hay obstrucciones en la tubería y puede lograrse la inyección de los fluidos del pozo dentro de la formación sin exceder los límites de presión de TP,


6.2.1 Secuencia 1. Determinar las presiones de las tuberías con el pozo cerrado, TP y TR con su límite de cada una a la presión interna. 2. Tener los cálculos de volúmenes que se pretenda bombear. Elaborar una Hoja de Control de Brotes con su Cédula de trabajo contra el total de emboladas para desplazar los fluidos hasta el extremo de la tubería o la barrena. 3. Al iniciar la operación, la bomba debe superar la presión del pozo, la cual podrá ser mayor que la PCTP. A medida que la presión reducida de bombeo está inyectando contra formación, la lectura en el manómetro disminuirá conforme el fluido de control se acerca a la formación. 4. Al llegar el fluido a la formación (por el tipo de brote H2S o CO2), causará una resistencia a la inyección contra formación, incrementando la presión de bombeo. 5. Cuantificar el total de emboladas y parar la bomba.


• Deberá procurarse no rebasar la presión máxima permisible, cuidando los valores de la Hoja para el Control de Brotes y lectura en los manómetros. • Si en los cálculos se previno un sobre desplazamiento del fluido de control, se determinará inyectarlo en la misma etapa. • Si el pozo aún registra presión, sucedió que el gas migró hacia arriba durante el bombeo contra formación o bien el fluido utilizado no tenía la densidad requerida, por lo que se evitará no fracturar la formación a la profundidad de la zapata de la tubería de revestimiento y en los demás puntos del sistema de control. • En operaciones de mantenimiento de pozos, el inyectar contra formación (Bullheading) puede tener limitaciones, en función al intervalo productor en explotación y condiciones del yacimiento, cuando se pretenda aplicar este método. Podrá suceder que: • Los fluidos que aporte el intervalo productor sean demasiado viscosos, resultando que la operación se prolongue por bastante tiempo. • Al aplicar el método por el interior de la tubería, es recomendable represionar el espacio anular de la TR para evitar una rotura por el exterior de la TP, por lo que deberá tenerse registrada las presiones internas a su límite de ruptura para no excederlas. • El gas es un fluido más penetrable en relación al aceite y el agua salada. Por consiguiente, puede ser menos necesario fracturar si el brote es gas. • El control contra formación es una técnica común en un escenario de perforación. Cuando el pozo está perforado horizontalmente, es altamente fracturado, si la formación la com

Nivel Fundamental

Durante la etapa de perforación de un pozo, cuando se presenta un brote, y dependiendo las condiciones puede utilizarse esta técnica. Como es el caso de un brote con fluidos de ambiente amargo y corrosivo (H2S o CO2), donde luego de efectuar el cierre del pozo, se deberá analizar la situación y tomar la decisión a seguir, donde lo recomendable es regresar los fluidos contra formación (Bullheading) en lugar de sacarlo a la superficie, evitando así los consiguientes riesgos a las cuadrillas de trabajo e instalaciones del equipo.

6.2.2 Descripción de los Eventos

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TR, y máxima presión permisible. Se desplaza todo el volumen en el interior de la tubería con la cantidad necesaria de un fluido usado en UNP.

143

Nivel Fundamental

WellCAP 144

ponen carbonatos simples. Este no es un método recomendado para un pozo perforado verticalmente donde varias formaciones están expuestas a lo largo de la longitud del pozo. • En un escenario de reparación, un pozo vertical u horizontal donde haya un agujero revestido, la mayoría de las formaciones son separadas por las tuberías de revestimiento y hay más control respecto a la formación donde se regresarán los fluidos del brote utilizando este método. • El gas siempre causará problemas de migración, siendo recomendable agregar al fluido de control viscosificantes que retarden este proceso durante la operación de control. • El yacimiento puede tener baja permeabilidad y tal vez se requerirá exceder la presión de fractura, sin llegar al límite de ocasionar una pérdida de circulación. • Inyectar los fluidos contra formación (Bullheading) no está limitado a bombear por el espacio anular. • Sin embargo, las fricciones por este espacio son considerablemente menores que por dentro de la tubería de perforación. Esto permite una mayor disponibilidad en la presión de bombeo por el espacio anular, cuando se efectúa una operación contra formación. Los siguientes aspectos deberán ser considerados: • El brote puede estar arriba de una zona muy débil del pozo. • El lodo podrá bombearse a un alto gasto, en el cual el gas migre hacia arriba. • Suficiente permeabilidad o fracturas inducidas o naturales pueden presentarse al forzar contra formación los fluidos. • Si la permeabilidad presente es suficiente y no se desea incluir una fractura adicional, las presiones en super-

ficie no deberán excederse al tener en consideración las presiones de fractura calculadas.

7. MÉTODO DE CONTROL DINÁMICO Se aplica este método en casos especiales, cuando por alguna causa no se puede estrangular la descarga de un pozo o controlarlo por medio de otro pozo de alivio. El método utiliza las pérdidas de presión por fricción del espacio anular y la presión hidrostática de un fluido de control, el cual es bombeado por la sarta de trabajo, permitiendo el desalojo de fluidos ligeros de la presión de formación. La velocidad del fluido inyectado deberá ser suficiente para que la suma de las caídas de presión por fricción y la columna hidrostática excedan la presión de formación. Esta velocidad debe sostenerse hasta que el fluido de control de mayor densidad estático desplace al fluido de la formación. Este método, antes de aplicarlo, involucra efectuar una serie de cálculos porque la presión de fondo es bastante difícil de predecir. Por lo que solamente personal con experiencia, altamente calificado, certificado y familiarizado con este método, deberá utilizarlo con las limitaciones de cada pozo que en particular se presenten.

8. CIRCULACIÓN INVERSA Al efectuar un control de pozo con la técnica de Circulación Inversa, como su nombre lo indica, es lo opuesto a una circulación directa. La bomba es preparada para bombear por el interior del espacio anular de la TR y el retorno es a través de la tubería hacia el múltiple de estrangulación.


Ventajas que tiene al efectuar una circulación inversa:

Las desventajas al utilizar una circulación inversa son: 1. En operación de perforación, algunas formaciones son débiles, es posible que no soporten la presión adicional. Para operaciones de reacondicionamiento, deberá determinarse el estado de la TR y sus condiciones, ya que al intentar altos regímenes de bombeo dan por consecuencia altas presiones. 2. Si la tubería contiene gas, se tendrán


Para mantener constante la presión en TR hasta desplazar el volumen completo de la tubería. Utilizando esta técnica, puede haber complicaciones si la densidad del fluido no es la adecuada para controlar la formación. Deberá determinarse si será desplazada la tubería y el espacio anular y posteriormente se densificará o se utilizará el método de esperar y densificar. Si es un fluido empacador con elevada densidad, podrá presentarse una pérdida de fluido o fractura de la formación. Debe prepararse y aplicar una Hoja de Control de Brotes con su Cédula de trabajo contra emboladas, con la finalidad de utilizarla como una guía.

Nivel Fundamental

1. Es el camino más rápido y corto para circular del fondo a la superficie. 2. El brote de un fluido se desalojará fuera del pozo de una manera segura. 3. De presentarse problemas, éste queda dentro de la tubería de mayor resistencia. 4. En operaciones de reparación del pozo; el fluido empacador confinado en el espacio anular es bastante denso y viscoso que sus características pueden controlar la formación, sin tener que recurrir a preparar grandes volúmenes en superficie. 5. En la operación de control, las pérdidas de presión por fricción son menores.

trastornos para establecer y regir parámetros de bombeo y de presión. Si existe gas en la TR, la presión de bombeo puede incrementarse. 3. Si el sistema circulatorio contiene densidades diferentes, causarán complicaciones para determinar las presiones por ejercer. 4. No es recomendable utilizar esta técnica cuando se considere el riesgo de taponar con recortes, residuos u otros materiales, las aberturas de circulación, los orificios y las toberas de la barrena. 5. En la circulación, el gas llegará a la superficie demasiado rápido, que en una circulación directa; al tener la bomba operando a la velocidad deseada, por lo que debe tenerse el tiempo de”atraso” de la TP disponible.

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Para su aplicación, los principios son los mismos a cualquier método de presión de fondo constante. Para este caso no se establecen ni presiones, ni régimen de circulación. Durante la operación se atiende el manómetro de la TR para controlar la presión de fondo del pozo. Al aumentar la bomba de lodos se determina estabilizar la presión de fondo y se establece una presión de circulación. Ahora la contrapresión se ejercerá por la tubería de perforación por medio del estrangulador correspondiente.

Si la tubería está llena con gas de la formación, mientras se circula el fluido de control, no pueden calcularse con precisión las variaciones de las pérdidas depresión por fricción.

145

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Nivel Fundamental

En estas condiciones se puede calcular el incremento estimado en la tubería y este valor puede disminuirse en la presión del estrangulador.

9. OTROS MÉTODOS DE CONTROL DE POZOS 9.1 Técnicas Alternas Utilizadas para Controlar un Brote 9.1.1 Técnica de Desviación del Flujo El control de un brote cerrando el pozo no deberá considerarse cuando sólo está cementada una tubería de revestimiento superficial en una formación tal que transmita las presiones que se desarrollan durante la operación de control. Si se presentara un descontrol subterráneo, la posibilidad de un riesgo superficial alrededor de la tubería de revestimiento se incrementa en probabilidades; también se debe considerar que, generalmente, las formaciones superficiales son zonas de presión normal y los volúmenes de gas son realmente pequeños; la mejor forma de mantener el control superficial es desviando el flujo del brote, en lugar de cerrar el pozo y generar un descontrol subterráneo tal que llegue a la superficie por fuera de la tubería de revestimiento, para este fin se utilizará el desviador de flujo, descrito en el capítulo ocho del manual. Cuando se utiliza este sistema, es posible controlar el pozo circulando lodo con la velocidad suficiente para vencer la aportación de fluidos. Esto dependerá de la densidad y la velocidad del flujo que pueda manejarse con seguridad. La velocidad de la bomba deberá ser tan alta

146

como lo permitan las limitaciones del equipo; además, este bombeo deberá iniciarse de inmediato. Es aconsejable bombear lodo de una densidad tal que pueda soportar la formación expuesta. Si en algún momento se agota el lodo, se recomienda bombear agua para reducir el riesgo de incendio. Cuando el pozo es marino se utiliza agua de mar. Si los fluidos se desvían por un tiempo prolongado, es posible que la zona del brote se agote y que el agujero se derrumbe. El preventor que se instala en este sistema es marca, Hydril tipo MSP - 500, y su presión de trabajo es de 500 lb/pg2 (35 kg/cm2), en áreas marinas y en áreas terrestres. 9.1.2 Ventajas • Disminuye el riesgo de fracturamiento en la superficie expuesta debajo de la zapata de la tubería de revestimiento conductora. • Transporta los fluidos del bote a una distancia segura del pozo, sin suspender el bombeo, ya sea agua o fluido densificado (base agua). • Permite perforar a la profundidad establecida. • Se desaloja el brote al derivarlo hacia la superficie evitando riesgos mayores. 9.1.3 Desventajas • No se debe cerrar totalmente el pozo para evitar una pérdida de circulación y, por lo tanto un descontrol subterráneo, por su limitada presión máxima permisible. • El pozo no está bajo control total. Por lo tanto, el problema puede complicarse. • Se manejarán grandes volúmenes de fluido invasor.


tinúa, todo el espacio anular se llenará con lodo contaminado, lo que hará necesario una alta presión en la superficie, en caso de que el pozo se requiera controlar.

10. TÉCNICA DE ESTRANGULACIÓN LIMITADA

10.1 Problemas Asociados con esta Técnica En algún momento, durante la operación del control de un brote, si la presión superficial en la TR, necesaria para mantener una presión de fondo constante igual a la presión de formación, es reducida en la medida que se evite exceder un valor máximo predeterminado, puede ocurrir una situación de desbalance, permitiendo otro flujo en el espacio anular. Si esta situación de desbalance con-


Figura 10

Técnica de estrangulación limitada del cierre total.

Otro de los problemas más peculiares asociado con los brotes es la geometría del pozo. Esto es, conforme se avanza en profundidad, el diámetro del agujero es menor. Por lo tanto, un pequeño brote en una geometría reducida del pozo necesitará un manejo de presiones más altas en superficie que el mismo brote en una geometría mayor, como se muestra en la figura siguiente.

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La técnica de estrangulación limitada como método de control, está apoyada en principios básicos. Durante la operación del control de un brote, si la presión en el espacio anular tiende a elevarse arriba de un valor jo predeterminado, el estrangulador necesitará ajustarse como sea necesario y controlar la presión a un valor igual o menor al valor establecido. También durante el cierre inicial, si la presión de cierre tendiera a incrementarse a un valor superior del fijado, inicie inmediatamente el bombeo y, con ello, el estrangulamiento será ajustado, controlando la presión a un valor inferior al determinado. Se entiende que la presión mínima necesaria en el estrangulador deberá ser suficiente para disminuir el continuo flujo al agujero, hasta que la presión hidrostática necesaria para controlar el pozo pueda ser alcanzada a través de la circulación de lodo con densidad adecuada.

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• El volumen de fluido para cerrar el preventor deberá consultarse de acuerdo a su tamaño, para verificar que se tiene capacidad de fluido acumulado.

Un brote en diámetros pequeños es potencialmente más peligroso que en diámetros mayores. Por lo que, un volumen pequeño en diámetro pequeño podría exceder la máxima presión manejable en superficie.

147

Nivel Fundamental

Presión en espacio anular restringida abajo de la presión de cierre necesaria

Lodo con densidad

Fluido invasor original

Lodo contaminado con fluído inasor Flujo continuo por cierre incompleto Flujo invasor continuo

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Figura 11

El tipo de fluido invasor afecta la técnica de estrangulador reducido, ya que las características físicas de este fluido, por sí solos, son causa del grado de contaminación del lodo. Entre de estas características está la capacidad de expansión, el gasto de entrada y la densidad. Los efectos de la contaminación del lodo repercuten en las caídas de presión por fricción que se debe para mover el fluido fuera del espacio anular. Las pérdidas por fricción incrementan el total de las presiones aplicadas a la formación, reduciendo la presión que se necesita en la superficie para balancear las presiones de formación. Pero cuando la presión en la tubería de revestimiento es reducida

148

Presión de formación 743 kg/cm

Figura 12 Efectos de las presiones en diámetros diferentes.

por debajo de la requerida (como en el caso cuando existe una restricción de presión en superficie), se presenta un flujo adicional que contamina el fluido de perforación. Este fluido contaminado normalmente genera más pérdidas de presión por fricción que el lodo sin contaminar. Por lo tanto, si el fluido invasor contaminara todo el sistema, las caídas por fricción se incrementarían de tal forma que sería difícil mantener una baja presión en la superficie. Con las mismas condiciones de presión y permeabilidad, el agua salada y el aceite entran al pozo a menor gasto que el gas. Por lo tanto, la detección de un brote de agua salada o aceite en la observación de flujo deberá ser con un volumen mínimo incrementado en presas.


10.2 Método Aplicado

Como resultado de estas complicaciones, en la técnica de estrangulación limitada el comportamiento del fenómeno no puede predecirse. El procedimiento para la aplicación del método es el siguiente: 1. Abra el estrangulador. 2. Inicie el bombeo tan rápido como sea posible, teniendo la seguridad de poder ajustar el estrangulador cuando se requiera. Posiblemente no pueda bombear el gasto de circulación; un gasto razonable puede ser de 10 bl/min. 3. Establezca inmediatamente una proporción de mezclado de dos sacos de barita por minuto sin exceder esta cantidad cuando no se tiene la suficiente cantidad de agentes sustentantes). Si no es posible lo anterior, utilice el lodo pesado de tanques. 4. Ajustando el estrangulador, asegure que


Nivel Fundamental

• Las presiones de cierre no pueden leerse y, consecuentemente, la densidad de control no podrá ser calculada. • El flujo invasor continuará.

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El método de control original aplicado determinará en cierto grado el aumento de la presión anular necesaria para controlar el pozo. Las dos variaciones del método general de presión de fondo constante son: el del Perforador (dos ciclos) y el densificar y esperar; este último enunciado, usando lodo con densidad de control sin margen de seguridad es el más seguro, ya que se manejan bajos esfuerzos en el fondo y se necesita menos presión en el espacio anular. Por lo que se recomienda el uso de este método alternado con el estrangulador limitado, aunque tiene ciertas complicaciones, como son:

la presión que se maneja en el espacio anular no exceda la máxima permisible. Si con el estrangulador ajustable no se puede mantener una presión inferior a la permisible, ábralo completamente hasta el momento en que se abata dicha presión. 5. Pase el flujo del lodo a través del desgasificador y recupere tanto lodo como sea posible. 6. Circule para completar un ciclo, teniendo siempre precaución de mantener por debajo de la presión máxima permisible que se registre en la tubería de revestimiento. Durante este evento, mezcle barita si es posible. 7. Antes de que se complete un ciclo de circulación, PARE la bomba y permita que la presión de fricción se disipe a través del estrangulador. Intente cerrar el pozo permitiendo que se estabilicen las presiones fijando los límites. Si la presión no se estabiliza dentro de los límites, repita el procedimiento previo. Se pueden requerir varios ciclos de circulación para completar el control. 8. Si el pozo puede cerrarse con seguridad con la presión de cierre debajo del límite (de esta manera) proceda con el Método del Perforador.

11. MÉTODO VOLUMÉTRICO Si por alguna razón la circulación en el pozo no puede ser establecida para desplazar el gas a la superficie, será necesario controlar su migración (por diferencia de densidades), así como la expansión. El método volumétrico se puede aplicar en las siguientes situaciones: 1. Cuando no hay tubería dentro del pozo y no se puede hacer STRIPPING

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WellCAP

Nivel Fundamental

2. En caso de que la tubería esté tapada 3. En el momento en que la densidad de control es inalcanzable a la profundidad de la tubería y no se puede hacer STRIPPING 4. En caso de que no se pueda establecer circulación. Conviene señalar que el método volumétrico sólo se lleva a cabo cuando el fluido invasor es gas y el fluido de perforación es base agua. Las operaciones normales de control podrán continuarse una vez desalojado el gas, ya que mientras se soluciona el problema que impide la circulación, no habrá el peligro que involucre el represionamiento del pozo. Permitir la migración de gas bajo control, es una técnica que sólo se debe emplear en caso de emergencia. La descripción de este fluido se encuentra en otro capítulo del manual. Una expansión excesiva del gas reducirá la presión en el fondo del pozo y permitirá la entrada de más gas; una pequeña expansión causará un incremento de presión que posiblemente creará una pérdida por fracturamiento debajo de la zapata. En estas condiciones, la presión en la tubería de perforación es monitoreada manteniéndola entre 50 y 100 lb/pg2 arriba de la presión original de cierre (PCTR), purgando lodo del espacio anular para que esta presión se balancee. La presión registrada en el espacio anular se incrementará cuando el lodo sea purgado del mismo, en tanto que la presión en la tubería de perforación debe monitorearse entre los límites prefijados, para no permitir la entrada de más gas. Para ese propósito es necesario un manómetro de presión de rango adecuado.

150

Purga del lodo en espacio anular Gas en la superficie (Presión anular) Presion en TP Tiempo

PCTP Presión estaática en el fondo del pozo

Tiempo

Figura 13 Migración del gas método volumétrico condiciones estáticas.

Este procedimiento puede continuarse hasta que el gas llegue a la superficie. El gas que se purga necesita ser sustituido por un fluido (lodo). De esta manera, prácticamente resulta que la primera parte del Método del Perforador se ha llevado a cabo. La aplicación de esta técnica es recomendada cuando se tengan las siguientes situaciones: • Las bombas del equipo se encuentran fuera de servicio y no se cuenta con la unidad de alta presión. • La tubería de perforación está fuera del pozo y los arietes ciegos se encuentran cerrados. • La tubería de perforación está arriba del fondo, de tal manera que la densidad equivalente para controlar la presión de formación a esa profundidad no se puede conseguir. • La tubería de perforación o la barrena está tapada. Para calcular el volumen que deberá purgarse mientras el gas migra hacia la superficie, se utiliza el siguiente procedimiento de control: • Registre la presión de cierre en la tubería de revestimiento (PCTR).


El sangrado del pozo se efectuará con tal rapidez para permitir que la presión en la TR se mantenga constante. La cantidad de lodo purgado dependerá del factor de capacidad del pozo y de la densidad del lodo, así como del incremento de presión seleccionado (3.5 kg/cm2). Esta cantidad se calcula con la siguiente ecuación: 35.2 x FCA V= RP Donde:

Cuando ocurre un descontrol subterráneo, los fluidos se conducen de una formación a otra. La zona receptora debe ser un intervalo poroso y permeable (una formación fracturada o una debilitada expuesta por la rotura de la tubería de revestimiento).

V = Volumen de lodo que debe purgarse (lt) FCA = Factor de capacidad del agujero en donde está localizado el brote ( lt/m) RP = Densidad de lodo a purgar (gr/cm3) El aumento inicial de 7 kg/cm2 (100 lb/pg2) es un factor de seguridad, el cual permitirá que la presión se incremente (en 3.5 kg/ cm2 adicionales) para después purgar el volumen calculado. Esta purga debe hacerse lo más rápido posible para que la presión en la tubería de revestimiento permanez-


Después que se haya purgado el volumen calculado, que la presión en la tubería de revestimiento aumente 3.5 kg/cm2 nuevamente, antes de sangrar otro volumen igual al calculado. Este procedimiento deberá repetirse hasta que el gas del brote llegue a la superficie, siendo cada ocasión más frecuente. Una vez que lo anterior ocurra, se podrá cerrar el pozo y la presión no se incrementará.

12. TÉCNICAS CUANDO SE PRESENTA UN DESCONTROL SUBTERRÁNEO

Lodo

La zona de fractura o perdida generalmente se localiza en la zapata de la TR

Nivel Fundamental

ca constante. El volumen de lodo sangrado deberá desviarse a un tanque donde se puedan hacer mediciones precisas (tanque de viajes).

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• Permita un aumento de 7 kg/cm2 (100 lb/pg2) por encima de la PCTR; ( PCTR = PCTR + 7 kg/cm2). • Permita un incremento de 3.5 kg/cm2 (50 lb/pg2) por encima de la PCTR anterior; PCTR2 = PCTR1 + 3.5 kg/cm2. • Purgue una determinada cantidad de lodo que genere una presión hidrostática igual al incremento seleccionado en el paso anterior (3.5 kg/cm2). • Permita un incremento de 3.5 kg/cm2 por encima de la PCTR anterior y purgue hasta que el gas llegue a la superficie. • Descargue un volumen equivalente de 3.5 kg/cm2 de gas al quemador. • Bombee un volumen de lodo original para generar 3.5 kg/cm2 de presión hidrostática y repetir hasta que salga el gas.

La zona de flujo normalmente está localizada en el fondo del pozo

Figura 14 Zonas de flujo y de fractura en un descontrol.

151

Nivel Fundamental

WellCAP

La dirección de flujo en un descontrol es importante para poder establecer el procedimiento de control. La causa que lo provocó puede dar la pauta para determinar la dirección, ya que la mayoría de los descontroles subterráneos ocurren después de que los preventores se han cerrado. Cuando se presenta un brote durante la perforación, el flujo será normalmente del fondo del pozo a una zona superior. Esto se basa en dos suposiciones: a. La zona superior será fracturada más fácilmente que la zona inferior. b. La zona que aportó el brote inicial, será la fuente única del flujo de fluidos.

Uno de los indicadores primarios es un incremento inicial en las presiones de la tubería de perforación y de revestimiento con una subsecuente reducción. Cuando el brote es detectado y los preventores se cierran, la presión en la superficie comienza a incrementarse hasta balancear la presión de fondo. Si la presión en el espacio anular genera densidades de lodo equivalentes a la presión de fractura, esta última será alcanzada, lo cual aliviará las presiones en el pozo y las reducirá en el espacio anular.

Las presiones fluctuantes o inestables indican un descontrol subterráneo y pueden El flujo puede ser directo de una zona su- resultar de un fluido inestable (de una o vaperior a una inferior, si la pérdida de cir- rias formaciones) o de una formación fracculación (o la zona ladrona) está cerca o turada, la cual cierra o abre de acuerdo al en el fondo del pozo. Esto ocurre normal- cambio de presiones en el intervalo. Así, las mente cuando la barrena encuentra la zona presiones de la tuberías de perforación y de de pérdida durante la perforación. Cuando revestimiento pueden fluctuar uniforme o esta zona es encontrada, el nivel del lodo independientemente una de otra. en el pozo se abate y la presión hidrostática no es suficiente para controlar la presión de Si la formación se cierra o se crea un puente formación de la zona superior. alrededor de la tubería de perforación, la presión en la tubería de revestimiento puede estabilizarse y la presión en la tubería de perforación continuará cambiando. Lodo

El flujo originalmente será en esta dirección pero también puede ocurrir la MIG Ración de flujos

Zona de Flujo

Zona de perdida de circulación

Figura 15 Efecto al encontrar una zona de perdida de circulación.

152

12.1 Indicadores de un Descontrol Subterráneo

La presión en la tubería de perforación puede ser tan alta como en la tubería de revestimiento en un descontrol subterráneo; usualmente esto es el resultado de que fluidos de la formación (particularmente gas) entren en la tubería de perforación al momento que el descontrol se ha iniciado. Lo contrario de las altas presiones puede ocurrir en algunos casos. Si el lodo sale fuera de la tubería de perforación, se observarán reducciones en la presión de la tubería de perforación (y en algunos


casos será cero) si no entran otros fluidos a la tubería.

La falta de comunicación entre estos dos puntos es debido a la pérdida total de circulación en el pozo. 12.2 Recomendación para Solucionar un Descontrol Subterráneo

• • • • •

La causa del descontrol subterráneo. La localización de la zona ladrona. Ubicación de la zona de flujo. Presión de formación. Limitaciones en las recomendaciones propuestas.

Las recomendaciones más comunes en situaciones de descontrol subterráneo son: a) Bache de lodo. b) Tapón de barita. 12.3 Bache de Lodo La situación más común es cuando un descontrol subterráneo ocurre en una zona profunda y sólo hay una tubería de revestimiento superficial asentada. En este caso, una gran longitud de formación expuesta está sometida a una densidad equivalente alta de lodo, dando como resultado posibles fracturas.


Después de que el descontrol ha sido atendido, se deberán tomar varias acciones para restablecer las condiciones para perforar. La zona fracturada deberá ser cementada para resolver el problema de pérdida de circulación. El lodo original en el espacio anular debe acondicionarse a una densidad suficiente para controlar la presión de formación; pero también se tiene que evitar exceder el gradiente de fractura de las formaciones expuestas. El lodo pesado usado para controlar el pozo, debe circularse por etapas para evitar volver a fracturar la zona de pérdida.

Nivel Fundamental

En la mayoría de los casos de descontroles subterráneos, no existe un procedimiento de trabajo para su control; sin embargo, en este tipo de descontrol y en algunas situaciones específicas, para que la recomendación sea más efectiva se requiere de los siguientes conocimientos :

El objetivo de esto es generar una mayor presión en el agujero con la presión hidrostática del lodo pesado y el de baja densidad. La combinación requerirá una presión menor en la tubería de revestimiento para balancear la presión de formación. A pesar de que el bache pesado usualmente tiene una densidad mayor que el equivalente al gradiente de fractura en la zapata, no presentará un problema de pérdida de circulación, siempre y cuando el lodo no sea circulado arriba de este punto.

WellCAP

En la mayoría de los casos de descontrol subterráneo, la comunicación entre el espacio anular y la tubería de perforación será mínima o nula.

La recomendación más exitosa para este tipo de descontroles es colocar un bache de lodo pesado en el pozo, debajo de la zona de pérdida.

12.4 Tapón de Barita Este es otro procedimiento usado para controlar un descontrol subterráneo. Este tapón está diseñado para que se forme un puente de barita en el agujero, el cual debe sellar el descontrol y permitir que un lodo pesado sea circulado arriba de dicho tapón. La técnica no está basada en el control de pozo a través de un incremento de presión hidrostática (como

153

Nivel Fundamental

WellCAP 154

Fractura Contaminada

Presión del Fondo 1.46 gr/cm densidad equivalente l. El pozo está controlado por la II. La zona de zona fracturada fractras es expuesta y el cementada y probada espacio anular contiene lodos con severas densidades

III. El lodo de 1.50 gr/cm3 es el elegido como densidad de control después se inicia el desplazamiento por etapas

IV. El lodo de 1.50 gr/cm3 es desplazado

V. E l lodo de 1.80 gr/cm3 remanente es circulado fuera del pozo

Figura 16 Secuencia requerida en una situación de descontrol subterraneo.

si se usara un procedimiento con lodo pesado), sino más bien un puente efectivo. Además de los procedimientos descritos, existen otros que se utilizan de acuerdo a la situación específica.

La herramienta comúnmente utilizada para definir el intervalo es el registro de temperatura. Esta herramienta detecta el calor del fluido de la siguiente forma: LA TEMPERATURA IRA EN AUMENTO CONSTANTE A MAYOR 13. LOCALIZACIÓN DE LA PROFUNDIDAD Y EN EL INTERVALO DE PÉRDIZONA DE FRACTURA DA SE REDUCIRÁ NOTABLEMENTE. En algunos casos, los cambios de temperatura han sido La decisión de un procedimiento de control reportados como un efecto de enfriamiento, depende de la zona ladrona. La importancia supuestamente por la expansión del gas. de lo anterior reside en poder calcular volúmenes y densidades de los fluidos de control Para detectar la zona de pérdida, en algunas y la posición a la cual deben ser colocados. ocasiones se utiliza un TRAZADOR RADIOACPara tal propósito se usan los procedimien- TIVO; esto es, se bombea material radioactos y técnicas conocidas. tivo y, posteriormente, se corre un registro que, por lo general, es rayos gamma, el cual La historia del pozo puede suministrar la determina las zonas de altas concentracioinformación necesaria para localizar esta nes radioactivas. zona. También las condiciones en que ocurrió el descontrol pueden indicar si la zona Otra herramienta es el REGISTRO DE RUIestá cercana al fondo o a la zapata de la DOS. La sensibilidad de esta herramienta tubería de revestimiento. permite detectar los sonidos creados por el movimiento de fluidos.


14. SOLUCIÓN DE PROBLEMAS DURANTE EL CONTROL

Problema

Características manifestación

La bomba

Los problemas que se suscitan pueden ser de índole mecánico o inherentes al pozo. Obviamente, en la guía que se presenta a continuación no se consideran problemas particulares, ya que cada pozo se comporta de una forma distinta, pero sí se dan las pautas a seguir, y éstas son:

El múltiple de Están tapados estrangulación o el estrangulador

La presión en TP y TR se incrementa bruscamente

La tubería

La presión en TP tiende a abatirse

Se observa una Ruidos en la presión de bom- sección mecánibeo oscilante y ca de la bomba la flecha brinca

La barrena o Se encuentran La presión en la TP se incremenalguna de las tapadas ta bruscamente toberas

Existe fuga

IMPORTANTE: SI LAS PRESIONES EN TP Y TR NO RESPONDEN A LA VARIACIÓN DEL ESTRANGULADOR, SE DEBERÁ CHECAR TODAS LAS CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL, YA QUE POSIBLEMENTE SE ESTÉ PRESENTANDO UNA PÉRDIDA DE FLUIDO DE CONTROL. La mejor regla a emplear es: CUANDO TENGA DUDAS, PARE LAS BOMBAS Y CIERRE EL POZO. ANALICE EL PROBLEMA.

Figura 16 Registro de temperatura localizando zona de perdida.

Si observa esta regla, muchas de las fallas en el control del pozo pueden evitarse. De manera complementaria, en las tablas se describen algunos otros problemas, las acciones por tomar y las soluciones.

Nivel Fundamental

Es común que, durante el procedimiento de control, surjan problemas que puedan confundir el fenómeno que se ataca y, consecuentemente, tomar medidas correctivas que tendrán repercusiones en el buen control de un brote.

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Localización del equipo o accesorio

15. RAZONES ESPECÍFICAS PARA SELECCIONAR UN MÉTODO DE CONTROL Se tiene que tomar en consideración la etapa de control en que se encuentra el problema y, con base en ello, se definirá el método de control por emplear.


155

Nivel Fundamental

WellCAP 156

15.1 Control Primario

15.3 Observación

En esta etapa, el control se establece sólo con la presión hidrostática ejercida por fluido de perforación y, si es la adecuada, se evitará el brote.

Si en una zona de presión anormal se presenta:

15.2 Control Secundario En esta etapa el control se establece con la presión hidrostática del fluido de perforación y la presión ejercida desde la superficie, tratando de evitar el fracturamiento de la formación, dañar la TR y las conexiones superficiales de control. El control primario deberá restablecerse rápidamente. Los casos en que se presenta esta etapa son: • BROTES POR DESBALANCE.- Son causados por incremento de presión de la formación y por no contar con la densidad suficiente del fluido de perforación. El desbalance, por lo general, no debe rebasar un valor de densidad equivalente de 0.06 gr/cm3. Para este tipo de brote, se tendrá que utilizar el Método de Densificar y Esperar. • BROTES INDUCIDOS.- Son causados por reducción de presión hidrostática (gas de corte, pérdida de circulación, densidad inapropiada, falta de llenado correcto, efecto de sondeo, etc.) Si la TP se encuentra fuera del fondo y no se puede introducir tubería, entonces se debe circular con densidades de control. Es muy importante evaluar el pozo para tomar esta decisión; cualquier volumen adicional que entre complicará el control y aumentará los riesgos; por ello deberá considerarse la posibilidad de bajar la tubería a presión para intentar el control con una densidad menor.

• Un brote al estar perforando, entonces es por desbalance • Un brote al estar circulando, entonces es inducido. 15.4 Control Terciario Cuando se pierde el control secundario, generalmente por mala planeación, se presenta un descontrol de pozo, pudiendo ser: • SUPERFICIAL • O SUBTERRÁNEO Para restablecer el control primario, se requiere implementar técnicas y equipo especiales; además, para seleccionar el método a utilizar, el responsable del pozo debe tomar en cuenta las siguientes variables, mismas que afectan el empleo de cada método: • Profundidad de asentamiento de la zapata de la TR con relación a la profundidad total del pozo (mínimo deberá estar entubado a 1/3 de la longitud del pozo). • Máxima presión permisible en el espacio anular. • Disponibilidad de barita en la localización (en pozos exploratorios, se debe tener como mínimo un volumen tal que se pueda incrementar la densidad del lodo en un equivalente a 0.12 gr/cm3), así como capacidad en el equipo para su manejo. • Magnitud y naturaleza del brote. • Tiempo mínimo requerido para circular el brote fuera del pozo. • Posibles zonas de pérdidas de circulación • Posición de la tubería o la barrena al momento del brote.


caría aumento de presión en todos los puntos del pozo, lo cual no es conveniente.

• Los métodos incorrectos para tratar de controlar un pozo son: • Levantar la barrena a la zapata al detectar un brote. • Nivel de presas constante. • Empleo de densidad excesiva. • Mantener constante la presión en TR. • Regresar fluidos a la formación.

IMPORTANTE: COMO ES IMPOSIBLE DETERMINAR CON PRECISIÓN EL TIPO DE FLUIDOS PRESENTES EN UN BROTE, ESTE MÉTODO NUNCA DEBE EMPLEARSE.

16.1 Levantar la Barrena a La Zapata al Detectar un Brote

16. 2 Nivel de Presas Constante Un breve examen puede conducir a una persona a concluir que, manteniendo el nivel de presas constante al circular un brote con ayuda del estrangulador, se evitará la entrada adicional de fluidos. Esto es correcto siempre y cuando el brote sea de líquidos (fluidos incomprensible). Si el brote fuera de gas o de algún fluido que contenga gas, la consecuencia de usar este método sería circular el gas sin permitirle que se expansione. El efecto sería el mismo que permitir la migración de la burbuja de gas sin dejarla expansionar (incremento por la velocidad de bombeo) y, como ya se explicó, esto provo-


Debe evitarse controlar un pozo mediante un lodo de densidad mayor de la necesaria. Un lodo con exceso de densidad puede causar pérdida DE CIRCULACIÓN E INICIAR UN DESCONTROL SUBTERRÁNEO o, cuando menos, incrementa los esfuerzos por presión ejercidos en la zapata, en la formación expuesta y en las conexiones superficiales. 16. 4 Mantener Constante la Presión en TR Otro método de control que algunas personas utilizan consiste en mantener constante la presión en el espacio anular a medida que se bombea lodo de control. Si el pozo tiene un factor de volumen anular constante (en la sección que ocupan los fluidos invasores) mientras se bombea fluido de control y si los fluidos son incomprensibles, este método y el del Ïngeniero¨ son equivalentes. Si el factor de volumen no es constante, como generalmente ocurre, la altura de la columna de fluidos invasores cambiará de acuerdo con el factor de volumen y esto causará VARIACIONES EN LA PRESIÓN DE FONDO.

Nivel Fundamental

Una práctica errónea debido a la posibilidad de atrapamiento de la sarta en agujero descubierto, al detectar un brote, es tratar de levantar la barrena a la zapata. Esta operación implica el uso de densidades más altas en el fluido de perforación para controlar la presión de formación, mayores esfuerzos aplicados en la zapata, entrará fluido adicional al pozo por efecto de sondeo y porque no se ejerce la contrapresión requerida para restablecer el control secundario.

16. 3 Empleo de Densidad Excesiva

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16. MÉTODOS INCORRECTOS PARA CONTROLAR UN POZO

Si el fluido invasor es gas, debe permitírsele que se expanda adecuadamente y bajo control al circularlo hacia fuera. El hecho de mantener la presión en TR constante permitirá que el gas se expanda con mayor rapidez que la necesaria. Esto sacará del pozo más lodo, lo que creará disminución en la presión hidrostática y a su vez permitirá la entrada de más fluidos

157

Nivel Fundamental

WellCAP 158

de la formación. Los efectos mencionados pueden pasar desapercibidos durante un tiempo, debido a que, mientras el brote está en la parte inferior del pozo, hay pequeñas variaciones en la sección transversal del espacio anular y el gas se expande lentamente. Esto ocurre cuando el gas está cerca de la superficie y sufre expansión súbita, lo que se reflejaría como una sobrepresión en el espacio anular. 16.5 Regresar Fluidos a la Formación Es común intentar regresar fluidos a la formación cuando se presenta un brote, evitando la necesidad de implementar un procedimiento de control adecuado. Esta situación implica que la FORMACIÓN SEA FRACTURADA antes que el bombeo pueda realizarse, y lo más probable es que el fluido invasor no entre en la zona que originalmente lo aportó, a no ser que el fluido circulado sea agua limpia, ya que al utilizar lodo, los canales porosos de la formación son obturados con material densificante. Al no permitir la admisión del fluido invasor, las presiones manejadas para inyectar la burbuja abrirían otros intervalos con un gradiente de fractura mayor al de la formación aportada, con el consecuente riesgo de romper el sello en la zapata de TR. Sin embargo, existe una situación limitante, la cual se presenta cuando ocurre un brote que contenga ácido sulfhídrico. Es preferible la inyección a la formación que circularlo a la superficie; sobre todo cuando no se han implementado los planes de emergencia para este tipo de contingencia.

17. CONCEPTO DE BARRERAS Al desarrollar distintas operaciones en las áreas de reparar, terminar e inclusive perforar un pozo, deben tener en cuenta los riesgos a los cuales se expone el personal, el equipo o plataforma marina. Estos riesgos se tornarán peligrosos si no se toman las medidas de seguridad. 17.1 Barreras Se consideran BARRERAS a todos los sistemas mecánicos y condiciones del pozo que previenen su flujo. Así un tapón de cemento probado con presión diferencial una TR cementada probada y sin disparos abiertos, fungen como barreras. Se clasifican en: • 1 a. BARRERAS POSITIVAS • NO REPRESENTAN RIESGO • 2 a. BARRERAS CONDICIONALES • REPRESENTAN UN RIESGO MENOR Esta segunda sucede cuando, por ejemplo, se tenga una TR cementada, sin disparos, pero sin una prueba con presión diferencial, cuando la columna hidrostática del fluido de control únicamente equilibra la presión de formación; o, en todos los casos de incertidumbre o con susceptibilidad de falla mecánica, como sucede con los arietes de los preventores.


Presión en esp. anular

Acción por tomar

Resultado

Problemas

Solución

Incremento

Incremento igual o mayor al de la TP

Verificar el gasto de la bomba

La velocidad de la bomba es demasiado rápida

La presión de circulación es demasiado alta y la velocidad de la bomba, superior a lo planeado.

Disminuya la velocidad de la bomba a lo planeado. Si la presión se abate a lo calculado, es indicio que todo está bien; si no, continué la guía. Si la presión disminuye cuando el estrangulador se abra todo, esta bien; si no, continúe la guía.

Abra el es- La presión trangulador en TP y TR, a toda su se abatirá. capacidad

Si las presiones disminuyen, todo está bien; si no, continúe la guía.

El diámetro del estrangulador es demasiado pequeño o se estaba tapando.

Pare la bomba

La presión El árbol de estrangulaen TP y TR, ción comenzó a taparse. se abatirá.

Desvíe a una línea de estrangulación alterna y limpie la sección del árbol taponada. Si la presión no disminuye, continúe la guía.

Cierre el pozo.

Las presiones permanecen arriba.

El árbol de estrangulación está tapado.

Desvíe a una línea de estrangulación alterna. Si las presiones disminuyen, regrese al control del pozo; si no, continúe la guía.

El árbol de estrangulación está tapado en o antes de la “T”

Cierre la válvula maestra de la línea de matar, libere la presión del árbol y proceda a limpiarlo.


Disminuya la velocidad de la bomba a lo planeado. Si la presión se abate a lo calculado, todo está bien; si no, continúe la guía.

Revise el gasto de la bomba

La velocidad de la bomba es alta.

Incremente el diámetro del estrangulador.

La presión El diámetro del estranen TP y TR, gulador es demasiado se abatipequeño. rán. La presión en TR disminuye, pero la de TP sigue igual.

Espere y observe. Si es menos de 2 minutos y no se abate la presión en TP, quizá la respuesta del estrangulador no llega a la TP de inmediato.

Nivel Fundamental

Incremento a TC no muy alto

Incremente La presión El diámetro del estranel diámetro en TP y TR, gulador es demasiado del estran- se abatirá. pequeño. gulador

WellCAP

Presión en TP

Si la presión disminuye cuando el estrangulador se abra todo, esta bien; si no, continúe la guía. Con cortes grandes se deberá permitir más tiempo. Si la presión no se abate, continúe la guía.

Tabla 1 Problemas y soluciones.


159

Presión en TP

WellCAP

Nivel Fundamental

Incremento

Presión en esp. anular Incremento no muy alto.

Incremen- No cambia to (cambio drástico).

Acción por tomar

Resultado

Problemas

Solución

Se formó un anillo en la barrena o está cerca del empacamiento.

Levante o mueva la tubería. Si la presión en la TP disminuye, todo está bien; si no, continúe la guía.

Toberas tapadas

Restaure la presión en TR al valor que tenía antes que ocurriera el problema. Registre la presión de TP como la nueva presión de circulación o: Para el bombeo, cierre el pozo y purgue la presión en TP, permitiendo que la presión en TR permanezca constante hasta....

Verifique La velociel gasto de dad de la la bomba bomba es demasiado rápida.


Disminuya la velocidad de la bomba a lo planeado. Si la presión se abate a lo calculado, es indicio de que todo está bien; si no, continúe la guía.

Incremente el diámetro del estrangulador.

Se formó un anillo en la barrena o está cerca del empacamiento.

Levante o mueva la tubería. Si la presionen la TP disminuye, todo está bien; si no, continúe la guía.

Barrena tapada

Tome la nueva presión en TP como una presión de circulación constante 0: Para el bombeo, cierre el pozo y purgue la presión en TP, permitiendo que la presión permanezca constante de circulación.

Barrena tapada

Para el bombeo y cierre el pozo; dispare o desprenda la barrena.

IncreLa presión menta el en TP no diámetro disminuye. del estrangulador.

Abra el estrangulador.

La presión que se obtiene en la TR es muy baja antes que la presión en TP disminuya.

La presión en TP no disminuye.

Tabla 2 Problemas y soluciones. Continuación.

160


Presión en TP

Se abate.

Se abate o no cambia.

Se abate.

Resultado

Problemas

Solución

Aumente o disminuya el diámetro del estrangulador.

Las presiones al parecer no responden al movimiento del estrangulador.

Pérdida de circulación, mala cementación o hay una rotura en la TR. Verifique el nivel en presa.

Seleccione un nuevo gasto de circulación menor; adicione material obturante al lodo; coloque tapón de barita.

Verifique el gasto de la bomba.

El gasto de la bomba es demasiado bajo.

La presión de circulación es demasiado alta porque la velocidad de la bomba está por debajo de lo planeado.

Incrementa el gasto de la bomba al gasto planeado. Si las presiones se incrementan, todo está bien; si no, continúe la guía.

La presión en TP y TR se incrementa.

El diámetro del estrangulador es demasiado grande.

Si las presiones aumentan al disminuir el diámetro del estrangulador, todo está bien; si no, continúe la guía.

La presión en TP y TR se incrementa.

Pérdida de circulación, mala cementa- Vea el caso “Presión ción o hay una rotura en TP no cambia”. en la TR. Verifique el nivel de presas.

El gasto de la bomba es demasiado bajo.

La presión de circulación es demasiado alta porque la velocidad de la bomba está por debajo de lo planeado.

Incremente el gasto de la bomba al gasto planeado. Si las presiones se incrementan todo está bien; si no, continúe la guía.

Las presiones se incrementan.

El diámetro del estrangulador es demasiado grande.

Si las presiones aumentan al disminuir el diámetro del estrangulador, todo está bien; si no, continúe la guía.

Las presiones se incrementan, pero la flecha brinca y la presión en TP oscila.

Problemas con la bomba.

Cambie la bomba o repárela.

Disminuya el diámetro del estrangulador.

Cheque el gasto de la bomba.

Se abate

No cambia Disminuya el diámetro del estrangulador.

Continúe disminuyendo el diámetro del estrangulador.

La presión en TP permanece Hay un orificio o igual y la pre- ruptura en la TP. sión en TR se incrementa.

Pare la bomba, cierre el pozo. Tendrá que sacar la TP a presión para sustituir la junta o tramo dañado.

Cheque el gasto de la bomba.

La presión en TP yTR, se incrementa.

Considere el caso anterior.

Se lavó alguna junta en la TP o en la barrena.

Nivel Fundamental

Acción por tomar

WellCAP

No cambia.

Presión en esp. anular

Tabla 3 Problemas y soluciones


161

WellCAP

Nivel Fundamental

17.2 Análisis Operativo y Aplicaciones

162

El siguiente análisis está referido a cada operación en particular que se presenta durante la intervención a un pozo. Deberá hacerse en cada actividad señalando las barreras operativas que puedan considerarse. 17.3 Análisis Operativo FLUIDOS DE POZO

EQUIPO DISPONIBLE

TIPO DE INTERVENCIÓN

PRESIONES ESPERADAS EN EL POZO SITUACIÓN OPERATIVA PARTICULAR

17.5 Aplicación de Barreras Pozos de aceite con presión menor de 5,000 lb/pg ²

• Dos barreras positivas intactas • Una barrera positiva y una condicional intacta

Pozos de gas con presión Menor de 3,000 lb/pg²

Incluir una barrera adicional cuando se tenga presiones mayores. Pozos de aceite sin presión

CONDICIÓN DE LOCALIZACIÓN ESTADO MECÁNICO DEL POZO

• Tres barreras condicionales intactas Pozos de gas o gas con presión menor de 3,000 lb/pg2 y con equipo snubbing.

Incluir una barrera adicional en los siguientes casos: • Presencia de H2S o CO2 • Localización marina o lejana • Localización de alto riesgo 17.6 Barreras Positivas y Condicionales

BARRERAS Todos los sistemas mecánicos y condicionales del pozo que previenen su FLujo POSITIVAS

CONDICIONALES

Asegurar que la operación en el pozo no presente riesgo

Son las que aseguran la operación, pero no totalmente


1. Presión de fondo insuficiente para que el pozo fluya. 2. TR cementada, sin perforar y probada con presión diferencial negativa. 3. TR con disparos cementados y probados con presión diferencial negativa. 4. Tapón de cemento arriba de los disparos probados. 5. Tapón mecánico arriba de los disparos probados. 6. Fluido de control con densidad de trabajo. 7. a. Arietes ciegos (de corte), probados. b. Arietes ciegos (sin obstrucción), probados. c. Preventor esférico (sin obstrucción), probado. 8. Válvula maestra del árbol no obstruida. 9. Válvula lateral del árbol y estrangulador no obstruidos. 10. Lubricador de cable eléctrico o de línea de acero, probados. 11. Arietes de corte para tubería flexible, probado. 12. Arietes de corte para cable eléctrico, probado.

1´ TR cementada, sin perforar y sin probar con presión diferencial negativa. 4´ Fluido de control con densidad de equilibrio. 6´ Tapón de línea alojado en niple de asiento o en TP probado. 9´ Válvula de contrapresión “H” instalada en el colgador de tubería.

EJEMPLO 1

• 1´ TR cementada, sin perforar y sin probar con presión diferencial negativa. • 3´ Tapón mecánico sin probar arriba de TR corta. • 4´ Fluido de control con densidad de equilibrio.

17. 8 Cambio de Árbol por Preventor al Iniciar una Terminación Barreras Positivas 1. Presión de fondo insuficiente para que el pozo fluya. 2. TR cementada, sin perforar y probada con presión diferencial negativa. 3. Fluido de control con densidad de trabajo.


EJEMPLO 2 CAMBIO DE CABEZAL EN UNA TERMINACIÓN Barreras Positivas 1. Presión de fondo insuficiente para que el pozo fluya. 2. TR cementada, sin perforar y probada con presión diferencial negativa. 3. Tapón de cemento probado arriba de TR corta. 4. Tapón mecánico probado arriba de TR corta 5. Fluido de control con densidad de trabajo. 17.10 Barreras Condicionales

Nivel Fundamental

17.9 Barreras Condicionales

WellCAP

17.7 Barreras Positivas

163

18. TÉCNICA DEL PERFORADOR

WellCAP

Nivel Fundamental

18.1 Primera Circulación

164

Para evacuar el brote utilizando la densidad original, genera seguridad en el pozo mas no el control del mismo. 18.2 Segunda Circulación Para efectuar el total control del pozo utilizando la densidad de control para continuar las operaciones.

19. TÉCNICA DE EVALUACIÓN DE BROTES SIN CERRAR TOTALMENTE EL POZO PARA ARENAS DE DESARROLLO DE LA CUENCA DE BURGOS

presiones TP y TR deberán ser de igual valor y el valor debe ser igual o ligeramente mayor que la obtenida de cierre de TP. • Este gradiente estará referido a la misma formación, por correlación del pozo vecino; para evitar la entrada masiva del gas, se recomienda perforar con metros controlados.

20. TÉCNICA DE CONTROL DE POZO SIMPLIFICADO 1. Cierre el pozo inmediatamente después de detectar el brote y registre: a. Profundidad del pozo, m b. Densidad del lodo, gr/cm3 c. Presión de TP, kg*cm2 d. Presión de TR, kg*cm2 e. Volumen ganado, m3

Ante la manifestación definida del pozo 1. Pare la bomba de lodos. 2. Levante su sarta a posición de quiebre 2. Calcule el incremento a la densidad de lodo (desconexión). 3. Abra la válvula hidráulica y cierre el prePresión TP (kg/cm2) x 10 ventor derivando flujo por el ensamble ΔD = Profundidad m del estrangulación. 3. Calcule las emboladas superficie-barrena. 4. Circule a gasto reducido. 5. Calcule la presión de cierre en TP = Vol. Interno Sarta, lts (GRAD. DE FORMACIÓN * - GRAD. DEL EMB = Desplazamiento real de bomba, lt/emb LODO) x PROFUNDIDAD = PRESIÓN EN TP. 6. Utilizando la PRC + PCTP, calcule la pre- 4. Con el nuevo lodo, controle a régimen reducido (1/3-1/2 del régimen normal). sión de bombeo (PIC) para evacuar el Mantenga constante el régimen reducido. brote, utilice un margen de seguridad 5. Usando el estrangulador ajustable, mande 0-100 psi. tenga 0-100 Ib/pg2 sobre la presión ini7. Mantenga constante el régimen de bomcial de cierre de TR hasta que el nuevo beo y opere hábilmente el estrangulalodo llegue a la barrena. dor, especialmente a la salida del brote. 8. Después de salir el brote, se procede a 6. Registre la presión cuando el nuevo lodo llegue a la barrena. cerrar el pozo. Simultáneamente, cierre 7. Usando el estrangulador ajustable, manel estrangulador y pare la bomba. tenga constante la presión de bombeo 9. Compruebe la evacuación del brote. Las


20.1 Ajuste de Presión de Bombeo por Cambio de Gasto Prc=

Δp ft x (

Q2 Q1

1.86

)

20.2 Objetivos de Buenas Prácticas Sobre Control de Pozos • Prevenir los brotes. • Detectar al brote lo más rápido posible. • Restablecer el control primario de la manera más segura como sea posible. 20.3 Ajuste de Presión de Bombeo por Reducción de Densidad

20.4 Ajuste de Presión de Bombeo por Incrementó de Densidad PRC = PB

[ ] Dt Do

Donde: PRC = Presión de bombeo ajustada por incremento de densidad en lb/pg2 o kg/cm2 PB = Presión de bombeo conocida, kg/cm2, lb/pg2 Dt = Densidad de trabajo, gr/cm3 Do = Densidad original, gr/cm3

Nivel Fundamental

Donde: Prc = Presión reducida de circulación por cambio de gastos, lb/pg2 o kg/cm2 Pft = Presión de bombeo conocida, lb/p2 o kg/cm2 Q2 = Gasto requerido para el control, EMB Q1 = Gasto conocido, EMB 1.86 = Exponente

PRC = PB

Donde: PRC = Presión de bombeo ajustada por reducción de densidad, lb/pg2 o kg/cm2 PB = Presión de bombeo conocida, kg/cm2, lb/pg2 Do = Densidad original, gr/cm3 Dt = Densidad a que se va a reducir

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registrada en el punto anterior, hasta que el nuevo lodo alcance la superficie. Si no se controla, retorne al punto No. 1

[ ] Do Dt


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ÍNDICE

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1. Estrangulador 169 ____________________________________ 2. Herramientas Tubulares Erosionadas 169 ____________________________________ 3. Problemas en la Tubería de Revestimiento por Presiones Extremas 170 ____________________________________ 4. Gas Somero 172 ____________________________________ 5. Fugas en las Conexiones Superficiales 172 ____________________________________ 6. Falla en la Bomba de Lodos 172 ____________________________________ 7. Presiones Excesivas en la Tubería de Perforación 173 ____________________________________ 8. Brote de Agua Salada 173 ____________________________________ 9. Falla en Componentes del Equipo Superficial 173 ____________________________________


1. ESTRANGULADOR

Este problema es provocado por las partículas de arena que son muy abrasivas, las cuales, al combinarse con alta velocidad del fluido que viaja a través del estrangulador, pueden lavar (erosionar) las partes metálicas del mismo.

1.4 Acciones Correctivas

2.1 Detección del Problema

Para identificar y detectar cuál de los dos factores está provocando el problema, a continuación se describe cada una de las situaciones:

Una sección de la sarta de perforación que se ha lavado puede observarse de dos maneras:

• Estrangulador Lavado: La presión en la tubería de revestimiento disminuirá gradualmente. Si se cierra el estrangulador ligeramente, se observará que no hay respuesta en las presiones registradas. • Estrangulador Tapado: La presión registrada en la tubería de revestimiento se incrementará gradualmente o drástica-

La presión de circulación registrada en la tubería de perforación muestra un abatimiento gradual y, además, pequeño o nulo cambio en la presión de la tubería de revestimiento. El operador del estrangulador responderá cerrando el mismo, incrementándose la presión en la tubería de perforación. Ahora se tendrá un incremento (en la misma propor-


Nivel Fundamental

Las medidas correctivas que se deben aplicar, en caso de existir problemas en el esTambién, en algunas ocasiones, los sólidos trangulador, son las siguientes: (arcillas) del fluido de perforación o baches floculados en grandes cantidades pueden • Suspenda el bombeo (y verifique la bomba parada). tapar el estrangulador. • Cierre el pozo tan rápido y seguro como sea posible. Los problemas en el estrangulador afecta- • Aísle la sección del estrangulador dañado y utilice otro estrangulador variable, rán las lecturas en los manómetros de la tumanual o hidráulico para continuar la bería de perforación y el espacio anular. operación. • Si no cuenta con otro estrangulador, re1.3 identificación del Problema pare el dañado y continúe con la operación de control. Como se señaló anteriormente, los problemas en el estrangulador se pueden originar 2. HERRAMIENTAS TUBULARES por dos causas: porque se tape o porque EROSIONADAS esté lavado (erosionado). 1.2 Obturado

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1.1 Erosionado

mente, y puede presentarse disminución o no haber flujo por la línea de descarga del estrangulador. Si se abre el estrangulador, no se observará respuesta en las presiones registradas. Las partículas que obstruyen el estrangulador generan ruidos (que pueden ser escuchados al paso por la línea, previo al taponamiento).

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Nivel Fundamental

WellCAP 170

ción) en la presión del espacio anular. Cuando la presión se abata nuevamente, se cerrará el estrangulador, incrementándose otra vez la presión en la tubería de revestimiento. Un lavado gradual en la sarta de perforación quizá no pueda detectarse oportunamente, hasta que el incremento de presión en el espacio anular sea considerable. El drástico abatimiento en la presión de circulación, con pequeño cambio en la presión de la tubería de revestimiento. 2.2 Evaluando la Presión del Cierre Cuando el problema haya sido detectado oportunamente: • Registre las presiones en las tuberías de perforación y de revestimiento. • Suspenda el bombeo y Cierre el pozo. • Si la presión en la tubería de perforación es considerablemente mayor que el valor esperado (y no disminuye al purgar fluido del pozo), el agujero se localiza encima del brote. Así, es imposible mantener la presión de fondo (controlando la presión en la tubería de perforación en forma convencional), ya que el brote estará migrando, y, como resultado, se tendrá una disminución en la presión de fondo al mantener constante la presión de la tubería de perforación. • Si la presión en la tubería de perforación es igual al valor esperado, probablemente el fluido invasor esté encima del agujero. • Además, pueden existir otros posibles casos referidos a la profundidad de la sección de la sarta lavada, la densidad del lodo en el interior de la tubería y del espacio anular, y la profundidad de la zona aportadora.

2.3 Acciones Correctivas • A veces, es más práctico esperar a que el brote de gas rebase la profundidad del agujero en la TP por migración para, posteriormente, circularlo. • Si el procedimiento de control se ha llevado a cabo rigurosamente y se detectó que el lodo con densidad de control en el espacio anular está por debajo del brote, continúe bombeando. • La nueva presión final de circulación tendrá que ser establecida, ya que la consideración más importante es controlar el pozo. • Algunos operadores circulan un testigo a través de la sarta de perforación. El trazador puede cumplir con dos objetivos: • Determinar la profundidad de la sección lavada. • Obturar temporalmente la misma, permitiendo que el lodo de control sea circulado a través de la barrena. • Considerar el empleo de los equipos especiales (SNUBBING, TF, ULA).

3. PROBLEMAS EN LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO POR PRESIONES EXTREMAS Los problemas provocados por presiones excesivas en la tubería de revestimiento presentan dos situaciones que pueden analizarse desde dos puntos de vista: 1. Cuando, en el proceso del control del pozo, el brote de gas está llegando a la superficie y la presión registrada en el espacio anular es igual o cercana al valor de resistencia a la presión interna.


CASO 1.- En este punto de la operación, la densidad de control se ha desplazado en el interior de la tubería de perforación (usando el Método de Densificar y Esperar) y una parte se encuentra en el espacio anular.

Controle la presión en el espacio anular abriendo el estrangulador. La presión en el fondo disminuirá temporalmente, permitiendo que la presión de formación genere otro brote. Este brote no será tan grande como el inicial, porque ya existe una presión hidrostática mayor. También, como en la sarta hay lodo de densidad de control, y tan pronto como la presión aplicada en el fondo iguale a la presión de formación, la densidad de control seguirá a la burbuja del fluido invasor en su viaje a la superficie. CASO 2.- Cuando se utiliza lodo base aceite, los flujos de gas causarán problemas de control en el pozo. El gas se integrará o solubilizará en el diesel del lodo base-aceite. El resultado es que, cuando un flujo entra al pozo, su sistema se desequilibra, pero ningún indicador del brote puede ser observado. El brote por disminución de presión interna se transforma a gas cerca de la superficie al efectuar el control de presión de fondo constante.


3.1 Precauciones • El valor de la resistencia a la presión interna debe incluir un factor de seguridad. • Utilice un método de control tal, que minimice los esfuerzos por presión en la tubería de revestimiento (método de densificar y esperar). • No utilice márgenes de seguridad, emplee la densidad de control calculada. 3.2 Acciones Correctivas • Si el gas es detectado en la salida (línea de flote) cuando se cierre el pozo, probablemente el valor de la presión de cierre ya no se incremente; y si está condición no ha provocado la ruptura o falla de la formación, monitoree entonces la presión. Utilice algún método de control convencional, pero sin adicionar el margen de seguridad a la densidad del lodo de control. • Si el fluido que sale por la línea de flote es lodo en condiciones y se cierra el pozo, el gas que se encuentra en el espacio anular migrará, y si no se controla su expansión (antes que llegue a la superficie), el valor de la presión de cierre se incrementará notablemente. Por lo tanto, se deberá emplear alguno de los métodos convencionales de control, tal como el método del Ingeniero y/o perforador, etc.

Nivel Fundamental

NO PERMITA QUE LA PRESIÓN EN EL ESPACIO ANULAR EXCEDA EL VALOR MÁXIMO DE LA RESISTENCIA DE LA PRESIÓN INTERNA DE LA TR.

Al cerrar el pozo, la presión de cierre en la tubería de revestimiento se debe de controlar para que sea aproximadamente igual al valor de la presión permisible en la tubería de revestimiento y por las conexiones superficiales de control.

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2. Cuando al cerrar el pozo la presión de la tubería de revestimiento es igual o cercana a la máxima presión permisible en el espacio anular por conexiones superficiales de control y tubería de revestimiento.

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Nivel Fundamental

4. GAS SOMERO Es preferible no cerrar el pozo. Cuando esto ocurra, él mismo se vaciará, y si no se toman las medidas adecuadas, puede ocurrir un descontrol. Debido a los problemas que esto involucra, no se debe permitir que el pozo fluya fuera de control. Para ello se ha diseñado un desviador de flujo que conduce los fluidos lejos del pozo. El uso del desviador de flujo es recomendable cuando se tenga duda de que el pozo pueda cerrarse sin que la presión generada rompa la formación debajo de la zapata de la tubería de revestimiento superficial (y el flujo pueda canalizarse hasta la superficie). Las ventajas de utilizar un sistema desviador de flujo son:

5. FUGAS EN LAS CONEXIONES SUPERFICIALES Si a medida que se circula un brote hacia la superficie, se presenta una fuga en alguna conexión superficial, se pueden aplicar las siguientes recomendaciones. 1. Cerrar un preventor de arietes abajo de la fuga. 2. Desviar el flujo a otra línea alterna. Al cerrar el preventor de arietes abajo de la fuga, ésta podría repararse. Cuando la fuga se localiza debajo del preventor de arietes inferior, debe taponarse bombeando lechada que contenga un agente sellante a través de la línea de matar.

• Evita el fracturamiento. de la formación abajo de la zapata de la tubería de re- Cuando la fuga sea severa, será necesario desviar el flujo para evitar mayores peligros. vestimiento superficial. • Transporta los fluidos a una distancia se6. FALLA EN LA gura, lejos del pozo. Las desventajas son: • El pozo no está bajo control total. Por lo tanto, será más difícil controlarlo. • Se manejan grandes cantidades de gas en la superficie. • Se deberá disponer de grandes cantidades de lodo y material densificante. 4.1 Acciones Correctivas Cuando en un pozo se utilice el desviador de flujo (en algunas ocasiones), es posible controlar el pozo circulando lodo a bastante gasto para vencer la aportación de fluidos.

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Este procedimiento depende de la velocidad y la densidad de lodo disponible.

BOMBA DE LODOS

Cuando una bomba falla durante la circulación de un brote, debe usarse la bomba de relevo. Si el factor de la bomba de reserva no es idéntico al factor de la bomba que falló, se deberá corregir la hoja de control. Es posible aún que bombas idénticas alcancen presiones diferentes a un mismo gasto de circulación; entonces, la diferencia de presión (mayor o menor) entre las bombas.


7. PRESIONES EXCESIVAS EN LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN

• Cerrar la válvula de seguridad. • Desconectar la flecha. • Instalar una línea de alta presión.

8. BROTE DE AGUA SALADA El desarrollo de las ecuaciones y conceptos que definen las presiones que se generan en el pozo durante un brote de agua salada, son las mismas que las que se hacen para un brote normal de aceite o gas, excepto que se considera la presión hidrostática de la columna de agua salada. Así, la presión registrada en el espacio anular cuando se presente este tipo de brote es: PCTR = PY – (PA + PhB + PB) Donde: PCTR = Presión de cierre en espacio anular (kg/cm2) PY = Presión del yacimiento (kg/cm2) PA = Presión hidrostática arriba del brote (kg/cm2) PhB = Presión hidrostática del brote (kg/cm2) PB = Presión hidrostática abajo del brote (kg/cm2)


Los cabezales de las tuberías de revestimiento forman parte de la instalación permanente del pozo, se usan para anclar y sellar alrededor de la siguiente tubería de revestimiento, que por diseño puede ser roscable, de bridas, y formará la conexión ideal para el siguiente cabezal o para el conjunto de preventores utilizados temporalmente. Sus salidas laterales pueden ser utilizadas para instalar conexiones secundarias de control del pozo. Por sus funciones que desempeñan y su capacidad de trabajo, las compañías fabricantes proveen diseños para trabajar ante un posible control de pozo. Para prevenir fallas por fugas en el cabezal de TR, se requiere de efectuar una prueba hidrostática. Como lo establecen las Normas API-6A y RP 53 del Instituto Americano del Petróleo.

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Si la presión que se registra en la tubería de perforación está cercana a la presión de bombeo, deberá:

9. FALLA EN COMPONENTES DEL EQUIPO SUPERFICIAL

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Normalmente la presión superficial en la tubería de revestimiento es mayor que la tubería de perforación; pero también es posible registrar altas presiones en esta tubería, como resultado de que grandes cantidades de gas o fluido invasor fluyan por su interior antes de cerrar el pozo. La manguera y la unión giratoria constituyen las partes más sensibles a la presión, con la sarta y todo el equipo superficial.

Por ser un fluido incomprensible, su volumen se mantiene constante a medida que se circula. Por lo tanto, la presión en la tubería de revestimiento también se mantiene constante, excepto si hay un cambio de geometría.

En la cabeza del pozo pueden estar instalados los siguientes componentes, conforme avanza la perforación del pozo. • • • •

Cabezal tipo tazón. Cabezal tipo carrete. Carrete - cabezal con cruce de presiones. Carrete compacto con tazones múltiples. • Cabezal de producción. • Carrete - colgador de TP.

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1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14.

Preparación para instalar válvula de contrapresión Conducto para válvula de tormenta Orificio para operar válvula de tormenta Carrete colgador de tp Tornillos candado (prisioneros o yugos) Colgador con empaque Extensión del colgador Salidas del cabezal de tp Sellos secundarios Carrete cabezal de tp Brida adaptadora Empaque del colgador de tr Colgador de tr Conexión de salida

Figura 1 Componentes de cabezales

1. A continuación se describe un conjunto de cabezales de tuberías de revestimiento y de producción, con las recomendaciones de los posibles puntos de falla que pudieran presentarse y cómo resolverlos. Al inspeccionar los cabezales, por lo general todos tienen similares características de dise-

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ño, como son: las conexiones superior e inferior. Respecto a sus conexiones, éstas pueden ser puntos de falla, por acumulamiento de esfuerzos de cargas o vibración. Las conexiones pueden ser de brida o roscables. 2. Las salidas laterales de los cabezales deberán ser inspeccionadas con frecuencia antes del control de un pozo, principalmente en las superficies de sello del anillo; es decir, entre las bridas. También la vibración o cargas pesadas por conexiones pueden originar falla de sello con el anillo. 3. Comunicación entre dos tuberías de revestimiento a través del elemento sello del colgador. En algunos cabezales se puede activar el sello exterior de la boca de la TR, instalado en la cavidad inferior del cabezal, cuyo propósito es retener la presión proveniente de la TR interna. Para proteger la cavidad interna de los cabezales, la mayoría de los fabricantes proporcionan un buje que protege esta cavidad contra el rozamiento. Los equipos que están desalineados respecto al centro del pozo pueden causar serios problemas de desgaste interno al cabezal, la tubería de revestimiento y preventores. 4. Los prisioneros de la bola colgadora tienen su respectivo empaque y tuerca prensa-empaque cada uno. Estos empaques en el cabezal de la tubería de producción deberán estar activados por su tuerca respectiva. Si alguno de estos empaques no está activado, será punto de falla al ser sometido a presión. 5. Las válvulas que están instaladas en las salidas laterales, también pueden ser puntos de falla en el conjunto del cabezal de tuberías de revestimiento por las siguientes causas:


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• Operación incorrecta de cierre de válvula. Se debe apegar al procedimiento de cierre recomendado por el fabricante. • Dificultad en el cierre total por acumulamiento de cemento o material pesado del lodo en su cavidad interna. • Operación anormal de cierre y apertura de la válvula por carecer del volante apropiado para su operación.

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Fundamental TOMO I

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