Manual Control de Pozos

MANUAL DE CONTROL DE POZOS

Control de pozos Well Control MANUAL DEL ALUMNO

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Índice

Contenido del Manual 1 2 3 4 5 6

Conceptos básicos Surgencias de presión 25-40 7-24

Detección Teoría de Procedimientos de surgencias surgencias 63-78 41-52 53-62

Principios básicos de control de pozos 79-102

7 8 9 10 11 12

Métodos de Complicaciones Fluidos Equipamiento Operación de control de pozos 179-198 199-214 de superficie reacondicionamiento 103-178 215-246 de pozos (reparación, workover) 247-268

13 A G

Bajada/sacada ANEXO de tubería Ejercicios de bajo presión simulación 283-294 295-316

GLOSARIO de términos 317-352

Equipamiento del pozo y del subsuelo 269-282

Cap. 1

8 Conceptos Básicos de Presión

Presión Presión por definición es la fuerza por unidad de área que ejerce un fluido (psi). En la industria petrolera se manejan diferentes tipos de presión, así como: Presión de formación (PFm), Presión hidrostática (PH), Presión de fricción (PDFr) y Presión de fractura (PDF). C APÍTULO 1

1-2

El entendimiento de las presiones y sus interrelaciones es un factor importante para Presión (Fuerza) P RINCIPIOScontrol D E L A P RESIÓN resolver problemas de pozos. Todas las personas involucradas en la perforación G RADIENTE DE P RESIÓN de pozos petroleros, desde el operador hasPara encontrar gradiente de presión deben de un fluido, multiplique la densidad del fluido por 0.052; ta los ayudantes de elperforación, eso en el sistema métrico, por 0.0000981. Gradientesobre de Presiónlas = Densidad del fluido x Factor de Conversión tar informados presiones. Cuando Por tanto el gradiente de presión de un fluido de 10.3 ppg (1234 kg/m³) puede ser calculada se excedenmultiplicando ciertos ellímites deporpresión, las peso del fluido el factor de conversión. consecuencias pueden ser =desastrosas: reGradiente de Presión Densidad del Fluido x Factor de Conversión = 10.3 ppg × 0.052 ventones, muertes, etc. psi/ pie

¿Que es la presión? 1-3

Para calcular la presión en el fondo de un pozo utilice la profundidad vertical

ppg

= 0.5356 psi/pie

Presión (Fuerza)

Fluido

Gradiente de Presiónbar/m = Densidad del fluido kg/m³ x Factor de conversión

Presión de fluido

= 1234 kg/m³ x 0.0000981 = 0.1211 bar/m

EJEMPLO 1 Fluido es toda sustancia que tiene la capaci¿Cuál es el gradiente de presión de un fluido con una densidad de 12.3 ppg (1474 kg/m )? dad de fluir. Los líquidos, como el agua y el = Densidad del Fluido x Factor de Conversión petróleo, así Gradiente como deelPresión gas se asocian inmedia= 12.3 X 0.052 = 0.6396 tamente con la condición de “fluido”.

Presión

³

psi/ pie

ppg

psi/pie

Gradiente de Presiónbar/m

• Presión

= Densidad del fluidokg/m³ x Factor de conversión = 1474kg/m³ x 0.0000981

Para nuestros propósitos, =los fluidos que 0.1446 consideraremos serán los relacionados norPROBLEMA 1A malmente con industria petrolera, a menos ¿Cuálla es el gradiente de presión de un fluido que pesa 9.5 ppg (1138 kg/m )? que se indique otra cosa. Estos fluidos son el psi/pie = tales como agua, petróleo, elGradiente gas, dey Presión líquidos Densidad del fluidoppg X Factor de conversión fluidos de terminación, agua salada, lodos, Gradiente de Presiónbar/m = fluidos de empaque, etc. Densidad del fluido kg/m³ X Factor de conversión bar/m

³

PROBLEMA 1B

Los fluidos ejercen presión. Estadepresión espesael ¿Cuál es el gradiente de presión un fluido que 8.33 ppg (998 kg/m )? resultado de la densidad, o peso del fluido y la altura vertical de la columna del fluido. La densidad de un fluido, en la industria petrolera se mide en libras por galón (lpg; pounds per gallon; ppg), (gramo por litro, g/l). Un ³

Si un fluido que pesa una libra por galón, el peso de una pulgada cuadrada y un pie de largo es 0.052 libras

Presión: 1:La fuerza por unidad de área que es ejercida sobre una

casi todo se torna fluido. Bajo ciertas condiciones la sal o las rocas se tornan fluidos. Para nuestros Si un fluido propósitos, los fluidos que consideraremos son que pesa aquellos normalmente asociados con launa industria libra del petróleo, tales como el petróleo, el gas, agua, porelgalón, los fluidos de perforación, los fluidos 1' deelempaque, peso de las salmueras, los fluidos de terminación,una etc.pulgada cuadrada Los fluidos ejercen presión. Esta presión es el y un pie de resultado de la densidad del fluido y la altura de largo es 1' es normalmente la columna de fluido. La densidad 0.052 libras medida en libras por galón (ppg) o kilogramos por 1' metro cúbico (kg/m³). Un fluido pesado ejerce más presión porque su densidad • Derivación 0,052 es mayor. La fuerza o presión que un fluido ejerce en cualquier punto dado es normalmente medida en libras por pulgada cuadrada (psi) o en el sistema métrico, bar. Para averiguar cuanta presión ejerce un fluido de una densidad dada por cada unidad de

F ACTOR DE C ONVERSIÓN D ENSIDAD fluidoDE pesado ejercerá mayor presión debido a su alta densidad.

El factor de conversión usado para convertir la densidad en gradiente en el sistema inglés es 0.052. La se mide eneslibras por pulgada Enfuerza el sistema métrico, 0.0000981. Recuerdecuaque drada (lbs/plg2) (pounds per square inch, la definición de gradiente de presión es el aumento de presión por unidad decuánta profundidad debido psi) (bar). Para calcular presión ejer-a su densidad. Para nuestro texto, nosotros usaremos ce un fluido de una determinada densidad, libras por galón (ppg) para medir la densidad y pies se utiliza el gradiente de presión. Este, en (pie) para las medidas de profundidad en el sistema general, se expresa como la fuerza que ejerce inglés y kilogramos por metro cúbico (el kg/m³) elpara fluido por pie deyaltura, y separa mide psi/ medir densidad metros (m) lasen medidas pie (libras porenpulgada de profundidad el sistemacuadrada métrico. por pie) La manera como 0.052 se deriva es usando un pie cúbico (un pie de ancho por un pie de largo por un pie de alto). Se necesita aproximadamente 7.48 galones para llenar ese cubo con fluido. Si el fluido

(bar/10 m). Para expresar el gradiente de presión en psi/pie, se debe convertir la densidad del fluido de libras por galón (lpg; ppg) a psi/pie (para bar/10m, g/l a bar/10m).

Factor de conversión 0,052 (0,0000981) 0,052 (0,0000981) es un factor de conversión que convierte la densidad de un fluido en un gradiente de presión. El gradiente de presión es el aumento de presión por unidad de profundidad (psi/pie; psi/ft). La densidad del fluido de perforación (lodo) se mide en libras por galón (lpg; ppg) y la profundidad en pies (pie; ft) La cifra 0,052 se obtiene usando un cubo 1 pie por lado ( 1pie cuadrado en la base, por 1 pie de alto). Para llenar el cubo serán necesarios 7,48 galones. Si la densidad del fluido es de 1 lpg (ppg), el peso total del cubo será de 7,48 libras, o mas exacto 7,48 libras por pie cúbico (lbs/ft3).

En 1 pie cuadrado hay 144 pulgadas cuadradas, por lo que también, habrá 144 pulgadas por un 1 pie de longitud, en 1 pie cúbico. El peso de 1 pulgada cuadrada de 1 pie de longitud se puede calcular dividiendo el peso total del cubo (7,48 lbs) entre 144.

7,48 ÷ 144 = 0,051944 (0,052) De esta manera se obtiene el Factor de conversión 0,052.

Gradiente de presión Si el fluido pesa más de 1 ppg (120 g/l), lo único que hay que hacer para determinar el gradiente de presión es multiplicar la densidad del fluido (lodo) por 0,052 psi/pie (0,0000981). Por lo tanto, si la densidad del fluido es de 10,3 ppg., pesará 10,3 veces más que el factor de conversión para un fluido de 1 ppg. El fluido de 10,3 ppg nos dará un gradiente de presión 10,3 veces mayor que 0,052, por lo tanto, 10,3 veces 0,052 es igual a 0,535 psi/pie.

GRADIENTE DE PRESION , psi/pie GRADIENTE DE PRESION, psi/pie GRADIENTE DE PRESION, psi/pie

= = =

DENSIDAD DE LODO, lpg x FACTOR DE CONVERSION 10,3 lpg X 0,052 0,535 psi/pie

Gradiente de Presión bar/m

= = =

Densidad del lodo g/l X Factor de conversión 1234,2 g/l X 0,0000981 0,1211 bar/m

Ejemplo Calcular el gradiente de presión de un fluido con una densidad (MW; DDL) de 11,3 ppg (1356 g/l)

Cap. 1

Conceptos Básicos de Presión 9

Cap. 1


GRADIENTE DE PRESION, psi/pie GRADIENTE DE PRESION , psi/pie GRADIENTE DE PRESION , psi/pie

= = =

DENSIDAD DE LODO, lpg X FACTOR DE CONVERSION 11,3 X 0,052 0.588 PSI/PIE

GRADIENTE DE PRESION , bar/m GRADIENTE DE PRESION , bar/m GRADIENTE DE PRESION , bar/m

= = =

DENSIDAD DE LODO, g/l X Factor de Conversión 1356 X 0,0000981 0,1330 bar/m

• Problema 1 Calcular el gradiente de presión de un lodo con densidad de 9,5 ppg (1140 g/l)

GRADIENTE DE PRESION, psi/pie GRADIENTE DE PRESION, bar/m

= =

DENSIDAD DE LODO, lpg X Factor de Conversión DENSIDAD DE LODO, g/l X Factor de Conversión

• Problema 2 Calcular el gradiente de presión del agua dulce.

Profundidades PVV (TVD) y PM (MD) Conociendo la presión que se ejerce por pie, se pueden hacer los cálculos para obtener la presión hidrostática (PH) a una determi nada profundidad. Esto se consigue multiplicando el gradiente de presión (psi/pie) por el número de pies, correspondientes a la profundidad vertical. Para los fi nes de control de pozos es muy importante diferenciar la profundidad vertical (PVV; TVD) de la profundidad medida (PM; MD)

Todos los pozos tienen una profundidad vertical (PVV; TVD) y una profundidad medida (PM; MD) En la figura siguiente, puede observarse que la profundidad en línea recta hacia abajo (en la forma que atrae la gravedad) es la profundidad vertical 10.000, la línea negra representa la profundidad medida 10.100. Para calcular la presión en el fondo del pozo se utilizará la profundidad de 10.000 pies (3048 m), debido a que la gravedad actúa directamente hacia abajo a lo largo del pozo. La profundidad vertical (PVV; TVD) se usará para los cálculos de: Presión, gradientes y densidades.

Mientras que la profundidad medida (PM; MD) se usará para los cálculos de: Volumen, capacidad y desplazamiento.

Presión Hidrostática La presión hidrostática (PH) es la presión total del fluido en un punto dado del pozo. “Hidro” sign ifica fluido que ejerce presión como el agua, y “estática” significa que no está en movimiento. Por lo tanto, la presión hidrostática es la presión ejercida por una columna de fluido estacionaria (que no esta en movimiento). Recordemos que gradiente de presión se puede obtener multiplicando el factor de conversión (0,052) por la densidad del fluido (lodo) en libras por galón (lpg ). Para calcular la presión hidrostática (PH) del fluido en un punto dado:

• Profundidad PVV y PM

Presión Hidrostática psi

=

gradiente de presión psi/pie X Profundidad PIES, PVV (TVD )

Presión Hidrostática bar

=

Gradiente de presión bar/10m X Profundidad m PVV (TVD) / 10


=

PVV (TVD) ft X Factor de conversión X Densidad del lodo ppg


=

PVV m X Densidad del Fluido g/l X Factor de Conversión ,0000981

Ejemplo ¿Cuál será la presión hidrostática (PH) en un pozo, con densidad de lodo de 9,2 lpg (1104 g/l), la Profundidad Medida (PM, MD) de 6750 pies (2057 m), y la Profundidad Vertical verdadera (PVV, TVD) de 6130 pies (1868 m) ?

Cap. 1


Cap. 1


Las fórmulas para calcular la presión hidrostática con sus respectivos factores de conversión, son

PRESION HIDROSTATICA, PSI PRESION HIDROSTATICA, PSI PRESION HIDROSTATICA, PSI

= = =

Profundidad pies, PVV (TVD) X Factor de conversión X Densidad de lodo LPG

Presión Hidrostática bar Presión Hidrostática bar Presión Hidrostática bar

= = =

Profundidad m PVV (TVD) X Densidad de lodo g/l X Factor de Conversión

6130 X 0,052 X 9,2 2932 psi

1868 X 1104 X 0,0000981 201,9 bar

Estas ecuaciones sencillas constituyen la base para la comprensión de los principios fundamentales de la presión en un pozo. Para evitar que un pozo fluya, la presión en el mismo debe ser por lo menos igual a la presión de la formación.

Presiones Manométricas y Atmosférica Un manómetro ubicado en el fondo de una columna de fluido, registra la presión hidrostática de esa columna e incluye, además, la lectura de la presión atmosférica que se ejerce sobre esa columna. Esa presión, normalmente considerada de 14,7 psi (1 bar) (15 psi [1,03 bar]), varía de acuerdo a las condiciones climáticas y la elevación. Si el manómetro tiene una escala en psig, incluye la columna atmosférica sobre la misma.

Pero si el manómetro registra en psig (bar, abs), entonces esta calibrada para descontar la presión atmosférica sobre la columna

Tubo en “U” Por lo general en el pozo, se tiene fluido tanto dentro de la tubería de perforación (TP; DP), como en el espacio anular. La presión atmosférica puede omitirse, ya que es la misma para ambas columnas. En realidad, existe una analogía de tubo en “U”, tal como se muestra en la Figura Analogia Tubo en U, con el espacio anular en un lateral derecho y la columna de la tubería (TP; DP), en el otro. En caso que hubiera 10 ppg (1198 g/l) de fluido en la columna de la tubería (TP; DP) y 10,2 ppg (1222 g/l) de fluido en el anular, la presión diferencial se puede calcular a través de una resta.

Presión Hidrostática en Tubería Presión Hidrostática en Tubería Presión Hidrostática en anular Presión Hidrostática en anular

= = = =

10.000 PVV;pies X 0,052 X 10lpg 5200 psi 10.000 PVV; pies X 0,052 X 10.2 lpg 5304 psi

Presión Hidrostática en Tubería Presión Hidrostática en Tubería Presión Hidrostática en Anular Presión Hidrostática en Anular

= = = =

1198 X 3048 X 0,000981 358,4 bar 1222 X 3048 X 0,000981 365,4 bar

• Problema 1 Calcular la presión hidrostática (PH) de un pozo

con densidad de lodo es de 9,7 lpg (1162 g/l), la PM (MD) es de 5570 pies (1698 m) y la PVV (TVD) es de 5420 pies (1652 m).


=

Profundidad PIES, PVV (TVD) X Factor de conversión X Densidad de lodo LPG ppg


=

Profundidad m PVV (TVD) X Densidad de lodo g/l X Factor de Conversión

• Problema 2 Calcular la presión hidrostática (PH) de un pozo a los 4300 pies (1310 m). La

densidad del lodo es de 16,7 lpg (2001 g/l), la PM (MD) es de 14.980 pies (4566 m) y la PVV (TVD) es de 13.700 pies (4176 m).


=

Profundidad pies, PVV (TVD) X Factor de Conversión X Densidad de lodo LPG


=

Profundidad pies, PVV (TVD) X Factor de Conversión X Densidad de lodo LPG

La presión diferencial tratará de desplazar el fluido desde el anular hacia la columna de la tubería = 5304 psi - 5200 psi = 104 psi [365 bar - 358 bar = 7 bar]. El fluido del pozo intentará circular hacia la tubería, originando que el fluido salga a la superficie, mientras que el nivel del fluido en el anular decrece. De este modo, las dos presiones quedarán equilibradas. La “caída” del nivel de fluido en el anular se calcula a través de la fórmula de presión hidrostática, utilizando 104 psi (7 bar). Por lo tanto, Pies = 104 psi / 0,052 /10,2 ppg lo que equivale a una caída de 196 pies [m= 7 bar / 0,0000981/ 1222 = 59,8 m]. Cuando hay diferencias en las presiones hidrostáticas, el fluido va a intentar alcanzar un punto de “equilibrio”. Este fenómeno se

• Analogía de Tubo en “U” denomina efecto de tubo en “U” y ayuda a entender por qué suele haber flujo desde la tubería al realizar las conexiones.

Cap. 1


Porosidad y permeabilidad La porosidad y la permeabilidad de las rocas, junto a las presiones de formación, son muy importantes para el entendimiento de control de pozos. La porosidad es una medida de los intersticios en una roca, en las que el petróleo, el gas o el agua pueden alojarse. Aunque a primera vista las rocas tienen una apariencia masiva, con ayuda de un microscopio se puede observar la existencia de pequeños espacios llamados poros. Por lo tanto, se dice que una roca con poros tiene porosidad. Otra característica de los reservorios es que deben ser permeables, es decir, que los poros de la roca deben estar i nterconectados, de manera tal que los hidrocarburos o líquidos puedan fluir de un poro a otro. Si los líquidos o hidrocarburos no puedan fluir o circular de un poro a otro, quedarán atrapados en su lugar y no podrán circular hacia el pozo.

Presión de formación La presión de formación es la ejercida por el contenido de líquido o gas en los espacios porales de la formación. Esa presión puede ser afectada por el peso de la sobrecarga (Fuerza lito-estática) por encima de la formación, que ejerce presión tanto sobre los fluidos porales como sobre los granos (matriz). Los granos son el elemento sólido o “material rocoso” y los poros son los espacios entre los granos. Si los fluidos porales tienen libertad de movimiento y pueden librarse, los granos pierden parte de su soporte, y se conjuncionan entre ellos. Este proceso se denomina compactación. Las clasificaciones de la presión de formación se relacionan con la presión de los poros de la roca de la formación y la densidad del fluido nativo contenido en los espacios porales. El gradiente de sobrecarga es el cambio de presión por pie de profundidad, causado por la combinación de peso de la roca (matriz) además del fluido o gas contenido en la misma.

1000 Profundidad (pie)

Cap. 1


2000 3000 Anormal

4000 5000

Subnormal

Normal

1000 2000 3000 4000 Presión (psi/pie)

• Presiones de formación

Presión de Fractura La presión de fractura es la cantidad de presión que se necesita para deformar de modo permanente (fallar o agrietar) la estructura rocosa de la formación. Superar la presión de la formación o la perdida de un bajo caudal a la formación, no es suficiente para causar una fractura, si el fluido poral tiene libertad de movimiento. En cambio, si el fluido poral no puede desplazarse o acomodarse, si puede ocurrir una fractura o deformación permanente de la formación. La presión de fractura se puede expresar como un gradiente de presión (psi/ft) [bar/10m], como densidad equivalente de presión (ppg) [g/l] o por la presión de superficie calculada (psi) [bar].

• Porosidad y permeabilidad de las rocas

Los gradientes de fractura, por lo general, aumentan con la profundidad, principalmente debido al aumento de la presión por sobrecarga. Las formaciones profundas y altamente compactadas pueden requerir

Pruebas de Integridad de Formación La resistencia e i ntegridad de una formación se puede determi nar a través de una Prueba de Admisión (Pérdida, fuga) (LOT) o de una Prueba de Presión de Integridad (PIT). Cualquiera sea la denomi nación, se trata de un método que se utiliza para estimar la presión y/o la densidad equivalente del fluido que puede soportar la zona por debajo del revestidor (casi ng). Para llevar a cabo cualquiera de estas pruebas, se deben tener en cuenta ciertas consideraciones. El fluido a circular en el pozo debe estar limpio para asegurar que posee una densidad adecuada conocida y homogénea. La bomba a utilizar debe ser de alta presión y de bajo volumen, comúnmente conocida como bomba de pruebas o de cementación. Las bombas del equipo se pueden utilizar siempre que el equipo tenga accionamiento eléctrico de las bombas de lodo y éstas puedan funcionar a regímenes de bombeo muy bajas. En caso que fuera necesario utilizar una bomba de equipo y no se la pudiera accionar a poca velocidad, entonces se debe modificar la técnica de admisión. Una buena manera consistiría en elaborar un gráfico de presión versus tiempo o volumen para todas las pruebas de admisión, tal como se muestra en las figuras que aparecen a continuación:

1000

800

Presión (psi)

presiones de fractura muy elevadas para superar la presión existente de formación y la resistencia estructural de la roca. Formaciones poco compactadas, tales como las que se encuentran justo debajo de aguas profundas, pueden fracturar a gradientes bajos. La presión de fractura, a una profundidad determinada, pueden variar en forma considerable como resultado de la geología del área.

Cap. 1


600

Incremento Cierre Presión de admisión

400

200

0 0.00

1.20

2.40 3.60 Volumen (bbl)

4.80

6.00

• LOT

Prueba de Admisión (Leak Off Test, Pérdida) Existen diferentes maneras de realizar una prueba de admisión (LOT).

Técnica de Admisión 1 Se aplica presión al pozo en incrementos de 100 psi (6,9 bar) o se bombea fluido hacia el pozo en volúmenes aproximados a medio barril (0,08 m3). Después de cada incremento de presión, la bomba se detiene y la presión se mantiene por lo menos durante 5 minutos. Si se logra mantener esa presión, se hace la prueba del siguiente incremento. Si la presión no se mantiene, se presuriza nuevamente el pozo. La prueba se considera completada cuando no se logra mantener la presión después de varios intentos o resulta imposible aumentarla.

Técnica de Admisión 2 Se abre el estrangulador del múltiple (manifold) y se comienza a operar la bomba regulando en vacío sin presión. El estrangulador se cierra para aumentar la presión en incrementos de 100 psi (6,9 bar). En cada intervalo de presión, se controla el volumen del fluido en los tanques hasta estar seguro de que la formación no admite fluido. La prueba se considera completa cuando se alcanza una presión en la que la formación comienza a admitir fluido en forma continua. En cada incremento de presión, se pierde algo de fluido. Si se aplica esta técnica, se debe utilizar un tanque pequeño como para no forzar grandes cantidades de fluido dentro de la formación. La pérdida de presión por fricción, que se tiene al aplicar esta técnica, agrega una cantidad de presión “invisible” sobre la formación, lo

Cap. 1


que dará resultados ligeramente diferentes (presiones más bajas de fractura) en relación a los que se obtengan de la aplicación de la técnica 1.

Densidad de Integridad Estimada y Presión de Integridad

Prueba de presión de integridad

Se trata de la fuerza total aplicada contra la formación que ocasiona la admisión o el daño.

Una prueba de presión de integridad (PIT) se realiza cuando es inaceptable generar una fractura o un daño a la formación. Al realizar esta prueba, el pozo se presuriza hasta un nivel de presión predeterminado o hasta una determinada densidad de lodo. Si esa presión se mantiene, la prueba se considera conclusiva. Ambas pruebas (PIT, LOT) tienen puntos a favor y en contra. En el caso de PIT, la formación no es fracturada, pero no se determina la presión máxima antes de que la formación comience a aceptar fluido. En el caso de (LOT), se determina la presión que se requiere para que la formación comience a aceptar fluido, pero en este caso existe el riesgo de fracturar la formación. Ambas pruebas tienen sus aplicaciones.

Por lo general, se trata de la combinación de la presión hidrostática de un fluido (lodo) y de una fuerza adicional, tal como la presión de bombeo en una prueba de admisión. La fuerza aplicada aumenta la presión total contra la formación. De acuerdo con la información obtenida de la prueba, se realizan cálculos para obtener una estimación de la densidad de fluido de integridad. Esta es la fuerza total representada como densidad del fluido, por sobre la cual puede ocurrir la admisión o el daño a la formación. Para obtener la densidad estimada de integridad, se deben realizar los siguientes cálculos:

Densidad de integridad estimada. ppg =

(Pres. de prueba psi ÷ 0,052 ÷Prof. de prueba PIES, PVV) + Dens. de lodo de prueba ppg

Densidad de integridad estimada.g/l =

(Pres. de prueba bar÷0,0000981÷Prof. de prueba m, PVV) + Dens. del lodo de prueba g/l

La presión aplicada o presión de prueba en superficie, en control de pozos se conoce, también, como Máxima presión admisible en superficie (MASP). Rara vez se utiliza la densidad de fluido de “prueba” en todo el pozo. Es posible que se requieran aumentos o reducciones de la den-

sidad. Si hay una variación en la densidad, se puede hacer una estimación de la presión de superficie que podría ocasionar daños a la formación, siempre que la densidad de la columna de fluido en la formación en cuestión sea homogénea. Para calcular la presión de integridad estimada (MASP) de superficie con una densidad de fluido diferente:

Cap. 1


Presión de Integridad Estimada, psi =

(Densidad de Integridad Estimada, ppg - Densidad Actual de Lodo,ppg) X 0,052 X Profundidad de Prueba , pies PVV

Pres. de Int Est.psi

(Dens. de Fluido de int. est.g/l - Dens Actual del lodog/l) X Prof. del prueba m, PVV X 0,0000981

=

Ejemplo Resolver las siguientes ecuaciones para calcular la Densidad de Integridad Estimada y la Presión de Integridad Estimada, que podría causar daños con una densidad de fluido diferente, utilizando la siguiente información:

Profundidad total (PT; TD) Zapato del revestidor (Casing) Presión de prueba (admisión) Densidad de prueba (adm.) Densidad actual del lodo

= = = = =

11.226 pies 5.821 pies PVV 1.250 psi 9,6 pp 10,1 ppg

= = = = =

3421m 1774 m PVV 86 bar 1150 g/l 1210 g/l

Primero, calcular la densidad de integridad estimada, por encima de la cual se puede dañar la formación.

Densidad de Integridad Estimada, ppg Densidad de Integridad Estimada, ppg Densidad de Integridad Estimada, ppg Densidad de Integridad Estimada, ppg

= = = =

Densidad de Integridad Estimada, g/l = Densidad de Integridad Estimada, g/l = Densidad de Integridad Estimada, g/l = Densidad de Integridad Estimada, g/l =

(Pres. de pruebapsi ÷ 0,052 ÷Prof. de prueba pies, PVV ) + Dens. de lodo de prueba ppg (1250 ÷ 0,052 ÷ 5821) + 9,6 4,1 + 9,6 13,7 ppg

(Pres. de prueba bar÷0,0000981÷Prof. de prueba m, PVV ) + Dens. de lodo de pruebag/l (86÷0,0000981÷1774) + 1150 494 + 1150 1644 g/l

En este ejemplo, la densidad actual del lodo es mayor que la densidad del lodo de prueba, por lo que se deben realizar los cálculos de la presión de integridad estimada con el peso de lodo actual.

Cap. 1


Presión de Integridad Estimada, psi Presión de Integridad Estimada, psi Presión de Integridad Estimada, psi

= = =

(Dens. de Int. Est. ppg - Dens Act. de lodo ppg ) X 0.052 X Prof . de prueba ft, PVV (13,7 - 10,1) X 0,052 X 5821 1089 psi

Presión de Integridad Estimada, bar Presión de Integridad Estimada, bar Presión de Integridad Estimada, bar

= = =

(Dens. de Int. Est. g/l - Dens Actual de lodog/l ) X PROF. DE PRUEBA, m, PVV X 0,0000981 (1644 g/l - 1210g/l) X 1774 X 0,0000981 75 bar

• Problema ¿Cuál será la densidad de integridad estimada y la presión de integridad estimada que puede causar daños a la formación en un pozo con las siguientes características?

Profundidad total (PT;TD) PVV (TVD) ZAPATO. Revestidor (Csg) Presión de prueba (adm.) Densidad de lodo prueba (adm.) DENSIDAD DE LODO ACTUAL

= = = = =

12.000 PIES PM; 10.980 PIES PVV 8672 PIES (PVV) 1,575 psi 11,1 LPG 11,6 LPG

= = = = =

3658 m PM, 3346 m PVV 2643 m 108,6 bar 1330 g/l 1390 g/l

Calcular la densidad de integridad estimada:

Densidad de integridad estimada LPG

=

(Pres.de Prueba. psi÷0,052÷Profundidad de Prueba, pies)+ Densidad de Lodo de Prueba, ppg + Dens. de lodo de prueba LPG

Densidad de integridad estimada g/l = (Pres.de Prueba,bar÷0,0000981÷Prof. de Prueba, m PVV) + Dens. de lodo de prueba g/l

Luego calcule la presión de integridad estimada actual (MASP):

Presión de Integridad Estimada, psi

=

(Dens. de Int. Est. lpg - Dens Actual de lodo lpg ) X 0,052 X Prof.de Prueba, pies PVV

Pres. Int. Est.bar

=

(Dens. de Int. Est.g/l - Dens Actual de lodog/l ) X Prof. de prueba m, PVV X 0,0000981

Densidad de Lodo Equivalente La zona que está por debajo del zapato del revestidor (casing) no siempre es el punto más débil. A menudo, y por esa razón, se debe hacer un ensayo en otra zona con una densidad de lodo equivalente predeterminada. Si se va hacer una prueba de la for-

mación, o si se le va a aplicar una presión predeterminada o una densidad de lodo equivalente (DLEq, o EMW), se debe utilizar la siguiente fórmula para determinar la presión a aplicar. Para determinar el valor de la presión de prueba que se requiere para probar la formación con una densidad de lodo equivalente predeterminada (EMW):

Presión de Prueba psi

=

(Densidad de Lodo Equivalente, ppg - Densidad del lodo Actual LPG ) X 0,052 X Profundidad de Prueba, pies

=

(Densidad de Lodo Equivalente, g/l - Densidad de lodo Actual g/l ) X Profundidad de Prueba, m X 0,0000981

Presión de Prueba bar

Cap. 1


Ejemplo ¿Que presión de prueba se deberá usar para probar una formación con una densidad de lodo equivalente de 13,4 ppg (1606 g/l)?

Profundidad Medida (PM, MD) Profundidad Vertical Verdadera (PVV, TVD) DENSIDAD DE LODO ACTUAL

= = =

5890 pies (1795 m) 5745 pies (1751 m) 9,1 ppg (1092 g/l)

PRESION DE PRUEBA , psi PRESION DE PRUEBA, psi PRESION DE PRUEBA, psi PRESION DE PRUEBA, psi

= = = =

(Densidad de Lodo Equivalente, lpg - Densidad de Lodo Actual, lpg) x 0,052 x Profundidad de Prueba, pies (13,4 - 9,1) X 0,052 X 5745 4,3 X 0,052 X 5745 1285 psi

PRESION DE PRUEBA , bar PRESION DE PRUEBA, bar PRESION DE PRUEBA, bar

= = =

(Densidad de Lodo Equivalente, g/l - Densidad de Lodo Actual g/l) x Profundidad de Prueba , m x 0,0000981 (1606 - 1092) X 1751 X 0,0000981 98,6 bar

Cap. 1


• Problema ¿Cuánta Presión se deberá usar para probar una formación con una densidad de lodo equivalente de 14,3 lpg (1716 g/l)?

PROFUNDIDAD MEDIDA (PM, MD) PROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA (PVV, TVD) DENSIDAD DE LODO ACTUAL

= = =

7590 pies (2313 m) 7450 pies (2270 m) 8,9 lpg (1068 g/l)

Presión de prueba psi = (DENSIDAD DE LODO EQUIVALENTE, lpg - DENSIDAD DE LODO ACTUAL , lpg) x 0,052 x PROFUNDIDAD DE PRUEBA , pies

La densidad de lodo equivalente es también la suma de todas las presiones (hidrostática, de estrangulador o contrapresión, presión aplicada, presión de compresión (surgencia), pérdidas de presión de circulación,

etc.) a una profundidad o en una zona dada, y se expresa como una densidad de lodo. Si se conocen estas presiones, o si se las puede estimar, la Densidad de Lodo Equivalente puede calcularse de la siguiente manera:

DENSIDAD DE LODO EQUIVALENTE, lpg =(Presión psi ÷0,052 ÷ Profundidad de Interés pies, TVD ) + Densidad de Fluido Actual lpg

DENSIDAD DE LODO EQUIVALENTE , g/l = (Presión bar ÷Profundidad de Interés m, PVV ÷0,0000981) + Densidad de Fluido Actual g/l

Ejemplo ¿Cuál es la Densidad de Lodo Equivalente en una zona dada cuando se cierra un pozo con los siguientes datos?

PROFUNDIDAD MEDIDA DE LA ZONA (PM, MD) PROFUNDIDAD VERTICAL DE LA ZONA (PVV, TVD) DENSIDAD DE LODO ACTUAL PRESION DE CIERRE EN REVESTIMIENTO (SICP)

= = = =

120 pies, 3005 pies, 8,8 lpg; 375 psi,

DENSIDAD DE LODO EQUIVALENTE , lpg DENSIDAD DE LODO EQUIVALENTE , lpg

= =

(375 ÷ 0.052÷3005) + 8,8 11,2 lpg

=

(Presión bar÷Profundidad de Interés m, TVD ÷0,0000981) + Densidad de Fluido Actual g/l (25,8 ÷915 ÷0,0000981) + 1054 1342 g/l

DENSIDAD DE LODO EQUIVALENTE, g/l DENSIDAD DE LODO EQUIVALENTE, g/l DENSIDAD DE LODO EQUIVALENTE, g/l

= =

= = = =

950 m ; 915 m 1054 g/l 25,8 bar

Cap. 1


• Problema C APÍTULO 1

¿Cuál es la Densidad 1-16 de Lodo Equivalente en la zona dada si las presiones de estranlas líneas de superficie, hacia abajo por la columna gulador y de fricción estimadas son de 730 D psi bar) en-total? PÉRDIDA E P(50,33 RESIÓN POR FRICC de tubería y hacia IÓN/PRESIÓN DE CIRCULACIÓN arriba por el espacio anular. La presión en la

bomba es en realidad, la cantidad de fricción que se debe superar para mover el fluido por el pozo a un determinado caudal. La mayor parte de la pérdida de presión ocurre en la columna de tubería y en las restricciones tales como las boquillas del trépano(1). Las pérdidas de presión también ocurren en otras un fluido, aun para caminar. La cantidad de fricción partes del sistema de circulación, tales como que está presente para ser superada depende de cuando se ajusta el estrangulador para mantener muchos factores, tales como la densidad o peso, tipo contrapresión en el casing durante las operaciones y rugosidad de las dos superficies en contacto, área de control de pozo. Cuando el fluido retorna de las superficies, propiedades térmicas y eléctricas finalmente a los tanques,de se Interés encuentra pies, a presión y velocidad DENSIDAD DE LODO EQUIVALENTE , lpgde las superficies, = y la dirección (Presión psi de ÷ 0,052 ÷ Profundidad TVD ) + Densidad de Fluido Actual lpg atmosférica, o casi cero. los objetos. Cuando se está circulando el pozo, la presión La cantidad de fuerza que se utiliza para en el fondo del pozo se aumenta en función de superar la fricción es denominada como perdida Presión de Fondo la fricción que se necesita superar en el anular. por fricción y puede medirse de varias maneras. de Pozo: Cuando las bombas están paradas, la presión en el Algunas de ellas son el torque, el arrastre (amperios, 1:La presión pozo se reduce porque no hay fuerza de fricción pies-libras, [Kg.-m], Potencia HP [CV], ejercida por una , g/l DENSIDAD DE LODO EQUIVALENTE = Caballos (PRESION, bar÷PROFUNDIDAD DE INTERES, m TVD÷0,0000981 ) + DENSIDAD DE FLUIDO a ser superada. etc.) y y la fuerza para mover el fluido (psi o bar). Se columna de fluido ACTUAL g/l)Actual g/l en el pozo. pueden perder miles de psi (bar) de presión en el 2: Presión de la sistema de los pozos mientras se bombea fluido por

La fricción la resistencia al movimiento. PROFUNDIDAD MEDIDA DE LA ZONA (PM,es MD) = Es aplicar una fuerza, o presión, para superar PROFUNDIDAD VERTICAL DE LAnecesario (PVV, = laZONA fricción para moverTVD) cualquier cosa. La fricción DENSIDAD DEL FLUIDO ACTUAL debe ser superada para levantar una tubería, mover =

7320 pies, 2231 m; 6985 pies, 2129 m 13,8 lpg, 1654 g/l

formación a la profundidad de interés.

Pérdidas de presión y presión de circulación Fricción es, sencillamente, la resistencia al movimiento. Para superar la fricción y mover cualquier objeto es necesario aplicar fuerza o presión. Se debe superar la fricción para poder levantar tubería, para mover fluido, y hasta para caminar. La cantidad de fricción presente, y la cantidad de fricción que se debe superar dependen de muchos factores, tales como: densidad o peso, tipo y rugosidad de las dos superficies en contacto, área de superficie, propiedades térmicas y eléctricas de las superficies, y la dirección y velocidad de los objetos. La cantidad de fuerza que se utiliza para superar la fricción se denomina pérdida por fricción, y se la puede medir de muchas formas. Algunas de ellas son: resistencia a la rotación (torque) y el arrastre (drag) (amperios, pies-libras (kg x m), HP (CV), etc.), y la fuerza necesaria para mover fluido (psi [bar]). Se pueden perder miles de psi (centenares de bar) de presión (Figura 8) en el sistema de circulación de los pozos mientras

Tubo Vertical 2950

3000

Tubería de

Bomba

0

Flowline

Tanque Casing

Presión de Circulación

Trépano 900

• Pérdidas de Presión por Fricción se bombea fluido por las líneas de superficie, hacia abajo por la columna, y hacia arriba por el espacio anular. La presión de bombeo es, en realidad, la cantidad de fricción a superar para mover fluido por el pozo a un determinado caudal. La mayor parte de la pérdida de

Cap. 1


presión ocurre en la columna de tubería y a través de obstáculos tales como las boquillas (chorros, nozzles) del trépano (broca, mecha, bit). También hay pérdida de presión en otras partes del sistema de circulación, por ejemplo, cuando se utiliza el estrangulador para ejercer contrapresión en el anular durante operaciones de control de pozos. Cuando el fluido vuelve por fin a los tanques, lo hace a presión atmosférica, o casi cero.

Cuando se está circulando el pozo, se aumenta la presión de fondo de acuerdo a la fricción que se está superando en el espacio anular. Cuando las bombas están paradas, se reduce la presión del pozo, porque no se está superando ninguna fuerza de fricción.

lente de Circulación (DEC, ECD), y el valor total es el equivalente a la presión de fondo de pozo con la bomba en funcionamiento. Si la presión de una formación permeable está casi equilibrada con la DEC, el pozo puede comenzar a fluir cuando se pare la bomba.

Dado que la fricción agrega presión al pozo, aumenta en forma esencial la densidad efectiva. Esto se conoce como Densidad Equiva-

A continuación, en la tabla 1 hay algunos ejemplos de las DEC con diferentes diámetros de pozo.

Bingham Pérdida de Presión Anular lbs/gal YP ∆ ρ = ------------------------ lbs/gal 11.7 (DH – DE TP) Punto de fluencia lb/ 100 pies2 • Nomenclatura ∆P = Pérdida de Presión lbs/gal YP = Punto de Fluencia de lodo (Yield Point) DH = Diámetro de Pozo o de CSG, pulgadas DETP = Diámetro externo de tubería, pulgadas

Pozo BS pulg. pulg. 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30

12 1/4 5 9 7/8 5 3/4 8 4 1/2 7 7/8 4 1/2

0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.4

6

0.1 0.2 0.2 0.3 0.4 0.5 0.5 0.6 0.7 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 1.1

6 3 6 2 7/8

0.1 0.1 0.2 0.2 0.3 0.4 0.4 0.5 0.5 0.6 0.7 0.7 0.8 0.8 0.9 0.1 0.1 0.2 0.2 0.3 0.3 0.4 0.4 0.5 0.5 0.6 0.7 0.7 0.8 0.8

4

3/4 1/4

1/2 1/2

0.1 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.4 0.4 0.4 0.5 0.5 0.5 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.4 0.4 0.4 0.5 0.5 0.6 0.6 0.1 0.1 0.2 0.2 0.3 0.4 0.4 0.4 0.5 0.5 0.6 0.6 0.7 0.7 0.8

• Tabla 1 Fórmula de Bingham para Pérdida de Presión Anular

Presión de Compresión (SURGE) y de Pistoneo(SWAB) La presión total que actúa en un pozo se ve afectada cada vez que se saca o se baja tubería al pozo (maniobra, viaje, trip). Al sacar la herramienta se crea una “presión de pistoneo” (suabeo), la cual reduce la presión en el pozo. Este efecto ocurre porque el fluido del pozo no puede bajar con la misma velocidad con que las las tuberias están subiendo. Esto crea una “fuerza de succión” y reduce la presión por debajo de la columna. Se suele comparar a este efecto con el del émbolo de una jeringa, en la acción de “succionar” fluido de la formación al interior del pozo. Cuando se baja la tubería muy rápido, el fluido no tiene tiempo de “despejar el camino” e intenta comprimirse. Las presiones del fondo pueden llegar a alcanzar a veces el punto de pérdida o fractura de la formación. La presión de pistoneo (suabeo) y la de compresión son afectadas por las siguientes variables: 1. Velocidad de movimiento de la tubería 2. Espacio anular entre el pozo y tubería 3. Propiedades de lodo 4. Complicaciones que restringen el espacio anular entre el pozo y la tubería. Si bien a menudo es imposible evitar estas presiones, se las puede minimizar simplemente disminuyendo la velocidad de movimiento de la tuberia (sacando o bajando tuberia)

Márgenes de maniobra y seguridad A menos que haya un excedente de densidad de fluido que compense el efecto de

suabeo, puede entrar fluido de formación al pozo y originar un influjo (surgencia, amago, “kick”, aporte). Este excedente de densidad se conoce como “margen de maniobra” (trip margin) o de seguridad. El margen de maniobra (trip margin) es un incremento de la densidad estimada, en la densidad del lodo, previo a la maniobra, para compensar perdidas de circulación( DEC). Este margen de seguridad compensa también, las presiones de suabeo, cuando la tubería es retirada del pozo. La utilización de un margen de maniobra de lodo se debe realizar en forma cuidadosa, ya que si es muy grande puede generar una pérdida de circulación y, si es muy pequeño, no servirá para evitar un influjo. El margen depende del diámetro del pozo, de las condiciones, la velocidad de la sacada de tubería y de las propiedades del lodo.

Presión de fondo de pozo Las paredes del pozo están sujetas a presión. La presión hidrostática de la columna de fluido constituye la mayor parte de la presión, pero la que se requiere para hacer subir fluido por el espacio anular también incide en las paredes del pozo. Por lo general, esta presión no es mucha, y rara vez excede los 200 psi (13,8 bar). La contrapresión, o presiones ejercidas desde el estrangulador, aumentan la presión de fondo de pozo. Por lo tanto, la presión de fondo de pozo se puede estimar sumando todas las presiones conocidas que inciden dentro o sobre el lado anular (del casing). Acorde a la actividad en el pozo, la presión de fondo de pozo se determina de la siguiente manera:

Pozo estático Si no hay fluido en movimiento, el pozo está estático. La presión de fondo de pozo

Cap. 1


es igual a la presión hidrostática en el lado anular.

PRESION DE FONDO = PRESION HIDROSTATICA

Circulación Normal Durante la circulación, la presión de fondo de pozo es igual a la presión hidrostática en el lado anular, más la pérdida de presión por fricción en el espacio anular. PRESION DE FONDO = PRESION HIDROSTATICA + PERDIDAS ANULARES POR FRICCION

Circulación BOP Rotativa Cuando se circula con un cabezal rotatorio (BOP rotativa), la presión de fondo de pozo es igual a la presión hidrostática en el lado anular, más la pérdida de presión por fricción en el espacio anular, más la contrapresión del cabezal rotatorio (BOP rotativa)

PRESION DE FONDO DE POZO = PRESION HIDROSTATICA + PERDIDAS ANULARES POR FRICCION + CONTRAPRESION BOP ROTATIVO

Circulación de una surgencia al exterior del pozo La presión de fondo de pozo es igual a la presión hidrostática en el lado anular, más la pérdida de presión de fricción en el espacio anular, más la contra presión del estrangulador (casing). (Para operaciones submarinas, sumar la pérdida de presión de línea del estrangulador).

Cap. 1


PRESION DE FONDO = PRESION HIDROSTATICA + PERDIDAS ANULARES POR FRICCION + CONTRAPESION DEL ESTRANGULADOR

Presión diferencial La diferencia entre la presión de formación y la presión hidrostática de fondo de pozo es la presión diferencial. Esta se clasifica en sobre balanceada, subbalanceada y balanceada

Sobre Balanceada Esto significa que la presión hidrostática que se ejerce en el fondo de pozo, es mayor que la presión de la formación. PRESION HIDROSTATICA > PRESION DE FORMACION

Sub-balanceada (bajo balance) Esto significa que la presión hidrostática que se ejerce en el fondo de pozo es menor que la presión de la formación.

PRESION HIDROSTATICA < PRESION DE FORMACION

Balanceada Esto significa que la presión hidrostática que se ejerce en el fondo de pozo es igual a la presión de la formación. PRESION HIDROSTATICA = PRESION FORMACION

Resumen En el pozo se conocen dos presiones principales de oposición; una es la presión hidrostática (PH) de la columna de lodo, y la otra es la presión de la formación. Si se permite que una supere a la otra, puede ocurrir un influjo (surgencia, amago, fluencia) o sucitar pérdida de circulación. La presión hidrostática es una función de la densidad de lodo, por lo tanto debe ser monitoreada constantemente. Realizando cálculos óptimos y manejando de manera adecuada la ecuación de la presión hidrostática, va ser posible hacer pruebas de cementación, estimar la presión de integridad, programar densidades máximas de lodo y controlar incidentes de descontrol. Influjos y descontroles serán prevenidos por personal habilitado para trabajar rápida y decididamente bajo condiciones de stress. Es muy importante el entendimiento de los conceptos de presión y la habilidad de realizar cálculos precisos para solventar y prevenir descontroles.

Cap. 2

26 Surgencias

Surgencias Una surgencia (influjo, amago, aporte, fluencia, kick) se puede definir como una condición existente cuando la presión de formación excede la presión hidrostática ejercida por el fluido de perforación (lodo), permitiendo el ingreso del fluido de formación al pozo. Un influjo mal manejado puede derivar en un descontrol total del pozo (reventón, Blowout). Es razonable entonces que se utilicen todos los métodos posibles para detectar y prevenir los influjos.

• Tres formas de predecir presiones de formación

Predicción de Presiones de Formación La mejor forma de evitar un influjo es que el peso del fluido (lodo) sea suficientemente alto, para contrarrestar las presiones de formación, y suficientemente liviano para evitar que se pierda circulación o que se disminuya la velocidad de perforación. Existen diferentes formas de predecir la existencia de las presiones de formación y que son útiles para evitar influjos. Las siguientes tres fuentes de información sirven para predecir las presiones de formación: 1. Información geológica, sísmica e histórica 2. Indicadores obtenidos durante la perforación 3. Perfiles del pozo obtenidos mediante registros.

Información Geológica La planificación geológica, previo a la perforación del pozo, permite el análisis de la geología local y regional del área. Ciertas condiciones geológicas originan presiones anormales de formación que contraen complicaciones en la perforación, y deben tomar-

se en cuenta cuando se planifica la perforación. A continuación, se mencionan algunas de las condiciones geológicas más comunes. 1. Fallas 2. Domos salinos. 3. Macizos de Arcilla. 4. Estructuras anticlinales. 5. Zonas recargadas

Interpretaciones Sísmicas Los estudios sísmicos se basan en la detección de ondas sonoras que penetran al subsuelo atravesando las capas de las diferentes rocas. Estas ondas sonoras se reflejan en las formaciones y vuelven a la superficie, donde son registradas por instrumentos sensibles que miden su intensidad y naturaleza de reflexión. Los Geólogos

de exploración interpretan cuidadosamente las mediciones y pueden deducir la forma y extensión de las formaciones en el subsuelo. Con esta información se pueden desarrollar programas de perforación mucho más seguros.

Información Histórica Una de las formas más simples y obvias de detectar posibles problemas potenciales es estudiar la información histórica de perforación de pozos del área. Los registros de lodo y los informes de perforación proporcionan un buen panorama general de las condiciones de perforación. Estos registros, junto con la aplicación de información geológica y sísmica, proporcionan información significativa acerca de los posibles problemas.

Indicadores de presión durante la perforación Las señales más comunes que indican una zona de presión anormal son las siguientes. Estas señales deben ser reconocidas por el personal y transmitida a su supervisor. La comunicación es de vital importancia, pues muchas de estas señales pueden tener otro significado. 1. Variaciones en la velocidad de penetración (ROP). 2. Variaciones en la forma, tamaño y cantidad de los recortes 3. Aumento de la resistencia a la rotación (torque). 4. Aumento en el arrastre (drag). 5. Derrumbe 6. Detección de gas. 7. Variaciones en el exponente ‘dc’ normal.

8. Tendencia de la densidad de las arcillas 9. Tendencia de la temperatura de la línea de salida. 10. Cambios en el contenido de cloruro.

No todos estos indicadores se presentan al mismo tiempo. El personal de turno debe saber reconocerlos y considerarlos como posibles señales de que se está perforando en zonas de presión anormal.

Velocidad de penetración

Cap. 2

Surgencias 27

que se está perforando una nueva formación que podría ser más permeable, y que podría originar un influjo (surgencia, arremetida). Cuando se perfora una zona de transición, debe mantenerse el peso del lodo lo más próximo posible a la presión de la formación, de manera que cualquier cambio en la presión poral se vea reflejado en la velocidad de perforación. Un peso excesivo del lodo aumentará la presión diferencial y reducirá la velocidad de perforación, enmascarando el aumento de velocidad que normalmente se atribuye a los aumentos de presión.

El aumento de la velocidad de penetración es uno de los métodos más ampliamente aceptados para determinar cambios en la presión de formación (poral). La velocidad de penetración se hace más lenta a medida que se profundiza el pozo. Esta disminución esta relacionada con la compactación y el aumento de la dureza de las rocas y es controlada también por la diferencia de la presión entre la hidrostática y la de formación.

Sin embargo, existen otros factores, además de la presión de formación (PFm) (poral), que afectan la velocidad de penetración:

El aumento de la velocidad de perforación indica un aumento en la presión de formación. La velocidad aumenta cuando se penetra una zona de presión anormal porque las formaciones contienen más fluido y son más blandas. El incremento de las presiones de formación reducirá, también, el sobre balance en el fondo. Por lo tanto la perforación se realizará con mayor facilidad. Si se advierte que la velocidad de penetración no varía o aumenta gradualmente, cuando debería estar disminuyendo, se puede inferir que las presiones de la formación están aumentando.

6. Velocidad de rotación

Un cambio abrupto en la velocidad de penetración, sin que se haya realizado ningún cambio en los parámetros de trabajo, ya sea un aumento (drilling break) o una disminución (drilling break reverso), indican

1. Cambios en la formación 2. Factores hidráulicos 3. Peso sobre la mecha (broca, trepano) 4. Tipo de mecha (broca, trepano) 5. Estado de la mecha (broca, trepano) 7. Propiedades del fluido 8. Peso del lodo 9. El perforador

Como ya se ha explicado, los cambios en la formación presentan un serio problema de interpretación. En general, un aumento repentino y significativo de la velocidad de perforación puede indicar un cambio en la formación. Dado que es imposible saber de inmediato que es lo que ocurre en el fondo del pozo, se hacen verificaciones o chequeos de flujo cada vez que se produce un cambio abrupto en la velocidad de penetración, para determinar si hay un influjo (arremetida, kick, aporte, fluencia, amago).

Cap. 2

28 Surgencias

tipo de formación y la diferencial de presión se mantengan constantes. Sin embargo, si la diferencial de presión cambia (si aumenta la presión de formación), hasta un una mecha (broca, trepano) desgastado cortará con mayor eficacia, por lo que el tamaño de los recortes aumentará, y su forma cambiará.

Derrumbe

A medida que la presión de la formación supera a la presión de la columna de lodo, esta pierde eficacia para sostener las paredes del pozo y, eventualmente, las arcillas comienzan a desprenderse o a derrumbarse de las paredes del pozo. Los derrumbes de arcillas no necesariamente son una situación críti1. Pequeño, ca, sino que dependen de muchos factores, 2. Grande, tales como el grado de desbalance, los buza3. (1 pulgada = 25.4 mm) mientos en la formación, la consolidación, C APÍTULO 2 2-8 la cementación de los granos de arena, el Antes de cualquier tipo de maniobra el pozo es que son circulados. El gas en el recorte se expande etc. en el sistema de lodo, reduciendo la generalmente circulado hasta quedar estrés limpio, o interno, sea y se libera

Torque y arrastre que los recortes son totalmente desplazados fuera

densidad. Bajo estas circunstancias, no se puede

del pozo para prevenir complicaciones. Si se penetra dentro de una formación con presión anormal, no es raro que se encuentren cantidades significativas de relleno cuando se maniobra de retorno al fondo. Esto puede ser debido a que la columna hidrostática no es suficiente para prevenir que las paredes se derrumben o desmoronen en el pozo. Debe resaltarse que la falta de presión no es la única causa, pero podría ser uno de los indicadores de falta de presión.

• Recortes normales y presurizados

Forma y tamaño de los recortes Los recortes son fragmentos de roca desprendidos de la formación por la acción del trépano. El tamaño y forma de los recortes depende en gran medida del tipo de formación, del tipo de trépano (broca, mecha, bit), peso sobre el trépano, desgaste del trépano y de la diferencial de presión (presión de formación contra presión hidrostática). El tamaño de los recortes disminuye a medida que la mecha (broca, trepano) se desgasta durante la perforación, siempre que el peso sobre la mecha (broca, trepano), el

detener la gasificación del lodo aumentando la Los derrumbes dedelmaterial arcilloso (pelídensidad lodo. Esta situación puede verificarse Durante una perforación normal, la re- tico) afectan deteniendo la perforación y circulando el fondo a la perforación originando arriba. La cantidad de gas debe reducirse sistencia a la rotación (torque) aumenta problemas hacia de arrastre por la reducción significativamente o aun parar. Un aumento gradualmente a enmedida que aumenta la del espacio anular en el pozo. En alguel contenido de gas endebido el fluido profundidad, al efecto del contacto nas situaciones GAS DEestos CONEXION O DE MANIOBRA derrumbes pueden de perforación Cuando se perfora con de una densidad mínima entre las paredes del pozo y el sondeo. podría indicar ocasionar aprisionamiento la tubería del lodo, el efecto de pistoneo producido por el presión anormal. movimiento ascendente de la derrumbes columna durante y alguna otra herramienta. Los una conexión o maniobra puede pistonear gases y EN EgeL El aumento en la presión A deUMENTO formación de lutitas (arcillas), siempre refluidos dentro no del pozo. Este gasestán es conocido GCAS CONTENTDINCREASE ONTENIDO E G AS gas de maniobra o de conexión, cuando nera el ingreso de mayores cantidades de lacionadas como con zonas de presión anormal. este gas aumenta, es posible que los gases de El aumento en el contenido el fluido recortes pelíticas (arcillita, arcilla, limo-del gasEnen algunos formación también estar aumentando, casos pueden se atribuye a la inesta-o de perforación es un buen indicador de zonas de que el diferencial de presión (presión hidrostática del lita, lutita) al pozo. Estos a embargo, adhe- los bilidad presióntienden anormal. Sin cortes de gasde las paredes del hueco e hidralodo contra presión de formación) está cambiando. no son siempre el resultado de una condición de rirse, a impedir la rotación del trépano o a una adecuada de las mismas. desbalance, por lo que es importante tación comprensión de las tendencias del gas. acumularse alrededor de los portamechas. GAS DE FONDO

GAS DE PERFORACION

El mejor ejemplo del gas de fondo esta en el Aumento en el

El aumento del torque en Cuando una extensión deformación porosa oeste de Texas, donde las capas rojas de arenisca se perfora una de baja permeabilidad del Pérmico, son perforadas no permeable que contiene gas, los recortes que contenido deLa presión gasde formación en estas capas es varias decenas de metros es ungasbuen indicacon agua. contienen son circulados pozo arriba. La presión equivalente a un lodo de aproximadamente 16 ppg hidrostática sobre estos recortes se reduce a medida dor de aumento de la presión. (1917 kg/m³). Las capas de arenisca roja tienen gas, El aumento del contenido de gas en el Cuando se perfora en condiciones balancea- fluido de perforación constituye una buena GAS UNITS das o casi balanceadas, se presenta un aumento en el arrastre al hacer conexiones en 10500 zonas de presión anormal. Este aumento es originado por los recortes arcillosos adicionales que ingresan al pozo y se acumulan alrededor de o sobre los portamechas. También puede aumentar el arrastre porque El gas dehacer la la formación es blanda, lo cual puede canaleta de retorno debe ser que el pozo se cierre alrededor delcontrolado portamecuidadosamente chas y del trépano (mecha, broca, bit).

CONEXIÓN

10550

10600

LA

CA

RA

10650

Figura 3. Detección de gas

E FU

DE

ES

Cap. 2

Surgencias 29

P RINCIPIOS B ÁSICOS D E L AS S URGENCIAS

Gas de fondo Cuando se perfora una formación que contiene gas, se circulan pozo arriba recortes que contienen gas. La presión hidrostática de estas partículas se reduce a medida que circulan hacia arriba. El gas de los recortes se expande, y se libera en el sistema de lodo, disminuyendo el peso. En esta situación, la circulación con lodo densificado, no podrá detener el corte de lodo por gas. Esto se puede verificar reduciendo o deteniendo la perforación y circulando los residuos hacia arriba. En ambos casos, la cantidad de gas debería reducirse significativamente.

Gas de conexión o de maniobra Cuando se perfora con un peso mínimo de lodo, el efecto de suabeo (pistoneo) producido por el movimiento ascendente de la tubería, durante una conexión o un viaje de tuberia, puede succionar gases y fluidos al interior del pozo. Por lo general, esto se refiere al gas de conexión o gas de maniobra. Cuando aumentan estos gases, es posible que los gases de formación también estén aumentando, o que la diferencial de presión (presión hidrostática contra la presión de formación) esté cambiando.

Gas en formación presurizada El mejor ejemplo de gas de fondo se encuentra en el oeste de Texas, donde las capas de arenisca roja de baja permeabilidad de la

edad permiana son perforadas con agua. La presión de formación en estas capas es equivalente a un lodo de alrededor de 16 ppg (1917 g/l). Las capas de arenisca roja contienen gas, pero su permeabilidad es muy baja. El resultado es que el lodo es cortado por gas permanentemente, originando gas de viaje (maniobra) particularmente perjudicial. Si la presencia de gas, en el fluido de perforación es usada como parámetro indicador de presiones anormales, es muy importante contar con un equipo de detección de gas. A medida que avanza la perforación, es posible detectar la existencia de gas de fondo o de conexión. Ambos deben ser controlados cuidadosamente, y deben ser considerados como una posible advertencia de aumento en la presión de formación.

Variantes en el exponente “dc” normal El método del exponente “dc” se ha convertido en una herramienta muy útil para detectar y predecir presiones anormales. La preparación del exponente “d” es simple y no requiere equipo especial. El cálculo del exponente “d” se realiza a intervalos determinados, tomando en cuenta la velocidad de penetración (ROP) en pies/hr, las revoluciones por minuto de la mesa rotaria (RPM), el peso sobre la mecha (broca,trepano) (WOB) y el diámetro del pozo.

método a un punto tal que en muchas áreas w Columna líquido deel densidad variable. w Un cambio en el caud se puede de predecir peso de lodo requerido w Densidad por balanza dede lodo. Un cambio en el conte con una precisión 0,2 a 0,6 lpg (24 a w60 g/l). Si de seperfilaje la emplea en forma apropiada, w Técnicas MWD (Medición durante w Un Cambio en la com la perforación) esta información puede reducir considew Un cambio en los proc No es fácil determinar la profundidad de los rablemente los problemas que generan lasperforación recortes de lutitas, y la selección y preparación de surgencias (influjos, arremetidas) y, lo que los recortes para las mediciones depende en gran es igual importante, puede evitar el em-Las curvas de temp medida de lade persona que las realiza. si bien no son un ind pleo innecesario de lodos muy pesados que indicador adicional que AUMENTOla Evelocidad N LA disminuyen de perforaciónparar y la perforación o de a En las perforacione DElaLperforación. A TEMPERATURA aumentan el costo de

LÍNEA DE SALIDA

la profundidad del agua registro de temperatura d inútil debido al efecto de menos que la temperatur sea controlada. En aguas del lodo en la superficie po Dudurante toda la operación

Registros MWD y LWD

El sello en el tope de la zona de transición limita el movimiento del agua. Por tanto temperaturas arriba de lo normal se registran tanto en la zona de La herramienta de deMWD (Mediciones transición como en la zona alta presión que está debajo. tendencia normal es de una la temperatura rante SiLala Perforación) combinación de la línea de salida graficada, un cambio de 2 sofisticada de esinstrumentos electrónicos. a 6 °F o más por cada 100 pies encima de esta De acuerdo a la tendencia podría ser un configuración indicador de la zonay detipo de UMENTO N herramienta de MWD, es posible obtener ONTENIDO transición. Además de indicar un cambiode en evaluación la presión y registrar información en poral, los cambios en la temperatura de la línea de tiempo real. Ésta puede ser informaciónCambios en el conte la sal en los fluidos de pe salida pueden atribuirse a: direccional, de perforación o de formación. válidos de presión. Si n filtración o flujo de la fo al pozo y me perforación. E de cloruros de 9 Dependie cloruro en e disminución basados en si fluido de form Sin embargo, 10 difíciles de est un control m del lodo. La disponibles p contenido de i para mostrar c 11 de agua dulce de contenido Transition Zone un aumento d y de las propie

A C

E

D

Profundidad (1,000 ft)

señal para detectar zonas de presión anormal. Sin embargo, los recortes con gas no siempre son consecuencia de una condición no balanceada, por lo que es importante una adecuada comprensión de los mismos.

12

Se grafica la tendencia normal en un papel “semilog”. La declinación a la izquierda de la tendencia normal del exponete “dc” indica la presencia de una zona anormal. Los adelantos técnicos de graficación han evolucionado el

100

110

120

130

Temperatura De La Línea De Flujo (°F)

• Registro de temperatura de línea de salida

Un incremento e puede ser indica presión de forma aumentando

Cap. 2

30 Surgencias

Los parámetros que pueden medirse, tales como resistividad de la formación, torque, temperatura, presión de fondo de pozo y respuestas acústicas, pueden utilizarse para identificar cambios en las condiciones de perforación y detectar afluencias. Las respuestas de los parámetros varían de acuerdo al sistema de fluido utilizado (a base de agua o de petróleo), por lo que son necesarias algunas modificaciones en la interpretación de señales, pero aun así se las puede utilizar en forma eficaz. Se genera electricidad para operar la herramienta mediante una turbina o propulsor en el montaje del conjunto. Esto requiere de un caudal de circulación específico para generar la potencia necesaria para el funcionamiento de la herramienta. De acuerdo al tipo de herramienta, la información recogida se puede transmitir por cable, por pulsos de fluido (ondas de presión), por ondas electromagnéticas u ondas acústicas. Sofisticados sensores reciben estos pulsos en la superficie y los transmiten a las computadoras, las que los decodifican o los traducen para convertirlos en información utilizable.

Densidad de la arcilla (LUTITA) En condiciones normales de presión, las arcillas (lutitas) sufren una consolidación normal, y su densidad aumenta uniformemente a medida que aumenta la profundidad. Este incremento uniforme permite predecir la densidad de las arcillas (Densidad de lutita). Cualquier reducción en la tendencia puede ser interpretada como una zona de alta

presión poral, dado que las arcillas de alta presión son menos densas que las de presiones normales. Esto sucede porque quedan atrapados fluidos porales en secciones de arcillas durante el proceso de consolidación.

1. Un cambio en el caudal de circulación.

El uso de este método, para la predicción de zonas anormales, esta limitado por las técnicas de medición de su densidad. En la actualidad se utilizan tres métodos:

Si bien no es un indicador definitivo, la curva de temperatura es una ayuda adicional en el caso de tener que tomar la decisión de detener la perforación o de aumentar el peso actual del lodo.

1. Columna de líquido de densidad variable.

En las perforaciones submarinas, a medida que la profundidad del agua aumenta, la eficacia del registro de temperatura disminuye, o desaparece, debido al efecto de enfriamiento del agua. En aguas profundas, la temperatura del lodo de perforación de retorno puede ser constante durante toda la operación.

2. Densidad de masa con la balanza de lodo. 3. Técnicas de perfilaje MWD (Mediciones Durante la Perforación).

No es sencillo determi nar la profundidad de los recortes de arcillas (lutitas), y la selección y preparación de los mismos para las mediciones depende en gran medida de quien las realiza.

Temperatura de salida El sello existente en la parte superior de la zona de transición limita el movimiento de agua y, como resultado, se registran temperaturas por encima de lo normal tanto en la zona de transición como en la formación con alta presión que está debajo. Si se hace una representación gráfica de la tendencia normal de la temperatura de la línea de salida, un cambio de 2 a 6 °F cada 100 pies (1 a 1,5 °C cada 30 metros) por encima de la tendencia puede indicar una zona de transición (altas presiones, altas temperaturas). Además de indicar un cambio en la presión formación (poral), los cambios en la temperatura de la línea de salida también pueden atribuirse a:

2. Un cambio en el contenido de sólidos del lodo. 3. Un cambio en la composición química del lodo 4. Un cambio en los procedimientos de perforación.

Contenido de cloruro Los aumentos en el contenido del ion de cloruro o de sal en los fluidos de perforación son indicadores válidos de presión. Pero estas variaciones son difíciles de establecer a menos que se realicen controles minuciosos de las muestras de lodo. La mayoría de los métodos disponibles para verificar el ion de cloruro no sirven para reflejar variaciones sutiles. Una alternativa a la medición del contenido de ion de cloruro en el filtrado es el monitoreo continuo de la viscosidad del lodo.

Instrumentos de perfilaje para medir presión Los perfiles eléctricos o de inducción normales miden la resistividad eléctrica de la formación. Las formaciones de arcillas de alta presión contienen más agua y su resistividad es menor que la de las formaciones secas de presión normal.

Cap. 2

Surgencias 31

Para calcular la presión de la formación, se pueden medir las variaciones en la resistividad.

Densidad insuficiente de lodo

Si el incremento resulta mayor, es posible que el pozo esté surgiendo.

El perfil acústico o sónico mide la velocidad del sonido o el tiempo del intervalo de transito de la formación.

Una causa habitual de influjo (surgencia, amago, fluencia, aporte, kick) es la densidad insuficiente del fluido de perforación (lodo), o un fluido que no tiene el peso suficiente para controlar la formación.

CADA VEZ QUE SE MEZCLE, SE AGREGUE O SE TRANSFIERA LODO A LAS PILETAS SE DEBE NOTIFICAR AL RESPONSABLE DEL POZO

Las formaciones de arcillas de alta presión, que contienen más agua, tienen una velocidad de sonido menor y, por lo tanto, un tiempo de tránsito más largo. Se pueden hacer cálculos para determinar la presión de la formación a partir de estas mediciones. El perfil de densidad registra la densidad de la formación en base a mediciones radioactivas. Las formaciones de arcillas de alta presión tienen menor densidad, por lo que se pueden hacer cálculos para determinar su presión.

Causas de las surgencias Siempre que la presión de la formación exceda la presión que ejerce la columna de lodo del pozo, puede ocurrir que el fluido de formación ingrese al pozo. Esto puede tener su origen en uno, o en una combinación, de los siguientes factores: Las causas más habituales de influjos son: - Densidad i nsuficiente del lodo - Llenado deficiente del pozo - Pistoneo / Compresión - Pérdida de circulación - Obstrucciones en el pozo - Aumento en la presión de la formación - Problemas con el equipamiento / fallas en el equipamiento

El fluido del pozo debe ejercer suficiente presión hidrostática para al menos igualar la presión de la formación. Si la hidrostática del lodo es menor a la presión de la formación, se producirá un influjo (ingreso de fluido de formación al pozo). Puede haber muchas causas para una densidad de fluido incorrecta. Si cae agua de lluvia en el sistema de circulación, puede afectar la densidad del lodo, además de alterar severamente sus propiedades. También es peligroso “cortar” el peso del fluido, porque se está agregando agua intencionalmente al sistema durante la circulación. Si se agrega demasiada agua, o si la presión hidrostática disminuye considerablemente, el pozo puede comenzar a fluir. Sin embargo, como el personal de turno está mezclando y agregando volumen a los tanques del sistema, puede ser muy difícil detectar a tiempo un incremento de volumen por surgencia en el pozo. Es una buena práctica agregar cantidades conocidas o medidas cuando se hace la mezcla. Si para reducir la densidad del fluido es posible utilizar agua de un tanque cuya capacidad se conoce, la cantidad de agua extraída del tanque deberá ser igual al incremento en las piletas de inyección.

Otras causas que provocan una densidad de fluido incorrecta son: el reemplazo del lodo actual por trabajos de fracturación o tratamientos ácidos, desplazamientos de tapones de volumen importante, y también el reemplazo por fluidos de punzado, de terminación y fluidos de empaque.

Llenado deficiente del pozo Siempre que disminuye el nivel de lodo en el pozo, también cae la presión hidrostática ejercida por el lodo. Cuando la presión hidrostática cae por debajo de la presión de formación, el pozo fluye. Durante la sacada de tubería, se retira tubería del pozo. Suponiendo que se pudiera fundir esos tubos, el producto líquido obtenido ocuparía un volumen determinado de barriles (m3) de acero. Cuando se saca este volumen del pozo, estaríamos sacando fluido (en esta suposición, de acero líquido) del pozo. Por lo tanto, a medida que disminuye el nivel de fluido en el pozo, también disminuye la presión hidrostática ejercida. Resulta obvio que, si se desea mantener una presión constante sobre la formación, se debe llenar el pozo con una cantidad de fluido igual al volumen (de acero) que se ha sacado.

Cap. 2

32 Surgencias

Para calcular el volumen necesario para llenar el pozo durante la sacada de tubería:

Barriles para llenar

=

Desplazamiento de la tubería bbls/ft X Longitud de la tubería sacada ft

m3 para llenar

=

Desplazamiento de la tubería l/m X Longitud de la tubería sacada m

Ejemplo ¿Cuántos barriles (litros) se necesitan para llenar el pozo si se sacaron 12 juntas secas de tubería de 4 1/2” [114 mm] (Longitud tubería = 31 pies [9,4 m], desplazamiento de 0,005002 bbls/ft [2,6 l/m]), de un casing de 9 5/8” [244 mm] que tiene un diámetro interno de 8,755 ” [222,4 mm]?

Barriles para llenar Barriles para llenar Barriles para llenar Barriles para llenar

= = = =

Desplazamiento de la tubería bbls/ft X Longitud de la tubería sacada ft 0,005002 X (12 X 31) 0,005002 x 372 1,86 bbls.

m3 para llenar m3 para llenar m3 para llenar m3 para llenar = 295 l

= = = =

Desplazamiento de la tubería l/m X Longitud de la tubería sacada m 2,6 l/m X (12 X 9,44 m) 2,6 X 113,28 0,295m3 • Problema ¿Cuántos barriles (m3) se necesitarán para llenar el pozo si se sacaron 15 barras secas de tubería de 5” [127 mm] (30 pies [9,1m] cada una, desplazamiento de 0,007593 bbls/pie [3,9601 l/m], capacidad de 0,017464 [9,1084 l/m] de un casing de 9 5/8” [244 mm] que tiene un diámetro interno de 8,375” [212,7 mm]?

Para poder medir el fluido con precisión, se debe utilizar un tanque de maniobra o un sistema contador de emboladas. El método preferible es llenar el pozo con un tanque de maniobra, ya que estos tanques son de poco volumen y pueden medirse con facilidad. Para calcular el número de emboladas necesarias para llenar el pozo:

Emboladas para llenado

=

barriles para llenado ÷ desplazamiento de la bomba bbl/emb

Emboladas para llenado

=

m3 para llenado x 1000 ÷ desplazamiento de la bomba l/embolada

Ejemplo ¿Cuántas emboladas se necesitarán para llenar el pozo con 4,6 bbls [0,730 m3], si se utiliza una bomba duplex con un desplazamiento de 0,1703 bbl/emb [27 l/emb]?

Emboladas para llenado Emboladas para llenado Emboladas para llenado

= = =

barriles para llenado ÷ desplazamiento de la bomba 4,6 bbls /0,1703 bbl/emb 27 emboladas

Emboladas para llenado Emboladas para llenado Emboladas para llenado

= = =

m3 para llenado ÷ desplazamiento de la bomba l/embolada 0,730 m3 = 730 l |27 emboladas|

Problema ¿Cuántas emboladas se necesitarán para llenar el pozo con una bomba triplex con un desplazamiento de 0,105 bbls/emb [16,69 l/emb], si se sacan 15 barras de tuberia de 5” [127 mm] (30 pies [9,5m] c/u, desplazamiento de 0,007094 bbl/pie [3,6999 l/m], capacidad de 0,01776 bbls/m [9,2628 l/m]) de un casing de 9 5/8“ [244 mm] que tiene un diámetro interno de 8,375 [213 mm]? Debe tenerse en cuenta que el cálculo con las emboladas nunca resulta exacto, debido al tiempo que tarda el lodo en salir por la línea de salida y activar el sensor de

flujo. Durante este tiempo, el contador de emboladas sigue contando. Esto agrega de 5 a 10 emboladas (o más) necesarias para llenar el pozo. La buena práctica, y también algunos entes reguladores, requieren que se llene el pozo cada 5 parejas (tiros, paradas, lingadas, stands) de tubería, o antes de que la presión hidrostática sea menor a 75 psi (5,1 Kg/cm2), lo que suceda primero. Para calcular la cantidad de tubería seca que se puede sacar antes de que la presión hidrostática descienda más de 75 psi (5,1 Kg/cm2):

Long. máx.pie

=

[(Descenso de presión psi ÷ 0,052 ÷ Densidad de lodo ppg ) X (Cap. del casing bbl/pie - Desp. de Tub. bbl/pie)] ÷ Desp. de Tub.bbl/ft

Long. máx.m

=

(Descenso de presión Kg/cm2 ÷ 0,0001 ÷ Densidad del lodo g/l) X (Cap. del casing l/m - Desp. de Tub. l/m) ÷ Desp. de Tub.l/m

Cap. 2

Surgencias 33

Cap. 2

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Para calcular la cantidad de tubería llena que se puede sacar antes de una reducción de 75 psi (5,1 Kg/cm2) en la presión hidrostática:

Long. máx.pie

=

[(Descenso de presión psi ÷ 0 ,052 ÷ Densidad de lodo ppg) X (Cap. del casing bbl/ft – (Desp. de Tub.bbl/ft + Cap. Tub.bbl/ft))] ÷ (Desp. de Tub.bbl/ ft + Cap. Tub.bbl/ft)

Long. máx. m

=

[(Descenso de Presión Kg/cm2 ÷ 0,0001 ÷ Densidad del lodo g/l) X (Cap. del casing l/m – (Desp. de Tub.l/m + Capac. Tub.l/m)) ] ÷ (Desp. de Tub.l/m + Capac. Tub.l/m)

Ejemplo ¿Cuántos pies (m) de tubería seca de 2 1/8” (73 mm), con un desplazamiento de 0,00224 bbl/pie (1,17 l/m) y una capacidad de 0,00578 bbl/pie (3,01 l/m), una capacidad de casi ng de 0,036 bbl/pie (18,75 l/m) y una densidad de fluido de 14,3 ppg (1716 gr/l), se podrán sacar para llegar a una reducción de 75 psi (5,1 Kg/cm2) en la presión de fondo de pozo?

Long. máx. pie Long. máx. Pie Long. máx. pie

= = =

[(Descenso de presión psi ÷ 0,052 ÷ Densidad del lodo ppg) X (Cap. del casing bbl/pie - Desp. de Tub. bbl/pie)] ÷ Desp. de Tub.bbl/pie (75 ÷ 0,052 ÷14,3) X (0,036 - 0,00224) ÷ 0,00224 1520 pies

Long. máx. m Long. máx. m Long. máx. m

= = =

[(Descenso de presión Kg/cm2 ÷ 0,0001 ÷ Densidad del lodo g/l) X (Cap. del casing l/m - Desp. Tub. l/m)] ÷ Desp. Tub.l/m [(5,1 ÷ 0,0001 ÷ 1716) X (18,75 - 1,17)] ÷ 1,17 446 m Se debe tener en cuenta que en este ejemplo, aunque se podrían sacar 461 m de tubería antes de que la presión hidrostática descienda 75 psi (5,1 Kg/cm2) es posible que los reglamentos impongan un límite a la cantidad de parejas (paradas, stands, lingadas) que se pueden sacar sin llenar el pozo.

• Problema ¿Cuántos pies (m) de tubería seca se podrán sacar con una capacidad de casing de 0,056 bbl/pie (29,176 l/m), un desplazamiento de la tubería de 0,00709 bbl/pie (3,6938 l/m), una capacidad de tubería de 0,01776

bbl/pie (9,2505 l/m), siendo la densidad de fluido de 13,8 ppg (1656 g/l), para alcanzar un descenso de 75 psi (5,1 Kg/cm2) en la presión de fondo de pozo?

• Problema ¿Cuántos pies (m) de tubería llena se podrán sacar si la capacidad del casing es de 0,056 bbl/pie (29,176 l/m), el desplazamiento de tubería es de 0,00709 bbl/pie (3,6938 l/m), la capacidad de tubería es de 0,01776 bbl/ pie (9,2505 l/m), y la densidad de fluido de 13,8 ppg (1656 g/l), y se quiere alcanzar una reducción de 75 psi (5,1 Kg/cm2) en la presión de fondo de pozo? Para sacar tubería seca en un viaje, se bombea inicialmente una pequeña cantidad de lodo pesado. Esto puede afectar el llenado en los primeros 5 a 10 tiros (parada, stand, pareja, eslinga) de tubería sacados. Esto se debe a que el lodo pesado empuja el fluido más liviano de la columna. Cuando se saca tubería llena en una maniobra, habitualmente se utiliza un economizador de lodo, para devolver el fluido que está en la tubería a los tanques de lodo. Si no se utiliza este dispositivo para lodo, será difícil estimar el derrame en el piso de trabajo del equipo, lo que disminuirá la cantidad de fluido que se debe medir y devolver al sistema de lodo. Si no se puede recuperar todo el fluido de una tubería llena, éste debe ser desviado del volumen activo o medido de los tanques de lodo, y se deben realizar cálculos para tubería seca. Se debe recordar que el desplazamiento de los portamechas es de 5 a 10 veces mayor que el de la tubería de perforación. Si no se calcula el llenado suficiente por cada portamechas (Drill Collar, botella) sacado, el nivel de fluido puede caer lo suficiente como para que el pozo comience a fluir.

El monitoreo (control) del llenado (ya sea en barriles; [m3] o en emboladas de bomba) debe acumularse al final de la sacada de tubería, como un control global. Si este control no se aproxima a las emboladas o barriles calculados, es probable que exista un problema en el pozo. A menudo, la formación toma o devuelve fluido al pozo durante las maniobras, lo cual no significa ni pérdida de circulación ni influjo. Llevar registros del viaje en el equipo debe convertirse en una práctica habitual. Si hay influjo de la formación o pérdida de fluido, la comparación con estos registros previos es el único método disponible para predecir con precisión los volúmenes de llenado del pozo. Cuando se llevan los registros de viaje de tuberia en la forma correcta, se convierten en invalorables aportes para la prevención de influjos (fluencia, aporte, amago, kick), además de mostrar cuánto fluido se pierde en la formación. Cuando se ha retirado el revestidor del pozo, se lo debe monitorear y mantener lleno. Si el pozo está admitiendo y se permite que el nivel de fluido caiga, también caerá la presión hidrostática. En algunos casos (tales como en zonas de presión por debajo de lo normal) puede resultar necesario mantener un nivel de fluido estático a un nivel bajo la superficie para tener una situación balanceada. En estos casos, si no se cuenta con fluido lo suficientemente liviano para mantener una columna completa de fluido, se debe monitorear el pozo continuamente, y se debe mantener el bajo nivel en el pozo, bombeando fluido en pequeñas cantidades desde tanques debidamente cubicados. Es necesario poner mucho énfasis en la importancia de mantener el pozo lleno permanentemente. En los pozos que se caracterizan por tener gas a poca profundidad, un leve descenso en la presión

Cap. 2

Surgencias 35

hidrostática y/o una presión de pistoneo, pueden ser suficientes para que el pozo comience a fluir. A profundidades someras, el gas puede llegar al piso del taladro (equipo) de perforación antes de que se pueda cerrar el preventor. En estas circunstancias es de suma importancia emplear técnicas apropiadas de llenado.

Suabeo /Compresión Cada vez que se mueven las tuberias a través de fluido, aparecen fuerzas de suabeo y de compresión. La dirección en que se mueve la tuberia dictará cuál de las fuerzas, si la de suabeo o la de compresión, es la predominante. Si se están bajando las barras, el fluido que esta más adelante, debe “despejar el camino”, moviéndose hacia arriba alrededor de la tuberia. Si la bajada es demasiado rápida y no todo el fluido llega a despejar el camino, la tuberia comprime como un pistón y presuriza el pozo que está más adelante. Esto se denomina presión de compresión. Si esta presión aumenta demasiado, puede haber pérdida de circulación, fractura de la formación o rotura del revestidor (casing). La consecuencia puede ser la pérdida de lodo en el pozo, con el consiguiente descenso de la presión hidrostática. Si ésta cae por debajo de la presión de formación, el pozo puede comenzar a fluir. Cuando se está sacando tubería suabeo (succión). El lodo en esta operación no puede bajar por el espacio, entre la tuberia y el revestidor (casing), con la misma velocidad con que la tuberia está subiendo. Cuando esto ocurre, se produce una presión de “vacío”, o presión negativa, debajo de las barras. Este descenso de la presión permite que el pozo avance hasta que el fluido llena el espacio bajo las barras; esto se llama presión de suabeo (presión de succión). Así, el efecto de suabeo hace que ingrese fluido no deseado al pozo y, por lo tanto, se relaciona con

Cap. 2

36 Surgencias

la definición de surgencia (fluencia, arremetida, influjo, kick). Además, si suabea (succiona) suficiente fluido, puede haber un descenso de la presión hidrostática total que provoque que el pozo fluya. LAS SIGUIENTES VARIABLES AFECTAN, TANTO AL SUABEO, COMO A LA COMPRESIÓN 1. Velocidad de movimiento de la herramienta 2. Espacio anular 3. Propiedades del lodo 4. Complicaciones relacionada con la restricción del espacio entre barras y pozo.

1 La velocidad del movimiento de la tuberia afecta en forma directa las presiones de suabeo (succión) y de compresión. Cuanto más rápido es el movimiento de la tuberia (sarta), mayor será la presión. El lodo debe “despejar el camino”, o bajar, para llenar el espacio que antes ocupaba la barra. Esta variable es la que resulta más fácil de controlar. Las posibilidades de suabear (succionar) una surgencia ( y/o de fracturar la formación) aumentan con la velocidad de viaje de la tuberia. 2 El espacio entre el revestidor (casing) y la tubería es de suma importancia, porque a medida que se reduce, las posibilidades de suabear (succionar) y generar un influjo o surgencia aumentan. Cuando el área entre la tubería y el revestidor (casing) es muy pequeña, el fluido que debe despejar el camino tiene un canal muy reducido para desplazarse. Mientras más reducido sea este espacio, más lentamente debe moverse la tubería, para evitar presiones de suabeo/ compresión excesivas. 3 Las propiedades del lodo tienen una relación directa con las presiones de suabeo/ compresión. Las propiedades de flujo del lodo son de importancia crucial. Un lodo

viscoso y espeso fluirá con mayor lentitud, por lo que no bajará o subirá con facilidad. Los lodos más livianos, que fluyen con mayor libertad, no i ncidirán en las presiones de pistoneo/compresión tanto como los lodos densos.

formación, el pozo puede comenzar a fluir. En general, las causas de la pérdida de lodo pueden ser:

4 Las restricciones entre la tubería y la pared del pozo, o el revestidor (casing), tales como formaciones hidratadas, colapso del revestidor (casing), o una mecha (broca, trepano) embolado, suelen ser problemas que no se advierten hasta que es demasiado tarde. Se debe tener en cuenta que el espacio entre la tubería y el revestidor (casing) puede ser menor de lo que se cree, lo que puede aumentar las posibilidades de suabear una surgencia.

2.Presión de circulación

Aunque hasta ahora se ha utilizado la tuberia de perforación (sondeo) como ejemplo, cualquier cosa que se mueva a través del fluido en el pozo puede provocar presiones de suabeo/compresión. Cable de acero (wireline), tubería, herramientas, packers, caños, portamechas (drill collars), cualquiera de estos elementos, si no se lo mueve con la suficiente velocidad, puede hacer mucho daño. Estas fuerzas están presentes y pueden causar problemas sin importar en qué parte del pozo se esté (arriba, en el fondo, en el medio). Los procedimientos correctos indican que se debe ser juicioso en lo que respecta a la velocidad de las maniobras y del cable de acero. Se debe recordar que, por lo general, los trabajos que toman más tiempo son los que se quieren realizar con demasiada rapidez.

Pérdida de circulación Si el nivel de fluido en el pozo baja, disminuirá, también, la presión que estaba ejerciendo. Si la presión hidrostática del fluido pierde nivel por debajo de la presión de la

1.Fluidos de perforación versus fluidos de terminación 3.Presión de compresión

1. La mayoría de los pozos se perforan sobre-balanceados, o muy cerca del punto de balance, con fluido de perforación. Este es, en general, muy viscoso, para poder sostener y limpiar los recortes del pozo. Esta propiedad hace que el fluido frene el ingreso a la formación. Las partículas (en general, de gel) que permiten que el lodo arrastre recortes, son habitualmente más grandes que los espacios porales y bloquean el ingreso a la formación de la mayor parte de la fase fluida del lodo. Así, se pueden utilizar mayores pesos de lodo con pérdidas de fluido mínimas. Muchos taladros (equipos) de perforación llevan el pozo hasta la etapa de terminación. En las fases de terminación del pozo, se utilizan fluidos de bajo contenido sólido, para disminuir el riesgo de dañar o bloquear la formación. Los fluidos sin contenido sólido son en general menos viscosos, y además se filtran para extraer las partículas que pueden bloquear los espacios porales de la formación. Si se utiliza un fluido claro que ejerce una presión hidrostática mayor a la de la formación, no hay nada que pueda frenar la pérdida de fluido, lo que puede ocasionar una pérdida de circulación severa. 2. Muchas veces, el nivel de fluido en la boca del pozo parece estable, pero durante la circulación se advierte una disminución en los tanques. Esto se debe a la presión adicional que se ejerce sobre la formación durante la circulación. Si la presión de fricción y la

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Surgencias 37

C APÍTULO 2

2-4

DOMOS SALINOS

presión hidrostática del lodo superan a la presión de formación, puede haber pérdida de circulación. 3. Las presiones de compresión que se crean cuando el movimiento de la tuberia empuja fluido contra la formación pueden originar fractura de la formación y/o pérdida de circulación. Se debe tener en cuenta si, el espacio entre el conjunto de fondo de pozo y el revestidor (casing) es reducido, así como la velocidad a que se baja la herramienta (sarta, tubería, sondeo). Se debe evitar la pérdida de lodo a la formación. El pozo puede fluir debido a una reducción de la presión hidrostática, y el fluido que invade los espacios porales de la formación puede bloquear o reducir la productividad una vez que el pozo esté terminado. Una pérdida de fluido puede originar un efecto de barrido hidráulico, lo que impulsará gas hacia el pozo. El gas reduce la presión que se ejerce en la formación, y el pozo comienza a fluir. En pozos en los que la presión está por debajo de lo normal, el nivel estático del fluido puede estar por debajo de la superficie para mantener una situación de balance. En este

• Anticlinal

Las presiones altas están generalmente asociadas con domos salinos.

Las lutitas sobre-presionadas son de menor densidad y son perforadas con mayor velocidad En muchas áreas del mundo, se presentan debido a que son más blandas y a la falta de camadas gruesas de sal casi puras. Generalmente, la compactación normal. Una tapa o sello de roca sal es forzada hacia arriba dentro de las formaciones endurecida generalmente indica el tope de las lutitas superiores formando así los domos salinos. Bajo presurizadas. Una vez que la tapa es perforada, la presión ejercida por la sobrecarga, la sal exhibe la lutita se torna progresivamente más blanda a propiedades de flujo plástico, no permitiendo que medida que la presión aumenta, resultando en altas los fluidos porales migren a través de estos domos. velocidades de penetración. Como consecuencia de esto, las formaciones debajo Las rocas permeables (areniscas) que están presión considerablemente mayor (alredede los domos salinos comúnmente tienen presiones debajo de estas lutitas, por lo general están también más altas que lo normal. Las formacionesdor o capas de 3,5sobre-presurizadas veces mayor) quealala presión del de debido falta de rutas son agujereadas, selladas y levantadas por la sal, escape para losuna fluidosfuerza de los poros a medida que fluido. Se presenta ascendente originando la migración del petróleo y del gas. Estas la sobrecarga aumenta. delas2693 zonas podrían tener presiones mayores que de psi [186,7 bar]contra una presión las formaciones adyacentes. descendente deS769 psi [53 bar]. ¿Qué suZONAS OBRE-P RESIONADAS

cederá? En realidad, el peso del fluido de Arenas superficiales y formaciones que exhiben formaciónpresiones reducirá unllamadas pocozonas la sobre-presionadas. fuerza asaltas son Grandes espesores de lutitas impermeables Las zonasprofundidad sobre-presionadas(de pueden tener origen cendente a esa acuerdo a restringen el movimiento ascendente de los fluidos natural como resultado de la migración ascendente la densidad del fluido producido), pero aún porales. Cuanto más capas de sobrecarga se de los fluidos porales de zonas más profundas, acumulan, las presiones de formación seasí vuelven esta fuerza será que hio pueden ser mayor originadas porla el presión hombre. Trabajos anormales, sin permitir el proceso normal de dedel cementación de mala calidad o inadecuados, drostática fluido. compactación. Las secciones de lutitas formadas

LUTITAS MASIVAS

• Fallas

bajo estas condiciones pueden son móviles o plásticas, porque exhiben presiones anormales al ser perforadas, y producirán relleno en el pozo cuando la broca es sacada. Generalmente son necesarias altas densidades de fluido para controlar estas lutitas y hasta podrían requerir programas especiales de casing.

casings o tubos dañados y proyectos de recuperación secundaria por inyección de fluidos pueden generar zonas sobre-presionadas. Las técnicas geofísicas modernas pueden localizar las zonas presurizadas superficiales. Estas zonas son comúnmente llamadas de puntos brillantes. Cuando son encontradas a poca profundidad presiones normales provenientes de formaciones más las actividades de perforación, de profundas, son generalmente difíciles de controlar.

Aumento en la presión de formación

caso se debe inyectar constantemente un Durante poco de fluido para asegurar una columna profundización y de desvío, es posible enbalanceada,Domos y eldepozo debe ser monitoreado contrar presiones anormales. Enzona muchas sal son comunes en las estructuras del golfo Lutitas masivas como de transición cuidadosamente.

Obstrucciones en el pozo Cuando hay una obstrucción en el pozo se debe recordar que puede haber presión atrapada por debajo. Cuando se está perTapa forando o fresando una obstrucción (un packer, un tapón de cemento,Presión un revestidor Anormal Presión Anormal (casing) colapsado, Sal etc.), se deben extremar las precauciones. El personal de turno debe estar preparado para enfrentar cualquier eventualidad.

Presión Normal

El siguiente es un ejemplo que ilustra este peligro: Se decide reperforar un pozo de gas que se había abandonado. Un pozo de 7000 pies [2134 m] (PV) con una presión poral de 7,4 lpg [887 gr/l] tendrá una presión de formación de 2693 psi [186,7 bar] y presurizará el pozo bajo el tapón. Si hay un tapón de cemento a 2000 pies [610 m] y se lo perfora con un lodo de emulsión de petróleo que pesa 7.4 lpg [790 gr/l], el fluido de perforación ejercerá una presión hidrostática de 769 psi [53 bar]. Una vez que la mecha (trepano, broca) atraviese el cemento, se tendrá una

Presión Estructural

Intercalaciones

Arena y Arcilla

Presión Normal

Zona Impermeable

Arcillas Masivas

Arenas

• Arcillas masivas 1 Presión Subnormal 2 Presión Normal 3 Presión anormal 4 Intercalado 5 Arenas y Arcillas 6 Presión Normal 7 Areniscas

Cap. 2

38 Surgencias

partes del mundo, las presiones y temperaturas a cualquier profundidad pueden predecirse con un margen razonable de seguridad. En general, la presión en una formación es aproximadamente igual a la ejercida por una columna de agua que se extiende desde la superficie a la profundidad de la formación, o entre 43 y 46 psi (2,9 y 3,1 bar) cada 100 pies (30m). Sin embargo, no son raras que las presiones anormales, sean altas o bajas. Por ejemplo, a lo largo de la Costa del Golfo en EE.UU. predominan las presiones anormales, mientras que en algunas áreas del oeste de Texas, en las Montañas Rocallosas y en muchos estados del nordeste son más comunes las presiones bajas. Recordemos que las presiones de formación se clasifican en: Normales con gradientes de presión entre 0,433 y 0,465 psi/ft

- Estructuras anticlinales - Domos salinos - Zonas recargadas - Zonas agotadas

Fallas Cuando el trépano (broca, mecha, bit) atraviesa una falla, puede haber un cambio significativo en los gradientes de presión, que puede resultar en una surgencia o en pérdida de circulación. Muchas veces se perfora una falla intencionalmente, para buscar acumulaciones de petróleo y de gas. Las perforaciones direccionales y horizontales suelen atravesar fracturas y fallas. En estos casos, se debe tener en cuenta que las probabilidades P RINCIPIOS B ÁSICOS D E L AS S URGENCIAS

mayor a 0.465 psi/pie

Hay muchas condiciones geológicas que pueden modificar las presiones de la formación. Algunas de ellas son las siguientes:

Éstas son estructuras geológicas que tienen forma de domo hacia arriba. Suelen estar formadas por capas de roca que han sido impulsadas hacia arriba desde grandes profundidades, que preservan las presiones más altas que corresponden a mayores profundidades. Cuando se perfora en la culminación estructural del anticlinal, es posible encontrar presiones altas, para las que se debe estar preparado. Además, cuando se profundizan pozos de avanzada o de producción, se debe recordar que el pozo inicial puede haber sido perforado en un flanco (lado), y al profundizar o desviar, pueden encontrarse2-5 presiones inesperadas.

Domos salinos

Sub-Normales con gradientes

La geología de la zona donde se perfora un pozo afecta en forma directa las presiones de formación, los pozos perforados en lugares en que hay trampas de subsuelo o estructuras que contienen petróleo o gas también pueden originar presiones anormales. Muy importante saber que las presiones anormales se pueden encontrar en cualquier momento, a cualquier profundidad y en cualquier lugar. El personal debidamente entrenado y experimentado debe estar listo para enfrentarse con lo inesperado.

Estructuras anticlinales

- Macizos de arcilla

Anormales con gradientes de presión

menor a 0,433 psi/pie.

de que se produzca una surgencia o una pérdida de circulación son altas.

- Fallas

En muchas áreas del mundo se puede encontrar gruesas capas de sal casi puras. La sal es impulsada hacia arriba dentro de las Fractura A formaciones superiores, conformando lo Zonas Mas Pozo que se llama “domos salinos”. Bajo la preArribas Viejo Abandonado sión de la sobrecarga, la sal expone propiedades de flujo plástico, lo que no permite que los fluidos porales se desplacen a través Presión Normal de la misma. Como consecuencia, las formaciones que con están debajo unaser capa decon sallos Zonas de alta presión generadas por el hombre Las formaciones presiones anormalesde pueden identificadas perfiles eléctricos. suelen tener presiones más altas de lo nor• Zonas sobrepresionadas w Aumento en elLos arrastre. mal. domos de sal que atraviesan capas ZONAS AGOTADAS w Desmoronamiento de arcillas. o formaciones suelen sellarlas, originando Zonas que han sido agotadas tienen generalm1ente Pozo nuevo, w Aumento en el contenido de gas. presiones queyacimiento son menores viejo que las normales presiones que exceden el gradiente normal w Variaciones en el exponente “d” normal. Cuando se encuentra una de estas 2(subnormales). Pozo nuevo,yacimiento nuevo de las formaciones aledañas. zonas, pueden producirse severas pérdidas de w Aumento de la temperatura en la línea de salida. Nuevo Pozo En Yacimiento Viejo

Si el nivel del fluido 3circulación. Zona sobrepresionada

cae en el pozo, la columna hidrostática se reducirá. Esto podría 4permitir Fractura hacia la zona el flujo de otra zona omás aun alta la misma zona depletada. 5 Pozo abandonado con casing Estasviejo condiciones pueden ocurrir donde se ha perforado otro pozo. O por lo general en áreas 6donde Presión normal no hay información de los pozos vecinos perforados en la misma área. Es peligroso tener información pobre o no disponer de los historiales completos de los pozos vecinos perforados.

INDICADORES DE PRESIÓN - PERFORANDO

w Disminución de la densidad de las arcillas.

Macizos de arcilla

w Aumento en el contenido de cloro.

No todos estos indicadores se presentan todos al mismo tiempo. La dotación debe saber reconocerlos Losseñales grandes deenarcillas impercomo posibles de que espesores se está perforando zonas de mayor presión.obstaculizan el movimiento ascenmeables

VARIACIONES EN LA PENETRACION El aumento en la velocidad de penetración es

Las dotaciones

dente de los fluidos porales. A medida que se acumularon más capas de sobrecarga, las presiones de formación se hicieron anormales, y no permitieron el proceso normal de compactación. Las secciones de arcillas formadas en estas condiciones se denominan “plásticas” o “móviles”, porque presentan presión anormal cuando se las perfora, y suelen rellenar el pozo cuando se saca el trépano. Por lo general se requieren fluidos de densidades altas para controlar estas arcillas, y pueden llegar a requerir programas especiales de revestidor (casing). Las arcillas sobre-presurizadas son de menor densidad, y se las perfora más rápido, al ser más blandas por la falta del proceso de compactación normal. En la parte superior de las arcillas presurizadas suele haber una capa, o sello, de roca endurecida. Una vez que se perfora la “capa”, las arcillas se hacen cada vez más blandas a medida que aumenta la presión, lo que resulta en un aumento de la velocidad de penetración. Las rocas permeables (areniscas) que hay debajo de estas arcillas suelen tener presión alta, debido a la falta de rutas de escape para los fluidos porales a medida que la sobrecarga aumenta.

Zonas sobre-presurizadas Se suele denominar “zonas sobre-presionadas” a las arenas de poca profundidad y a las arenas en general que presentan presión anormal . Pueden tener un origen natural por la migración ascendente de fluidos porales proveniente de una zona más profunda, o pueden ser el resultado de problemas creados por el hombre. Trabajos de cementación de mala calidad o inadecuadas, Revestidor (casing) o tubos dañados o corroídos y proyectos de recuperación por inyección de fluidos pueden tener como consecuencia una zona recargada.

Las técnicas geofísicas modernas pueden definir las zonas presurizadas de poca profundidad. Se las suele llamar “puntos brillantes”. Es difícil controlar cuando presiones ”anormales” de mayores profundidades, son encontradas a poca profundidad.

Zonas agotadas En las zonas agotadas suele haber presiones por debajo de lo normal. Cuando se encuentra una de estas zonas, puede haber severas pérdidas de circulación, lo que reduce la presión hidrostática y podría provocar que otra zona, o la misma zona agotada, fluya. Estas zonas pueden presentarse en cualquier lugar en que haya habido una perforación. A menudo, no existen signos evidentes de un pozo previo en el área. Si la historia del área está incompleta, o no existen registros de pozos anteriores, se puede poner en peligro al personal de turno, si no se está “esperando” lo inesperado

Problemas con el equipamiento/fallas del equipamiento El equipamiento suele estar diseñado para condiciones de trabajo duras. Está siempre sujeto a desgaste y rotura. Hasta la herramienta mejor diseñada puede ser desgastada con el trabajo, o sufre fatiga, aún con los mayores cuidados. Las temporadas invernales, el agua salada, el H2S, la exposición a fluidos de formación corrosivos, el traslado del equipo, etc., contribuyen al deterioro. Muchos reventones ocurren debido a un mal funcionamiento o una falla total del equipo de cierre de pozo (BOP). La falla de una sola

Cap. 2

Surgencias 39

pieza del equipo puede provocar una situación incontrolable. Por ejemplo, si la bomba deja de funcionar durante la circulación y acondicionamiento del fluido en el pozo, se pierde la presión de circulación sobre la formación. El pozo puede comenzar a aportar lentamente. Como puede parecer que no esta fluyendo, el personal de turno puede llegar a reducir el problema al hecho de poner de nuevo en funcionamiento la bomba. Mientras tanto, ¿quién vigila el pozo? A medida que comienza a fluir, acumula impulso, con más y más velocidad hasta que no se lo puede controlar. Mientras el preventor de reventones (BOP) se está cerrando, la fuerza del fluido puede llegar a erosionar los elementos selladores y resultar en una falla del BOP. Si se logra cerrar el BOP, un aro de segunda mano o un sello de mala calidad en el conjunto puede comenzar a perder, lo que pondría progresivamente la situación fuera de control. El hecho de que se presente un problema no debe llevar a presumir que no haya otros. Siempre se debe vigilar el pozo y el equipo del BOP. Realizar pruebas del equipo en cada pozo, semanalmente, o cada vez que lo requieran los reglamentos, es esencial para la seguridad. Como no se puede predecir el momento en que se producirá una falla, es más conveniente detectarla durante una prueba que cuando Ud. está dependiendo del buen funcionamiento del equipo para salvar su vida.

Resumen Muchos pozos se perdieron debido a errores humanos. Una mala evaluación, la falta de procedimientos o el hecho de no aplicarlos, dotaciones sin experiencia y la falta de planificación son factores de error humano.

Cap. 2

40 Surgencias

Cuando es momento de cerrar el pozo, la decisión debe tomarse con rapidez y firmeza. No se debe perder el tiempo pidiendo una segunda opinión. El pozo gana impulso mientras se trata de decidir qué hacer. Ante la duda, lo mejor es cerrarlo. En comparación con los recursos, equipo y vidas humanas que están en juego, las pérdidas que implica tener el pozo cerrado son insignificantes. Una vez que se toma la decisión del cierre, este debe hacerse rápidamente y de acuerdo a los procedimientos. Se han perdido pozos por no existir procedimientos o por no aplicarlos, lo que puede conducir a indecisiones y cursos de acción equivocados. Los procedimientos para el cierre del pozo se deben establecer, conocer, y seguir cuando llega el momento. Debe entrenarse a las dotaciones (personal, cuadrilla) inexpertas en lo que respecta a los procedimientos correctos. Una vez entrenada la dotación, se deben realizar prácticas para desarrollar experiencia en este trabajo. Se deben realizar rotaciones para que todos estén familiarizados con las distintas responsabilidades. No siempre está toda la dotación presente, por lo que, en lo que respecta al control de pozos, todos deben conocer los procedimientos de cierre. Se deben realizar ejercicios por lo menos cada semana, o en cada pozo (a menos que los reglamentos establezcan otra cosa) para asegurar que todo el personal esté familiarizado con la operación. Las dotaciones que evitan reventones son aquellas capaces de reconocer que el pozo está en surgencia, y que luego siguen el curso de acción apropiado para cerrarlo. Esto requiere entrenamiento, práctica y experiencia para reaccionar con rapidez y calma bajo presión.

Resulta evidente de lo anterior que se requiere una planificación adecuada. La planificación establece los procedimientos de cierre, además de planes alternativos, en caso de que algo salga mal. Se pueden encontrar presiones anormales en cualquier área en que los gradientes de presión sean más altos que lo normal. Las presiones altas se pueden desarrollar por varios motivos: A.Aislación de cemento de mala calidad que permite que la presión de una zona se desplace o avance hacia otra, aumentando la presión. B.Formaciones sobrepresionadas como consecuencia de perforación sobrebalanceada o por un reventón subterráneo C. Zonas y áreas sobrepresionadas por procesos de inyección, tales como inyección de vapor, agua o fuego, proyectos de inyección de CO2 o de gas. D. Fallas o fugas (pérdidas) en el casing E. Fractura de la formación de una zona a otra, ya sea por causas naturales o artificiales (fracturación excesiva) Adicionalmente, las presiones que resultan más altas de lo esperado suelen tener su origen en información errónea o en pruebas deficientes durante la perforación, ensayo o terminación del pozo. Resulta evidente que puedan darse presiones superiores a lo esperado. Por lo tanto, se debe tratar a todos los pozos con respeto y precaución. Siempre se debe esperar lo inesperado y se debe contar con un plan de acción adecuado. Todas las técnicas de detección de surgencias están sujetas a interpretaciones y mediciones erróneas, o puede darse el caso de que no sea posible efectuar mediciones.

Aún con estas limitaciones, estas técnicas valen la pena, porque la mejor manera de liquidar una surgencia es que no ocurra. En general, las técnicas de predicción son confiables y, si se aplican todos los métodos en forma inteligente, hay muchas posibilidades de que alguno de los indicadores resulte evidente y utilizable. Para evitar una surgencia de pozo, debe mantenerse suficiente peso de lodo para dominar las presiones de formación sin perder circulación o retrasar la velocidad de perforación. La predicción de altas presiones durante la perforación puede realizarse de tres maneras generales: se pueden utilizar evidencias sísmicas y geológicas antes de iniciar la perforación; el aumento o el descenso de la presión afectan la perforación y los cambios en las condiciones de perforación pueden servir para alertar al perforador de que la presión que ejerce la columna de fluido sea muy baja. También pueden utilizarse técnicas de control de lodo (mud logging) durante la perforación, para prevenir el aumento de la presión y/o para monitorear las presiones de formación. Por último, se pueden interpretar registros de MWD (Mediciones Durante la Perforación) y de perfiles para determinar las presiones de formación. Hay muchas formas de tratar una surgencia. Es crucial recordar que no hay ninguna actividad “segura”. Las surgencias y los reventones ocurren en cualquier actividad. Aunque en algunas regiones el factor de riesgo es menor que en otras, el riesgo existe en alguna medida. Todo aquello para lo que se está preparado, lo que se espera, lo que se anticipa; sirve para evitar problemas. Aquello para lo que uno no está preparado, lo que no se espera, lo que no se anticipa, resulta en pérdida de vidas humanas, de equipo y de propiedad.

Cap. 3

42 Detección de surgencias

Detección de surgencias Cuándo ocurren las surgencias Un influjo puede ocurrir en cualquier momento en que no se ejerza suficiente presión pozo abajo para controlar la presión de la formación. Como ya hemos visto en el capítulo de surgencias, éstas pueden tener diversos orígenes. Dado que una surgencia puede ocurrir en cualquier momento, tenemos que ser capaces de reconocer e identificar ciertas señales que advierten para poder tomar las medidas del caso. Señales de advertencia

- Disminución en la presión de bombeo/aumento

Para poder detectar una surgencia (fluencia, amago, influjo, kick) en su etapa más temprana, se deben conocer los indicadores que advierten que el pozo está fluyendo. Si se observa una o más de las siguientes señales, se debe dar por sentado que el pozo está fluyendo y se deben iniciar los procedimientos de control. Jamás se debe tratar de buscar otras explicaciones a estas señales hasta que no se haya comprobado que el pozo no está surgiendo. En algunas regiones, las señales indicadoras de surgencia (influjo, aporte, fluencia, amago, kick) son consideradas normales para el área. Sin embargo, siempre se debe considerar que el pozo está fluyendo hasta que se haya comprobado lo contrario.

- Pozo fluyendo con bomba parada

Las señales de advertencia más comunes son: - Aumento en el caudal de retorno - Incremento de volumen en los tanques - Rastros de gas/petróleo durante la circulación

en el caudal de bombeo - Llenado deficiente durante la sacada de tubería del pozo - Se saca la tubería llena - Variaciones en el peso de la sarta - El pozo no devuelve el desplazamiento correcto

Los pasos a seguir es programar un chequeo de flujo y si con bombas apagadas el pozo fluye, entonces se debe cerrar el pozo acorde al procedimiento. Para verificar si el pozo fluye: Tocar la alarma, quitar la rotación de la mesa, poner el malacate, levantar la herramienta hasta 3 pies sobre la mesa, apagar las bombas y observar en la línea de salida si el pozo fluye.

en la bajada de tuberia - Cambio en la velocidad de penetración

Aumento en el caudal de retorno Cuando la bomba opera con un caudal preestablecido o constante, desplaza o bombea por minuto una cantidad fija de fluido hacia el interior del pozo. Por lo tanto, si el caudal de inyección del lodo al interior del pozo es constante, el caudal de retorno de lodo también deberá ser constante. Si se advierte un aumento en el caudal de retorno (fluye hacia afuera más del que se está bombeando), y el régimen de bombeo no ha sido cambiado, esto significa que existe un ingreso de fluido de formación al pozo.

• Incremento caudal de retorno

Incremento en nivel de tanques Si el pozo está aportando fluido de la formación, entonces se observará también, un incremento en el volumen del sistema de lodos. Todos los tanques de circulación deben ser cubicados y marcados para que se advierta rápidamente cualquier aumento adicional. Toda vez que se aumente o disminuya la densidad del lodo se deben usar cantidades medidas y se debe notificar al personal involucrado. De esta manera se podrá y deberá registrar el aumento adicional correspondiente y el personal podrá advertir, si el pozo está surgiendo si ocurre un exceso de ganancia sobre lo que se está realizando. La coordinación de trabajos que se realizan en los tanques con el personal de plataforma es muy importante para evitar consecuencias fatales.

Rastro de Gas/Petróleo Cuando se advierte un incremento abrupto de gas, existe la posibilidad de que el pozo esté aportando petróleo o gas debido a que no se está ejerciendo suficiente presión sobre la formación Si bien es cierto que un lodo gasificado rara vez origina una surgencia, pero si es lo suficientemente severa, puede disminuir aún más la presión hidrostática. A medida que mayor cantidad de gas ingresa y se expande, la presión hidrostática continúa disminuyendo hasta que el pozo comienza a fluir. Algunas zonas presentan un aporte lento de los fluidos de formación. En estos casos, es muy raro que se produzca un reventón. Sin embargo se debe recordar que un influjo (aporte, fluencia, surgencia, kick, amago) es, por definición, aporte no deseado del fluido de la formación. Los rastros de gas/

petróleo son indicadores de surgencia, y deben ser tratados como tales. En estos casos es recomendable derivar la circulación a través del estrangulador, al menos para alejar el gas o el petróleo de las cercanías del piso de perforación del equipo.

Disminución de presión de bombeo/Aumento en el caudal El ingreso de fluido de la formación suele disminuir la densidad de la columna de

lodo. Esto hace que disminuya la presión que dicha columna ejerce. Como resultado, se necesitará menos fuerza para mover una columna más liviana, y la presión de bombeo disminuirá. A medida que se disminuye la carga y el esfuerzo a que se somete a los motores del equipo, aumentarán la cantidad de emboladas de la bomba consecuentemente, funcionará más rápido. A esto también se suma la expansión ascendente del gas, que eleva parte del fluido y reduce aún más la presión total de la columna.

Cabeza de inyección Manguerote

Directa

Vástago Barras de sondeo Casing de superficie

Línea de retorno del lodo

Mezclador de lodo

Zaranda

Espacio anular

Descarga

Bomba de lodo

Línea de succión de lodo

Pozo Pileta de lodo

• Aumento en el nivel de tanques

Cap. 3

Detección de surgencias 43

Pileta de reserva

Cap. 3


Pozo fluyendo A medida que el pozo fluye, existe un incremento de fluido de formación que desplaza el lodo del pozo. Varias veces ha ocurrido que se piensa que el perforador está haciendo funcionar las bombas, porque el lodo está rebalsando del pozo, cuando en realidad las bombas no están en funcionamiento. El monitoreo del pozo debe ser constante, y debe haber comunicación para determinar si el pozo está fluyendo.

Llenado deficiente durante el viaje de tubería La sacada de tubería del pozo es probablemente uno de los momentos más críticos de las operaciones en un equipo, y una de las causas más COMUNES de surgencia (influjo,

fluencia, amago, kick, aporte). Los factores contribuyentes incluyen: pérdida de presión de circulación, efecto de suabeo al sacar la tuberia del pozo sin llenar el pozo adecuadamente ocasionando que el nivel de la columna de lodo baje en el espacio anular, y el llenado insuficiente que disminuye la presión hidrostática. Para contrarrestar todos estos factores es necesario mantener el pozo lleno. Se debe llevar un registro de la cantidad de tiros (paradas, parejas, stand, eslinga) de tubería retirados versus el volumen de líquido inyectado para llenar y se debe verificar visualmente que el pozo esté lleno. Si el pozo se llena con menos fluido de lo calculado se debe suponer que el fluido de formación está ingresando el pozo. Pero si se debe agregar más fluido y el pozo no se llena, es que hay una pérdida de fluido.

La tubería sale llena Si el fluido de formación es suabeado o si una burbuja de gas sigue a una herramienta de mucho diámetro o a un packer hacia arriba en el pozo, pronto se produce la expansión de la burbuja. La fuerza de la misma no permite que el fluido “caiga” en el interior de la tuberia, y el tubo comenzará a salir lleno. En estas circunstancias el pozo debe ser cerrado y circulado.

Variaciones en el peso de la sarta

• Llenado insuficiente Durante la sacada el pozo debe recibir suficiente cantidad de lodo Se debe mantener el pozo lleno

El fluido del pozo favorece la flotación. Esto significa que el fluido sostiene parte del peso de la herramienta. Mientras más pesado es el lodo, mayor es la flotación que proporciona, y por lo tanto, mayor es el peso que sostiene. Un aumento en el peso de la columna de sondeo puede deberse a una afluencia de fluido de formación que disminuye la densidad del fluido en el pozo.

A medida que la densidad disminuye, se reduce también la capacidad de la flotabilidad del lodo. Una disminución en el peso de la columna de tuberia puede ser por efecto, también, de una expansión de gas que empuja la tubería hacia arriba. En estas circunstancias, se debe cerrar el pozo sin demora y se deben iniciar los procedimientos de control.

Desplazamiento incorrecto en la bajada de la tuberia (sondeo) A medida que se baja la tubería al pozo, el desplazamiento de fluido hacia afuera debe ser igual al desplazamiento del tubo. Si se hace descender la tubería demasiado rápido, puede ocurrir que se empuje el fluido dentro de una formación más abajo, como resultado de las presiones de compresión. El resultado puede ser un descenso de nivel de la columna de fluido y una disminución de la presión hidrostática. Si la presión del fluido desciende por debajo de la formación, el pozo comenzará a fluir. Cuando hay un influjo en el pozo, se desplaza más volumen al exterior del pozo en comparación con el desplazamiento del tubo. Esto se debe a la expansión del gas y/o a que el pozo fluye. Se debe poner muchísimo énfasis en efectuar los viajes de tuberia de manera correcta. La diferencia entre el fluido desplazado hacia afuera y el desplazamiento de la tubería que se baja revela la existencia de un problema. Es recomendable utilizar un tanque de maniobras, para el control del volumen desplazado por la herramienta. Los procedimientos de llenado del pozo, requieren ciertas regulaciones como el de llenar cada 5 parejas (tiros, paradas, linga-

das, stands), en forma continua o antes que la presión hidrostática sea menor a 75 psi. Por otro lado se debe contemplar si se saca la tuberia “seca” (vacía) o en su caso llena (mojada). Para un mejor control del desplazamiento de la tuberia es recomendable usar las dimensiones correctas para los cálculos de volumen necesarios para el llenado. Se debe tener un libro de registro de viaje de tuberia en el lugar y usarlos para confirmar que el pozo esta tomando el volumen, por lo menos igual que en las anteriores viajes de tuberia. Una advertencia que el pozo esta aportando fluido de formación es que el llenado no se ha efectuado con el volumen calculado.

Surgencias con la tubería fuera del pozo El influjo ( surgencia, arremetida) que ocurre cuando se ha retirado la tubería del pozo comienza en realidad durante la sacada, pero en ese momento pasan inadvertidas. La surgencia puede haber empezado en las primeras etapas de la maniobra. El influjo se hace más notable al no llenar el pozo con el volumen calculado, o al momento que se están manipulando los portamechas. El indicador de una surgencia en estos casos es que el pozo fluye. Cuando la tubería no está en el pozo, cerrar el RAM ciego (ariete, esclusa ciego o cierre total) es una práctica muy buena, junto con el monitoreo de la presión en el choke (estrangulador). El cierre de las los Rams (esclusas) de cierre total (Ram ciego) evita la caída de objetos en el pozo y también evita que el pozo fluya si se deja el Choke (estrangulador) cerrado. Cuando hay que cerrar el estrangulador (Choke), es recomendable contar con una alarma sensible a la presión, para monitorear la acumulación de presión

en el sistema de cerrado. Cuando hay que dejarlo abierto, se debe disponer un guardia para controlar el flujo desde el múltiple del estrangulador (manifold del Chone). Además, hay que programar la alarma de la pileta de lodo para que se active ante la menor variación. Con relación al procedimiento, no abra nunca el preventor (BOP) hasta que todo el personal este en un lugar seguro. A menudo, durante la reparación de un pozo o en áreas con problemas de pérdida de circulación, la circulación a través del conjunto de preventores (BOP), con bombeo y retorno provenientes del mismo tanque, garantizará que el pozo permanezca lleno y que la columna de fluido no pierda nivel. Si se utiliza este sistema, se deben colocar alarmas para controlar pérdida y aumento en el tanque de circulación.

Surgencias durante el perfilaje El influjo durante el perfilaje (registros eléctricos) pueden ser el resultado del efecto de pistoneo de las herramientas de perfilaje en un pozo con diámetro reducido, de un pequeño flujo durante la sacada de la tubería, o del hecho de no monitorear la tubería ni mantenerla llena durante las operaciones. El problema básico del influjo (surgencia, fluencia, amago, kick) durante el perfilaje es que se les permite progresar, y se las suele descubrir, o se decide cerrar el pozo, cuando ya están bastante avanzadas. Siempre se debe tener en cuenta la utilización de un lubricador de cables. Un lubricador lo suficientemente largo como para abarcar las herramientas permitirá retirar la sarta de herramientas si se presenta una surgencia sin necesidad de cortar el cable para cerrar el pozo. El lubricador debe ser

Cap. 3


probado antes de correr las herramientas de perfilaje.

Revestimiento del pozo El influjo que ocurren en estos casos tienen las mismas características que las que ocurren durante las los viajes de tuberia. El factor más importante para recordar en estos casos es que como las operaciones del equipo están orientadas a la operación de revestimiento del pozo, no se dedica mayor tiempo a detectar una surgencia o a pensar en la necesidad de cerrar el pozo. Cuando se está bajando revestimiento, se detectará la surgencia por el hecho de que el flujo de lodo desplazado no se detiene durante el enroscado de los tubos. Se debe utilizar un sensor de flujo y un totalizador de volumen del tanque mientras se corre el revestidor (casing). El procedimiento correcto indica que se deben hacer ciertos cálculos en lo que respecta al desplazamiento del revestidor (casing) y de las cuplas (conexiones, juntas, cuellos). Se debe llevar un registro para comparar volúmenes de desplazamiento teóricos y reales, para determinar si se está desplazando mucho lodo. Si se detecta una surgencia se debe cerrar el pozo, utilizando esclusas (ram) para revestidor (casing) o *preventor anular. Debe emplearse también un dispositivo para circulación con las conexiones apropiadas del equipo, para instalar y cerrar el diámetro interno del revestidor (casing) en caso de que el equipo de flotación no funcione, y para hacer circular la surgencia hacia el exterior. *El preventor anular se debe utilizar con precaución. La presión de cierre debe ser controlada de acuerdo a las especificaciones de presión de colapso del revestidor (casing), sobre todo para revestidores de gran diámetro y bajo grado de acero.

Cap. 3


Influjo durante la cementación El influjo en estos casos se debe a la reducción de la presión de la columna de lodo. Las causas de esta reducción pueden ser que la lechada de cemento sea muy liviana, que haya pérdida de circulación, que no tenga el peso adecuado, o puede deberse a la mecánica del proceso de frague (endurecimiento) del cemento.

importante conocer, y saber reconocer, las señales de influjo. Cuando se presenta una o más de estas señales, tanto el personal, como el equipo se encuentran en peligro.

Siempre se deben controlar estas señales para determinar si el pozo está surgiendo. Es posible que el cierre del pozo sea el paso siguiente.

• Cementacion de un pozo

Cuando se circula cemento, se debe monitorear el sensor de flujo para poder detectar cualquier incremento. Se deben monitorear los aumentos de volumen en los tanques, comparándolos con el volumen de cemento desplazado, para asegurarse así de que el volumen de lodo desplazado es esencialmente igual al volumen de cemento bombeado. Existe otra complicación; cuando el tapón superior hace tope de acuerdo a lo calculado, por lo general se comienzan los procesos normales de desarmado de boca de pozo, y si se detecta un flujo, se lo atribuye a la expansión de fluidos por temperatura. Bajo ninguna circunstancia se debe desenrroscar el preventor de reventones (BOP) hasta que se haya descartado la posibilidad de que ocurra una surgencia. Se debe tener en cuenta que si el pozo fluye no se pueden utilizar técnicas de circulación convencionales. Se deben considerar, en cambio, técnicas tales como inyección de fluido sin purga, inyección y purga o procedimientos volumétricos.

Fluido de desplazamiento

Cemento

RESUMEN La detección anticipada de un INFLUJO es responsabilidad de todos. Se han perdido pozos por no haber alertado al perforador, al jefe de pozo y al representante de la compañía operadora de que existía la posibilidad de que el pozo estuviera fluyendo. Es

Lodo de perforación

Cap. 3


Prevención de surgencias mediante la planificación El mejor trabajo de Control de pozos, es el que no ocurre, como ya hemos visto en los capitulos anteriores, los impactos que generan arremetidas y posiblemente los reventones, repercuten negativamente en la operación, generando pérdidas de toda índole, económicas, tiempo, diferidas de producción, conflictos y hasta decaimiento en la moral de los equipos de trabajos, por lo cual, evitar la ocurriencia y recurriencia de las mismas es vital para el sano y exitoso proceso operativo, en tal sentido, se verán, unas técnicas relativas a preveer con mucha anticipación la ocurriencia de estos eventos indeseables. Prevención de problemas de Arremetidas mediante la estimación de las presiones de Formación El control de pozos se basa en el control de las presiones de formación. Desde hace muchos años se han venido corriendo herramientas para la tma de registros en los pozos para obtener datos que nos permitan estimar y medir ciertas cosas, sin embargo desde hace algunos años se han desarrollado técnicas para extraer mucha mas información de los registros que para lo que fueron concebidos. Por ejemplo las ondas compresivas de una sísmica, las de un registro sónico en cualesquiera de sus versiones, las data cruda de un registro de cemento ó la curva del exponente D. pueden arrojar mas datos que que permitan obtener mas cosas

que un modelo geológico a partir de la sísmica, ó mas que una verificación de topes de formaciones, análisis de esfuerzos ó correcciones del modelo de velocidades ó mas que una inspección de cemento en un pozo ó determinación de presiones anormales durante la perforación, de cualesquiera de éstos registros pueden obtenerse entre otras cosas, curvas de presiones estimadas de la columna geológica que nos permiten planificar los trabajos y problemas que pudiese poder llegar a tenerse en la operación. Adjunto se muestra el ejemplo de la extracción de la curva de presiones mediante un registro sónico. En la siguiente figura se muestra una zona de lutita geopresurizada, dicho gradiente superior de presión se detecta por estar por encima del gradiente de presión normal que tiene el pozo, lo que es un potencial punto de pega de tubería por arcillas geopresurizadas, las cuales generan derrumbes si no es previsto su incremento del peso del lodo antes de entrar en dicha zona, estos derrumbes pueden llegar a generar un empaqueta-

miento del BHA ó incrementar la densidad del lodo generando una posible perdida de circulación y con esto una arremetida. Por otra parte, si se detecta una sobrepresión como éstas en una zona permeable como una arena, esto generaría una arremetida si la misma supera la presión generada por nuestro lodo de trabajo, ó podría contener una presión anormal de tener un gradiente superior a 0.465 psi/pie. Entonces, de tener una curva de presión generada de la sísmica ó de un registro acústico de pozos vecinos, se puede realizar una planificación del peso del lodo que evite la ocurrencia de arremetidas ó problemas de estabilidad de hoyos en casos de arcillas geopresurizadas, formaciones móviles y formaciones desconsolidadas que implican incrementos de peso del lodo antes de ser perforadas, disminuyendo también la formación de cavernas por derrumbamientos que posteriormente puedan generar puentes que atrapen la tubería. La fig. también, muestra además una segunda zona inferior muy permeable de baja

Cap. 3


presión que potencialmente puede generar dos problemas: 1.- Pega diferencial debido a la diferencia del sobrebalance que se produciría, generando un gran revoque que podría sujetar la sarta de perforación y el BHA. 2.- Una pérdida de circulación que produzca un descenso del nivel de fluido del pozo cuando estén las bombas detenidas, con lo cual se reduciría la presión hidrostática y podría producir una Arremetida. Estos problemas pueden evitarse con una planificación preventiva, la cual consistiría en colocar material sellante u obturante en forma de píldoras durante la perforación y perforar a tasa controlada que permita el tiempo necesario para la formación de revoque, realizar un seguimiento efectivo del control de filtrado buscando generar un revoque fuerte y delgado. Por otra parte al reducir la tasa de penetración (ROP), se reduce la i ncorporación de sólidos al lodo del anular evitando que haya un aumento en la densidad del lodo del anular, reduciendo con esto el sobrebalance entre la Presión de fondo y la de formación.

Metodología y ecuaciones El modelo de Eaton permite realizar estimaciones de presión de formación, una vez perforado y perfilado el pozo en cuestión. También existen otros métodos análogos e incluso existen métodos para predecir presiones de formación (o presiones anómalas) antes o durante la perforación. El modelo matemático de Eaton puede ser aplicado haciendo uso de registros convencionales como: Inducción, Conductividad, Sónico compresional y Densidad.

A continuación se describe el modelo haciendo uso de la curva Sónico compresional: Donde: PP: Presión de poros o de formación, psi. Pv: Presión de sobrecarga, psi Ph: Presión Hidrostática, psi DTCn: Curva del tren sónico compresional normal, S/Pie DTC: Curva sónico compresional perfilada en el pozo, S/Pie D: Exponente de Eaton, Adimensional (Se asume con valor 3) TVD: Profundidad vertical, Pies Las presiones Ph y Pv se calculan a partir de los gradientes de presión hidrostática y de sobrecarga comunes de la zona; es decir 0.433 psi/pie y 1.0 psi/pie, respectivamente. La curva del tren compresional normal (DTCn) se establece graficando la curva sónico compresional perfilada en el pozo (DTC) en escala logarítmica vs la profundidad en TVD discriminado únicamente las zonas lutíticas, para luego establecer manualmente una línea recta que defina la tendencia normal en el pozo.

El exponente de Eaton se toma como 3, en el caso, donde se use de la curva sónica. En los casos donde se usen otras curvas como las de resistividades, exponente de perforación (D-exponent) o densidad dicho exponente debe ser tomado como 1,2.

Prevención de problemas de Arremetidas mediante la estimación del gradiente de salinidad de Formación Tanto las formaciones permeables y no permeables que no sean contentivas de hidrocarburos se encuentran saturadas por agua. Esta agua cognata posee una salinidad que normalmente posee un gradiente creciente a medida que la profundidad aumenta. Esta condición genera ciertos inconvenientes durante la perforación de pozos debido a que dependiendo de la salinidad del lodo empleado durante el proceso de perforación pueden crearse condiciones proclives a los fenómenos de ósmosis u ósmosis inversa.En este sentido debe conocerse la tendencia de la salinidad en los estratos a perforar para poder ir realizando ajustes de forma precisa en las cantidades dentro de su ventana de estabilidad, evitando con

esto el hinchamiento de las arcillas por el proceso de Ósmosis Inversa. Para éste fin puede determinarse la salinidad de toda la columna geológica tanto del agua entrampadas en arenas o arcillas con el método de resistividad aparente, el cual nos permite determinar la misma a partir de los registros eléctricos resistivos. Los mismos proveen la resistividad de la formación y sus fluídos y mediante técnicas como la de Resistividad aparente o la de Pickett. Una vez obtenida esta curva, debe llevarse el seguimiento de salinidad de nuestro fluído manteniendo un valor dentro de una ventana superior a la curva del pozo, la cual debe ser superior para evitar todo el tiempo el hinchamiento de las arcillas. No debe ser tan superior como para generar deshidratación de las arcillas, esto produciría reducción de su tamaño y decantación de la misma dentro del pozo, generando cavernas suaves que impactan sobre la velocidad de flujo ascensional, y con esto pérdida de efectividad de limpieza del hoyo. Por otra parte, si la salinidad de lodo es demasiado superior al de los fluídos de formación, podría flocularse el lodo, quedando separadas de esta forma la parte sólida del lodo de la líquida (filtrado), produciendo la decantación tanto de los sólidos provenientes de los ripios, como de los sólidos en dispersión del lodo, generando posibilidades muy altas de pega de tubería, así como pérdida de densidad del lodo por la decantación de su parte sólida, incrementando seriamente la probabilidad de una arremetida. Este problema puede predecirse y evitarse obteniendo la curva de salinidad de las formaciones a atravesar y luego manteniendo una ventana de salinidad del lodo superior a la del pozo o empleando lodos base aceite.

Cap. 3


Cap. 3


El empleo de registros eléctricos de los pozos vecinos y el empleo del registro de SP para determinación de la salinidad por el método de Pickett o el de Resistividad con el método de Resistividad Aparente, ambos pueden permitirnos prever dicha situación.

esto genera una disminución de la tolerancia entre el diámetro del pozo y el de la sarta aumentando con esto exponencialmente el efecto de suabeo en el pozo generando posibles arremetidas. Para evitar ésta situación

La ósmosis es un fenómeno electrolítico generado cuando se encuentran dos soluciones de diferentes cargas electrolíticas (Iones) y normalmente se produce al tener las soluciones con diferentes salinidades. Mediante una membrana semi-permeable, se produce influjo másico e iónico desde la solución con menos y hasta la de mayor cantidad de electrolitos. Todo ello, hasta que se produzca una balance iónico en ambas soluciones de cada lado de la membrana semi-permeable. En tal sentido, cuando se perfora una zona de lutitas o arcillas reactivas al agua como la motmorillonita o arcilitas entre otras, que al estar en presencia de una solución de menor salinidad que la que ellas contienen, se produce un proceso de ósmosis inversa y comienza un proceso de hidratación de las mismas, generando un hinchamiento que puede hacer crecer hasta 20 veces su tamaño, reduciendo originalmente el diámetro del hoyo y posteriormente creando cavernas y derrumbamiento del hoyo, si no se controla a tiempo la precipitación. Estos derrumbes producen dos posibles complicaciones: 1.- Empaquetamiento del BHA por arcillas reactivas en el peor de los casos.

se puede planificar su prevención mediante la determinación del gradiente de salinidad de la formación a partir de los registros eléctricos de resistividad, procesándolos con el método petrofísico de resistividad aparente ó por el método de obtención de la salinidad por la metodología de Pickett. Ambos casos generan dicha ecuación de gradiente de salinidad con muy pequeñas diferencias. Sin embargo el gráfico de Pickett se utiliza en mayor proporción para las operaciones de perforación debido a su continuidad Arena-Arcilla, que no se presenta en el método de resistividad aparente, el cual, muestra discontinuidades en las arenas y continuidad sólo en las arcillas y lutitas.

METODOLOGÍA Y ECUACIONES Curva de Salinidad a partir Resistividad de Agua Aparente 1. Se estima la Rwa • En la figura se observa el gráfico de Pickett obtenida de los registros resistivos, en este caso de un dual Inductions, en la cual, se puede observar un claro gradiente de salinidad a medida que aumenta la profundidad del pozo.

2.- Las arcillas hidratadas generan un incremento en la viscosidad de la arcillas, tornándolas extremadamente pegajosas (llamadas Gumbos) que se adhieren en

la sarta de tubería y en el BHA creando una condición conocida en el petróleo como “embotamiento o embolatamiento de la sarta”,

Rwa=

PHIT 2x RD a

Donde: Resistividad del agua aparente a Tf, Ohmm. PHIT: Porosidad total de la formación, Fracción RD: Resistividad profunda, Ohmm. a: Coeficiente de Cementación, Adimensional. (Se toma como 1 en areniscas)

Cap. 3


2. Se ajusta Rwa @ Tf hasta 75°F Rwa 7 5°F =

Rwa+−6,77 75+6,77

3. Se calcula la curva de salinidad de NaCl equivalente a partir de la Rw@75 obtenida ⎡ 3,562−log(Rwa75−0,0123) ⎤ ⎥ S =10⎢ 0,995 ⎢⎣ ⎥⎦ Donde: Resistividad del agua intersticial a 75°F, Ohmm. S: Salinidad del agua equivalente de NaCl, ppm.

Curva de Salinidad a partir Pickett 1. Se escogieron 3 intervalos limpios y acuíferos: uno superior (F3), uno medio (I2L) y uno inferior (L0). 2. Se procedió a computar una curva de Rw75°F bajo como un gradiente, que represente mejor el incremento de sales minerales con la profundidad: Curva Rw75°F =

(Rw 75°F ) − (Rw 75°F ) 2

1

TVD2 − TVD1

3. Por último, igualmente se calcula la curva de salinidad de NaCl equivalente a partir de la Rw@75 obtenida: ⎡ 3,652−log(Rw75−0,0123) ⎤ ⎥ S =10⎢ 0,995 ⎢⎣ ⎥⎦ Donde: Resistividad del agua intersticial a 75°F, Ohmm. S: Salinidad del agua equivalente de NaCl, ppm.

Prevención de problemas de Arremetidas y pegas de tuberías mediante la estimación de la dureza Formación Es conocido que en el proceso de perforación, pasar de una formación dura a una formación blanda con lo mismos parámetros de perforación, es una situación delicada, por ser proclive a generar desviaciones fuertes que generan problemas geométricos (ocasionados por patas de perros o posibles Ojos de Llave) por tener las curvas en la zonas blandas, lo que genera una ranura en la parte inferior de la curva del pozo imposibilitando a la sarta, y en especial al BHA salir del pozo agarrados. Por otra parte, la generación de éstos problemas geométricos, por lo general, incrementan la presión de circulación en forma errática, debido a la reducción de las áreas de flujo. Al ser erráticas, generan pulsos de presión que inducen a los pozos con zonas de buena trasmisibilidad generando pérdidas de circulación por impacto y no por presión directamente, creando así condiciones idóneas para la ocurrencia de arremetidas por pérdidas de circulación.

Se disminuye el nivel de fluído en el pozo y con esto la reducción de presión Hidrostática, provocando así el influjo de la formación hacia el pozo. Para ésta situación lo ideal es extraer una curva a lo largo de la profundidad del pozo que pueda permitir conocer la ubicación de esos contrastes de dureza de formación, para establecer una planificación de parámetros de perforación que disminuyan la ocurrencia de patas de perros y desviaciones no deseadas, empleando técnicas como por ejemplo perforar con poco peso y alta revolución zonas de contrastes de duro a blando. Para poder obtener una curva que nos permita estimar dichos cambios, se pueden emplear varios métodos. 1.- Empleando las ondas de corte de los datos sísmicos, registros acústicos o registros generadores de Coronas ó núcleos electrónicos que nos proporciona el Rockview de los elementos principales de la roca. Con esta información se calcular con bastante aproximación la dureza y consistencia de la misma. Se adjunta un ejemplo de uno de estos registros.

Cap. 3


En el mismo se muestra un Registro mineralógico, el cual incluye los rasgos de tecnología Espectral radioactivas más mineralogía metálicas y no metálicas. En la figura puede observarse los diferentes componentes mineralógicos que conforman cada nivel de roca, y con esto estimar los cambios de dureza de las mismas.

Por la naturaleza del material que compone la roca -por otra parte- podemos inferir la dureza de las formaciones de registros de Densidad-Neutrón el cual es corrido ampliamente en los pozos petroleros. En la figura de muestra: un duro detectado por estos registros seguido de una formación blanda, la cual es una zona muy prospectiva a generar problemas de geometría de pozos (Dog Leg’s), la cual, de generarse, produce posible zona de pega de tubería por geometría de hoyo. El trabajo de este tipo de problemas provoca obstrucciones que poseen características erráticas en los torques y tensiones, que en ocasiones originan derrumbes. Estos pueden generar indicios de empaquetamientos que provocan suabeo en el pozo pudiéndose con esto generar una arremetida. Gracias al empleo de estos registros tomados en pozos vecinos, podemos prevenir este tipo de problemas. En conclusión el empleo de los datos de los registros de pozos vecinos y/o los datos procesados de la sísmica, nos permiten predecir los posibles problemas que podemos afrontar y poder tomar las medidas necesarias para la evitar la ocurrencia de las mismas.

Cap. 4

54 Teoría de surgencias

Teoría de surgencias Efectos y comportamiento de las surgencias Un influjo es el ingreso del fluido de formación, por la disminución de presión en el fondo del pozo. Si la presión hidrostática del fluido se mantiene levemente por encima de la presión de formación, el influjo no tendrá lugar. Un reventón (blowout) es un influjo descontrolado Si ocurre una surgencia (arremetida, i nflujo) y no se la reconoce o no se la controla, puede transformarse en un reventón. Si el pozo aporta fluido de una zona a otra formación, se produce un reventón subterráneo. El personal debe estar preparado para controlar el pozo en caso de surgencia. Se debe comprender el comportamiento y los efectos de un i nflujo (Surgencia, aporte, fluencia, kick, amago), para poder evitar que se conviertan en reventones. Un i nflujo puede ser de gas o de líquido (petróleo, agua) y su comportamiento es diferente en la boca del pozo. La expansión de un influjo gaseoso debe ser controlado, de manera que la mayor expansión sea cerca de la superficie. Tanto una expansión no controlada, como la falta de expansión del influjo (surgencia, fluencia, amago, a aporte, kick) gaseoso pueden crear problemas que conduzcan a un reventón. El gas migra e incrementa la presión del pozo. Por lo tanto, se deben controlar las

presiones de cierre de pozo. Cuando se cierra el pozo, se deben utilizar procedimientos de alivio de presión para permitir la expansión del gas, por lo menos hasta que se inicie el procedimiento de control.

Determinación de la naturaleza del influjo Es muy importante conocer si el i nflujo es de gas o de líquido (agua o petróleo). Esto se puede lograr calculando la densidad, que en el caso del agua salada es de entre 8,5 y 10,0 lpg (1018 y 1198 g/l) la del gas es de menos de 2,0 lpg (240 g/l.). Si la densidad calculada está entre 2,0 y 8,5 lpg (240 y 1018 g/l), el fluido que ha ingresado será una mezcla de gas, petróleo y agua. Para determinar el tipo de fluido que ha ingresado al pozo, se debe medir con la mayor precisión posible el incremento en barriles (m3) en los tanques de inyección. Esto indica el tamaño de la surgencia. (Se deben excluir todos los volúmenes circulantes de equipos de superficie tales como los de control de sólido y las mezcladoras de inyección, si estaban cerradas antes de la medición del incremento en los tanques). La longitud de la

surgencia se calcula dividiendo la cantidad de barriles (m3) de incremento entre la capacidad anular del pozo, en este caso entre el pozo y los portamechas (drill collars). Partiendo de la longitud de la columna de la surgencia, se puede calcular su densidad. A continuación, detallamos la ecuación y los problemas de ejemplo. SIDPP = 400 psi (27,6 bar); SICP = 600 psi (41,4 bar) Diámetro del pozo = 8 1/2” (216 mm), DE (OD) Portamechas (Drill Collars) 6 1/2” (165 mm) Capacidad del pozo alrededor del portamechas = 0,029 bbls/pie (15,13 l/m). Densidad del Lodo = 11,8 ppg (1414 g/l) Incremento en el nivel de tanques = 15 bbls (2,38 m3)

La comprensión de la diferencia entre el influjo (fluencia, surgencia, aporte, amago, kick) gaseoso y líquido permitirá manejar ciertos problemas de manera diferente. Con el cálculo de la densidad del influjo (surgencia, aporte, kick, fluencia, amago), se puede descubrir si la entrada es de agua, petróleo o gas puros. Sin embargo, se debe tener en cuenta que tanto en el petróleo como en el agua puede haber algo de gas. Por lo tanto, todas las

surgencias deben ser consideradas como surgencia (arremetida, influjo) de GAS a menos

Cap. 4

Teoría de surgencias 55

que los hechos demuestren lo contrario. Para estimar la densidad de una surgencia:

Longitud Estimada(pies)

=

Ganancia (bbls) ÷ Capacidad Anular (bbls/pies)

Longitud de la surgencia m = Tamaño de la surgencia (Incremento en piletas) m3 x 1000 l/m3 ÷ Capacidad anular del portamechas l/m Densidad estimada de la surgencia ppg = DENSIDAD ACTUAL DEL LODO (lpg) - ((SICP - SIDPP)÷(LONGITUD DE LA SURGENCIA, pies x 0,052)) Densidad estimada de la surgencia g/l

Surgencias (influjos, arremetidas) líquidas La surgencia (arremetida, influjo) de líquido, de agua salada o de petróleo no se comprime ni se expande de manera apreciable. Si la surgencia de líquido no se expande cuando se lo circula al exterior del pozo, la presión del revestidor (casing) no aumentará, como ocurre cuando se tiene un influjo de gas. Si no hay migración, las presiones de cierre no aumentan (por la migración) como cuando la surgencia es líquida.

Surgencia de petróleo y agua El petróleo y el agua son prácticamente incompresibles. No se presenta una expansión apreciable a medida que se reduce la presión que se les ejerce. Por esta propiedad, la velocidad de bombeo y el caudal de retorno serán esencialmente iguales a medida que se circula la surgencia líquida al exterior del

= DENSIDAD ACTUAL DEL LODO ,g/l - ((SICP, kg/cm2 - SIDPP,kg/cm2) ÷ (LONGITUD DE LA SURGENCIA ,m X 0,0001))

pozo (siempre que no se permita el ingreso de una nueva surgencia). Con métodos de control de presión de fondo constante, la presión hidrostática en el lado anular sólo cambiará si hay variaciones en la geometría del pozo. También cambiará la presión del revestidor (casing), debido a los ajustes del estrangulador, a medida que el lodo más pesado reemplace al lodo original y al fluido de la surgencia. Estos cambios no son tan pronunciados como con los influjos de gas. Casi todas las surgencias (influjos, arremetidas) de agua contienen algo de gas disuelto que hará que las presiones de superficie sigan el mismo patrón, pero en menor medida, que los influjos de gas. Por lo tanto, toda surgencia debe tratarse como si fuera una surgencia de GAS.

Gas en boca de pozo El gas es un fluido compresible; el volumen que ocupa depende de la presión a que se lo somete. Si la presión aumenta, el volumen

• Reventon Producto de una surgencia gaseosa disminuye. La relación volumen/presión varía con los diferentes tipos y mezclas de gas. Sin embargo, el comportamiento del gas natural se puede tratar utilizando la regla de “proporción inversa”. Esto significa

Cap. 4


que si se duplica la presión, el gas se comprimirá a la mitad de su volumen original. Si se reduce la presión a la mitad, el gas se expandirá al doble de su volumen original. El gas también es más liviano que los líquidos. Puede haber una migración tanto si el pozo está cerrado como si no lo está. Aunque el gas se puede llegar a separar en burbujas más pequeñas, la mayoría de los estudios describen a la surgencia como una única burbuja de gas. Para un mejor control de las surgencias de gas es importante el

entendimiento de las reglas generales del comportamiento y características del gas.

Ley general de los gases La ley general de los gases indica que la presión en un gas está relacionada con el volumen que se le permite ocupar. Este enunciado se ve modificado cuando hay variaciones de temperatura, o cuando no se aplica a un gas ideal. La ley general de los gases es la siguiente:

P1 x V1 = P2 x V2 T1 X Z1 T2 x Z2

Donde : P1 V1 T1 Z1 (P,V,T,Z)2

= = = = =

• Es importante saber el tipo de surgencia en el fondo del pozo

La presión absoluta original El volumen original La temperatura absoluta original La variación respecto de la compresibilidad del gas ideal en P1 y T1 Valores en cualquier otra condición

La ley general de los gases indica que si no se permite la expansión de un gas, la presión se mantiene igual, si se exceptúan las variaciones producidas por la temperatura y por el factor de compresibilidad (Z). En forma simplificada, esto significa que si una burbuja de gas llega a la superficie desde el fondo del pozo sin que se le permita expandirse, su presión será la misma que la que tenía en el fondo del pozo. Así, el gas presurizado puede presurizar la formación hasta el punto de que pueden ocurrir fallas en el equipo, fractura de la formación, o pérdida de circulación. Es por eso que no se puede controlar una surgencia (arremetida, influjo) de gas manteniendo constante el volumen de las piletas o bombeando un barril (0,159 m3) por cada barril (0,159 m3) que fluye del pozo.

El efecto del factor (Z) y la variación respecto de la compresibilidad del gas ideal, también ayuda a limitar la expansión. Este factor muestra cuánta resistencia a la compresión del gas hay a diferentes presiones. Por ejemplo, el metano se licua a aproximadamente 6000 psi (413,7 bar), y no se comprime mucho más allá de ese punto. Esto queda demostrado cuando se incluye el valor (Z) del metano en la ecuación. En la práctica, las presiones no son tan altas como se podría esperar, debido al efecto de la temperatura. Cuando el gas asciende, se enfría. Este enfriamiento se acentúa cuando se permite la expansión. A medida que el gas se enfría, la presión se reduce. Otro factor no incluido en la ley general de los gases es la solubilidad. Cuando un gas se disuelve en

un fluido, se reduce el volumen del gas libre. Por lo tanto, las presiones finales en superficie disminuyen. Si el gas sube a la superficie y se expande sin ningún control, ocupará tanto volumen en el espacio anular que impulsará grandes cantidades de fluido al exterior del pozo y reducirá la presión de fondo. Entre los extremos de no permitir ninguna expansión y permitir una expansión libre del gas, se han desarrollado métodos de control de pozo que permiten una expansión controlada.

Expansión de Gas Cuando penetra gas, su efecto en el pozo depende de cómo se lo maneje. Hay varias formas de abordar este problema. El manejo incorrecto de una surgencia de gas puede tener consecuencias peligrosas. Esto es un hecho evidente en toda la historia de la explotación petrolera. Aun en el presente existen muchas prácticas y puntos de vista diferentes acerca de como controlar un pozo. Los siguientes

-4 0 PSI Presión de Superficie

ejemplos muestran como actúa el gas en el pozo e indica la mejor solución para este problema. Por razones de simplicidad, se considerará al gas como una única burbuja, y no se tendrán en cuenta los efectos de temperatura, compresibilidad, tipo de fluido y solubilidad en los siguientes ejemplos:

La presión de fondo de pozo que ejerce la columna de fluido es de 5200 psi (358,5 bar) y el volumen del gas es de 1 barril (0,159 m3).

Si se circula el gas hasta la mitad del pozo, la presión hidrostática sobre la burbuja de gas será de sólo 2600 psi (179,3 bar). Sin embargo, la presión de la burbuja de gas todavía Sin expansión será de 5200 psi (358,5 bar), de acuerdo a la Expansión descontrolada ley general de los gases. La presión anular en Expansión controlada la superficie será de 2600 psi (179,3 bar), que es la diferencia entre la presión de la burbuja de gas y la presión hidrostática sobre la Sin expansión misma. La presión de fondo de pozo será En un pozo de 10.000 pies (3048 m) que con- igual a la presión de la burbuja más la pretiene fluido de 10 ppg (1198 g/l), se suabea sión anular de superficie, es decir, 7800 psi (succiona, swab) un barril (0,159 m3) de gas (537,8 bar). Cuando la burbuja llegue a la durante una conexión. El pozo se cierra, y se superficie, la presión allí será de 5200 psi circula la burbuja hacia la superficie manteniendo constante el volumen en los tanques. (358,5 bar), mientras que la de fondo de En otras palabras, no se permite que el gas se pozo será de 10.400 psi (717,5 bar). Esto expanda. Por razones de simplicidad, no se to- equivale a un fluido de 20 ppg (2396 g/l). marán en cuenta los efectos de la temperatura En este caso, seguramente habrá pérdida de y la compresibilidad, a pesar de que inciden circulación antes de que la burbuja llegue a la superficie. sobre la respuesta. C APÍTULO 4

1300 PSI

2600 PSI

3900 PSI

5200 PSI

0 Pies 1 bbl

2,500 Pies

1 bbl

5,000 Pies

1 bbl

7,500 Pies

1 bbl

10,000 Pies Presión de Fondo

1 bbl

5200 PSI

6500 PSI

7800 PSI

9100 PSI

0 Barriles Ganados

0 Barriles Ganados

0 Barriles Ganados

0 Barriles Ganados

10400 PSI

Tanques

Sin expansión

Cap. 4


Entre no permitir que el gas se expanda y permitir la libre expansión del gas, los procedimientos de control se han desarrollado controlando la

0 Barriles Ganados

la burbuja de gas hacia la superficie (o es circulada hacia la superficie manteniendo el volumen de los tanques constante.) En otras palabras no se

• Sin expansión

Cap. 4


T EORÍA D E L AS S URGENCIAS

4-5

Hay dos lecciones a ser aprendidas del ejemplo de migración sin expansión: No trate de controlar un pozo con el método de volumen constante en superficie; y no permita que el pozo permanezca Del ejemplo sin expansión se pueden concerrado por mucho tiempo si las presiones continúan aumentando. Aumento de presiones probablemente cluir dos cosas: signifique que el gas está migrando hacia la superficie. Si la presión aumenta, utilizando métodos de 1. No se apropiados debe tratarende un pozo con vodesahogo el controlar estrangulador, mantenga lalumen presión de tubos constante. constante en los tanques

2. No se debe permitir el pozo permanezca EXPANSIÓN SIN Cque ONTROL cerrado por mucho tiempo si las presiones conti-

Lo opuesto a no permitir que el gas se expanda núan subiendo. El aumento de la presión probaes circularlo sin mantener contrapresión sobre él. Nuevamente un barril (0.159 m³)ascenso. de gas es blemente significa que hay gas en Si las pistoneado hacia el pozo. Esta vez el pozo no es presiones aumentan, se debe mantener la presión cerrado y se empieza a circular con las bombas la burbuja hacia fuera del pozo. De acuerdo con la de la tubería constante mediante procedimientos ley de los gases, cuando el gas alcanza la mitad adecuados purga con el estrangulador. del pozo, se de expande a dos barriles (0.318 m³.) A tres cuartas partes del camino a superficie, el gas se expande a cuatro barriles (0.636 m³.) En la siguiente mitad desde ese punto hacia arriba, el gas se expande a ocho barriles (1.272 m³.) Una o dos preguntas deben hacerse en este momento: Lo opuesto a no permitir la expansión del Si la burbuja está expandiéndose y desplazando gas esdelcircularlo sin mantener una contrafluido pozo, ¿Cuanta presión hidrostática se ha perdido?

Expansión descontrolada

0 PSI Presión de Superficie

0 PSI

0 Pies

2,500 Pies 5,000 Pies 7,500 Pies

1.3 bbl

10,000 Pies Presión de Fondo

1 bbl

5200 PSI

5197 PSI

0 Barriles Ganados

.3 Barriles Ganados

¿Ésta pérdida de presión hidrostática puede causar que el pozo fluya? En este momento probablemente esté entrando más gas en el pozo, expandiéndose, desplazando más fluido y presión. unNuevamente, se Elsucciona permitiendo flujo más rápido. pozo está (pistoen nea,a swab) 1 barril de gas al camino un descontrol. Con (0,159 expansiónm3) sin control, se dice queEsta un 90% de no la expansión del gas yocurrirá pozo. vez, se lo cierra, la bomba en comienza el 10% del tope del pozo. a circular la burbuja al exterior. De

Siempre se deben monitorear las presiones de cierre; estas pueden aumentar a medida acuerdo a la ley general de los gases, cuan- Presiones que elengas migra a través del fluido del pozo do éste llega a la mitad del pozo, se expande aumento en un cuando éste está cerrado. La migración de EXPANSIÓN CONTROLADA cerrado a 2 barriles (0,318 m3). Cuando recorre tres pozo gas puede aumentar las presiones en el cuartas partes del camino, su volumen es de probablemente pozo hasta Si se bombea la burbuja de gas con expansión signifiquen que el llegar a la fractura de la forma4 barriles (0,636 m3).la expansión del gas gasción está migrando controlada, se debe permitir o del equipamiento. Esto puede tener la superficie. manteniendo la presión entre de fondo igual o ligeramente A medio camino ese punto y la super- hacia como resultado un daño en la formación o superior la presión ade8 formación. Se debem3). ficie, que se expande barriles (1,272 un reventón subterráneo. permitir el incremento del volumen en superficie. A esta altura, se presentan una o dos preCuando se utilizan los métodos de control normales guntas: si la burbuja se estáConcurrente), expandiendo y Mantenga la presiones de la tubería o de la (Perforador, Espere y Densifique, desplazando pozo,que¿cuánta se está permite el retorno defluido mayor del volumen el barra de sondeo dentro de los parámetros bombeado, la expansión El presión permitiendo hidrostática perdió? del Estagas.pérdida, establecidos durante la planificación (SIoperador estrangulador debe comience mantener una ¿puededelhacer que el pozo a fluir? DPP; estabilizada, o presiones calculadas), contrapresión que permita una suficiente expansión En este momento, es posible que más gas mediante la purga (alivio) de cantidades del gas de tal manera que la presión hidrostática entrando en el pozo, esté en esté el pozo más la contrapresión tenga desplazando un valor pequeñas de fluido con el estrangulador. más fluido, y esté impulsando el flujo ligeramente superior a la presión de formación. Los del Esto permite una expansión controlada. La métodos control normales permiten la expansión pozo de más velozmente. El pozo está camino presión en la tubería es el mejor indicador controlada del gas que está siendo bombeado a la al reventón. de los cambios de la presión en el fondo, superficie. (vea el ejemplo en la página siguiente) porque contiene un fluido consistente (Verificable), sin contaminación, como ocurre en el espacio anular del pozo. Si no se dispone de presión de tubería (mecha o broca, 0 PSI 0 PSI 0 PSI tubería afuera del pozo, etc.) debe emplearse la presión del revestidor (casing) hasta que se resuelva el problema. Se debe tener en cuenta que si se desea mantener cons350 bbl tante la presión en el revestidor (casing), se 4 bbl deberá aliviar (purgar) un cierto volumen de fluido del pozo. Este volumen debe ser me2 bbl dido cuidadosamente, dado que este fluido estaba contribuyendo a la presión hidrostática. Se debe permitir el aumento de la presión en el revestidor (casing) para compensar esta pérdida. Las siguientes ecuaciones 5170 PSI 5190 PSI ? PSI servirán para resolver problemas de migración de gas y de alivio de presión.

Tanques

• Expansión descontrolada

Migración de Gas

1 Barriles Ganados

3+ Barriles Ganados

350+ Barriles Ganados

• Problema 1

Expansión de gas no controlada

Utilice la siguiene i nformación para calcular la pérdida de presión hidrostática. Mientras se mantenía la presión de superficie en los niveles apropiados, se observó

Cap. 4


un incremento de 6 barriles (0,954 m3) en el tanque de maniobra (trip tank). ¿Cuánta presión hidrostática se perdió? El peso del fluido es de 13,0 lpg (1557 g/l) y el pozo tiene un diámetro de 9 5/8” (244 mm), y con tubería de perforación de 4 ½” (114 mm) (capacidad anular 0,070 bbls/pie [36,52 l/m] )

• Se debe evitar una migracion sin control de la surgencia

Pérdida de Presión Hidrostática = [barriles ganados ÷ capacidad anular] x (Factor de conversión x Densidad del fluido)

• Problema 2 Utilice la siguiente información para calcular la presión que se necesitará para reemplazar la presión hidrostática de un fluido a medida que se alivia (purga) presión del pozo. Se está controlando una migración ascendente

de gas en un pozo de 9 5/8” (244,5 mm) con tuberia de perforación de 4 ½” (114 mm) (capacidad anular de 0,070 bbls/pie [36,51 l/m]). Se aliviaron (purgaron) 10 barriles (1,59 m3) de fluido de 13,0 lpg (1557 g/l).

Pérdida de Presión Hidrostática = [barriles ganados ÷ capacidad anular] x(Factor de conversión x Densidad del fluido

Presión máxima estimada de una surgencia en superficie La máxima presión de superficie estimada que puede esperarse de una surgencia (fluencia, amago, kick, aporte) es casi imposible de determinar, especialmente si se hace un mal manejo del control de la surgencia, precisamente porque la presión se regula con la bomba y con el estrangulador. Si el fluido de la surgencia es gas, y se le permite migrar

a la superficie sin liberar presión, la presión de superficie puede alcanzar entre el cincuenta y el noventa por ciento de la presión de la formación que produce el gas (siempre que nada falle pozo abajo o en la superficie). Tanto la solubilidad del fluido del influjo en el sistema de lodo, como la temperatura reducen el tamaño de la surgencia y, por ende, la presión. La composición de la surgencia (arremetida, influjo), solubilidad del lodo y el tamaño exacto de la surgencia no se conocen con exactitud.

Cap. 4


En líneas generales, la presión máxima de superficie. Si el fluido de control se circula desplaza por bombeo una surgencia al intesuperficie de una surgencia de gas controla- hasta el punto débil y por encima del mismo, rior del casing, se reduce el peligro de pérD EhaLllegado AS S URGENCIAS da con el Método del Perforador será mayor TyEORÍA el gas no a la superficie, la pre- dida de circulación porque la presión en el 4-9 que usando el método de Espere y Densifi- sión aumentará levemente. Esta afirmación zapato del casing se estabiliza o disminuye. en superficie. Aumento de la densidad del w Procedimientos inadecuados de circulación que. A su vez, ésta será algo mayor que la es válida aun cuando la presión de superficie fluido en el pozo antes de circular podría ayudar después de haber cerrado el pozo. presión de cierre original de la tuberia. del revestidor (casing) continúe en aumento a minimizar la presión del casing en superficie. w Relación de presión en tubos emboladas Presiones deversus surgencia que eldegas superficie. whasta La migración gas llegue mientrasaellapozo está cerrado en la bomba (caudal de circulación) inadecuado. puede aumentar las presiones de superficie La presión máxima obtenida por el método w Gas o lodo saliendo a través del estrangulador. El factor más importante a recordar acerca Si la presión de acercándolas a la presión de formación. w Error humano - respuesta incorrecta a problemas Concurrente estará en un punto intermedio Se debe recordar que es la suma de las prefondo permanece del tamaño (volumen) de una surgencia w Los márgenes de seguridad y la densidad mecánicos tales como lavado en los tubos, constante, el del método del Perforador y Espere y Den- siones contra el punto débil, y no solamente taponamientos, adicional en el peso del fluido de control (arremetida, etc. influjo) es el siguiente: mienpeligro de pérduda durante las operaciones de control pueden sifique. la presión que se advierte en la superficie, lo tras más se tarde en advertirla y en proceder de circulación es causar mayores presiones de circulación. reducido después que provoca las fracturas de formación. a controlarla, más difícil resultará contro-

Efectos de la posición de la surgencia

Evitar la pérdida de circulación, en control de pozos, es una preocupación fundamental. Durante una surgencia (aporte, amago, kick, fluencia), la presión en cualquier zona débil del pozo es igual a la presión hidrostática por encima del punto mas la presión del revestidor (casing) en la superficie. La zona débil del pozo se encuentra cerca del zapato del revestidor (casing). Si se procede a mantener la presión constante en el fondo del pozo (ya sea cuando se circula una surgencia o cuando se permite que migre el gas) las presiones sobre la zona débil aumentarán sólo hasta que el gas llegue a dicho punto. Cuando el fluido de la surgencia sobrepasa este punto, la presión allí se reduce porque la columna que está por encima generalmente pesa menos, a menos que se trate de agua salada. Si se mantienen presión de fondo y densidad de fluido constante por debajo del punto débil, la presión allí se mantendrá constante a medida que el gas circula hacia la superficie. Si se circula fluido de control por el espacio anular, la presión en el punto débil disminuirá a medida que se circula gas desde allí a la

CORTES DE GAS

que se ha

bombeado la larlo. A mayor volumen de de la surgencia surgencia hacia la MAS DE Ucomprender NA SURGENCIA Es necesario otro aspecto bási- Cortes de gas en el fluido, aunque sean (arremetida, influjo), mayor presión en el de tubería aparentemente severos, crean solamente una pequeña co en cuanto a las presiones en la boca del revestimiento. revestidor (casing). Existen algunas reglas Si no se mantiene una presión de fondo reducción en la presión de fondo del pozo. Un pozo: laapropiada ecuación del fluido deun ahogo constante cuando se circula influjomuesla cortar presión máxiinflujogenerales pequeño delpara fondodeterminar del pozo puede hacia fuera, puede ocurrir una segunda surgencia. severamente el fluido enalaesperar: superficie debido a la tra como reemplazar la presión de cierre en ma resultante Después de haber circulado el fluido de control naturaleza compresible del gas que causa una gran superficie por ellaempleo de mayor densidad hasta la superficie, bomba debe ser detenida expansión cerca de la superficie. 1. Las presiones aumentan acorde a la magnitud y en el Sipozo. Esto significa si Cuando se circula una pequeña cantidad de yde el fluido pozo cerrado. se observa presión en que, el tamaño la surgencia.. casing, hay unacontrolar posibilidad que ocurrido gas hasta el la mitad del de pozo, la presión hidrostática es posible porhaya cierre una una surgensegunda surgencia. Una segunda circulación es a del fluido será dividida. El volumen de gas se 2. Las presiones aumentan acorde a la profundicia sin perder es del posible veces necesaria para retorno, desplazar untambién influjo fuera duplicara, pero prácticamente no tendrá efecto pozo a desplazamiento ineficiente y por sin sobre la columna total de fluido. Cuando el gas que debido el pozo reciba el fluido más pesado dad del pozo. efecto de canalización del influjo. Esto no debe ser alcance la mitad superior, el gas se duplicará otra vez, perderlo. 3. Las presiones aumentan acorde a la densidad confundido con un segundo influjo.

Las principales causas de surgencias secundarias son: La

pero su efecto en el fondo aun no será significativo. Cada vez que el gas es circulado a la otra mitad

figura siguiente ilustra este importante aspecto para la comprensión de los problemas de control de pozos. Una vez que se

del fluido.

4. Las presiones son más bajas con el agua salada y más altas con el gas.

Effects of Kick Position

0 0

1600

420

449

477

481

3020

3048

3077

3059

• Efecto de la presión del influjo en el zapato del revestidor

Efecto de la posición de la surgencia

5. El método para controlar el pozo afecta la presión de superficie. Aumentar la densidad del lodo antes de circular genera la presión de superficie más baja. 6. La migración de gas cuando el pozo está cerrado puede aumentar la presión de superficie, aproximándola a la de formación. 7. Los márgenes de seguridad y el peso adicional del fluido durante operaciones de control pueden inducir presiones de circulación más altas.

Surgencias múltiples Si no se mantiene la presión de fondo adecuada durante la circulación hacia afuera del pozo (aporte, amago, fluencia, kick), puede producirse una nueva surgencia. Luego de circular el fluido de control a la superficie, se debe parar la bomba y se debe cerrar el pozo nuevamente. Si se detecta presión en el revestidor (casing), existe la posibilidad de que haya ocurrido una nueva surgencia (arremetida, influjo). A veces se requiere una segunda circulación para eliminar la surgencia, debido a un desplazamiento ineficiente por fluido del pozo y la canalización de la surgencia. No se debe confundir este episodio con una nueva surgencia. Las principales causas de surgencias secundarias: 1. Procedimientos inadecuados al inicio de las operaciones de control, luego del cierre. 2. Presión de tubería inadecuada, en relación con las emboladas (estroques). 3. Gas o lodo que “golpean” al estrangulador. 4. Errores humanos: reacción incorrecta a los problemas mecánicos, tales como lavaduras, taponamientos, etc.

Surgencias de gas con fluidos base petróleo El comportamiento de una surgencia de gas en estas circunstancias es diferente al que se tiene con los lodos de base agua. El gas que ingresa a un pozo que está con lodo base petróleo se disuelve. Se estima que entre el 60 y el 70 % del gas que entra en un pozo pasa a solución. En consecuencia, se presentan varios problemas: Es más difícil advertir una surgencia en lodos base petróleo. Con fluidos de base agua, el incremento en los tanques refleja el tamaño de la surgencia de gas. Por ejemplo, un incremento en los tanques de 10 barriles (1,59 m3) al cierre de pozo corresponderá a una surgencia (arremetida, influjo) de gas de 10 barriles (1,59m3). Con un fluido de base petróleo, la misma surgencia sólo causará un incremento en los tanques de 2 a 3 barriles (de 0,318 a 0,477 m3). Esto puede ocultar la gravedad de la surgencia. El gas en solución no migra, y presenta la apariencia de una surgencia líquida. Si se está utilizando fluido de base petróleo, no se debe asumir que la surgencia es de petróleo o de agua salada. La surgencia se expandirá durante la circulación solamente cuando se esté aproximando a la superficie. Cuando el gas sale de solución, se expande con mayor rapidez. Si se está circulando el pozo, el resultado será una descarga repentina del fluido que está encima del gas a medida que éste se expanda. Si se está circulando la surgencia con el estrangulador, esta rápida expansión requerirá ajustes del mismo para mantener constante la presión de fondo. El operador del estrangulador debe anticipar el cambio de líquido a gas a medida que

Cap. 4


la surgencia se aproxima a la superficie, y debe estar preparado para realizar los ajustes necesarios.

Cortes de gas El corte del lodo con gas (gasificación del lodo), aunque en apariencia puede ser grave, sólo reduce levemente la presión de fondo. La naturaleza compresible del gas origina una gran expansión cerca de la superficie. Una surgencia reducida del fondo del pozo puede cortar severamente al lodo hacia la superficie por la compresibilidad del gas. Cuando se circula una pequeña cantidad de gas hasta la mitad del pozo, la presión hidrostática del fluido se reduce a la mitad. El volumen del gas se duplicará, pero casi no afectará la presión de la columna total. Cuando el gas circula otro trecho equivalente, el volumen se duplica nuevamente, sin afectar todavía la presión de fondo. Cada vez que el gas circula un medio trecho a la superficie desde el último punto alcanzado, su volumen se duplica. Cuando se acerca a la superficie, los tramos se hacen cada vez más cortos, lo que tiene como resultado un rápido aumento del volumen del gas. El efecto total puede ser una severa gasificación del fluido en la superficie, pero los efectos en el fondo son casi imperceptibles. Por ejemplo, en un pozo de 20.000 pies (6096 m), con un fluido de 18 lpg (2157 g/l), la presión de fondo es más de 18.000 psi (1241 bar). Si la gasificación del lodo en la superficie da como resultado un fluido de 9 lpg (1078 g/l), la presión de fondo puede reducirse en 50 a 100 psi (3,4 a 6,9 bar). Esto depende del tipo/tipos de gas Esta reducción por lo general no provoca una surgencia, pero el lodo gasificado advierte sobre la existencia de un problema real o de uno en potencia.

Cap. 4


Comportamiento y solubilidad del gas El comportamiento y la solubilidad de diferentes gases en fluidos es un tema complejo. Para abordar los aspectos específicos de la solubilidad y el comportamiento de un influjo de gas, es necesario tener en cuenta numerosos factores, tales como tipo de lodo, presión, temperatura, pH, tipos de gases y proporciones 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 lodo (aquellos a base de agua, de petróleo, o de petróleo sintético) y un único gas de tipo común (metano, H2S, o CO2), se pueden establecer parámetros generales.

Profundidad (pies)

1. Si se ejerce suficiente presión, se puede comprimir el gas hasta la fase de líquido. Si

ocurre una surgencia de gas líquido, el fluido del influjo migrará muy lentamente, si es que lo hace, y no se expandirá en forma apreciable hasta que se lo circule hasta un punto en que el gas deje de ser líquido. Una vez que se transforma en burbuja, se expandirá rápidamente hasta alcanzar el volumen que corresponde. 2. En general, tanto en los lodos de base agua como en los lodos de base petróleo, la solubilidad aumenta si la presión se mantiene constante y la temperatura aumenta, y más aún si se mantiene constante la temperatura y se aumenta la presión. 3. La alcalinidad afecta la solubilidad en los fluidos de base agua. Los gases corrosivos (H2S y CO2) son más solubles en fluidos de mayor pH. 4. El metano y el sulfuro de hidrógeno son mucho más solubles en soluciones de base petróleo que en soluciones de base agua.

ppg: libras por galón

• Cortes de Gas

Cambio en presión de fondo (psi)

5. Los cambios en las condiciones (por ej., la presión) pueden hacer que el gas se desprenda de la solución repentinamente, lo cual resultará en una expansión inesperada que puede provocar la expulsión de fluido desde ese punto hacia arriba.

RESUMEN Para evitar que las surgencias (arremetidas, influjos) se conviertan en reventones (blowout), debe conocerse su comportamiento y sus efectos. Las surgencias de líquidos y de gas actúan de manera diferente. Se debe permitir la expansión del gas, en su mayor parte cerca de la superficie. Si no hay expansión, o si no se la controla, se presentarán problemas que pueden desencadenar un reventón (Blowout). Se debe tener en cuenta que el tamaño de las surgencia (arremetida, influjo) es directamente proporcional a la falta de estado de alerta del personal de turno. Las surgencias (arremetidas, influjos) grandes generan presiones más altas, y pueden afectar el procedimiento de controlar el pozo. Se debe recordar que el gas migra pozo arriba, por lo que se deben controlar las presiones de cierre, y no se debe cerrar el pozo por períodos prolongados. Se debe permitir la expansión mediante purga hasta que se comience a controlar el pozo. Si se utilizan fluidos de base petróleo o de petróleo sintético, el influjo de gas es más difícil de detectar, debido a que gran parte de la surgencia (arremetida, influjo) entra en solución en el lodo. Se deben hacer controles de flujo más prolongados cuando se deja de perforar que cuando se utilizan lodos a base de agua. Se deben ajustar las alarmas de los tanques de lodo con la máxima sensibilidad posible, y asumir que un incremento en los tanques es una surgencia, hasta que se haya demostrado lo contrario.

Cap. 5

64 Procedimientos

Procedimientos INTRODUCCIÓN

Este capítulo abarca varios procedimientos y temas con sus correspondientes ejemplos. Se notará que sólo abarca aspectos generales y no temas específicos. Los procedimientos para un caso real se deben de ser escritos en cada pozo y de acuerdo al tipo de equipo disponible y operación. Las tareas asignadas al personal pueden variar de acuerdo a numerosos factores y detallarse, sobre la base del tipo de operación.

Cierre de pozo Una vez detectada la surgencia (arremetida, influjo), el pozo debe controlarse siguiendo los procedimientos adecuados. Los procedimientos de cierre de pozo se basan en el sentido común; el problema son las personas. En situaciones de emergencia debe reinar un estricto control y disciplina en el equipo. Los ejercicios de simulacro de surgencia, la planificación de procedimientos y la estricta supervisión son las claves para un control de pozo exitoso. Una vez que sea detectada la surgencia, debe cerrarse el pozo tan pronto como sea posible. Los procedimientos de cierre de pozo están destinados a: 1. Proteger al personal y equipo. 2. Detener el ingreso de fluido de formación hacia del pozo. 3. Brindar la oportunidad de organizar el procedimiento para controlar el pozo.

4. Permitir el registro de las presiones de cierre: SIDPP (Presión de cierre en la tubería) y SICP. (Presión de cierre en el revestidor).

No existen “surgencias pequeñas” o “surgencia leves”. Cualquiera de ellas puede derivar en un reventón (blowout). Todo ingreso de fluido debe considerarse como un reventón (surgencia) en potencia. En caso de existir duda si el pozo está surgiendo, éste debe cerrarse. Los procedimientos de cierre de pozo podrán variar de acuerdo con la política de la compañía, tipo de equipo y personal asignado. No obstante, los principios básicos para el cierre de un pozo son comunes a todos. Debe cerrarse el preventor para detener la surgencia. Hay discusiones respecto de qué método es el más apropiado: cierre duro o blando, o una modificación de ambos. No es la intención de este manual recomendar uno u otro por cuanto todos los pozos son diferentes y, en consecuencia, los procedimientos deberán decidirse, informarse, conocerse y practicarse según el pozo o actividad en cuestión.

• La deteccion rapida puede evitar reventones

Procedimientos de verificación (chequeo) de flujo La verificación de flujo es el proceso por el cual se observa el pozo, estando las bombas de lodo apagadas, para determinar la existencia de de una surgencia (arremetida, influjo). La verificación de flujo se efectúa a discreción del perforador en base a los cambios observados de los parámetros de perforación (Ej. Velocidad de penetración (ROP), caudal, incremento en nivel de tanques de lodo, etc.), por política de la compañía (Ej. momentos durante la extracción de tubería tales como antes de empezar a sacar, al llegar al zapato del revestidor (casing) y antes de extraer los drill collars) o a pedido del representante de la compañía operadora, jefe de pozo, encargado de control de lodo (Mud Logging) u otros miembros del personal de turno que detectaran indicios de influjo. La profundidad, el tipo de fluido, la permeabilidad de la formación, el grado de desbalance y otros factores influyen en

Cap. 5

Procedimientos 65

la frecuencia de verificación. La verificación del flujo deberá prolongarse lo suficiente como para asegurarse, que no haya duda, si el pozo está estático o fluyendo. Las verificaciones de flujo podrán efectuarse por observación directa, mediante equipo sensor de flujo o mediante control volumétrico. Una vez determinado que el pozo está en surgencia, deberán iniciarse de inmediato los procesos de cierre de pozo.

VERIFICACIÓN DE FLUJO DURANTE LA PERFORACIÓN 1. Alertar al personal de turno 2. Detener la rotación

VERIFICACIÓN DE FLUJO DURANTE LA BAJADA O SACADA DE TUBERIA 1. Alertar al personal de turno 2. Colocar las cuñas de modo que la última unión de la herramienta quede a nivel (3 pies) nor-

3. Levantar el vástago hasta que la unión de la herramienta quede 3 pies sobre el piso de

mal de trabajo sobre el nivel del piso de per-

perforación

foración.

4. Parar las bombas

3. Colocar la válvula de seguridad de apertura

5. Observar si hay flujo en el pozo

plena en la posición de abierta. 4. Observar si hay flujo en el pozo

Cierre con tubería en el fondo del pozo A continuación, se detallan los procedimientos de cierre de pozo a seguir en caso de verificar la presencia la una surgencia (arremetida, influjo) durante la perforación

CIERRE MODIFICADO (ESTRANGULADOR CERRADO) 1. Cerrar el (BOP) designado

Nota: Realizar la verificación de flujo antes de extraer el Conjunto de fondo de pozo (BHA) P ROCEDIMIENTOS

2. Abrir la válvula de la línea del estrangulador

Cierre Duro

del conjunto de BOPs (HCR) 3. Notificar al personal de la compañía operadora.

2

4. Leer y registrar SIDPP y SICP cada minuto.

Cerrar Cerrar

3 Monitor & Controlar y registrar

Abrir 1

Pozo Cerrado

Procedimientos De Cierre Con La Tubería En El Fondo

CIERRE BLANDO (ESTRANGULADOR ABIERTO) Cierre Modificado

1. Abrir la válvula de la línea del estrangulador del conjunto de BOPs (HCR)

CIERRE DURO (ESTRANGULADOR CERRADO)

1

Abrir 2

2. Cerrar el (BOP) designado 3. Cerrar el estrangulador verificando que la presión no exceda el límite que el revestidor puede soportar

Cerrar Cerrado

Cerrar

Cerrado

Los pro de de per gen cam •P per •P •G • Le p

3 Controlar y registrar

Abierto

1. Abrir la válvula de la línea del estrangulador del (BOP)

Cierre Blando

2. Cerrar el (BOP) designado

4. Notificar al personal de la compañía operadora

3. Notificar al personal de la compañía operadora

5. Leer y registrar SIDPP, SICP cada minuto

4. Leer y registrar SIDPP y SICP cada minuto

2

Cerrar

Abrir 1

Cerrar mientras se controla la presión

3

4 Una vez que se cierra el estrangulador, controlar y registrar

• Cierre con tuberia CIERRE DURO CIERRE MODIFICADO en el fondo (ESTRANGULADOR CERRADO) (ESTRANGULADOR CERRADO) 1. Abra la válvula de línea del conjunto bop (la hcr) 2. Cierre el preventor de reventones designado 3. Notifique al personal de la compañía operadora. 4. Lea y registre la presión de cierre en tubería de perforación (sidpp) y presión de cierre en tubería de revestimniento (sicp) cada minuto

1. Cierre el preventor de reventones designado 2. Abra la válvula de la línea del estrangulador del conjunto BOP (la HCR) 3. Notifique al personal de la compañía operadora. 4. Lea y registre la presión de cierre de tubería de perforación (SIDPP) y presión de cierre en tubería de revestimiento (SICP) cada minuto

CIERRE BLANDO

(ESTRANGULADOR ABIERTO) 1. Abra la válvula de línea del conjunto bop (la hcr) 2. Cierre el preventor de reventones designado 3. Notifique al personal de la compañía operadora. 4. Lea y registre la presión de cierre en tubería de perforación (sidpp) y presión de cierre en tubería de revestimniento (sicp) cada minuto

Cap. 5

66 Procedimientos

CIERRE BLANDO (ESTRANGULADOR ABIERTO)

Cierre del pozo al bajar o sacar tuberia

1. Instalar la válvula de seguridad de apertura

A continuación, se detallan los procedimientos de cierre de pozo a seguir en caso de detectar una surgencia durante un viaje de tuberia:

plena en posición abierta. Cerrar la válvula 2. Abrir la válvula de la línea del estrangulador del conjunto de BOPs (HCR) 3. Cerrar el (BOP) designado 4. Cerrar el estrangulador verificando que la presión no exceda el límite que el revestidor puede soportar. 5. Notificar al personal de la compañía operadora. 6. Levantar y enrroscar el vástago o cabeza de circulación, abrir la válvula de seguridad de apertura plena. Si no se tiene una válvula de retención instalada en la tubería, asegurarse de que el equipo de superficie esté lleno antes de abrir la válvula de seguridad 7. Leer y registrar SIDPP y SICP cada minuto

C APÍTULO 5 Procedimientos de cierre, durante la bajada o sacada de la tubería

emas con adores de erficie (Top tilizan una de segure apertura na (FOSV) erada por emoto que mpre está cada en el o rotor de superficie.

1

3

Cerrado

CIERRE DURO (ESTRANGULADOR CERRADO)

CIERRE MODIFICADO (ESTRANGULADOR CERRADO)



plena en posición abierta. Cerrar la válvula

plena en posición abierta. Cerrar la válvula.

2. Abrir la válvula de la línea del estrangulador del conjunto de BOPs (HCR) 3. Cerrar el (BOP) designado 4. Notificar al personal de la compañía operadora. 5. Levantar y enrroscar el vástago o cabeza de

Cerrado 4 Monitorear y Anotar

Cerrar el Pozo

3. Abrir la válvula de la línea del estrangulador del (BOP) 4. Notificar al personal de la compañía operadora. 5. Levantar y enroscar el vástago o cabeza de circulación, abrir la válvula de seguridad de

circulación, abrir la válvula de seguridad de

apertura plena. Si no se tiene una válvula de

apertura plena Si no se tiene una válvula de

retención instalada en la tubería, asegurarse

retención instalada en la tubería, asegurarse

de que el equipo de superficie esté lleno antes

de que el equipo de superficie esté lleno antes

de abrir la válvula de seguridad

de abrir la válvula de seguridad

Cierre Duro

2. Cerrar el (BOP) designado

6. Leer y registrar SIDPP y SICP cada minuto

6. Leer y registrar SIDPP (PCTP) Y SICP (PCIR) cada minuto

Open 2

1

2

Cerrado

Cierre Modificado Cerrado

Cerrado

Abierto 3

1

Cerrado

Abierto

Cierre Blando Cerrar Mientras Se Monitorear La Presión

3

Close

Abierto 2

Modificaciones a los procedimientos de cierre

4 Monitorear y Anotar

4

5 Una Ves Que El Choke Fue Cerrado Monitorear Y Anotar

• Cierre durante un viaje de Tuberia PROCEDIMIENTOS DE CIERRE MIENTRAS SUBE O BAJA LA COLUMNA La ilustración de arriba y el cuadro en la página siguiente, asumen ambos que una surgencia se ha notado durante una maniobra , en la secuencia de control de flujo y se requiere cerrar el pozo.

MODIFICACIONES A LOS PROCEDIMIENTOS DE CIERRE Bajo determinadas circunstancias, se necesitarán hacer modificaciones a los procedimientos estándar de cierre. Se dan a continuación ejemplos de algunas de estas circunstancias.

• CIERRE DURANTE LA BAJADA CON ROTOR DE SUPERFICIE (TOP DRIVE) El vástago (“kelly”) no se usa en taladros (equipos)que están equipados con rotor superficial (TOP DRIVE) Una vez cerrado el pozo, se debe instalar una tuberia de

perforación corta (pup joint) o una tuberia de perforacion común entre el rotor de superficie (top drive) y la válvula de seguridad de apertura plena, y luego abrir la válvula. Si el flujo que sale a través de la tubería impide la instalación de la válvula de seguridad, el rotor de superficie se podría enrroscar directamente a la tuberia en la boca de pozo porque en el top ride esté incorporada una válvula de seguridad.

Procedimientos de espaciamiento y suspensión No es lo ideal cerrar una válvula del preventor de surgencias (BOP) alrededor de una junta de herramienta (unión , cupla o conexión). Para evitar esto, es necesario conocer la distancia desde el piso del equipo hasta cada uno de los preventores que podrían cerrarse. Asimismo, debe conocerse el largo promedio de los tubos. El perforador y el personal deben conocer el largo necesario aproximado de la tubería que debe salir de la mesa rotaria para evitar que el preventor anular y las esclusas (rams) se cierren alrededor de la junta ( unión, cupla, conexión) de la herramienta. Una recomendación práctica es que esta dimensión debe ser de 3 pies sobre la mesa o piso de perforación. Deben utilizarse largos exactos si se necesita dejar colgada la tubería.

• Conjunto de preventores (BOP) Submarinos El espaciamiento en operaciones desde unidades flotantes puede presentar más de un problema. Las grandes profundidades de agua, y el movimiento del mar complican el espaciamiento y las tareas de colgar tuberia, especialmente, porque muchos sistemas de preventores (BOP) submarinos son más largos que la longitud promedio de la tubería utilizada. Es fundamental la medición precisa de cada tubo y tiro (stand, pareja, eslinga, parada). En general, el preventor (PDS; BOP) anular superior se utiliza para cerrar el pozo. Una vez cerrado, si no se conoce el espacio exacto debido al movimiento, o cualquiera de los factores antes mencionados, se debe extraer la tubería lentamente, verificando el indicador de peso y el medidor de caudal del acumulador. El peso sufrirá un leve

Cap. 5

Procedimientos 67

incremento a medida que se extrae la tuberia a través del empaque anular, y una vez atravesado el anular requerirá de una mayor cantidad de fluido hidráulico para mantener la presión de cierre contra el cuerpo de la tubería. A continuación, podrá calcularse el espaciamiento. Una vez verificado el espaciamiento, cerrar las esclusas (rams); realizar el proceso de colgar tuberiautilizando el compensador de aparejo y cerrar los seguros de cierre de esclusa (ram). De ser posible, aliviar la presión atrapada entre la el RAM cerrado y el empaque anular, y luego abrir el preventor (BOP) anular.

Cierre sobre drill collars Uno de los momentos más críticos al cerrar un pozo es cuando se extraen los drill collars a través de la rotaria. Se utiliza por lo general el preventor (BOP) anular, sin embargo, deben resolverse las complicaciones que pueden presentarse en el proceso de cierre, tales como drill collars con espiral, ausencia de válvula de contrapresión o válvula flotadora interior, y la probabilidad de que el influjo esté cerca de la superficie.

• Bajada de casing de 18 pulgadas

cados del pozo, se usará un estrangulador para aliviar la presión por debajo del anular?. (Recordemos que esta acción puede permitir que entre mas fluido de formación al pozo) c .Si a los drill collars se les tiene que dejar caer, dentro del pozo, ¿cómo se procedería?

A menudo, los drill collars tienen otro tipo de rosca; por eso debe contarse con la conexión (adaptadora) apropiada, enrroscada a una válvula de seguridad de apertura plena y lista para su instalación. El método para levantar y enrroscar este conjunto deberá planificarse.

Una consideración importante respecto de cualquier maniobra de bajada o sacada de tuberia es la ubicación de los drill collars en la torre. Los drill collars deberán apoyarse de modo de no obstruir a la tubería, en caso de tener que volver a bajarse éstas al pozo.

Se deberá discutir un plan de acción y responder una serie de preguntas, tales como:

Cierre durante la bajada de casing

a.¿Es más seguro extraer los drill collars remanentes en el pozo o instalar el conjunto de válvula de seguridad/reducción? b. Al cerrar el pozo, si los drill collars son sa-

El objetivo principal en una secuencia de cierre del pozo es siempre cerrar primero el paso de flujo de menor tamaño y más fácil

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68 Procedimientos

de cerrar. El diámetro interno de una tuberia o drill collars es, típicamente de menor diámetro comparativamente con el espacio anular y, en consecuencia, se cierran en primer lugar. Ocurre lo contrario cuando se está revistiendo el pozo, donde el espacio anular debe ser cerrado primero. Antes de bajar casing (revestimiento), los preventores (PDS; BOP) deben equiparse con esclusas (rams) de revestidor (casing) y luego someterse a una prueba de presión. Deberá disponerse de una cabeza de circulación enrroscada a una válvula de alta presión/bajo torque en el piso del equipo. Este conjunto deberá instalarse de inmediato luego de cerrar los preventores (BOP) en caso que falle el collar flotador. Los equipos montados en unidades flotantes deberán contar con un adaptador desde el revestidor (casing) a la tuberia de perforación para permitir que la columna de revestimiento (casing) pueda quedar colgada en los preventores (BOP) de ser necesario. Deberá verificarse la presión de cierre en los preventores (BOP) anulares respecto de la presión de colapso del revestidor (casing) y realizar los ajustes que sean necesarios. Una alternativa a este último en equipos de preventores (BOP) de superficie es posicionar un caño frente al anular, aliviar (purgar) toda la presión con el regulador de presión del anular e ir incrementando, en forma gradual, la presión de a 100 psi (6,9 bar) por vez hasta lograr el cierre alrededor de la tuberia. A partir de ese momento, 100 - 200 psi (6,9 - 13,8 bar) adicionales serían suficientes para formar un sello. Una vez más, antes de agregar presión de “sellado”, verificar que no ocurra un colapso. Si se necesitara presión adicional para obtener un “sellado”, debería ajustarse una vez cerrado.

Cierre sobre cables de perfilaje

se utiliza aquí como un sello de alta presión

En operaciones con cables de perfilaje (toma de registros eléctricos) por lo general se emplea un lubricador ante la posibilidad de presión en superficie durante la operación. El conjunto del lubricador consiste en una caja prensaestopa (caja de engrasado), inyectores de grasa, extensiones o tubos del lubricador, preventor (BOP) para cable de perfilaje y una válvula (alta presión/ bajo torque) de alivio (purga) o de bombeo. El equipo puede ser conectado de diversas formas, dependiendo de su aplicación. El equipo puede ser:

de grasa viscosa sobre el cable trenzado.

1. Montado a un preventor anular 2. Asegurados dentro del preventor anular o de preventores tipo RAM. 3. Conectados a la brida superior (válvula coro-

contra grasa que se inyecta entre los dos preventores (BOP) cerrados, para formar un sello 4. Notificar a los supervisores que se ha cerrado el pozo. 5. En caso de ser necesario se cortaría el cable (deben preverse los medios para hacerlo). Esto podrá efectuarse con un corta cables hidráulico común accionado por una bomba hidráulica manual (disponible en el piso de trabajo del equipo) o por el empleo de esclusas (rams) de corte o de corte y cierre total instaladas en el preventor (BOP). No se deben utilizar las válvulas de seguridad (Ej. válvula de seguridad de apertura plena o una válvula maestra) porque no están diseñados para este tipo de trabajos.

na) en un árbol de producción. En caso de detectar una surgencia (arremetida , influjo) durante una actividad de registros eléctricos (perfilaje): 1. Notificar al operador de cables de perfilaje que detenga la operación. 2. Por lo general, el perforador cierra la válvula de alivio (purga) o bombeo. 3. Los (BOP) para cable de perfilaje se cierran en forma manual o mediante bomba hidráulica manual. El perforador deberá designar operarios de boca de pozo para llevar a cabo esta tarea. Debe tomarse en cuenta que pueden utilizarse dos preventores (BOP) tipo RAM para cable de perfilaje, preventor inferior de forma invertida. El preventor (BOP) inferior

• Perfilaje de un pozo

Surgencias cuando se ha retirado la tubería fuera del pozo Cuando se detectan surgencia (arremetidas, influjos) en esta etapa, debe tomarse de inmediato la decisión de cerrar el pozo y recurrir a técnicas volumétricas para su control o cerrarlo y utilizar técnicas de bajada de tubería contra presión, o bien intentar bajar algunos parejas de tubería dentro del pozo antes de cerrarlo. Si el pozo no está fluyendo en forma importante, y el peligro de gas en superficie es mínimo, deberá considerarse la idea de bajar la tubería dentro del pozo. No obstante, debe recordarse que podrían estar algunas parejas (tiros, paradas, stands, lingadas) un ingreso adicional de fluidos al pozo si la presión de la formación fuera superior a la presión hidrostática del lodo en el pozo. Al iniciar la bajada, la surgencia podría cobrar impulso producto de un alguna surgencia adicional, migración de gas, y desplazamiento del influjo hacia arriba por efecto de desplazamiento al meter la tubería dentro del influjo. Debe tenerse en cuenta que si el pozo tiene que cerrar durante la bajada, podría no haber suficiente peso de revestimiento (casing) para soportar la fuerza del influjo. Esto puede resultar en que el pozo empuje al revestidor hacia afuera. En esas situaciones deberá apelarse al “sentido común”. Bajo ninguna circunstancia deberá bajarse el revestidor de nuevo al pozo si el caudal de flujo es alto o si existe riesgo de gas en superficie. La mayoría de las compañías operadoras siguen la política de cerrarel preventor tipo RAM de cierre total (ciego; blind ram) cuando se ha retirado la tubería del pozo y controlar si hay flujo o aumento de presión usando el estrangulador. Antes de abrir la esclusa (Ram), verificar que no haya presión

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Procedimientos 69

atrapada. Esto puede lograrse abriendo previamente el estrangulador remoto o manual y aliviando presion convenientemente convenientemente. Asimismo, antes de abrir el preventor ripo RAM se debe alejar al personal de la boca del pozo.

Surgencia de gas En caso de una surgencia debe alertarse a todo el personal en el equipo, dada la posibilidad de presencia de gases tóxicos y explosivos. El personal asignado debe revisar el buen funcionamiento de los detectores de gas y de todos los dispositivos de respiración y alarmas. Una vez cerrado el pozo el personal responsable debe revisar el cabezal del pozo, las válvulas, el múltiple del estrangulador (Choke manifold), líneas de control, etc. Los equipos costa afuera (offshore) deben instalar un detector de gas en los alrededores del equipo. Durante la operación de control de pozo, estos elementos deben inspeccionarse con frecuencia. Si se observa una pérdida de gas, ésta deberá informarse de inmediato -no intentar detenerla sin antes notificar a los supervisores y asegurarse de que el gas no es tóxico. En caso de ser necesario reparar una pérdida mediante el ajuste de alguna conexión, se deben utilizar las herramientas adecuadas especiales para evitar chispas. Es importante dirigir el flujo desde el estrangulador al separador de gas, verificando su correcto funcionamiento y que se controlen los incrementos de la presión y evitar el reingreso del gas al sistema (Blowby); inspeccionar el funcionamiento del desgasificador, y que el proceso de apertura y cierres de compuertas y válvulas en los tanques haya sido efectuado correctamente y asegurarse de que se utilicen las líneas de

• Blowout (Reventón) de gas venteo y quemado. De ser necesario quemar gas, asegurarse de que el quemador sea el apropiado. Si se utiliza venteo por la torre, tomar precauciones con los fluidos o gases pesados que puedan ser tóxicos y explosivos, se ventilen y no se asiente en la plataforma de trabajo. Además verificar que todas las fuentes de ignición sean apagadas: interrumpir actividades de soldadura y equipamiento que no es necesario para la operación.

Procedimientos de derivación durante la perforación El desviador (Diverter) es un componente similar a un BOP , del tipo anular que está diseñado para proteger al personal y equipo de surgencias someras. Se usa para desviar del equipo fluidos peligrosos, reduciendo así la posibilidad de incendios y evitando que se forme un cráter alrededor del revestidor conductor. El exceso de codos, curvas y empleo de líneas (de gran magnitud) de diámetro interior reducido pueden ocasionar la falla del sistema y producir resultados muy lamentables.

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70 Procedimientos

Las señales de advertencia de surgencia de gas superficial son: 1. Aumento en el flujo de retorno de gran magnitud. 2. Lodo que sale por encima del niple campana(bell niple) y/opiso del equipo. 3. Disminución de la presión de bombeo en la tubería (stand pipe) e incremento de emboladas (estroques) de las bombas. Todo esto sucede muy rápido, por eso el proceso de derivación debe ser iniciado sin demora.

• Procedimiento: 1. No parar las bombas (la pérdida de lodo a medida que el pozo descarga fluido, disminuye la DEC (ECD en inglés) (densidad equivalente de circulación) y reducirán aún más la presión en el fondo del pozo, que ocasionará una aceleración del vaciado de lodo del pozo). 2. Trabar o encadenar el freno. 3. Abrir la línea de desvío (descarga) al campo a favor del viento. 4. Cerrar el empaque del diverter. En muchos equipos, la línea de descarga y el diverter están integrados en una misma unidad, para garantizar una secuencia de cierre correcto. 5. Bombear al máximo caudal posible fluido de perforación o de agua de mar

• Diverter de 30 pulgadas

(operaciones marinas), lodo densificado o lodo del tanque de reserva. Si se toma la decisión de utilizar fluido de perforación, recordar que puede agotarse rápidamente, por lo que se deberá poder pasar a usar agua de mar (operaciones marinas) u otro fluido disponible. 6. Designar personal que vigile el sistema de derivación para detectar cualquier indicio de fallas. Designar personal que vigile indicios de la formación de cráteres alrededor del equipo. Antes de iniciar la perforación del pozo, el procedimiento de derivación deberá ser explicado a los encargados de turno (perforadores), personal de boca de pozo y encuelladores (enganchadores) de modo de asegurarse que todos conozcan el procedimiento, tanto como su rol de tareas y responsabilidades. No se debe comenzar a perforar hasta tanto el personal no esté perfectamente capacitado para este procedimiento a través de simulacros.

Procedimientos de derivación durante los viajes de tuberia • Procedimiento: 1. Abrir la línea de descarga a favor del viento. 2. Instalar la válvula de seguridad de apertura plena en posición de abierta, luego cerrarla. 3. Cerrar el preventor (puede utilizarse uno de tipo RAM en lugar de uno de tipo anular para evitar la expulsión de la tubería hacia afuera). 4. Instalar el vástago, unión articulada giratoria (chicksan), o el top drive. 5. Abrir la válvula de seguridad. 6. Bombear lodo con el máximo régimen, o cambie a agua de mar (operaciones marinas), lodo densificado o lodo de la pileta de reserva.

Procedimientos con cabezal rotatorio El cabezal rotatorio se utiliza a menudo para perforaciones con aire, en zonas con presencia de grandes cantidades de gas superficial y para aplicaciones en perforaciones en las que la presión de la formación es menor que la presión hidrostática del fluido en el pozo (perforaciön en bajo balance, UBD). El cabezal rotatorio nos permite perforar o circular mientras se separa y quema el gas y se retorna el fluido a los tanques. El siguiente es un procedimiento para derivar el pozo: 1. Incrementar la presión de cierre (lo necesario y depende del tipo de pozo) 2. Acelerar las bombas para incrementar la densidad equivalente de circulación (DEC), tomando la precaución de no producir demasiada “contrapresión” en el pozo que podrían sobrepasar las limitaciones de presión del sistema.

Responsabilidades Muchos factores, tales como el tipo de operación, tipo de taladro (equipo) y obligaciones contractuales, afectan al número de personas en cada turno. Cada miembro debe conocer su lugar a ocupar y sus responsabilidades en los trabajos de control de pozo. Para determinadas actividades se requieren la presencia de “especialistas”; como para bajar el revestimiento, cementación o personal de perfilaje, que se suman a la nómina de personal propio del taladro (equipo) y se alternan la asignación de responsabilidades. La principal responsabilidad de cada miembro es la de mantener líneas de comunicación continuas y claras. Las

• Coordinar las operaciones de control del pozo con el representante de la compañía.

• Representante de la compañía operadora (company man)

• BOP Rotatorio responsabilidades individuales que se mencionan a continuación son un ejemplo de lo que debe hacerse y de la persona que, por lo general, desarrolla tales tareas. Lo que sigue es sólo un ejemplo y de ningún modo intenta ser una norma o una política a seguir, sino mas bien una recomendación o sugerencia.

• Perforador • Detectar la surgencia y verificarlo. • Cerrar el pozo. • Notificar al supervisor. • Organizar al personal de turno, para la operación de control de pozo. • Permanecer en la consola de perforación para operar el equipo y la bomba de perforación durante la operación de control.

• Jefe de pozo / Supervisor de equipo • Responsable del equipo y del personal. • Verificar el cambio de turno y que los relevos se hagan de manera correcta y notificar al ingeniero de operaciones o al capitán del barco sobre las operaciones de control del pozo. • Puede ser responsable de operar el estrangulador o de designar a otro para su operación.

• Organizar las operaciones de control del pozo. • Tiene la responsabilidad general, salvo que el equipo cuente con un gerente de instalaciones costa afuera (offshore: OIM). • Dar las instrucciones al personal, supervisar las operaciones y asegurarse de que el personal conozca sus obligaciones. • Notificar y mantener la comunicación abierta con la oficina central del operador. • Puede ser responsable de operar el estrangulador o designar a otra persona.

• Ingeniero de Operaciones Marítimas • Notificar de las operaciones a los buques de apoyo. • Permanecer en la cabina de control a la espera de instrucciones. • Monitorear la transferencia de fluidos.

• Encuellador (enganchador/ chango) /ayudante del perforador

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Procedimientos 71

equipo, bombas de lodo, consola de estrangulador, etc.). • Seguir las instrucciones del Perforador.

• Electricista/mecánico • Colaborar con el mecánico/encargado de motores de ser necesario. • Permanecer a la espera de órdenes.

• Encargado/Ingeniero de Lodos • Dirigirse a los tanques. • Supervisar operaciones de densificación. • Ocuparse de mantener la densidad del fluido y las propiedades constantes.

• Ayudantes • Dirigirse al lugar de las bombas y seguir las instrucciones del enganchador.

• Encargado de motores • Apagar todos los equipos innecesarios • Ocuparse de asegurar el suministro de la potencia necesaria durante toda la operación. • Permanecer a la espera de órdenes y de parar totalmente el equipo.

• Dirigirse al área de tanques de lodo y disponer la adecuada secuencia de operación del separador de gas, el desgasificador y los compartimientos de los tanques. • Ponerse a las órdenes del ingeniero químico para supervisar al personal encargado del agregado y mezcla de productos de lodo y asegurar que el equipo y las bombas mezcladoras funcionan correctamente.

• Cementador

• Personal Boca de Pozo (según designación)

• Ubicarse en el piso de trabajo para la inspección del panel de equipo submarino. • Revisar para detectar posibles problemas. • Permanecer a la espera de órdenes del supervisor de equipo.

• Reportar a su lugar asignado para el control del pozo (piso de perforación del

• Reportar a la unidad de cementación. • Se alista para bombear cemento. • Permanecer a la espera de órdenes

• Ingeniero de Operaciones Submarinas (operaciones de unidades flotantes)

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72 Procedimientos

• Personal de Servicio • Dirigirse a su lugar asignado para las operaciones de control de pozo. •Permanecer a la espera de órdenes.

Procedimientos de prueba del acumulador y (BOP) Es muy importante que el acumulador funcione correctamente. En los preventores de superficie, el sistema de cierre debe permitir cerrar cada preventor tipo RAM dentro de los 30 segundos y no debera exceder los 30 segundos en preventores anulares menores a 20 pulgadas (508 mm), o 45 segundos en aquellos con más de 20 pulgadas (508 mm). En el caso de preventores submarinos, cada preventor de tipo RAM debe cerrarse dentro de los 45 segundos y los preventores anulares dentro de 60 segundos. Los procedimientos que se detallan a continuación (extractados de API RP 53) constituyen lineamientos generales y no intentan cumplir con ninguna reglamentación en particular. Con respecto a los procedimientos de prueba específicos referirse siempre a la instrucciones del fabricante y las reglamentaciones pertinentes.

b. Aislar el acumulador de la unidad de cierre del múltiple (manifold), cerrando las válvulas necesarias. c. Si las bombas funcionan con aire, aislar éstas del sistema de aire del equipo. Debería utilizarse un tanque de reserva de aire de la unidad de cierre o un banco de cilindros de nitrógeno para proveer de energía a las bombas durante este ensayo. Si se utiliza un sistema de energía dual, ambas fuentes de energía deberán probarse por separado. d. Activar simultáneamente la válvula de control del preventor anular en posición de cierre y la válvula de control para la válvula de accionamiento hidráulico del estrangulador (HCR) en posición de abierto. e. Registrar el tiempo en los segundos que tardan las bombas en cerrar el preventor anular, en abrir la válvula de accionamiento hidráulico (HCR) y la presión remanente (200 psi, 13,8 bar sobre la presión de precarga). API recomienda que esto no debería demorar más de dos minutos. f. Cerrar la válvula de accionamiento hidráulico (HCR) y abrir el preventor anular; abrir el sistema de acumulador de presión a la unidad de cierre; cargar al sistema de acumulador a la presión apropiada de operación y registrar el tiempo que se ha tardado para esta operación.

Requerimientos de capacidad de cierre de la unidad de bombeo del acumulador

Este ensayo deberá efectuarse al menos una vez en cada pozo antes de probar el conjunto de preventores (PDS; BOP). Un ensayo típico incluye: a. Colocar una tubo de perforación o tubing en el interior del conjunto del preventor (BOP). b. Cortar la energía a las bombas del acumulador. c. Registrar la presión inicial del acumulador. Ajustar el regulador de presión del preventor anular a 1500 psi (103,5 bar ) o a la presión designada. d. De acuerdo con la política, efectuar las operaciones de cierre que sean requeridas (Ej. API requiere como estándar mínimo cerrar el preventor anular, un preventor tipo RAM de tubería y la válvula de accionamiento hidráulico del estrangulador (HCR)). e. Registrar el tiempo que demoró el acumulador en cumplir con esas funciones. Registrar la presión final del acumulador. No debería ser inferior a 200 psi (13,8 bar) sobre la presión de precarga. f. Luego de abrir los preventores, recargar el sistema del acumulador con la presión apropiada para la operación y registrar el tiempo total para un encendido completo.

Inspección y prueba del los BOPs Realizar las verificaciones que siguen cada vez que se realice el ensayo hidráulico del preventor:

La prueba de capacidad de cierre de la unidad de bombeo del acumulador deberá realizarse en cada pozo antes de efectuar la prueba de presión del preventor (BOP). Una prueba típica incluye: a. Posicionar una tuberia de perforacion (o tubing) en el interior del conjunto (BOP).

Prueba de capacidad de cierre del acumulador

• Prueba de Acumuladores

a. Verificar el tipo de cabeza de pozo y la presión nominal de trabajo. b. Inspeccionar si está colocado el niple protector de la cabeza de pozo (buje de desgaste).

c. Verificar el tipo de preventor y su presión nominal de trabajo. d. Verificar los carretes de perforación (drilling spool), espaciadores, tipos de válvulas y sus presiones nominales de trabajo. e. Verificar la ubicación de los preventores tipo RAM en los preventores y la dimensión del RAM de la tubería. f. Verificar la dimensión y tipo de conexiones de la tubería en uso. g. Abrir la válvula del revestidor durante el ensayo, salvo que se intente presurizar el revestidor o el pozo. h. La presión de prueba no debe exceder la presión de trabajo nominal indicada por el fabricante para los cuerpos o sellos del conjunto que se esta probando. i. La presión de prueba no debe sobrepasar los valores de resistencia a la tensión, colapso y presión de estallido tabulado apropiados para la tubería/tubing en uso. j. Verificar el tipo y capacidad de presión del probador de preventor a utilizarse.

Preventores tipo RAM y carretes de circulación Como mínimo las inspecciones y pruebas deben incluir, lo siguiente: a. Inspección visual del cuerpo y las ranuras de los aros (vertical, horizontal o calibre del ram) por evidencias de daños, desgaste y corrosión. b. Verificar que los pernos y tuercas sean de dimensiones adecuadas. c. Revisar la dimensión y tipo de los aros empaquetadores (o-ring) d. Inspeccionar en forma visual los preventores tipo ram para detectar:

1) Desgaste, corrosión, y/o daño del casquete o áreas de sello de compuerta o ranuras de

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Procedimientos 73

alojamiento de las esclusas, vástagos de conexión y de operación de las esclusas. 2) Desgaste de las empaquetaduras, rajaduras y dureza excesiva. 3) Medición de las esclusas (rams) y cavidades para verificar el máximo espacio vertical de acuerdo a las especificaciones del fabricante. El espacio depende del tipo, dimensión y ajuste del preventor..

• Preventor tipo RAM

4) En caso que el preventor cuente con sellos secundarios, revisarlos y quitar los tapones a fin

la presión recomendada por el fabricante, para

de exponer los orificios de inyección plástica

el sistema hidráulico de los preventores.

usados para fines de sello secundario. Quitar el tornillo plástico de inyección y la válvula de

4) Aliviar la presión de cierre, retirar las líneas de cierre y conectar líneas de apertura.

retención de este orificio. Algunos preventores

5) Verificar que no haya pérdidas a través de los

tipo ram tienen una válvula reguladora de ali-

sellos de la cámara de apertura, aplicando

vio de empaquetadura que debe de ser sacada.

presión de apertura para abrir los arietes y

Examinar la empaquetadura a fin de asegurar

verificar si se visualizan pérdidas de fluido ob-

que este suave y que no este energizando el

servando los orificios de las líneas de cierre.

sello. Si fuera necesario, sacar y reemplazar

La presión de apertura debe ser de la magni-

la empaquetadura.

tud de presión recomendada por el fabricante

e. Ensayar hidráulicamente con agua según se indica a continuación: 1) Conectar las líneas de cierre al los preventores

para el sistema hidráulico de los preventores. 6) Liberar la presión de apertura y volver a conectar las líneas de cierre.

2) Instalar la herramienta de prueba en la tuberia de perforación/tubing por debajo de los

7) Probar a baja presión: Verificar si aparecen pér-

preventores, si se va a probar los preventores

didas en la empaquetadura de los arietes a baja

con esclusa de tubería (pipe ram).

presión, cerrando las esclusas con una presión operativa de 1500 psi (103,5 bar) (o según pro-

3) Verificar pérdidas a través de los sellos de la cá-

cedimiento del fabricante) y aplicar 200 a 300 psi

mara de cierre, aplicando la presión de cierre

(13,8 a 20,7 bar) de presión a al ariete con el pro-

de esclusas (ram) y verificar pérdidas de fluido

bador de preventor instalado (Si la prueba con-

observando los orificios de las líneas de apertu-

tiene esclusa de tubería). Mantener la presión

ra. La presión de cierre debe ser equivalente a

el tiempo previsto. Verificar si existen fugas. Si

Cap. 5

74 Procedimientos

las hubiera, controlar desgaste en la empaquetadura y reemplazarla si es necesario. Si el preventor estuviera equipado con un dispositivo de seguro de cierre automático, verificar el mismo

Anulares y diverter Las inspecciones y pruebas deberán incluir como mínimo:

2) Posicionar el probador del preventor a la tubería dfe perforación (tubing) por debajo del preventor. 3) Probar los sellos entre la cámara de cierre y el

de acuerdo a las especificaciones. Continuar la

a. Inspecciones Visuales de:

pozo y entre la cámara de cierre y la cámara

1) La parte superior del preventor para detectar

de apertura aplicando la presión de cierre re-

8) Ensayo de Alta Presión: Verificar si aparecen

corrosión, desgaste y daño, especialmente en

comendada. Si hubiera otras cámaras entre

pérdidas en la empaquetadura del ariete al

las ranuras de los aros del empaque y los orifi-

el pozo y la cámara de operación, estos sellos

ir incrementando lentamente la presión del

cios de pernos y tuercas

también, deben ser probados.

prueba hasta obtener resultados satisfactorios.

preventor hasta alcanzar la presión de trabajo correspondiente. Aguardar el tiempo requerido. Verificar si existen pérdidas. Si las hubiera,

2) El cuerpo en general para apreciar desgaste y daños.

4) A.- Si se mantiene la presión, pasar al punto 13. B.- Si la presión no se mantiene, y no circula fluido hacia fuera de la abertura de la cámara

controlar el desgaste en la empaquetadura y reemplazarla. Si el preventor estuviera equi-

3) Condición del orificio vertical por desgaste o

de apertura, existe una pérdida por el sello

pado con un dispositivo de seguro de cierre

daño provocado por el pasaje de tuberías y he-

entre la cámara de cierre (u otra cámara) y el

automático, verificar el mismo de acuerdo a

rramientas.

pozo. Pasar al punto 11. C.- Si circula fluido hacia fuera de la abertura de

las especificaciones. Continuar la prueba hasta 4) Por corrosión y desgaste del cuerpo del man-

la cámara de apertura, señal de que hay pérdi-

guito ranurado interior. Mirar a través de las

das por el sello entre la cámara de cierre y la

9) Verificar la resistencia adecuada de ten-

ranuras del mismo para ver si hay recortes de

cámara de apertura, pasar al punto 5.

sión del vástago de operación aplicando

perforación (cutting) atrapados en el interior

presión según las recomendaciones del

del preventor que pueden impedir el movi-

fabricante, con los arietes cerrados y aplican-

miento completo del pistón.

que se tenga resultados satisfactorios.

do presión de trabajo del BOP por debajo de las esclusas .

5) Por desgaste, rajaduras, dureza excesiva de la empaquetadora, y composición de elastómero

10) Purgar la presión de apertura y la presión rete-

(empaque) del tipo adecuado.

nida debajo de las esclusas . 6) Empernado: tuercas y pernos, para verificar que 11) Repetir los procedimientos del 1 al 8 para cada

sean del tipo, tamaño y condición necesarios.

conjunto de los arietes 7) Controlar que el aro empaquetador (o-ring)sea 12) Probar los arietes (rams) ciegos del mismo modo que para los arietes (ram) de tubería, con tapón de prueba colocado y sin la tuberia de perforación (tubing) de prueba.

del tipo y condición necesarias.

b. Prueba hidráulica: 1) Conectar la línea de cierre al preventor.

• Preventor tipo Anular

5) Aliviar (purgar) la presión de cierre.

mientras haya presión atrapada en la cámara de cierre.

6) Instalar un tapón ciego en la abertura de la cámara de apertura. En su defecto, si la línea de

22) Si la línea de cierre tuviera una válvula instalada, asegurarse de que la válvula esté abierta al finalizar el ensayo. NOTA: Este procedimien-

14) Aliviar (purgar) la presión en el pozo.

apertura está equipada con una válvula, conectar la línea y cerrar la válvula.

Cap. 5

Procedimientos 75

to sirve para probar todos los sellos, excepto el sello entre el pozo y la cámara de apertura.


Ese sello debe probarse en el preventor anular inferior, en caso de utilizarse dos preventores

7) Probar los sellos entre la cámara de cierre, cámaras de operación, y el pozo aplicando la presión de cierre recomendada. Observar si se mantiene la presión.

16) A. Para probar los sellos entre la cámara de apertura y la de cierre y entre la cámara de apertura y el pistón, aplicar la presión de apertura recomendada. Si la presión se mantiene, pasar al punto 21.


B. Si la presión no se mantiene y no circulan fluidos hacia fuera de la cámara de cierre abier-

9) Quitar el tapón de la cámara de apertura e ins-

ta, el sello entre la cámara de cierre y el pistón

talar la línea de apertura o abrir la válvula de

tiene pérdidas. Verificar a simple vista. Pasar

la línea.

al punto 21. C. Si sale fluido de la cámara de cierre abierta,

10) Aplicar 1500 psi (103,5 bar) de presión de cierre.

significa que hay pérdidas en el sello entre la cámara de apertura y la de cierre, pasar al

anulares si se acopla un conjunto de preventores sobre un preventor anular (para operaciones de bajar de tubería contra presión, etc.). Puede ser probado a la presión de trabajo nominal, por medio del empleo de una barra de ensayo y un tapón, cerrando una válvula del preventor superior, desconectando la línea de apertura, y aplicando una presión máxima, en el conjunto del preventor, de 1500 psi (103,5 bar), o bien cerrando un preventor superior y el preventor

anular, desconectando la línea

de apertura y presurizando la presión entre los dos preventores.

punto 17. 11) Aplicar 1500 psi (103,5 bar) de presión de pozo. (usar presión baja para equipos de pre-

17) Aliviar (purgar) la presión de apertura.

sión baja). 18) Conectar la línea de cierre y bloquear el flujo 12) Aliviar (purgar) la presión de cierre hasta

(cerrar válvula en línea de cierre, si la hubiera).

1000 psi (68,9 bar). 19) Aplicar 1500 psi (103,5 bar) de presión de 13) Para probar el sello entre el pozo y la cámara de cierre, se debe cerrar la válvula de la línea de cierre y desconectar la línea de cierre de la válvula. Además instalar un manómetro en la parte de la unidad de cierre de la válvula y abrirla. Si éste sello pierde, la línea de cierre tendrá una presión menor a los 1000 psi (68,95 bar). Atención! Si la línea de cierre no tiene una válvula instalada, no deberá desconectarse

apertura. Si la presión no se mantiene, entonces el sello pierde entre la cámara de apertura y la tapa del preventor. Verificar visualmente. 20) Aliviar (purgar) la presión de apertura y reemplazar los sellos según sea necesario. Pasar al punto 22. 21) Purgar la presión de apertura, reconectar la línea de cierre y reemplazar los sellos necesarios.

Una vez que estos sistemas han superado con éxito todas las pruebas requeridas, asegurarse de controlar los reguladores del manifold de distribución y de la presión del preventor anular. La mayoría de los sistemas requieren 1500 psi (103,5 bar) de presión de manifold. La presión inicial de cierre regulada para el anular depende de numerosos factores. Si las presiones indicadas son incorrectas, los reguladores deben de ser ajustadas. Esto puede efectuarse por control remoto en algunos sistemas, y manualmente en otros.

Cap. 5

76 Procedimientos

Prueba del árbol de producción Los árboles de producción se clasifican de acuerdo a factores tales como la presión nominal de trabajo, corrosión, gas H2S, y proximidad a otros equipos presurizados. Según la clasificación, pueden requerirse ensayos hidrostáticos únicamente o hidrostáticos y de gas antes de poner el pozo en línea de producción. Si se utilizan componentes de diferentes presiones combinados, el árbol deberá probarse en base a las presiones inferiores. En general, el ensayo consiste en varios períodos de mantenimiento de presión con requisitos de tiempo de prueba que varían de acuerdo con la clasificación del árbol, las reglamentaciones y las políticas. Deberá probarse el cuerpo del árbol, de entradas y salidas, así como todos los sellos. Asimismo, deberán probarse ambos lados de las válvulas bi-direccionales del árbol, de a un lado por vez. En el caso de válvulas tapón, mientras la presión de ensayo está a ambos lados del tapón, éste debe accionarse dos o más veces.

• Arbol de Producción

Las válvulas unidireccionales deben recibir presión en la dirección indicada en el cuerpo, excepto las válvulas de retención que se probarán a presión en el sentido contrario de circulación y con el extremo de entrada abierta hacia la atmósfera.

Planificación y simulacros La planificación y simulacros son necesarias para enfrentar situaciones tanto esperadas como inesperadas. La planificación debe incluir todas las operaciones que se prevé realizar y la diagramación de un plan de acción para el control del pozo. Con frecuencia suceden hechos inesperados, por lo que deben preverse escenarios inusuales, y definir un plan de acción. Una vez definido este plan, el personal debe familiarizarse con el mismo, y deben diseñarse simulaciones para asegurar que todas las personas involucradas conozcan sus responsabilidades. A menudo surgen complicaciones que alteran los procedimientos planeados. Por ejemplo, un ejercicio con el diverter suele requerir que el encargado de turno lleve a cabo las acciones necesarias, se dirija a la consola del diverter y, sin cerrar el pozo, explique al supervisor el procedimiento para abrir el sistema de la línea de derivación a favor del viento y cerrar el empaquetador del derivador (diverter), luego dirigirse al control de la bomba de lodo, y explicar el proceso de preparación de la bomba para acelerarla a su máxima capacidad de emboladas. Otros ejercicios, como ser con los tanques, podrán iniciarse levantando el flotador del sensor de volumen o la paleta del sensor de la línea de salida de flujo. En este caso se debe registrar el tiempo de reacción y llegada del personal a los puestos indicados. Las simulaciones se deben realizar con seriedad

Los ejercicios pueden o no anunciarse previamente y, en general, se efectúan tratando de no poner en riesgo la actividad que desarrolla el taladro (equipo) en ese momento. Los ejercicios de evacuación rara vez incluyen al encargado de turno si la mecha (broca, trepano) está en el pozo y a menudo son preanunciadas de modo de no crear situaciones de pánico y heridas entre el personal. Con frecuencia se practican simulaciones durante las maniobras con sondeo, pero nunca antes de que el conjunto de sondeo de pozo haya sido levantado hasta el

• Simulacros zapato del revestidor.

RESUMEN Una vez detectada una surgencia (arremetida, influjo), debe cerrarse el pozo conforme a los procedimientos indicados. Estos procedimientos deben conocerse antes de iniciar cualquier operación. Toda modificación a estos procedimientos se realiza de acuerdo con el caso en cuestión. Será el sentido común el que dicte la solución aplicable cuando falle alguno de los componentes del proceso. Los procedimientos de seguridad deberán elaborarse, conocerse y practicarse. En caso que el conjunto del preventor se encuentre en un área confinada, o en un ante-pozo donde puedan acu-

mularse gases tóxicos, deben usarse protectores de respiración si se trabaja en esa área o cercana a la misma. Las condiciones climáticas, cambios en los miembros del personal, fluidos tóxicos y modificaciones en el equipamiento de un trabajo a otro pueden determinar la necesidad de efectuar cambios en las condiciones y procedimientos de cierre de pozo. Estos cambios deben conocerse y practicarse hasta que el personal esté supremamente familiarizada y capacitada para realizar sus tareas. Las consecuencias de un pozo fuera de control, incendio, contaminación, gases tóxicos, así como la perdida de recursos, tiempo y vidas en juego, convierten a la detección de influjos y procesos de cierre de pozos en una de las prioridades principales durante cualquier operación. Deben aplicarse tanto el ejercicio de “que pasaría si” como la del debido entrenamiento resultante. En el supuesto que alguna persona no estuviera presente en su tarea asignada o que alguna parte del equipo no funcionara correctamente o fallara completamente, o si surgiera cualquier otra complicación, deben pensarse y ponerse en práctica planes y cursos de acción alternativos para el control de pozos, y hasta el más mínimo detalle debe discutirse entre todo el personal involucrado en la operación. El temor a lo desconocido causa pánico, el miedo a lo conocido conduce a tomar acciones prudentes y decisivas. Cuando las personas se trasladan de un equipo a otro y los contratistas trabajan para diferentes compañías, los procedimientos de cierre y control de pozo, y procesos en general pueden diferir drásticamente. Se debe tomar conciencia de esta realidad, y todas las partes involucradas deben discutir y comprender los procesos adecuados para cada una de las actividades en el pozo. Si bien se abarcaron en esta sección los procedimientos básicos de cierre de pozo, se debe considerar que con mucha frecuencia se agregan pasos extras de acuerdo a la seguridad, tipo de equipo y política de la compañía.

Un ejemplo claro de lo anterior es un equipo con un conjunto de preventores submarino. En estos equipos las válvulas de prevención de reventones, son generalmente de mayor tamaño y requieren de más fluido para cerrar. El conjunto está ubicado fuera de la vista en una ubicación remota, y no es sencillo comprobar si el preventor efectivamente se cerró. Esto puede derivar en mayores surgencias y la posibilidad de gas en el espacio anular y línea de salida. Para ayudar a asegurarse de que se cerró la válvula, se mide el volumen de fluido bombeado para cerrarla y se verifica según las especificaciones. Es posible, según las condiciones del mar, cerrar sobre una junta de herramienta, obstaculizando el cierre completo del preventor. Asimismo, debe minimizarse el movimiento a través del preventor, salvo aquel para que la tubería quede suspendida de un preventor tipo ram luego de ser espaciada debidamente para conocer la ubicación de una unión. También se suspende la tubería para minimizar la cantidad de gas que puede quedar atrapada en la válvula del preventor submarina. En virtud de estas complicaciones se cierra el pozo toda vez que se dude sobre la existencia de una surgencia (arremetida, influjo). A menudo, tanto las escuelas como compañías, ponen énfasis en “apurarse y cerrar el pozo lo más pronto posible”. Si está frente a un pozo en surgencia, actúe, pero no de manera precipitada. Tome un tiempo extra para hacer las cosas bien. Se podrian permitir el ingreso de sólo unos pocos barriles más. Sin embargo, esto es preferible a que el pánico y/o el apuro puedan derivar en procedimientos de cierre inapropiados, errores o accidentes. SE DEBEN PRACTICAR EJERCICIOS DE SIMULACROS HASTA LOGRAR LA EFICIENCIA Y HABILIDAD DE ACTUAR EN FORMA RÁPIDA Y DECIDIDA CUANDO LLEGUE EL MOMENTO DE CERRAR EL POZO.

Cap. 5

Procedimientos 77

Cap. 6

80 Principios básicos de Control de Pozos

Principios básicos de control de pozos INTRODUCCIÓN

Existe la posibilidad de elegir:

cuándo se va a circular la surgencia (arrePara todas las operaciones de metida, influjo) y cuándo se va a densificar. Cualquiera de las dos cosas puede hacerse CONTROL DE POZOS (Control primero, o se pueden hacer las dos cosas al de surgencias) se necesita la mismo tiempo, pero la presión de fondo de pozo debe mantenerse siempre igual o un aplicación de una matemática poco por encima de la presión de la formabásica, sencilla y directa. Las ción. Los métodos, sea cual fuere la elección, son básicamente iguales. operaciones más comunes son: suma, resta, multiplicación, En base al orden de circulación de la surgencia y densificación, los los métodos de división y lo más complicado circulación manteniendo presión de fondo sería el obtener el cuadrado de • REVENTON DE POZO constante son: una cifra. Todos los cálculos a · Método del perforador - se circula la surefectuarse sirven para entender Métodos de circulación gencia y luego densifica el lodo en todo el mejor los procedimientos de manteniendo presión de sistema (tanques y pozos) control de surgencias. Los cál- fondo constante · Método “espere y densifique” - se densifica culos y principios matemáticos Una vez que se cierra un pozo y se detie- el volumen de lodo necesario en todo el sistema y luego circula la surgencia, manteniendo el ingreso del fluido de la formación, la ayudan a encontrar soluciones ne presión de fondo rápidamente se iguala con la densidad del lodo de control. a todos los problemas que se la presión de formación. Se debe mantener · Método concurrente - se circula la surgencia presión adicional para evitar que ingrey se densifica al mismo tiempo tiene cuando un pozo esta en una se más fluido de la formación mientras se SURGENCIA. Para simplificar los circula la surgencia (arremetida, influjo). Estos métodos tienen sus ventajas y desmismo tiempo, se debe evitar una presión ventajas, que se describirán posteriormencálculos, que se necesitan para Al de fondo de pozo excesiva para no generar Cada uno de los métodos debe de ser controlar una surgencia, esta una pérdida de circulación. Si se tiene que te. entendido antes de ser seleccionados. y retirar una surgencia del pozo, se sección nos llevará paso a paso circular necesita circular manteniendo una presión Información Pre-Registrada al manejo y llenado de una de fondo constante. planilla (hoja). Los procedimientos para lograr este obje- Para controlar un pozo con éxito, se debe tivo se denominan METODOS DE CIRCULACION MANTENIENDO PRESION DE FONDO CONSTANTE.

tener un registro previo de información esencial. Esta información debe ser lo más precisa posible.

Además, se deben hacer cálculos, con el fin de encontrar otra información para la

Ejercicio WCS para el capítulor

ría tener a un registro formación al para las nes donde e controlar un pozo.

operación de control. La hoja de control es de seguimiento fácil y de uso muy simple.

C APÍTULO 6

Volumen en la Línea de Superficie 3.5 barriles

BOMBA

Bomba Duplex de 6" x 16" Rendimiento - 0.157 bbls/emb Bomba Duplex de 5 1/2" x 16" Rendimiento - 0.126 bbls/emb Presión Máxima de la Bomba 3950 psi

ANNULAR

RAM

PIT

Presión de trabajo del conjunto BOP: 10000 psi

RAM HCR

Volumen en Piletas Activas: 500 bbls

RAM

Volumen de Línea en Superficie: 3.5 bbls Densidad Actual del Lodo :12.5 ppg Densidad del Lodo en la Pileta de Reserva :14.7 ppg

TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Diámetro Exterior: 9 5/8", Diámetro Interior: 8835" Peso: 40 lbs/pie, Grado: N-80 Resistencia Interior (100%) : 5750 psi Longitud Vertical (TVD): 5000 pies, Longitud Medida (MD): 5000 pies

TVD 5000 pie, MD 5000 pie

TUBERÍA DE PERFORACIÓN Diámetro Exterior: 4.5", Diámetro Interior: 3.826" Peso: 16.6 lbs/pie�

Integrity/Leak-off Test Mud Weight 9.1 ppg Integrity/Leak-off Test Pressure 1570 psi

Capacidad 0.01422 bbls/pie Largo Total 9000 pie

Depth of Test (Shoe or Weak Zone) TVD 5030 pie PORTAMECHAS Diámetro Exterior: 6 1/2", Inside Diameter 2.8125" Capacidad .00768 bbls/pie Largo Total 1000 pie Profundidad del Pozo: Profundidad Vertical (TVD) 10000 pies

• Datos del ypozo Si preliminares se va a circular retirar una surgencia del pozo, se requiere que se circule manteniendo la presión en el fondo del pozo constante. Los procedimientos para hacer esto se llaman Métodos de Presión de Fondo de Pozo Constante. Hay que elegir cuándo circular o sacar la

Diámetro del Pozo, trépano de 8 ½"

siguientes son los Métodos más comunes para mantener Constante la Presión de Fondo del Pozo: w El Método del Perforador - circular la surgencia hasta sacarla del pozo y luego densificar piletas y pozo w El Método de Esperar y Densificar - densificar

Cap. 6

Principos básicos de Control de Pozos 81

Cap. 6


F UNDAMENTOS

DEL

C ONTROL

DE

P OZOS

MÉTODOS DE NO CIRCULACIÓN, DE PRESIÓN DE FONDO DEL POZO CONSTANTE Caudal y presiones varias técnicas que relacionan la presión deHay con elcontrol volumen de fluido liberado del pozo. Dos de las técnicas que proveen control en el fondo sin circulación son la ¨Volumétrica¨ la ¨Inyección La determinación de la presióny reducida de ylas Purga¨. bombas es muy importante para el control

de surgencias. Para muchas situaciones de control de surgencias, no solo se debe prevenir el ingreso de fluido al pozo, sino también, debe de estar preparado para circular

DATOS Nombre del Pozo

6-3

INFORMACIÓN PREVIAMENTE REGISTRADA Hay que mantener un registro de la información

laesencial surgencia delahogar pozo aola mantener superficie.elPara esta de para control operación deberegistro registrar la un pozo. seEste debecon serlalobomba, más exacto posible. Sededeben hacerde cálculos para yencontrar velocidad régimen bombeo un régi-otra información para operaciones de control de la men de presión delas control.

presión y control del pozo. Las hojas de registro de control de pozo de WCS son fáciles de seguir y Lausar. presión de circulación o régimen de preEsto quizás podría parecer demasiado simple sión de control se conoce con muchos nom-más a veces, pero es probablemente el enfoque bres tales como: presión reducida, presión completo.

de circulación baja, régimen de bombeo bajo, pero todos se tratan de lo mismo. Esta

DEL

POZO

Completado por:

TUBERÍA DE PERFORACIÓN

PULGADAS Diámetro Exterior

PULGADAS Diámetro Interior

PIES

BBLS/PIES Capacidad por Pie

LBS/PIES Peso

MD PIES Largo Total de la Sarta de Perforación (DP más DC)

PIES

BBLS/PIE Capacidad por Pie

PULGADAS Diámetro del pozo

TVD PIES Profundidad Vertical Verdadera (al trépano)

Largo

PORTAMECHAS / DIÁMETRO DEL POZO



Largo

REVESTIMIENTO



TVD PIES Profundidad Vertical Verdedera

MD PIES Profundidad Medida

Peso y Grado

PSI @ 100% Resistencia Interior

X

X BBLS/STK Rendimiento__%EFF

LINER X STROKE BOMBA #2

BBLS/STK Rendimiento__%EFF

PSI Presión Máxima de la Bomba

BBLS Volumen de la Línea de Superficie

PPG Densidad del Lodo en Reserva

PPG de Admisión o Integridad/ Peso del Lodo del ensayo

PSI Prueba del Presión de ensayo de Admisión o Integridad

TVD PIES Profundidad de la Prueba (Zapato o Zona Débil)

BBLS Volumen en Piletas Activas

LODO

PPG Densidad Actual del Lodo

información para las operaciones de EL RÉGIMEN DE PRESIÓN DE CONTROL controlar la presión (PRESIÓN REDUCIDA) SE DEBE REGISTRAR y ahogar el pozo. EN LOS SIGUIENTES CASOS:

• Cambio de densidad del lodo o cambio de propiedades de flujo • Si se han hecho cambios en la mecha (broca, trepano) (tamaño de boquillas, jets), cambio en arreglo de fondo (BHA), o cambios en el peso del total de la sarta de trabajo. • Después de perforar 500 o mas pies (152 m) de hoyo nuevo ( o lo que sea política de cada empresa). • Cada cambio de guardia (turno). • Después de reparaciones en la bomba. Existen diferentes criterios para registrar esta presión. Algunos toman entre un sexto (1/6) a un medio (1/2) del total del régimen de bombeo (estroques) utilizados durante la perforación. Otro método es usar el mínimo de velocidad de régimen de bombeo y luego incrementar progresivamente.

BOMBAS Y LÍNEAS DE SUPERFICIE

Diámetro x Carrera BOMBA # 1

es la presión requerida para sobrepasar la fricción en el sistema de circulación, a un determinado régimen de bombeo. El régiLospresión cálculos de control puede ser afectamen de utilizando los datos do por las propiedades del lodo, de manera previamente que este registro se debe realizar en condiregistrados cionesproveen regulares. la

• Planilla con información preliminar del pozo

En muchos taladros (equipos) de perforación solo registran la presión correspondiente a: 20, 30 y 40 estroques (emboladas) por minuto (stk/min, emb/min). Mientras que otros requieren determinar el régimen de bombeo para 200, 300, 400 psi, etc. (113.8, 20.68, 27.6 bar, etc.). La velocidad de bombeo es muy crítica. La presión de la bomba depende de ése régimen y un pequeño cambio en la velocidad

el perforador encuentre la velocidad de la circulación a una presión específica (por ejemplo, 200, 300, 400 psi, etc. [10.0 20.0 30.0 bar; etc.]). La velocidad de la bomba es crítica. La presión de la bomba depende de esta velocidad y un cambio Principos de Control Pozos 83 pequeño en básicos la velocidad biendepuede afectar la presión de circulación en forma drástica. La mayoría de los equipos de perforación usan contadores de golpes de las bombas, los cuales miden también la velocidad de la bomba. Las bombas que no usan contadores de golpes deberían registrar los engranajes y rpm utilizados para tomar la KRP y determinar el volumen bombeado por minuto. Cap. 6

de circulación a una velocidad de bombeo dada (lenta). Debido a que los propiedades del lodo (fluido) y otros parámetros del pozo pueden afectar las presiones de la tasa de control de pozo, es muy importante que las tasas de control de pozo y las presiones de la tasa de control de pozo se tomen regularmente. Se deben tomar las presiones de la tasa de control de pozo: w Si cambia la densidad del fluido o las propiedades del flujo;

Tasas de control de pozo (Velocidad de Bomba Lenta) y Presiones de la Bomba (3 Velocidades Diferentes) Mida al inicio de cada turno, después de perforar 500 pies y después de cada cambio en el peso del lodo y la viscosidad.

BOMBA #1

BOMBA #1

BOMBA #1

= STKS/MIN

PSI

Velocidad de la Tasa de control de pozo

Presión de la Tasa de control de pozo de la Bomba

= STKS/MIN

PSI



= STKS/MIN

PSI



BOMBA #2

BOMBA #2

BOMBA #2

= STKS/MIN

PSI



= STKS/MIN

PSI



= STKS/MIN

PSI



• Velocidad de régimen de control y presiones podría afectar drásticamente en la presión de circulación. La mayoría de los taladros (equipos) de perforación y de terminación utilizan contadores de estroques (emboladas), que sirven, también, para controlar el régimen de bombeo. Las bombas que no usan contadores de estroques (emboladas) deben poder calcular el volumen bombeado por minuto de alguna manera.

Presión de cierre de tubería Cuando se cierra el pozo, la tubería y/o “tubing” (tubería de producción) es simplemente el conducto de medición de un manómetro que llega hasta el fondo del pozo. Este es un manómetro de superficie que registraría la presión de fondo si la tubería estuviera vacía. Pero como la tubería no está vacía, el manómetro registra la diferencia entre la presión de fondo del pozo y la presión hidrostática ejercida por la columna de lodo en la tubería.

Matemáticamente la presión de cierre en la tubería ( SIDPP) esta representada de la siguiente manera: Es muy importante la precisión del registro de la presión de cierre de la tubería (SIDPP) (Presión de cierre del Tubing, (SITP) o presión de cierre en tubería flexible (SICT) para calcular la presión de formación, la densidad de control y la presión de circulación inicial (PIC, ICP).

Cap. 6


Presión de Cierre en Tubería (SIDPP) =

Presión de formación – Presión hidrostática de la tubería

Una advertencia con respecto a las presiones de cierre de la tubería: Se asume que la presión de cierre de la tubería (SIDPP) es correcta, y que en general debe ser inferior a la presión de cierre del interior del revestidor (SICP). Es posible registrar lecturas de presión de cierre en la tubería mayores que la presión de cierre en el revestidor si la densidad total del lodo en el anular es mas pesado que en la tubería. SI LA PRESIÓN DE CIERRE DE LA TUBERÍA PARECE DEMASIADO ALTA O BAJA SIN RAZÓN APARENTE, SE PUEDE DEBER A ALGUNA DE LAS SIGUIENTES RAZONES: • Con una surgencia (arremetida, influjo) grande, la tubería tendría un efecto de tubo en “U”, quedando parcialmente vacía. • Presión atrapada • Válvula de contrapresión (flotadora) en tubería • Lectura de presiones muy rápida, antes de su estabilización • Lecturas de presión tardías, afectado por la migración de gas. Algunos operadores tienen procedimientos estándar de aliviar (purgar) una mínima cantidad de lodo (Aproximadamente ¼ de bbl, 0.04 m3 o menos) del anular, para verificar presiones atrapadas. En caso de tener presión atrapada, la respuesta será que la presión de la tubería disminuya por debajo de la lectura original (lectura incorrecta). Pero si la presión de tubería regresa a la cantidad, entonces la lectura la presión de cierre en la tubería (SIDPP) era correcta. La

Presión de Cierre en Casing (SICP)

=

presión de cierre en el revestidor (SICP) después de una caída inicial, puede ser un poco mayor como consecuencia de la expansión del gas o que esta permitiendo otro influjo.

Presión de cierre en el revestidor (CASING) La determinación de la presión de cierre en el revestidor (SICP) o presión de cierre en el cabezal del pozo (SIWHP) es complicado. Si ocurre una surgencia (arremetida, influjo), el fluido de formación ingresa al pozo. Generalmente el fluido de la formación es más liviano que el lodo que está en el espacio anular, por esta razón la presión del anular se reduce. La presión total del anular es típicamente menor que la presión hidrostática de la tubería (sarta, sondeo), por el hecho de que el lodo en el anular esta contaminado o cortado y a su vez la longitud de la columna de lodo también es disminuida, por lo tanto la efectividad del peso del lodo es reducido, como la longitud de la columna del lodo. La presión de formación actúa sobre las dos columnas (tubería y anular). Como la presión hidrostática del anular es menor, la lectura en el anular será mayor. Pero, si la hidrostática del fluido del anular (recorte más gas), es mayor, que en la tubería, entonces la lectura en el revestidor será considerablemente menor. Matemáticamente, la presión de cierre en el revestidor, será:

Presión de formación – Presión hidrostática anular - Presión hidrostática de la surgencia

Densidad de lodo de control Esta es la densidad o peso de lodo que se necesita para balancear la presión hidrostática del pozo con presión de formación. UNDAMENTOS DEL El lodo densificado de control debe circular

F

C

por el pozo antes de que se reinicien las operaciones de perforación. El momento de ser bombeado el lodo densificado dependerá del método a ser usado (Perforador, Espere y densifique o Concurrente). Más abajo ONTROL DE ejemplo OZOS se muestra la ecuación, y los problemas para determinar la densidad de lodo

P

Cap. 6


de control. La respuesta esta expresada en lpg (libras por galón)(g/l), y se aproxima al orden de un decimal (decena). Ejemplo: Si el cálculo de la densidad del lodo de control es de 13,07lpg (1566 g/l) la densidad a preparar será de 13,1 lpg (1570 g/l).

Consideraciones sobre el Lodo de Control y la Presión Peso Requerido para el Lodo de control

÷ PSI

÷

0.052

+ TVD

SIDPP

=

FT

PPG

Profundidad Vertical Verdadera (al Trépano o Zona de Amago o de Surgencia)

Peso Actual del Lodo

PPG Peso del lodo de control

• Cálculo densidad de control

Densidad del Fluido de Control • Ejemplo:

÷

Datos: Presión de Cierre en Tubería PSI(SIDPP) Profundidad vertical Verdadera (TVD) Presión de la Formación Densidad de Lodo Actual

0.052 = = =

DENSIDAD DE LODO DE CONTROL (lpg) ROBLEMA

P

5

÷

300 psiPVV (20,69 bar) FT 10.000 pies (3048 m) Profundidad a las o 12,5 lpg ( Perforaciones 1498 m3/m) Punzados, Superior, Medio, Fondo

= = = =

PPG

=

Densidad del Fluido de Control

( SIDPP ÷0,052 ÷ TVD) + Peso de Lodo Actual (ppg) (300 ÷ 0,052 ÷ 10.000) + 12,5 (0,57) + 12,5 NICIAL DE 13,07 lpg, redondeadoRESIÓN a 13,1 lpg

Calcule la densidad del fluido de ahogo. Problema SIDPP = 300 psi (20.69 bar)

P I CIRCULACIÓN

La presión inicial de circulación (ICP) es la la presión de cierre en la tubería más la presión que se necesita para circular el fluido a una velocidad dada. Es la presión de cierre de la tubería de perforación la que se necesita para detener la formación que está surgiendo, más la presión de la tasa de bomba que

Calcular la densidad de control con los siguientes datos: combinación de Presión Cierre en (3048 Tuberïa m) (SIDPP) = 400 psi (27,58 bar) TVD =de10.000’ Profundidad Vertical Verdadera (TVD) = 10.000 pies (3048 m) de perforación Densidad de Lodo Actual = 13,5 lpg ( 1617,8 m3/m)

Peso Actual del Lodo = 12.5 ppg (1498 Kg/m³)

Peso del lodo de control = _______ ppg (______Kg/m³)

Presión de la Formación

5

Cap. 6

MA

Profundidad a las Perforaciones o Punzados, Superior, Medio, Fondo

=

Densidad del Fluido de Control

PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN


densidad del fluido de ahogo.

00 psi (20.69 bar)

000’ (3048 m)

ual del Lodo = 12.5 ppg (1498 Kg/m³)

odo de control = _______ ppg (______Kg/m³)

idad de ahogo calculada es de 13.07 Densidad de Lodo de Control (lpg) 66 Kg/m³) se debe tomar 13.1 ppg (1570

CULACIÓN PARA OGAR EL POZO

evitar un influjo adicional mientras está do el pozo, la presión en el fondo del pozo be mantenerse un poco por encima de la e la formación. Adicionalmente, es más hacer circular el influjo hasta que sale. nación de varias presiones - hidrostática, Presión Inicial de or fricción de circulación enCirculación el anular(psi) y n que se mantiene en el estrangulador n el control del pozo durante este tiempo. entender cuál es la presión que hay que y la relación de la circulación de diferentes es de fluidos.

La presión inicial de circulación (ICP) es la combinación de la presión de cierre en la tubería de perforación más la presión que se necesita para circular el fluido a una velocidad dada. Es la presión de cierre de la tubería de perforación la que se necesita para detener la formación que está surgiendo, más la presión de la tasa de bomba que = necesita (SIDPPpara ÷0,052 ÷ TVD ) + Densidad de Lodo Actual (lpg) se transportar el fluido.

P ROBLEMA 6 Presión Inicial de Circulación

Calcule la presión inicial de circulación. La presión inicial de circulación (PIC; ICP) es la suma de la presión de cierre en la tu-

ICP = SIDPP + KRP

bería (SIDPP), con la presión del régimen de control .

Presión de caudal de ahogo = 1000 psi (68.95 bar) Problema SIDPP = 300 PSI (20.69 bar)

Calcular la presión de circulación inicial (PIC; ICP) con los siguientes datos:

ICP = ________ psi (________bar)

Presión de caudal de Control (presión reducida) Presión de Cierre en Tubería (SIDPP)

=

= =

1000 psi (69 bar) 300 psi (20,7 bar)

Presión de Cierre en Tuberia (SIDPP) + Presión de caudal de control (psi)

Presión inicial de circulación (ICP)

+

= PSI

PSI SIDPP

Presión de Caudal de Ahogo

ICP

PSI Presión inicial de circulación

• Calculo de presion de circulacion inicial (PIC, ICP)

Presión de circulación final La presión de circulación final (PFC; FCP) es la presión de control corregida por el uso de un lodo de mayor peso (lodo de control). Esta presión debe mantenerse desde el mo-

mento que el fluido de control llega a la mecha (broca, trepano) hasta que el espacio anular se llene de lodo de control.

Cap. 6


Problema Calcular la presión de circulación inicial (PIC; ICP) con los siguientes datos: Presión a Caudal de Control Profundidad Vertical Verdadera (TVD, pies) Presión de Cierre en Tuberia (SIDPP) Densidad de lodo actual

= = = =

Presión de Circulación Final (PCF, FCP)

6-16

=

1000 psi (69 bar) 10.000 ft (3048 m) 300 psi (20,7 bar) 12,5 ppg (1500 g/l)

Presión a caudal de control x Densidad de Lodo de Control ÷ Densidad de Lodo Actual

Presión Final de Circulación (FCP)

x

÷

PSI Presión de Caudal de Ahogo

PPG Peso del lodo de control

= PPG

FCP

Peso Actual del Lodo

PSI

Presión Final de Circulación

• Cálculo presión de circulación final (PCF; FCP))

PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN

Gráfico de disminución Si la velocidad de de presión la bomba es

pondiente del margen izquierdo del gráfico y en la línea derecha el valor de la presión de final (PCF, FCP). La circulación presión final de circulación (FCP) es la

El gráfico deconstante, presión de circulación, al usar el presión delos dos la puntos velocidad de circulación o control método de espere y densifique, muestra lo 2. Una podemos esperar y obtendrá la línea de preque sucede con la presión de tubería o de ba(ahogo)siones queteórica se para corrige matemáticamente para un que la presión de el control del pozo. rras de sondeo, al bombear lodo de control.

fluido más pesado. Esta presión se debería mantener circulación se Este gráfico muestra que la presión de cir- 3. desde elUnamomento enel lodo quede el fluido de control está reduzca vez que ha llegado control a la culación inicial cambia gradualmente hasta a medida que el mecha (broca, trepano), la presión de circula- anular está lleno en el trépano hasta que el espacio llegar a la presión de circulación final en el ción debe de mantenerse constante hasta que el fluido de control periodo necesario de emboladas de con la su- el fluido ahogo. anular se llene del lodo de control. perficiese a labombea broca. al trépano. Durante la operación PROBLEMA 7 de controlar el pozo, es mejor mantenerse 50 a 100 psi por enci-

1. Para preparar el gráfico de disminución de la

presión, anotar el valor de la presión de cir-

ma de la presión calculada, esto evitará que Calcule la presión final de circulación: ingrese mas fluido de formación al pozo.

culación inicial (PCI, ICP) en el punto corres-

Presión a Velocidad de Control = 1000 psi (68.95 bar) TVD = 10000’ (3948 m)

fricción. Uno esp se incrementaría de control en e efecto de colocar en la presión hi generalmente se presiones de circ control empieza a

REPRESEN LA CAÍDA

Se requiere representaciones circulando un flui de Circulación m tubing o de la c intervalo de tiem peso nuevo y más gráfico muestra q gradualmente se Circulación a lo la (emboladas) que se

1. Para preparar Inicial de Cir izquierdo del

PROBLEMA 7 Calcule la presión final de circulación: Cap. 6

ano.

Presión a Velocidad de Control = 1000 psi (68.95 bar) 88 Principios básicos de Control de Pozos TVD = 10000’ (3948 m) SIDPP = 300 psi (20.69 bar) Peso Actual del Lodo = 12.5 ppg (1298 kg/m³) FCP = _____ psi (_____ bar)

PRESIONES INTERMEDIAS Presión Inicial de Circulación ) cuando= ¿Qué le sucede a la presión(PIC, de laICPbomba Presión Final de Circulación (PFC, FCP) = circula un fluido con una densidad diferente? Estroques (emboladas) Superficie - Mecha (broca) Los= Régimen requieren fluidos másde Control pesados generalmente más=

presión para circular debido a un incremento en la

2000

gráfico muestra que la Presión inicial de circulación gradualmente se convierte en la Presión Final de Circulación a lo largo del período de tiempo y/o golpes (emboladas) que se requieren para desplazar la sarta. 1. Para preparar el gráfico, marque la Presión Inicial de Circulación en el punto del margen izquierdo del gráfico. 2. Llene la cantidad de golpes de la bomba debajo de cada intervalo de cinco minutos en la parte inferior del gráfico, hasta alcanzar la cantidad de tiempo o golpes o emboladas que se requieren para desplazar la sarta. Multiplique la velocidad de los golpes (spm) por los minutos para obtener el total de golpes. 900 psi (62,1 bar) 3. Dibuje 648 psi (44,7una bar)línea vertical en el gráfico, basado el tiempo y/o golpes de la bomba que se 886en emb 30 necesitan emb/min (Stks/min) para desplazar la sarta tal como se muestra en la línea inferior del gráfico.

PROGRAMA DE PRESIÓN DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN

1000

ICP Golpes Tiempo

1300 0 0

1257 150 5

1215 300 10

1172 450 15

1130 600 20

1087 750 25

1048 886 29.5

FCP

• Gráfico de Presión

Tabla de Presión ALGUNOS OPERADORES PREFIEREN UNA TABLA DE PRESIONES DE CIRCULACIÓN VERSUS TIEMPO O ESTROQUES (EMBOLADAS). Para preparar una tabla: 1. La tabla consiste en 5 columnas: · Primera columna corresponde a las estroques (emboladas), desde superficie a la broca y desde la mecha (broca, trepano) hasta superficie.

· La segunda columna es referente a la disminución de la presión inicial de circulación (ICP) hasta la presión de circulación final (PFC; FCP). · La tercera columna corresponde a los valores leídos en el manómetro de la tubería a medida que es bombeado el lodo de control. Se trata entonces de la presión actual en la tubería. Esta presión debe de ser 50 a 100 psi más que la calculada, de

esta manera se evita un nuevo ingreso de fluido de la formación al pozo. · La cuarta columna se trata de las presiones que se registran en el manómetro del revestidor a medida que se realiza la operación de control. · En la última columna se registra el volumen del influjo que va en aumento por la expansión del gas.

F UNDAMENTOS

DEL

C ONTROL

DE

Cap. 6


P OZOS

Cuadro de Presión Presión Teórica de la Tubería de perforación

Emboladas (Golpes) o Volumen

Presión Real de la Tubería de perforación

Presión de la Tubería de revestimiento

Desvío del Volumen en las Piletas

ICP

0

FCP

Trépano

÷ 10 = Golpes de la Superficie al Trépano

Golpes por Etapa

Presión Inicial de Circulación

–

Presión Final de Circulación

÷ 10 =

PSI por Etapa

• Tabla de presiones

4. En la línea que ha dibujado, trace la Presión Final de Circulación. 5. Conecte los puntos que representan la Presión Inicial y Final de Circulación

CUADRO DE PRESIÓN Algunos operadores prefieren mantener un

U l v p u c f ( c s s

Cap. 6


ESTROQUES SUPERFICIE A LA MECHA (BROCA, TREPANO) PRESION INICIAL DE CIRCULACION (PIC, ICP) PRESION FINAL DE CIRCULACION (PFC, FCP)

= = =

886 stk (emb) 900 psi (62,163 bar); 648 psi (44,7 bar)

Consideraciones de Presión Anular Algunas regulaciones y procedimientos en el taladro estipulan que se debe colocar en un lugar visible y cerca del perforador, la presión máxima que soporta un conjunto de prevención de surgencias (BOP). Esta se debe calcular para cada uno de los revestidores (casing) subsiguientes. Las consideraciones de presión están basadas sobre una de las siguientes presiones: 1. Presión de estallido (presión interna de fluencia) del revestidor (casing). 2. Presión máxima del conjunto de (BOP)

y el equipamiento están sujetos a desgaste, fatiga y daños por corrosión, que pueden afectar el desempeño óptimo y bajar los límites de presión. Durante el procedimiento de control de pozos, puede existir la posibilidad de dañar a la formación, causar perdidas de circulación o generar un descontrol subterráneo si se excede la presión de integridad de la formación. Esto es solo una estimación de la presión en superficie (un punto de referencia para tomar decisiones, no un punto límite absoluto). Todos los esfuerzos de control de pozos deben basarse en las condiciones particulares da cada pozo. Esta consideración de presión puede ser afectada por factores tales como profundidad del revestidor (casing), presión de integridad de la formación, densidad del lodo presente y del fluido de control, posición del influjo y presiones de superficie impuestas.

3. Presión que puede producir daños en la formación.

Si el revestidor (casing) o el conjunto de preventores de reventones (BOPs) limitan la presión que se puede ejercer contra el pozo, el personal debe extremar las precauciones para no exceder esos valores. Rara vez se llega a estos límites porque los programas de pozos, generalmente, requieren que tanto el revestidor (casing) como los BOPs soporten cualquier presión que se pueda presentar. Sin embargo, se debe tener en cuenta que, en el uso de campo, el revestidor (casing)

La presión de prueba conseguida durante la prueba de admisión (LOT), en control de pozos se considera como LA MAXIMA PRESION ADMISIBLE EN SUPERFICIE (MASP). Esta presión nos refleja el límite a la que la formación puede fracturar. Debemos tomar en cuenta que difícilmente se va a mantener o seguir perforando con la misma densidad de lodo con la que se ha realizado la prueba. A medida que se profundiza el pozo, la densidad de lodo va en aumento, este incremento afecta considerablemente a la máxima presión admisible en superficie (MASP).

• Ejemplo: Datos de pozo Profundidad de prueba Densidad del lodo actual Densidad de Lodo de Prueba Presión de prueba Presión de estallido revestidor Presión de Prueba del conjunto de BOPs

= = = = = =

5030 pies (1533 m) 12,5 lpg (1497 g/l) 9,1 lpg (1092 g/l) 1570 psi (108,25 bar) 5750 psi (400,7 bar) 10.000 psi (697 bar)

a.- Calcular la densidad de integridad estimada:

Densidad de integridad estimada

= = = =

(Pres. de prueba psi ÷ 0,052 ÷ Prof. Vertical Prueba ft) + densidad de lodo actual, lpg (1570 ÷ 0,052 ÷ 5030) + 9,1 (6,0) + 9,1 15,1 lpg

b.- Calcular la nueva Máxima presión admisible en superficie (MASP) con:

Densidad de lodo actual Profundidad del pozo

= =

Máx. Pres. admisible en superficie psi

=

= =

10,8 lpg (1296 g/l) 9800 pies (2987 m)

(densidad de integridad estimada, lpg - densidad de lodo actual, lpg) x 0,052 x profundidad de prueba, pies

(15,1 – 10,8) x 0,052 x 5030 1125 psi

• Nota: De los cálculos anteriores se puede observar que con el incremento de la densidad de lodo de 9,1 a 10,8 ppg, al llegar a la profundidad de 9.800 pies (2987 m), la Máxima Presión Permitida en Superficie (MASP) a disminuido de 1570 psi a 1125 psi.

Cap. 6


Cap. 6


F UNDAMENTOS

DEL

C ONTROL

DE

P OZOS

Consideraciones sobre la Presión Estimated Formation Integrity/Leak-off/Fracture Fluid Density (Mud Weight) = Densidad Estimada de Integridad

PSI

÷

0.052

÷

TVD

PIES

+

Profundidad de la Prueba (Zapato o Zona Débil)

Densidad Estimada de Fractura (Peso del Lodo) Estimada para la Formación

PPG

=

Peso del lodo de Prueba de Integridad/Leak-off

PPG

Densidad Estimada del Fluido de Integridad

Presión Estimada de Integridad de la Formación (Con el Peso de Lodo Actual)

PPG

–

Densidad Estimada del Fluido de Integridad

PPG Peso Actual del Lodo

x

TVD

PIES

Profundidad de la Prueba (Zapata o Zona Débil)

x

0.052

=

PSI

Presión Estimada de Integridad

Resistencia Interna de la Tubería de revestimiento

PSI @ 100%

Resistencia Interna de la Tubería de revestimiento

x

= Factor de Seguridad (.70 or less)

Presión de Prueba del BOP

PSI

Resistencia Interna Ajustada para la Tubería de revestimiento

=

PSI Presión de Prueba del BOP

• Presión anular

subterráneo, es que se sobrepasa o línea, un reventón que se pone en si marcha la bomse pone la bomba en la C. A medida Procedimiento de puesta CONSIDERACIONES DE que LAmientras PRESIÓN ba para el control, el operador del espresión de fondo de pozo se debela mantener presión de integridad estimada. Esto es sólo una en línea de la bomba trangulador debe mantener constante la constante. A NULAR EN P ERFORACIÓN estimación presión de la de presión la superficie de cierre en del revestidor (SICP), (un punto (Inicio de la circulación) A. La comunicación entre el operador de la manipulando adecuadamente el estrande referencia para tomar decisiones, no un punto de bomba y el operador del estrangulador gulador, hasta que se alcance los Controlar una surgencia puede ser más Muchas veces los reglamentos requieren que detención absoluto) y cada esfuerzoestropara controla debe ser muy fluyente. El que tiene la ques por minuto (stk/min) establecidos complicada que lo que uno puede imaginar, la presión máxima en la superficie por debajo de las un pozo basado en las condiciones única voz de mando en estas circunstancias, es debe paraestar el control. Se deben monitorear y más aún si el personal no esta debidamente la persona que esta en el panel del escorregir las presiones de acuerdo al proBOP estén indicadasconcerca del puesto del perforador. entrenado o familiarizado los procedide ese pozo. grama de presión de la tubería mientos. A continuación algunas La misma se debetenemos calcular para trangulador. cada sección de La profundidad de la tubería de revestimiento recomendaciones para que los primeros tubería de revestimiento. Esta consideración sobre la línea integridad de la formación, la densidad actua lo minutos de la operación de control resul- B. Las bombas deben ser puestas en más lentamente posible, o por etapas. ten menos complicados. Se debe recordar la presión, generalmente se basa de uno de tres y del fluido de control, la posición del amago de valores diferentes: reventón (surgencia) y las presiones impuestas en la superficie son todos factores que afectan esta  Presión de Reventón de la Tubería de Revestimiento consideración sobre la presión.  Límites del Conjunto de la BOP

Tiempo de retraso Resulta fácil imaginar que el sistema de circulación de un pozo es un tubo en “U”. Esto significa que la presión del interior del revestidor y la de la tubería son interactivas, y que las señales, las variaciones en la presión o en los caudales de circulación se manifiestan en todo el sistema. Este es un concepto importante para el control de pozos. Las presiones de tubería (barras de sondeo) repercuten en la presión de fondo de pozo. Si la presión de tubería se modifica respecto a los valores planificados (el de mantener “constante la presión de fondo de pozo”), se la debe corregir. Esto se logra modificando la cantidad de presión de estrangulador en la superficie. Cuando se modifica la contrapresión con el estrangulador, se desencadena una “onda de presión” que afecta a todo el sistema de circulación. La respuesta no se advertirá instantáneamente en el manómetro de presión de tubería, sino que habrá un “retraso”. Este retraso debe ser tomado en cuenta antes de intentar una nueva modificación de la presión de tubería. Se puede aplicar una regla práctica: se deben esperar aproximadamente dos segundos por cada mil pies (304 m) de tubería que haya en el pozo. En un pozo de 10.000 pies (3048 m) por ejemplo, una modificación de la presión en el estrangulador tardará aproximadamente 20 segundos en manifestarse en el manómetro de tubería. Esto significa aproximadamente diez segundos para que se manifieste la modificación en el extremo inferior de la tubería, y diez segundos más para su

repercusión en el interior de la tubería desde el extremo hasta su regreso a la superficie. En pozos más profundos, la modificación puede tardar un tiempo considerable en manifestarse en todo el sistema. Si se hacen modificaciones adicionales, sin tomar en cuenta este “retraso”, se puede originar una “sobre-corrección” (contrapresión baja o alta), que puede generar o, peor aún, una pérdida de circulación. El tiempo de retraso es solamente aproximado. Una vez que se realiza una corrección, se debe registrar aproximadamente cuánto tarda en manifestarse, y se debe tomar nota de la diferencia. Al tiempo de retraso pueden afectar muchos factores. La compresibilidad del gas, caudal de circulación, el tipo de lodo, la compresibilidad del lodo, etc. El objetivo es darse cuenta de que las respuestas no son instantáneas, pero se manifestarán por todo el sistema si se les da tiempo.

• Pozos en Lago de Maracaibo

Estroques (emboladas) de superficie a la mecha (broca, trépano) En todos los métodos de control de pozos es necesario conocer el tiempo o la cantidad de estroques (emboladas) necesarias para que el lodo densificado de control llegue a la mecha (broca, trepano). El número de estroques (emboladas) es más preciso, porque una bomba de lodo es una bomba de desplazamiento positivo. A continuación se muestran los pasos a seguir para calcular los estroques (emboladas):

• Cálculos: Para calcular capacidad por pie (bbl/pie)

Capacidad bbl/ft

=

Diámetro interno al cuadrado ÷ 1029,4

Cap. 6


= 0.01422 × 9000

Cap. 6

= 128 bbls = Capacidadm³/m × Largom 94 Principios básicos de Control de Pozos

Volumem³

= 0.00742 × 2743.2 = 20.35 m³

PROBLEMA 2 ¿Cuánto volumen hay en 6000 pies (1828,8 m) de tubería? (use la tubería del Problema No. 1). Para las columnas que tienen diámetros interiores de diferentes dimensiones, se harían los cálculos anteriores para determinar la capacidad y el volumen para cada tamaño, luego se sumarían. Si se bombeara una densidad diferente de fluido, se debería incluir la capacidad de la línea en superficie (que generalmente se conoce o se • NOTA: lo dan) en el volumen total de la columna. 1029,4 = viene de: [(π x D2 ÷ 4) x (12 plg/ft ÷ 231 plg3/gal ÷ 42 gal)]

Volumen de la Sarta = Volumen en la Tubería de Perforación/Tubería Capacidad = (DImm ÷1000)+2 xVolumen 0.7854 en los Portamechas + Volumen en m3/m la Línea en Superficie • Ejemplo

TIEMPO/EMBOLADAS AL TCual RÉPANO /FINAL LA TUBERÍA es la capacidad por pie DE (ft; m) de TP (DP) DE = 4,5” (114,3 mm); DI = 3,826” (97,18 mm): En todos los métodos de ahogo, que involucran incrementar la densidad del fluido, se debe conocer la cantidad de tiempo o las emboladas desde la bomba hasta el trépano o al final de la tubería (EOT). (Las Capacidad = pequeñas Diámetro interno unidades que usan bbl/ft las bombas pueden mediralelcuadrado volumen÷ 1029,4 bombeado en barriles o metros cúbicos = DI² ÷ 1029,4 por minuto en vez de emboladas o golpes por minuto). En realidad, el uso de golpes o emboladas hasta = 3,8262 ÷ 1029,4 el trépano es más bomba de lodo es una bomba de desplazamiento positivo. Abajo exacto, dado= que una 0,01422 bbl/pie tenemos la ecuación y un problema de muestra.

CAPACIDADES ANULARES, VOLÚMENES Y ESTROQUES (EMBOLADAS)

adelante el procedimiento de control de una

Emboladas hasta el Trépano/EOT = Volumen de la Columna ÷ Producción (desplazamiento) de la Bomba surgencia.

Después de averiguar los volúmenes (bbl;

Emboladas hasta el Trépano/EOT = Volumen de la Columnabbls ÷ Producción (desplazamiento) de la Bomba m3) de cada sección, acorde bbls/stk a la geometría

El cálculo de la capacidad anular (bbl/ del pozo, se convertirán a estroques (en su pie; m3/m) es muy importante para llevar caso a tiempo), las mismas que sirven para Emboladas hasta el Trépano/EOT = Volumen de la Columnam³ ÷ Producción (desplazamiento) de la Bombatm³/emb

Volumen de la Columna de Perforación y Cálculo de los Golpes o Cantidad de Emboladas Volúmenes de la tubería de perforación, y Portamechas

x Pies Largo de la tubería de perforación

= BBLS/FT Capacidad por Pie en Barras de Sondeo (DP)

=

x BBLS Volumen en Barras de Sondeo

BBLS/Pies

Pies

BBLS Volumen en Portamechas

Capacidad por Pie en Portamechas

Largo de los Portamechas

Golpes o Emboladas ¨ Superficie al Trépano¨

+ BBLS Volumen en Barras de Sondeo

=

+ BBLS Volumen en los Portamechas

BBLS Volumen de Línea en Superficie

=

÷ BBLS Volumen en Sarta de perforación

• Estroques (emboladas) de superficie a la mecha (broca, trepano)

BBLS/emb Producción de la Bomba

emb Emboladas de Superficie a Trépano

Cuando u métodos requiere increment densidad, debe det el volume columna trabajo.

controlar el desplazamiento del fluido invasor y del lodo de control. Las siguientes ecuaciones muestran la forma de calcular las capacidades anulares en

barriles por pie (litros por metro), los volúmenes en barriles (metros cúbicos) y el tiempo/estroques (emboladas) necesarias para desplazar dicho volumen.

• Ejemplo: Calcular el volumen anular y las emboladas requeridas para circular un fondo arriba. Diámetro Interno del Casing = 8,835” (224,4 mm);

long = 5.000 pies (1.523,93 m)

Diámetro externo Tubería de Perforación = 4,5” (114,3 mm); Diámetro Externo drill collars = 6,5” (165,1 mm); Diámetro del pozo (hoyo)

= 8,5” (215,9mm)

Profundidad Medida

= 10.000 pies (3048 m)

long = 9.000 pies (2.743,2 m)

long = 1.000 pies (304,8 m)

Desplazamiento de la bomba = 0,157 bbl/emb (0,02496 m3/emb) Régimen de bombeo

= 30 emb/min (stk/min)

En este ejemplo se observan 3 secciones anulares (de arriba para abajo): A. Sección anular 1:entre el revestidor y la tubería de perforación; longitud medida = 5.000 pies (1.523,93 m) B. Sección anular 2:entre pozo abierto y tubería de perforación; Longitud = Long tubería – Long medida del revestidor Longitud = 9.000 – 5.000 = 4.000 pies Longitud = 2.743,2 – 1523.93 = 1219,2 m C. Sección anular 3: entre pozo abierto y drill collars; longitud = 1.000 pies (304,8 m)

Cap. 6


Cap. 6


• Seccion anular 1 (Casing - Tuberia de Perforación):

Capacidad anular (bbl/pie)

= = = = =

(DI2rev – DE2TP) ÷ 1029,4 (8,8352 – 4,52) ÷ 1029,4 (78,05 – 20,25) ÷ 1029,4 57,80 ÷ 1029,4 0,05616 bbl/pie

Para determinar el volumen anular en la sección multiplicar la Capacidad Anular en bbl/pie por la profundidad (longitud) medida de la sección:

Volumen Anular (bbl/pie)

Para obtener los estroques (emboladas), se debe dividir el volumen calculado entre el regimen de bombeo

Estroques (emboladas)

= = =

= = =

Capacidad anular (bbl/pie) x Longitud tuberia de perforación (pies) 0,05616 bbl/ft x 5.000 ft 280,8 bbl

Volumen anular (bbl) ÷ Regimen de bombeo (bbl/stk) 280,8 ÷ 0,157 1789 estroques

Capacidad anular m3/m

= [(DI ÷ 1000)2 – (DE ÷ 1000)2] x 0.7854

= [(224,4 ÷ 1000)2 – (114,3÷ 1000)2] x 0.7854

= [(0,05036 – 0.01306) x 0.7854

= 0,0373 x 0.7854

= 0,02928 m3/m

Para determinar el volumen anular multiplicar la Capacidad Anular en bbl/pie de la sección multiplicar por la profundidad medida (longitud)

Volumen Anular m3 = Capacidad Anular (m3/m) x Longitud drill collars (m)

= 0,02928 m3/m x 1523,93m = 44,6 m3

• Seccion Anular 2 (Hoyo Abierto - Tuberia de Perforación):

Capacidad anular(bbl/pie)

= = = = =

(DI2pozo – DE2TP) ÷ 1029,4 (8,52pozo – 4,52TP) ÷ 1029,4 (72,25 – 20,25) ÷ 1029,4 (52) ÷ 1029,4 0,05051 bbl/pie

Para determinar el volumen anular en la sección multiplicar la capacidad anular (bbl/pie) por la profundidad (longitud) medida de la sección:

Vol An bbl

= = =

Estroques

= = =

Vol An bbl ÷ regimen de la bomba (bbl/stk) 202 ÷ 0,157 1287 estroques

Capacidad anular m3/m = [(DI ÷ 1000)2 – (DE ÷ 1000)2] x 0.7854

= [(215,9 ÷ 1000)2 – (114,3÷ 1000)2] x 0.7854

= [(0,04661 – 0.01306) x 0.7854

= 0,02634 m3/m

Para determinar el volumen anular multiplicar la Capacidad Anular de la sección (bbl/ pie) por la profundidad medida (longitud) Volumen anular m3 = Capacidad anular m3/m x Longitud de tuberia en hoyo abiertom

= 0,02634 m3/m x 1291,13 m

= 32,1 m3

Capacidad Anular (bbl/pie) x Longitud de Tuberia en hoyo abierto (bbl/pie) 0,05051 bbl/ft x 4.000 pies 202 bbl

Para obtener los esreoques (emboladas), se debe dividir el volumen calculado entre el regimen de la bomba

Cap. 6


Cap. 6


• Sección Anular 3:

Capacidad Anular (bbl/pie)

= = = = =

(DI2pozo – DE2DC) ÷ 1029,4 (8, 52pozo – 6,52DC) ÷ 1029,4 (72,25 – 42,25) ÷ 1029,4 30 ÷ 1029,4 0,02914 bbl/ft

Para determinar el volumen anular en la sección multiplicar la capacidad anular (bbl/pie) por la longitud (profundidad medida) de la sección: Volumen Anular (bbl/pie)

= = =

Capacidad Anular (bbl/pie) x Longitud d edrill colars (pie) 0,02914 bbl/ft x 1.000 ft 29,1 bbl

Para obtener los estroques (emboladas), se debe dividir el volumen calculado entre la eficiencia el regimen de bombeo (bbl/stk) Estroques (emboladas)

= = =

Volumen Anular(bbl) ÷ regimen de la bomba (bbl/emb) 29,1 ÷ 0,157 185 estroques (emboladas)

Capacidad anular m3/m = [(DI ÷ 1000)2 – (DE ÷ 1000)2] x 0.7854 Capacidad anular m3/m = [(215,9 ÷ 1000)2 – (65,1 ÷ 1000)2] x 0.7854 Capacidad anular m3/m = (0,04661 – 0.02726) x 0.7854 Capacidad anular m3/m = 0,1935 x 0.7854 Capacidad anular m3/m = 0,01519 m3/m

Para determinar el volumen anular multiplicar la Capacidad Anular (m3/m) de la sección por la longitud de la sección (profundidad medida).

Volumen Anular (m3) = Capacidad Anular m3/m x longitud de drill collars m = 0,01519 m3/m x 304,89 m

= 4,6 m3

arriba: se tiliza para el tiempo mboladas mba, que eren para er el fluido e el fondo o hasta la uperficie.

C APÍTULO 6 Cálculos de Volumen Anular y Emboladas o Golpes Capacidades y Volúmenes Anulares A. Volumen Anular entre la tubería de perforación (DP) y la Tubería de Revestimiento (CSG)

CSG

ID2

–

DI (diam. int.) de la Tubería de revestimiento al Cuadrado

DP OD2 DE (diam. ext.) de la DP al Cuadrado

1029.4 =

÷

. __ __ __ __BBLS/FT

x

Capacidad por Pie entre el DP y el CSG

FT

=

Largo del DP en el CSG (Profundidad Medida)

BBLS A Volumen entre el DP y el CSG

B. Volumen Anular entre la Tubería de perforación (DP) y el Hoyo Abierto (OH)

–

OH2 Diámetro del Hoyo al Cuadrado

DP OD2 DE (diam. ext.) del DP al Cuadrado

1029.4 =

÷

. __ __ __ __BBLS/FT

x

Capacidad por Pie Entre la DP y el OH

FT Largo del DP en OH

=

B

BBLS Volumen entre DP y OH

C

BBLS Volumen entre DC y OH

C. Volumen Anular entre los Portamechas (DC) y el Hoyo Abierto (OH)

–

OH2 Diámetro del Hoyo al Cuadrado

DC OD2 DE (diam. ext.) del DC al Cuadrado

1029.4 =

÷

. __ __ __ __BBLS/FT

x

Capacidad por Pie Entre la DC y el OH

FT Largo del DC en el OH

=

D. Volumen Anular Total

A

+

BBLS Volumen entre DP y CSG

B


+

C


+


+

C


÷

BBLS/STK Producción de la Bomba

BBLS

=

Volumen en Línea del Estrangulador (sólo submarina) (Ver dorso de la hoja de registro de control de pozo)

Golpes Trépano a Zapato de Revestimiento

B

D

=

E

BBLS Volumen Anular Total

STKS

Golpes desde Trépano al Zapato de Revestimiento

Golpes Trépano a la Superficie

E

BBLS Volumen Anular

÷

BBLS/STK Desplazamiento de la Bomba

=

STKS Golpes Trépano a la Superficie

Total de Golpes Superficie a Superficie

STKS Golpes de la Superficie al Trépano

+

STKS Golpes del Trépano a la Superficie

=

STKS Golpes de la Superficie a la Superficie

JEMPLO 4 • E Cálculo volúmenes y emboladas en el anular Calcule el volumen anular y las emboladas requeridos para circular desde el fondo hacia arriba. DI (diam. int.) de la Tubería de revestimiento = 8.835” (224.4 mm), largo = 5000’ (1523.93 m)

Cap. 6


C APÍTULO 6

Cap. 6

6-22

Presión Máxima Final Estimada en la Tubería = Presión Estimada Integridadde de Pozos Formación 100 Principios básicos dede Control (Presión de Fractura) - Hidrostática del Fluido de Ahogo

Se puede preparar un cuadro para documentar el volumen versus la presión. Este cuadro (p. 116) es tan fácil de completar como el cuadro de la presión de perforación. Antes de las operaciones, también hay que completar los cálculos del volumen hasta el punto de matar el pozo. Se preparan los cálculos del volumen y un sobre desplazamiento (si es necesario).

Se incrementa la fricción de la circulación a medida que se bombea el fluido de control por la sarta. Esto incrementa la presión en la superficie y la presión adentro de la tubería. Incrementos repentinos de la presión pueden hacer estallar la tubería o ser un indicio de complicaciones que se están desarrollando. Mantenga buenas anotaciones. Esté preparado para parar si ocurre algún problema. Se podrían necesitar cálculos más complejos en un pozo crítico, incluyendo los efectos de la fricción de circulación.

Requerimientos Estimados de Barita Volumen Total en el Sistema Activo

+ BBLS Volumen en las Piletas Activas

+

+

BBLS Volumen de la Sarta de Perforación

BBLS Total Volumen Anular

Bolsas por cada 100 Barriles

35

–

= BBLS Volumen entre DP y Tubo Conductor (Submarina Solamente)

BBLS Volumen Total en el Sistema Activo

= PPG Peso del Lodo de Control

– PPG Peso del Lodo de Control

x

14.7

PPG Peso Actual del Lodo

÷

= SXS/BBL Bolsas por Barril

Total Barita Requerida

=

x BBLS Volumen Total en el Sistema Activo

SXS Total Barita Requerida

SXS/BBL Bolsas por Barril

Incremento en el Volumen a raíz de Agregar la Barita

÷ 1500 libras de barita que se agregan al sistema incrementarán el volumen en aproximadamente un barril.

SXS Total Barita Requerida

14.7

= BBLS Incremento en el Volumen

Velocidad de Mezclado Requerido

x SXS/BBL Bolsas por Barril

= BBLS/MIN Velocidad de Circulación

SXS/MIN Velocidad de Mezclado Requerido

Disolución de Lodo de Reserva con Agua

– PPG Peso del Lodo de Control

8.33

– PPG Peso de Lodo en la Pileta de Reserva

=

x PPG Peso del Lodo de Control

• Requerimiento de baritia(baritina)

÷ BBLS Volumen en la Pileta de Reserva

= BBLS Volumen de Agua que hay que Agregar

Requerimiento de Barita (Baritina) Para controlar un pozo en surgencia es importante saber la cantidad de barita que se tiene en la locación o en su caso si se

cuenta con un tanque de reserva con una densidad conocida. La preparación del lodo de control se facilita si se tiene los materiales en locación. En base al volumen del sistema se debe calcular la cantidad de barita requerida de la siguiente manera:

1. Volumen tanques activos

=

600bbls (95,4 m3)

2. Volumen anular total

=

509 bbls (80,9 m3)

3. Volumen en tubería

=

139 bbls (22,1 m3)

4. Densidad de lodo actual

=

12,5 lpg (1498 g/l)

5. Densidad de lodo de control

=

13,1 lpg (1569 g/l)

6. Den. lodo tanque de reserva

=

14,7 lpg (1761 g/l)

7. Volumen tanque de reserva

=

150 bbls (23,8 m3)

8. Régimen (caudal) de control

=

4,1 bbls/min (0,748 m3 /min)

9. Emboladas Sup. A la broca

=

886 stk.

10. Régimen de bombeo

=

30 stk/min

RESUMEN Los principios básicos de control de pozos no son tan complicados o difíciles de entender, pero son de vital importancia. Un punto de partida muy importante en circunstancias de surgencia es que no se debe asumir nada. Para esto es necesario la comunicación permanente entre todo el personal

Cap. 6


involucrado de la operación. Es recomendable hacer ejercicios de simulación, por lo menos una vez por semana, por turno; reuniones de seguridad y tratar temas sobre los procedimientos de cierre en las diferentes operaciones son de mucha valía, para completar con éxito el control de una surgencia. Cuanto más se sabe acerca de una surgencia, condiciones de cierre, y equipamiento, mayo-

res son las probabilidades de un control positivo y en el tiempo más corto. La organización y la dirección se deben realizar antes de que ocurra una surgencia. Los boletines en los puestos de trabajo y las responsabilidades de cada uno son componentes vitales de toda operación en un equipo.

Cap. 7

104 Métodos de Control de Pozos

Métodos de control de pozos INTRODUCCIÓN

Existen diversas técnicas o métodos para controlar y/o circular un pozo en surgencia, independientemente si el influjo ha ocurrido durante la perforación, en un pozo en producción o que un pozo este totalmente descontrolado. Estos métodos mantienen una presión de fondo a un rango determinado, igual o un poco mayor que la presión de formación, para evitar futuros ingresos de fluido de formación al pozo. En pozos donde el descontrol

Existen dos formas básicas de evitar un influjo adicional. La primera se trata de agregar suficiente “contrapresión” sobre la columna de fluido como para igualar la presión de la formación. La segunda consiste en mantener una “contrapresión” considerable y reemplazar el fluido que está en el pozo por otro suficientemente pesado como para dominar la presión de formación.

es total, no es recomendable ahogarlo, sino manejar la presión en una escala segura. Algunas técnicas proveen fluidos para circular, para retirar el influjo del pozo y dejar al pozo con presiones tolerables que garanticen seguridad. Otras

técnicas de bombeo permiten la inyección de un fluido de control al pozo sin retorno (Bullheading). Las técnicas con ausencia de bombeo permiten controlar la presión para realizar deslizamiento (stripping) de herramienta hacia el o fuera del pozo con presión. Todos los métodos tienen un fin común: Controlar el influjo del fluido de formación y evitar una pérdida de circulación. La diferencia entre estos métodos está en que se incrementa el peso del lodo o no y si el pozo será circulado.

Este capítulo abarca diferentes métodos de presión de fondo constante para controlar un pozo.

(PCTPR; SITP) y presión de cierre en tubería flexible (coiled tubing) (PCTF; SICT) todos se refieren a la presión que se registra en la parte de la presión de la bomba (directa) del tubo en “U”, mientras que la presión de cierre en el revestidor (PDCR; SICP) y presión de cierre en el cabezal esta relacionado con la presión en el anular del tubo en “U”. El uso de cada uno de los términos dependerá

• Nota: Presión de cierre en tubería (PCTP; SIDPP), Presión de cierre en tubería de producción

de la operación que se esta realizando en el campo, vale decir, si están en perforación o en producción. Adicionalmente las técnicas presentadas en esta sección asumen el conocimiento correcto de presiones de cierre y que se han implementado los procedimientos adecuados para el control hasta que la operación de control en si se inicie.

Documentación de control de pozos Durante cualquier operación de control de pozo la recolección y documentación de datos es de mucha importancia, ayudará a la organización de la operación y proporcionará confianza en el trabajo a desarrollarse. El personal tendrá conocimiento sobre lo que esta ocurriendo en el campo y estará preparado para enfrentar la situación. Si la documentación no está bien hecha puede ser, en vez de una ayuda, un conflicto

negativo para con al operación. Los registros de parámetros y variables deben de ser concisos, claros y correctos para asegurar el mantenimiento de una presión adecuada y las tendencias (negativas o positivas), puedan ser identificadas y evaluadas sin contratiempos. Todas las ocurrencias inusuales deben ser documentadas. La solución a muchas complicaciones será menos complicada, si se tiene registros que ilustren mejor el problema. Presiones de circulación, volúmenes bombeados (expresados en emboladas), propiedades del lodo (peso, viscosidad, etc.), cambios de volumen en los tanques y la posición del estrangulador deben de ser registrados con el mayor cuidado posible. La siguiente tabla nos muestra lo mínimo que se necesita registrar, para encaminar una buena operación de control.

Cap. 7

Métodos de Control de Pozos 105

Técnicas de circulación Los métodos de control de pozos como: Método del perforador, Método de espere y densifique y el Método concurrente son métodos de circulación de fondo constante. La diferencia entre cada uno de ellos esta en: cuando se circula el influjo fuera del pozo, y cuando se bombea el lodo de control, al momento de decidir de controlar el pozo en surgencia. Estos métodos se caracterizan por mantener una presión de fondo igual o suficientemente alta a la presión de formación. Si a esto se complementa el evitar la perdida de circulación o que un equipo se malogre, el pozo será controlado sin permitir otro influjo. Es muy importante el conocimiento de los siguientes puntos antes de iniciar o aplicar alguna de las técnicas de control. Estos datos serán usados en los ejercicios del capítulo, excepto se haya indicado otra tarea.

Cap. 7


M ÉTODOS P ARA C ONTROLAR P OZOS

7-3

EN ESTE CAPÍTULO SE USARÁN ESTOS DATOS DEL POZO A NO SER QUE SE INDIQUE LO CONTRARIO. BOMBA

1. USE LA BOMBA #1 VELOCIDAD DE LA TASA DE CONTROL DE POZO – ________ spm

BOMBA #1 – 6” × 16” Duplex BARRILES POR EMBOLADA – 0.157 bbls/stk

PRESIÓN DE LA BOMBA – ________ psi

BOMBA #2 – 5-1/2” × 16” Duplex BARRILES POR EMBOLADA – 0.126 bbls/stk

2. GOLPES PARA DESPLAZAR LA TUBERÍA – 905 stks 3. GOLPES DESDE FONDO HACIA ARRIBA – 3323 stks

PRESIÓN MÁXIMA DE LA BOMBA – 3950 psi ANNULAR

4. GOLPES, CIRCULACIÓN TOTAL – 4228 stks BOMBA #1

A

VELOCIDAD LENTA

SPM

USE

BPM

16 24

2,50 3,75

32

5,00

LA

BOMBA #1

A

DE

BOMBEO

PRESIÓN (PSI) 350 770

RAM

Pileta

RAM HCR

RAM

MÁXIMA PRESIÓN

1.350

24

SPM

DEL

CONJUNTO BOP – 10000 psi

VOLUMEN

EN

PILETAS ACTIVAS – ? bbls

SIDP – 520 psi

VOLUMEN

EN

LÍNEA

SICP – 820 psi

PESO ACTUAL

ICP – 1290 psi

PESO

DEL

DEL

LODO

DE

SUPERFICIE – 3.5 bbls

LODO – 12.5 ppg

EN LA

PILETA

DE

RESERVA – 11.7 ppg

FCP – 832 psi VOLUMEN DE LA SURGENCIA O GANANCIA – 16 bbls TUBERÍA DE PERFORACION DIÁMETRO EXTERIOR – 4-1/2” DIÁMETRO INTERIOR – 3.826” PESO – 16.6 lbs/pie CAPACIDAD – 0.01422 bbls/pie LARGO – 9450 pie

PRUEBA DE INTEGRIDAD/ADMISIÓN O FRACTURA PESO DEL LODO DURANTE LA – 10.0 ppg PRUEBA DE INTEGRIDAD/ADMISIÓN PRESIÓN DE PRUEBA – 1600 psi

O

FRACTURA

PROFUNDIDAD DE LA PRUEBA (ZAPATA O ZONA DÉBIL) TVD – 5030 pie

TUBERÍA DE REVESTIMIENTO DIÁMETRO EXTERIOR – 9-5/8”

PORTAMECHAS DIÁMETRO EXTERIOR – 6-1/2” DIÁMETRO INTERIOR – 2.8125” CAPACIDAD – 0.00768 bbls/pie LARGO – 550 pie

DIÁMETRO

DEL

POZOZ – 8-1/2” trépano con tres jets de 10/12¨

DIÁMETRO INTERIOR – 8.835” PESO – 40 lbs/pie GRADO – N-80 RESISTENCIA INTERNA (100%) – 5750 psi LARGO TVD (PROF. VERTICAL) – 5000 pie LARGO MD (PROF. MEDIDA) – 5000 pie PROFUNDIDAD

DEL

POZO

TVD (Prof. Vertical) – 10000 pie MD (Prof. Medida) – 10000 pie

Respuesta del estrangulador (CHOKE) El entendimiento de lo que se está esperando es de suma importancia para cualquier operación de control. La presión que se mantiene o que circula por el estrangulador, controla la presión en todo el pozo. Respuestas inadecuadas puede permitir influjos adicionales e inducir fracturas en la formación y fallas en el equipo. Existen varios puntos críticos al decidir la acción apropiada: • Inicio de bombeo: Al conectar la bomba en línea se impone un incremento de presión en todo el sistema. Inmediatamente se pone en marcha la bomba se debe abrir el estrangulador, con la finalidad de mantener la presión de cierre en el revestidor constante. Si la presión de pozo incrementa demasiado, ocurrirán daños

Cap. 7


a la formación o pérdidas de circulación. Si la presión disminuye por debajo de la presión de cierre se permitirá otro influjo. Más adelante se detallará este tema. • Ajuste apropiado del estrangulador (Choke): Cuando ya se tiene el régimen de bombeo de la bomba correcto, se deben propiciar ajustes en el estrangulador para mantener las presiones de circulación apropiadas. Si la presión en la tubería es demasiado alto, determine el exceso, lo mas exacto posible. Esta es la cantidad presión que se debe drenar del anular con ajustes del estrangulador. Determine la cantidad de presión a drenar de la presión del revestidor (casing), con miras a que se tenga una circulación adecuada. La determinación puede ser calculada, puede tomarse el incremento en el manómetro o memorizar. Cuando se conoce esta cantidad será más sencillo el ajuste de apertura en el estrangulador a la posición abierta.

C APÍTULO 7

Determine el Ajuste del Estrangulador • Panel de estrangulador remoto

Determine el Ajuste Determine C hoke del Estrangulador A djus tement

PUMP

Ajuste el Estrangulador A djus t C hoke S lowly por by Lentamente Determined Determined P res s ure la Presión Determinada PUMP

Asegúrese que se Make S ure C hange hace el Cambio T rans its

PUMP

• Determinación ajustes en el estrangulador Cómo determinar el ajuste del estrangulador

Hay varios momentos críticos en los que se debe

Cap. 7


C APÍTULO 7

ocidad de bombeo siado alto esultar en brepresión ormación punto de dañarla o acturarla.

en cuenta este retraso en el tránsito antes de tratar CONECTANDO UNA BOMBA de cambiar nuevamente la presión en la tubería de Se pueden cometer errores cuando se elige la perforación. velocidad de la bomba para circular y sacar una Se puede aplicar una regla general: Espere surgencia. El procedimiento para arrancar la bomba aproximadamente dos segundos por cada 1000’ (304.8 es también un momento crítico. Recuerde que una m) de la largo de la de sarta que está en el pozo. Por Si presión circulación es muy baja, de estrangulador están relacionados para es reemplazado por líquido. Esto implivelocidad de bombeo más lenta resulta en menos ejemplo: en un pozo de 10000’ (3048 m) , toma se usa el mismo procedimiento, solo que mantener las presiones de circulación cofricción anular y minimiza la presión contra la ca consecuentemente un incremento de aproximadamente veinte segundos antes de que se vea esta vez el estrangulador será regulado a rrectas. diferente por y la presión en la tubería. Determine la canformación.SiAcircula medidaun quefluido disminuye el diámetro un cambio de presión en el medidor de la tubería de capacidad hidráulica entre la tubería de perforación y tidad de incremento en la presión, para la posición de cierre. el estrangulador, su coeficiente de fricción perforación, hecho en el estrangulador o tubería de tubería dede revestimiento, también debería hacerlo la regular la posición de apertura del esyla régimen flujo, aumenta o disminuye. revestimiento. Esto es aproximadamente diez segundos velocidad de la bomba. Una velocidad demasiada alta para el de cambio viaje desde estrangulador se por trangulador, para regresar la presión de Ese es el caso cuando sale gas por el es• Elque peor los errores queelcomúnmente puede resultar en una sobrepresión sobre la formación el espacio anular hasta la punta de la tubería de trangulador, se advierte una caída abrupta comente es fijarse la posición del indicahasta el punto de dañarla o fracturarla. Y cuando la tubería al valor planeado. Este paso es perforación y otros diez segundos para que suba por posible que se tenga que repetir varias de presión. ocurreloslaequipos presiónseparadores disdor del estrangulador y asumir que cada el gas llega a Si la esto superficie, la tubería de perforación de regreso a la superficie. veces, durante la circulación del gas por pueden llegar a sobrecargarse. El tiempo de circulación minuirá en todo el sistema, ocasionando vez que se ejecuta ese paso se ajustará la En los pozos más profundos, puede pasar un buen adicional a velocidades más lentas bien podría valer el estrangulador. virtualmente otro influjo en el pozo. presión en la misma dimensión. Recorderato antes de sentir el cambio en todo el sistema. Si la pena cuando se compara con las complicaciones se hacen mos cambios régimenadicionales de flujo durante y caída este de tiempo presiónde que podrían resultar. retraso, puede haber una sobre corrección, resultando • Fluido que sigue al gas a través del estranno tienen un comportamiento lineal. Al • Las Abajo presiones deben de ser para registradas hay algunas sugerencias simplificar los en un influjo adicional o la pérdida de circulación. agrandar (abrir) el orificio del estrangudurante toda ladeoperación. Si la primeros minutos una operación de presión control de un gulador: El gas requiere una apertura del Esta es un regla general, es una aproximación para amago. Recuerde debemos mantener presión estrangulador lo mas pequeño posible, lador elo tiempo disminuirlo (cerrar), la escala en disminuye muyque rápido, consulte lasuna preestablecer de retraso. Una vez que se haya constante en el fondo del hoyo mientras conectamos para mantener la misma presión que cuanel lamanómetro del indicador deaproximado la posisiones pre-registradas para ese tramo y hecho corrección, encuentre el tiempo la bomba. do se circula liquido. Cuando el fluido que de ción la demora en ver el cambio,nohaga una nota del estrangulador, representa ajuste inmediatamente la posición del es1. Comunicaciones. Asegúrese que las de la diferencia en el tiempo. Se debería señalar le sigue al gas alcanza el estrangulador se establecer el ajuste de presión. El indicatrangulador, hasta que se obtenga el valor comunicaciones entre los operadores de la bomba que muchas cosas afectan este tiempo de retraso. advierte un incremento abrupto de fricdor solo muestra la posición de abierto o correspondiente. dey que esperar y del estranguladorSesondebe buenas hayanel La compresibilidad del gas demorará este tiempo de cerrado. Los ajustes de presión se deben tiempo de retardo correspondiente para la hablado acerca de cómo van a reaccionar ante las ción y origina una presión alta, para evirespuesta. Algunos factores tales como la velocidad de tar daños a la formación, inmediatamente realizar cuidadosamente, la ayuda de profundidad luego operacionesydel otro. ajustar nuevamente la circulación, el tipo de fluido ycon la compresibilidad consulte las presiones planificadas y haga del manómetros fluido tambiénde tendrán un yefecto. El punto es presión el indicador. el estrangulador, si es necesario. que debemos darnos cuenta que las respuestas no son los ajustes necesarios de la presión en el instantáneas. anular con ayuda de la posición adecua-

• Gas en el estrangulador (Choke): Tipo de fluido, régimen de flujo, y dimensiones

9 El cambio en la presión se registra en el medidor de la bomba después del tiempo de trá nsito

BOMBA

3 � � � �

• Cuando el gas (cuya densidad es muy baja) sale por el estrangulador (Choke)

El cambio en la presión se registra en el medidor de presión del manifold de control 1 Cambio de la posicióndel estrangulador

8

4 2 Pulso de Presión, � va en dirección � opuesta

7

4 - 8

El cambio en la presión transita por el sistema

6 Ajuste del estrangulador

• Ajuste del estrangulador y tiempo de tránsito

5

da del estrangulador. Espere el tiempo de retardo correspondiente y luego haga los ajustes nuevamente, si es necesario. • Apagar la bomba: Si el pozo esta todavía en acción (Por ej.: no se ha bombeado aún el lodo de control) y el pozo debe ser cerrado, el objetivo debe ser el de no entrampar presión de bomba excesivo o el de no permitir el ingreso de otro influjo al pozo. Cuando el régimen de bombeo disminuye, la presión de circulación decrece, y el flujo por el estrangulador, también, disminuye. Si la presión del revestidor (anular) comienza a caer, ajuste el estrangulador a la posición cerrado, para mantener constante la presión en el revestidor que corresponde al valor antes de iniciar el proceso de apagar la bomba. La presión en el revestidor va a disminuir, cada vez que se el régimen de bomba decrece, por lo tanto al finalizar esta operación, la presión en el anular y la presión en la tubería

deberían de quedar en la misma presión, es decir, en la presión de circulación. Si la presión del revestidor no se mantiene en los valores planificados, puede suceder dos cosas: si es menor a lo planificado, se tendrá otro influjo y si es mayor ocasionará daños a la formación.

Tiempo de retraso/Tránsito Nos debemos imaginar que el sistema de circulación en el pozo tiene un efecto de tubo en “U”. Esto significa que la presión en el anular y la tubería están estrechamente relacionados y las señales de presión y cambios en el régimen de bombeo se advierten en todo el sistema de tubo en “U”: Este concepto, en control de pozos, es de mucha importancia. La presión en la tubería o tubería de producción representa la presión del fondo. Si la presión de tubería cambia, con relación a lo panificado ( De mantener la presión de fondo constante), se debe corregir. Esto implica la variación de la presión en el anular en superficie. Si la presión del anular (revestidor) es alterada, se genera una onda de presión que se advierte en todo el sistema de circulación. No se tendrá una inmediata repercusión o respuesta de esta presión en el manómetro de la tubería, por el tiempo de retraso. Este retraso del recorrido o transito se debe tomar en cuenta, antes de realizar cualquier ajuste en al presión de la tubería. Una regla práctica nos dice que debemos esperar dos segundos por cada 1.000 pies (304,8 m) de la longitud de herramienta (sarta, tubería mas porta mechas) que se tiene en el pozo. Por ejemplo en un pozo de 10.000 pies (3048 m) de profundidad, se debe esperar aproximadamente 20 segundos, para registrar el cambio de la presión en la tubería, generada por el ajuste de

presión en el estrangulador. Significa que toma aproximadamente 10 segundos, para llegar con el cambio de presión al fondo del pozo y necesita otros 10 segundos para transitar, por la tubería, desde el fondo del pozo hasta la superficie. En pozos mas profundos el tiempo de retardo será aún mayor, antes de registrar el cambio de presión en al tubería. Si en estos casos se han realizado otros ajustes de presión, la corrección inadecuada, podría ocasionar otro influjo o generar perdidas de circulación. La regla práctica es sólo una aproximación al tiempo de retraso. Una vez se ha realizado la corrección, encuentre el tiempo de retardo que necesita para ver el cambio en el manómetro correspondiente y anote la diferencia de tiempo. Hay muchos factores que afectan al tiempo de retraso. La compresibilidad del gas hará que este tiempo sea más lento. Factores como el régimen de circulación, tipo de fluido y la compresibilidad del fluido tendrá, también, su efecto. Se debe entender que la repercusión de algún cambio de presión en el anular, no es instantáneo en el manómetro de la tubería.

Inicio de bombeo Se puede cometer muchos errores al seleccionar el régimen de bombeo para circular el influjo. El procedimiento de iniciar el bombeo es muy crítico. Recuerde, un régimen de bombeo bajo implica una presión de fricción, también, baja y minimiza la presión contra la formación. Al decrecer el diámetro hidráulico y la capacidad, entre el revestidor y la tubería, así debería de ser el régimen de bombeo. Un régimen alto genera una sobre presión a la formación hasta tal punto que puede dañar o causar una fractura. Cuando el gas alcanza la superficie, el equipo de separación puede tener una sobre carga. El tiempo de circulación extra con régimen de bombeo lento, puede ser

Cap. 7


• Panel de Control del Perforador importante, al tomar en cuenta las complicaciones que se pueden suscitar. Mas abajo encontrará algunas sugerencias para simplificar los primeros minutos de inicio de una operación de control. Recuerde se debe mantener una presión de circulación constante en el fondo del pozo, al iniciar el bombeo. 1. Comunicación: La comunicación entre el operador de la bomba (perforador) y el responsable del panel de control (choke panel) debe ser de la mejor manera posible y que ellos se hayan puesto de acuerdo sobre los diferentes puntos a seguir en la operación de control y reaccionar en caso que esto no este funcionando. 2. Iniciar bombeo gradualmente: Las bombas deben de ser operadas en forma gradual o por etapas hasta alcanzar el régimen de bombeo. Este proceso tomará varios minutos y deberá ser discutido antes de iniciar con el bombeo. Equipos o taladros con bombas mecánicas o equipos de perforación que no tienen bombas hidráulicas, corren el riesgo potencial de dañar a la formación y tener problemas con el equipo. En los taladros con bombas mecánicas, la bomba no puede ser arrancada gradualmente. Su régimen de bombeo reducida esta en carga muerta, la misma que se usa como régimen de control. Si

Cap. 7


M ÉTODOS P ARA C ONTROLAR P OZOS se usa un estrangulador manual, es muy posible que no se pueda abrir o cerrar rápidamente, durante el inicio del bombeo. El procedimiento de inicio de bombeo, en cualquier caso, es que se debe abrir rápidamente el estrangulador antes de que se ponga en marcha la bomba. Esto permite que el pozo fluya y puede ocasionar otro influjo, pero es preferible disipar a la formación de una presión de surgencia descontrolada. Después que la bomba ha alcanzado el régimen de bombeo, la presión en el revestidor (casing, anular) debe ser ajustado a la presión original de cierre. Otra posibilidad es de equipar a la tubería parada (standpipe) con un estrangulador de desviación (bypass choke). Este será abierto antes de que la bomba arranque. La Bomba se pone en marcha y el estrangulador de desvío, podrá ser cerrado gradualmente para desviar mas fluido a la tubería. Esto controla el flujo del fluido similar a los taladros, donde las bombas son colocadas en línea con régimen alta / baja como sea necesario, para minimizar presiones de surgencia o la reducción en la presión se desarrolla en todo el pozo.

1500 1000

0

2500 3000

500

2000

3500 4000

1500 1000

2000

2500 3000

500 0

3500 4000

Comunicaciones

BOMBA

Controlador de la Bomba Conecta la bomba lentamente o en etapas, según las indicaciones

2.3.Arranque lentamente la bomba. debe del reInicialmente mantenga laSepresión ir incrementando la velocidad de las bombas vestidor constante: LaEste presión el reveslentamente, o por etapas. procesoendebería tidorvarios (casing, anular ) se debe tomar minutos y se debería habermantener hablado acerca de ello antes arrancar de la bomba. constante (a ladepresión cierre) hasta Los equiposel de perforación quebombeo. tienen bombas alcanzar régimen de La exmecánicas, bombas de velocidad constante o cepción de este caso se debe tomar en los equipos de perforación sin un estrangulador casos donde presión anular/ hidráulico correnseuntiene riesgoalta adicional de tener Choke/ de control (killEnline). fallas en la línea formación o los equipos. los Este equipos de perforación bombas caso será discutidoque en tienen la sección de commecánicas, no se puede conectar la bomba plicaciones. lentamente. Su velocidad más lenta está en la marcha en vacío, que muchas veces es la velocidad del control. Si se usa un estrangulador manual, quizás éste no se pueda abrir o cerrar con suficiente rapidez durante el arranque de la bomba. En cualquiera de los casos, el 2000 procedimiento del arranque1500 es 2000 de 2500 abrir el 1500 2500 estrangulador inmediatamente 1000 3000 1000 antes 3000de arrancar la el pozo 500 bomba. 3500 Esto puede permitir 500 que 3500 0 4000 0 4000 fluya y que haya otro influjo, pero es preferible a derrumbar la formación debido a oleajes de presión incontroladas. Después de que la bomba haya alcanzado su velocidad, se debe volver a ajustar la presión de la tubería de revestimiento al valor que tenía antes del arranque de la bomba.

Antes Inicio Superficie Submarina Otra posibilidad es la de equipar el standpipe al iniciar bombeo Bomba a régimen de bombeo de control con un bypass y un estrangulador. Este se abriría antes de arrancar la bomba. Luego se

• Inicio de bombeo y presión en el estrangulador

Operador del Estrangulador Mantiene la presión del estrangulador según el valor apropiado.

conectaría la bomba y el estrangulador se cerraría

Si lagradualmente presión delpara revestidor se deja que disdesviar más fluido por la sarta. minuya, al poner la bomba en el de régimen Esto controlaría el flujo del fluido manera de similar la a los equiposen de perforación que pueden bombeo, presión el fondo sufre, tamconectar una bomba con la lentitud velocidad bién, un decremento. Esto puede /ocasionar deseada para minimizar las fluctuaciones o un mayor influjo de fluido de formación al reducciones en la presión que se sienten en todo pozo. Si al el pozo. iniciar la puesta en marcha de la bomba, no se rápidamente el estrangu3. Al inicio hayabre que mantener la presión en lador o no se ha operado adecuadamente, la tubería de revestimiento constante. Se debe se mantener presión de la en tubería de revestimiento generará unlaincremento al presión hacia (estrangulador) el valor de la formación queconstante puede (en derivar encorrecto perdida cierre) mientras que la bomba alcanza la velocidad de circulación y daño al equipamiento. Se de la tasa de control de pozo. La excepción de esto debe, enlos lo casos posible evitar ambas cosas, pero es en donde existen presiones elevadas es preferible registrar un segundo influjo por fricción en el anular/estrangulador/línea dea control. Se hablacon de este caso en la sección de tener problemas la formación y el equiSi seen permite que la presión de po. Complicaciones. Recuerde presión el revestidor es una la tubería de revestimiento disminuya mientras contrapresión. que la bomba alcanza su velocidad, también disminuirá la presión en el fondo del hoyo. Esto

Inmediatamente semás ha influjo alcanzado régimen podría resultar en por elel amago de la surgencia. Si la se conecta y el de bombeo, ajuste labomba presión del revestidor no se abre o no se opera con a la estrangulador presión original de lectura.

suficiente rapidez, un incremento rápido en la presión podría llevar a la falla de la formación 4. Lay/opresión en el equipos de del circulación pozo. Se debeobservada evitar cualquiera de estos hechos, un amago es manómetro de pero la tubería, sesecundario conoce como preferiblede antes que una falla de la formación o del presión circulación inicial (PCI; ICP). equipamiento del pozo.

Se trata de la suma de la presión registrada, al momento de cerrar el pozo ( SIDPP), en la tubería y la presión, que correspon-

Si se perm la presión tubería d revestimie disminuya mientras bomba a velocidad programa presión e fondo de también disminuirá

de al régimen de bombeo para controlar el pozo (KRP). En otras palabras es una combinación de presiones que permite la circulación del influjo fuera del pozo a un determinado régimen y evitar que el pozo se descontrole. Matemáticamente se puede expresar como: PCI (ICP) = (SIDPP) + (KRP). Si se han usado los procedimientos adecuados de bombeo y si se observa diferencias significativas entre las presiones calculadas y las que observa, se debe tomar una decisión de continuar con el régimen actual o cerrar el pozo y evaluar nuevamente. 5. Mantener régimen de bombeo: Un vez se ha seleccionado el régimen de bombeo para el control, no debe de ser cambiado. Si se cambia el régimen de bombeo, los cálculos de presión de circulación inicial, presión de circulación final y las presiones de control en la planilla, deben de ser cambiados.

MÉTODO DEL PERFORADOR El método del perforador es una técnica que se utiliza para circular fluidos de formación fuera del pozo sin llegar a controlar el pozo. Con frecuencia se usa para eliminar influjos succionados durante la sacada de la herramienta en una maniobra. Este método es simple y directo.

al fondo del pozo el fluido del anular es circulado y retirado el influjo. Se usa también, en situaciones, donde no se necesita tener preparado el lodo de control o en su caso que no se dispone del material para densificar. Finalmente se usa para eliminar influjos de gas, donde las velocidades de migración altas pueden ocasionar problemas de cierre. Se puede utilizar, también en casos donde se tiene limitaciones con la experiencia de personal y suministro de equipo. Este método, sin embargo, no se comúnmente usado en zonas donde se anticipan o se esperan, perdidas de circulación. En el método del perforador, primero se circula o elimina el influjo. Luego, después que el pozo esta desbalanceado, reemplace el fluido del pozo con otro fluido que debe ejercer mayor presión que el anterior contra la formación. EL PROCEDIMIENTO DEL MÉTODO DEL PERFORADOR ES EL SIGUIENTE: 1. Pozo se cierra después de verificar el influjo 2. Registrar las presiones de cierre estabilizadas, tanto en la tubería (PCTP; SIDPP), como en el revestidor (PDCR; SICP)

Es muy importante el entendimiento de la técnica e ideas usadas en el método del perforador, por el simple hecho de que otros métodos de control de pozos, incluyen muchos de sus principios.

3. El influjo es inmediatamente circulado fuera del pozo.

Sin embargo en ciertos casos el método del perforador origina presiones anulares muy altas, en comparación con otros métodos y se requiere de mucho más tiempo para controlar el pozo. Este método es ideal para aplicar en las maniobras. Una vez se regresa

5. Si es necesario, se densifica el lodo

4. Después de terminar con la circulación, el pozo será cerrado por segunda vez.

6. Se circula por segunda vez el pozo, con lodo nuevo denso (pesado) para recuperar presión hidrostática.

Cap. 7


Cap. 7


• EJEMPLO Se cierra el pozo luego de verificar un influjo y se registran la PCTP (SIDPP), PDCR (SICP) y el volumen de la surgencia. Usar los datos de pozo de la página 4 y la siguiente información explicará el método del perforador. Régimen de control (RDC;KRS)

=

24 epm

Presión de control (PDC; KRP)

=

770 psi (53.09 bar)

Bomba:

=

6 x 16” (152.4 mm x 406.4 mm) dúplex

Densidad de lodo en el pozo (actual)

=

12,5 ppg (1498 kg/m3)

PDCTP (SIDPP)

=

520 psi (35.85 bar)

PDCR (SICP)

=

820 psi

PCTP = Presión de cierre (SIDPP) tubería de perforación, tubería de producción (directa)

PCTP 1500 1000

520

2000

PDCR

2500 3000

500 0

3500 4000 Psi

1500

820

0

2000

1000

2500 3000

500 0

3500 4000 Psi

emb/min (stk/min)

bomba

0 Emboladas (stk)

PDCR = Presión de cierre (SICP) revestidor, Presión anular

• Mantenga presión del revestidor constante al poner en mancha la bomba

Inicio de circulación Llevar la bomba al régimen de bombeo para controlar (24 epm), manteniendo la presión del revestidor (anular; casing) o “contrapresión” constante, (o presiones con valores planeados versus régimen de bombeo, para operaciones marinas y pozo de diámetro reducido). Esto mantendrá una presión de fondo constante, evitará que el pozo fluya y minimizará los riesgos de daño a la formación. En este ejemplo, después de poner a la bomba en el régimen de control, la presión en el revestidor se debe ajustar a 820 psi. (56.64 bar).


PCTP

1290

1500 1000

520

24

La Presión de Circulación se debe mantener constante, con ayuda del estrangulador. Otro valor que se debe mantener constante es el régimen de control de la bomba hasta que el influjo sea circulado fuera del pozo. Si el influjo es gas, los ajustes de presión serán necesarios para mantener la circulación de presión adecuada. Generalmente la expansión del influjo, desplazará cierta cantidad de fluido, consecuentemente la presión hidrostática decrece, que será compensada incrementando la presión en el anular.

2000

PDCR

2500 3000

500 0

3500 4000 Psi

1500

820

2000

500

2500 3000

1000

3500 0 4000 Psi

emb/min (stk/min)

bomba

22 Emboladas (stk)

Primera circulación Una vez que la bomba alcanza el régimen de bombeo para el control (RDC), y se ha ajustado la presión del revestidor (casing), con el estrangulador, para volver a la presión que tenía cuando se cerró el pozo, el control se desplaza al manómetro de presión de tubería. La presión de tubería en este caso se denomina, Presión de Circulación (PC), que es la combinación de la PCTP (SIDPP; SITP) y la presión de bomba correspondiente al régimen de control (PRC; KRP) (En el método de Espere y Densifique esta presión se trata de la Presión de Circulación Inicial (PCI; ICP), En este ejemplo, la presión de circulación será de 1290 psi (88,95 bar).

Cap. 7



• Una vez que la bomba alcanza el régimen, se observa la presión de circulación. Mantener esta presión

Ajuste de la presión Mientras se circula el influjo, se debe mantener la presión de tubería en los valores planeados.

presión necesaria debe ser agregada o disminuida de la presión del revestidor (contrapresión). Es recomendable tomar en cuenta el tiempo de retraso, para observar el cambio de presión en el manómetro de la tubería.

Si la presión de tubería es incorrecta, debe ajustarse al valor adecuado. Para ello, se debe determinar la cantidad de presión (alta o baja), que debe corregirse. No se deben realizar cálculos estimados. No se deberán tener en cuenta variaciones de menores a 50 psi (3,4 bar), a menos que la presión, ya sea alta o baja, esté en un punto crítico. La

Recuerde que la regla de dedo, para este tiempo de retraso, es de esperar aproximadamente dos segundos por cada 1.000 pies (305 m) de profundidad del pozo. Muchos factores afectan a este tiempo de “retraso”, por lo que se debe esperar el tiempo necesario antes de efectuar otra corrección, en caso de no advertir cambio alguno.

Cap. 7


Influjo de la superficie Con i nflujos de gas, la presión en el revestidor (casi ng) será la primera que dismi nuya, luego la presión en tubería (después del tiempo de retardo, para cambios de un manómetro a otro), también sufrirá un decremento, al momento

de pasar el i nflujo por el estrangulador. El estrangulador debe de ser ajustado rápidamente, para que la presión del revestidor vuelva al valor origi nal. Es recomendable llevar un registro de las presiones en el revestidor como referencia. Después de ajustar la presión en el revestidor a su valor origi nal y después


de esperar la estabilización de las presiones en el sistema, entonces centre su observación nuevamente sobre el manómetro de la tubería y ejecute los ajustes necesarios. Cuando el fluido que sigue al i nflujo pase por el estrangulador, se advertirá un i ncremento en la presión del revestidor.

PCTP 1500

2000

PDCR

2500 3000

1000 500 0

3500 4000 Psi

1500

870

2500 3000

1000 500

24

2000

0

3500 4000 Psi

emb/min (stk/min)

1200 bomba

Emboladas (stk)


• Si la presión disminuye por debajo de lo planeado, se debe hacer ajustes.

1

Influjo circulado fuera del pozo

Presión necesita ajuste a 100 psi 1500

2000

2500

1500

3000

1000 500

3500 0 4000 Psi

2000

2500 3000

1000

(820)

Presión tubería

500

3500 0 4000 Psi

Presión revestidor

1. Para realizar ajustes de presión, primero determine la cantidad de presión necesaria

2 1500

2000

500 0

2500

1500

3000

1000

3500 4000 Psi

2000

Incremento en revestidor

2500 3000

1000

(820-920)

Presión tubería

500 0

3500 4000 Psi

Presión revestidor

2. Luego ajuste la presión en el revestidor, sólo a esa presión

3 Presión incrementa después que la presión en revestidor aumenta

1500

2000

2500

1500

3000

1000 500

3500 0

Cap. 7


4000 Psi

Presión tubería

3. Espere el tiempo de retraso, y re-evalúe

2500 3000

1000

(920)

2000

500

3500 0

4000 Psi

Presión revestidor

Si se va a preparar el lodo con peso de control, después de circular el i nflujo fuera del pozo, se tiene dos opciones. Primero volver a cerrar el pozo. El punto de control gira nuevamente al manómetro de la presión del revestidor (casi ng), mientras se apaga gradualmente la bomba, la misma que se debe mantener constante, mientras se apaga y cambia el régimen de bombeo. Si se permite que esta presión disminuya, del valor estipulado, se ocasionará otro influjo (si el pozo esta sub-balanceado). Si se ha circulado todo el influjo fuera del pozo, la presión hidrostática, tanto en el anular, como en la tubería, deben de ser aproximadamente iguales. Si las presiones no son parecidas, es posible que haya ingresado otro influjo al pozo. Controle los cambios de presión en el anular. La segunda opción es mantener la circulación. Si las condiciones permiten poner en línea un tanque pequeño, mientras se densifica el lodo. Esta técnica evita que la herramienta de aprisione, por el movimiento continuo del fluido. En cualquiera de los casos se debe realizar, por lo menos, dos circulaciones: el lodo de control y las emboladas hasta la broca. Si se mantiene la presión de fondo constante, al bombear el lodo de control hasta la broca, la presión de circulación va a cambiar. Para determi nar que presión de circulación se mantiene, se debe preparar una tabla con las emboladas de bomba y la presión. Esto requiere más cálculos. Una vez que el lodo de control alcanza la broca (fondo del pozo) , la presión de circulación se debe mantener constante durante el resto del tiempo de

Cap. 7


la operación. Por esta razón se denomi na Presión de circulación fi nal (PCF; FCP). Los cálculos serán explicados en capítulo de Conceptos básicos de control

de pozos. En este ejemplo la presión de circulación fi nal (PCF; FCP) es de 832 psi (57.37 bar) y la densidad de control de 13,5 ppg (1618 kg/m3). El peso de lodo en los tanques (piletas, pits) activos se


debe densificar a 13,5 ppg (1618 kg/ m3), antes de la segunda circulación.

PCTP 1500 1000 500

2000

2500

PDCR

3000 3500 0 4000 Psi

1500

2500 3000

1000 500

24

2000

0

3500 4000 Psi

emb/min (stk/min)

3000 bomba Emboladas (stk)


• En el momento en que el gas pasa por el estrangulador, se observa cambio en la presión del revestidor

1

3 1500

2000

1000

0

2500 3000

500

1500

2000

1000

3500 4000 Psi

1500

0

3500 4000 Psi

Presión revestidor

2000

1000

3000

500

Presión tubería

2500

0

2500 3000

500

2

3500 4000 Psi

Presión tubería

1500

2000

1000

2500 3000

500 0

3500 4000 Psi

Presión revestidor

4 1500 1000

2000

2500 3000

500 0

Cap. 7


1500 1000

3500 4000 Psi

Presión tubería

2000

2500

1500 1000

3000

500 0

3500 4000 Psi

Presión revestidor

2000

3000

500 0

2500

3500 4000 Psi

Presión tubería

1500 1000

2000

2500 3000

500 0

3500 4000 Psi

Presión revestidor

1. Si se permite que la presión en el revestidor disminuya abruptamente. 2. Presión en la tubería expresa el tiempo de retardo. 3. Para evitar que eso suceda, si la presión el revestidor comienza a cambiar, rápidamente, ajuste el estrangulador. 4. Si se reacciona rápidamente, la fluctuación de la presión en tubería va a ser mínima

Segunda circulación El procedimiento de inicio de bombeo para la segunda circulación es idéntico al que se ha practicado en al primera, excepto el valor de la presión en el revestidor. Si no se ha tenido un influjo adicional, la presión de cierre en el revestidor (PDCR; SICP) debería de ser igual a la presión de cierre original, en desbalance a la presión de cierre de la tubería (PCTP; SIDPP). Una vez se ha alcanzado el peso de lodo de control, la circulación se inicia manteniendo constante, nuevamente, la presión en el revestidor, que es de 520 psi (35.85 bar). Cuando la bomba ya esta con el régimen de

control (24 epm) y si se mantiene la presión del revestidor constante, al mismo tiempo, se desplaza el lodo liviano de la tubería. Es muy importante hacer el seguimiento de la caída de presión de circulación en al tubería, acorde a la tabla preparada (emboladas vs. presión) y realizar los ajustes necesarios. Esto evitará el ingreso de otro influjo al pozo durante la circulación del lodo de control. Si ha ingresado otro influjo, se debe mantener las presiones correctas. Una segunda opción es mantener la presión en el revestidor constante (solo si esta se-

guro, que no se tiene otro influjo) hasta que el lodo de control alcance la broca . En este ejemplo tomará 905 emboladas. La presión en tubería va a cambiar, mientras se desplaza el lodo del pozo por el lodo de control. En este caso no mantenga la presión de la tubería constante, esta presión de circulación va a ir cambiando, por dos razones: uno la presión de fricción y el incremento de la hidrostática, mientras se desplaza el lodo original por el lodo de control. Los valores de cambios de presión deben de estar relacionados con los valores de la tabla preparada (emboladas vs. presión).

Cap. 7



PCTP 1500

500

520

2000

PDCR

2500 3000

1000

0

3500 4000 Psi

1500

2000

520

24

520

3500 0 4000 Psi

emb/min (stk/min)

PCTP 1500

2000

PDCR

2500 3000

1000 500

2500 3000

1000 500


0

3500 4000 Psi

1500 1000

520

0

500

2000

2500 3000

3500 0 4000 Psi

emb/min (stk/min)

22

bomba

3400

bomba

Emboladas (stk)

Emboladas (stk)


Mantenga la presión del revestidor constante al iniciar bombeo


Si el pozo va a ser cerrado, mantenga la presión del revestidor, por lo menos igual a la presión de cierre original

El fluido de control llega a la broca Cuando la tubería está llena de fluido de ahogo (905 emboladas), la presión de circulación varia gradualmente de la presión de circulación original (Presión de circulación inicial, PCI) hasta la presión de circulación final (PCF; FCP). La presión en este ejemplo es de 832 psi (57.37 bar). La PCF (FCP) se mantiene hasta que el lodo de control llegue a la superficie. Al momento de

bombear el lodo de control por el anular, el incremento de presión hidrostática causa un aumento de presión en la tubería. Los ajustes con el estrangulador son realizados acorde a las exigencias del momento, para mantener la PCF.

la presión continua en cero, se entiende que el pozo esta controlado. Abra el estrangulador, para verificar si se tiene flujo. Si las presiones no bajan a cero o se ha constatado flujo, circule el pozo nuevamente.

Gradualmente, todas las contra-presiones van siendo retiradas, a medida que el lodo de control circula por el anular (incremento en la presión anular). Una vez se tiene el lodo de control en superficie, se cierra el pozo por tercera vez. La presión en la tubería y el anular será cero. Si, después de 15 a 30 minutos,

Puede ser que se tenga otro influjo o en su caso no se ha usado la cantidad suficiente de lodo de control. Aún cuando el pozo este controlado, se debe tener cuidado con las presiones atrapadas con preventores de surgencia cerrados. Mucho cuidado al abrir los (BOP).


PCTP 1500

2000

500

PDCR

3000

1000

832

2500

3500 0 4000 Psi

1500

520

2500 3000

1000 500

24

2000

0

3500 4000 Psi

emb/min (stk/min)



Mantenga la presión apropiada, mientras se bombea el lodo de control a la broca

Cap. 7


Cap. 7


PCTP PCTP = Presión de cierre (SIDPP) tubería de perforación, 2000 2500 1500 tubería de producción 1000 3000 (directa) 832 500

PDCR

3500

0

1500

4000 Psi

24


2000

1000

3500 0

bomba

2000

2500

PDCR

3000

500

3500

1500

4000 Psi

1000

2000

2500 3000

500

0

4000 Psi

emb/min (stk/min)

1500 1000

0

3000

500

520

2500

PCTP

3500 0

4000 Psi

emb/min (stk/min)

4200

5400

bomba

Emboladas (stk)

Emboladas (stk)



Cuando el anular esta lleno con lodo de control, se observa una tendencia

Las emboladas para circular el lodo de control hasta la superficie, puede

gradual de ajuste del estrangulador, para mantener presiones de circula-

ser mas de lo calculado y solo después de que suceda esto, las bombas se

ción correctas. Presión en anular declina hasta un valor despreciable, pero

apagan y el pozo se cierra, monitoreando las presiones. Si no se registra

que no permite otro influjo.

presión alguna, se considera que el pozo esta controlado.

RESUMEN MÉTODO DEL PERFORADOR 1. Se cierra el pozo. 2. Se registran las presiones de tubería y revestidor ( casing ) y volumen de la surgencia. 3. Inicia circulación manteniendo constante la presión del revestidor (casing) hasta que la bomba alcance el régimen de control. 4. Cuando la velocidad de la bomba está con el régimen de control, registre la presión de tubería y mantenga constante, con ajustes del estrangulador de acuerdo a las

exigencias del momento. La presión de la tubería debe de ser la suma de la presión de cierre en tubería (PCTP; SIDPP) y la presión correspondiente al régimen de control de bomba (PDC; KRP). 5. Mantener constante, tanto la presión de tubería, como el régimen de control, hasta que el influjo sea circulado fuera del pozo. 6. Luego se cierra el pozo (o se circula) y se densifica el lodo.

7. Se prepara lodo de control (pesado) y se reanuda la circulación. La disminución de presión de la tubería se controla con la tabla preparada (emboladas vs. presión) o se mantiene la presión del revestidor (asumiendo que no se tiene otro influjo), hasta que la herramienta (tubería y porta mechas) se haya llenado con el nuevo lodo pesado. 8. Cuando la tubería está llena de lodo pesado, mantener PCF (FCP) hasta que el anular sea desplazado con el lodo de control (pesado).


Cap. 7


SIDPP 1500 1000

832

24

500

2000

2500

SICP

3000 3500 0 4000 Psi

1500

2000

2500 3000

1000

520

500 0

3500 4000 Psi

emb/min (stk/min)

4200 bomba

Emboladas (stk)


• Cuando el anular esta lleno con lodo de control, se observa una tendencia gradual de ajuste del estrangulador, para mantener presiones de circulación correctas. Presión en anular declina hasta un valor despreciable, pero que no permite otro influjo.

Cap. 7



SIDPP 1500

2000

2500

SICP

3000

1000 500

3500 0

4000 Psi

1500

2500 3000

1000 500

0

2000

0

3500 4000 Psi

emb/min (stk/min)

5400 bomba

Emboladas (stk)


• Las emboladas para circular el lodo de control hasta la superficie, puede ser mas de lo calculado y solo después de que suceda esto, las bombas se apagan y el pozo se cierra, monitoreando las presiones. Si no se registra presión alguna, se considera que el pozo esta controlado

MÉTODO ESPERAR Y DENSIFICAR El Método esperar y densificar es un resumen de los diferentes métodos de presión de fondo constante. Este método desplaza al influjo en el menor tiempo y mantiene la presión en el pozo y superficie mas bajo que cualquier otro método de presión de fondo constante. Requiere buena disponibilidad de equipos para la mezcla y densificación de lodo de control, turno completo y una supervisión adicional, para llevar adelante la operación. Todas las facilidades están disponibles en operaciones marinas y en pozos profundos o donde se espera presiones de formación anormales. Para algunas compañías este es el método preferido para controlar un pozo.


520

SIDPP 1500

2000

2500

En la práctica, es casi imposible controlar un pozo con una sola circulación, porque el fluido no se desplaza de manera eficiente por el espacio anular. Esto sucede con todos los métodos de control.

SICP

3000

1000 500

3500 0

1500

4000 Psi

820

2000

2500 3000

1000 500 0

0

3500 4000 Psi

emb/min (stk/min)

0

bomba

Emboladas (stk)

En el método de espere y densifique, el pozo se cierra luego de haberse registrado un influjo. Se registran las presiones estabilizadas y el volumen de la surgencia. Se densifica el fluido antes de comenzar la circulación (espere y densifique). Luego se circula el fluido por el pozo, manteniendo las presiones y la densidad correctas mientras dura el control del pozo.

Cap. 7



• Mantener la presión en el revestidor constante, al alinear la bomba EL PROCEDIMIENTO DEL MÉTODO DE ESPERAR Y DENSIFICAR ES EL SIGUIENTE: 1. Pozo se cierra después de verificar el influjo 2. Registrar las presiones de cierre estabilizadas, tanto en la tubería (PCTP; SIDPP), como en el revestidor (PDCR; SICP) 3. Preparar tanques con lodo, esperando el calculo del nuevo peso 4. Una vez es densificado el lodo en las piletas, se inicia la circulación 5. En base a la tabla de presiones preparada se monitorea la circulación del lodo en el pozo.

• EJEMPLO Se cierra el pozo luego de verificar un influjo y se registran la PCTP (SIDPP), PDCR (SICP) y el volumen del influjo. Usar los datos de pozo de la página 4 y la siguiente información, para desarrollar, el método de espere y densifique (pese).

Cap. 7


Poner la bomba en línea

Régimen de control (;KRS)

=

24 epm

Presión de control (; KRP)

=

770 psi (53.09 bar)

Bomba:

=

6 x 16” (152.4 mm x 406.4 mm) duplex

Densidad de lodo en el pozo (actual)

=

12,5 ppg (1498 kg/m3)

(SIDPP)

=

520 psi (35.85 bar)

(SICP)

=

820 psi

Emboladas de Sup. a la broca

=

905 emb (stk)

Emboladas (stk) de la broca a superficie

=

3.323 emb (stk)

Emboladas de superficie a superficie

=

4.228 emb (stk)

PCTP = Presión de cierre (SIDPP) tubería de perforación, 1290 tubería de producción (directa)

SIDPP 1500

2500

SICP

3000

1000 500

520

2000

0

3500 4000 Psi

1500

2500 3000

1000

820

24

2000

500 0

3500 4000 Psi

emb/min (stk/min)

bomba

22 Emboladas (stk)


• Una vez que la bomba ha alcanzado el regimen de control, registre la Presión de Circulación inicial

Una vez que se elige el régimen de control, no se la debe modificar. Si se cambia la velocidad de la bomba, también se deben modificar cálculos tales como presión de circulación inicial y presión de circulación final. En este ejemplo, la presión en el revestidor (casing) es de 820 psi (56,54 bar). Esta presión se de debe mantener, mientras se lleva la bomba hasta el régimen de bombeo, para el control del pozo. Si se permite que disminuya la presión del revestidor (casing) cuando se está llevando la bomba al régimen de control, la presión en el fondo del pozo también, caerá. Esto tendrá como resultado un aumento del influjo de fluido de formación al pozo. Si se pone la bomba en línea y no se abre el estrangulador, o no se ha operado con la suficiente rapidez, entonces se produce aumento brusco de la presión provocando una fractura de la formación y/o una falla del equipamiento. Obviamente, es preferible un segundo influjo a una fractura o a una falla del equipamiento. ¡RECUERDE! La presión del revestidor (casing) es “contrapresión”. Tan pronto como la bomba este en línea y funcionando al régimen de control, se debe volver a la presión correcta. Método alternativo: En los equipos que trabajan con bombas mecánicas, o en los que no cuentan con un estrangulador hidráulico, se corren un riesgo adicional de fracturas o fallas. En los equipos que emplean bombas mecánicas, no es posible poner la bomba en línea lentamente. El valor mínimo es “ velocidad en vacío” (idle speed), la cual suele ser la velocidad de caudal de ahogo. Los equipos que tienen estranguladores manuales alejados pueden no responder con la velocidad necesaria cuando se abre el estrangulador durante el arranque de la

bomba. En estos casos, debe abrirse el estrangulador en primer lugar, se debe poner la bomba en línea, y se debe reajustar el casing al valor de “contrapresión” previo al arranque de la bomba.

Inicio circulación Una vez que la bomba alcanza el régimen de control y la presión del revestidor (casing) se ha ajustado, con ayuda del estrangulador, para volver a la presión que tenía cuando se cerró el pozo, el monitoreo se centra en el manómetro de la presión de tubería. La presión de tubería se denomina, en este caso, Presión de Circulación Inicial (PCI - ICP). Esto es simplemente la combinación entre la PCTP (SIDPP) y la presión de bomba al régimen de control (PDC; KRP). En el ejemplo precedente, la PCI es de 1290 psi (88,95 bar).

presión que indica el manómetro de la presión en tubería debe ajustarse de acuerdo a las circunstancias del momento y siguiendo los valores de la tabla: emboladas vs. presión.

832

24

Cuando la tubería está llena de fluido de control (905 emboladas), el manómetro indicador de presión de tubería deberá mostrar Presión de circulación final (PCF; FCP) (832 psi. [57,37 bar]). Mantener esta presión constante en el manómetro de presión de tubería hasta que todo el fluido de control haya circulado todo el pozo y paren las bombas, después de finalizar la operación de control.

Ajuste de presión Mientras se bombea lodo de control por la tubería, y hasta que se controle el pozo, la

SIDPP 1500 1000 500

2000

2500

SICP

3000 3500 0 4000 Psi

1500

830

2000

2500 3000

1000 500 0

3500 4000 Psi

emb/min (stk/min)

Programa de presión En el tiempo o el número de emboladas que tarda el fluido de control (ahogo) en llenar la tubería, la presión de tubería deberá disminuir desde la Presión de circulación inicial (PCI; ICP) hasta la Presión de circulación final (PCF; FCP).

realizar estimaciones. No se deberán tener en cuenta variaciones menores de 50 psi [3,5 bar], a menos que la presión, ya sea alta o baja, esté en un punto crítico. La cantidad de presión necesaria deberá ser sumada o restada de la presión del revestidor (casing; contrapresión). Debe considerarse el tiempo de retraso, para que el cambio de presión se refleje en el manómetro de la

Si la presión de tubería es incorrecta, debe ajustarse al valor adecuado. Para ello, se debe determinar la cantidad de presión (baja o alta), que debe corregirse. No se deben PCTP = Presión de cierre (SIDPP) tubería de perforación, tubería de producción 1290 (directa)

Cap. 7


1200 bomba

Emboladas (stk)


• Es su responsabilidad, el de mantener la presión de circulación correcta, al momento de bombear el lodo de control hasta la broca (PCI y PCF) y cuando este en el anular, manteniendo la PCF. Los ajustes de presión se deberán realizar acorde a las exigencias

Cap. 7


1 Presión necesita incrementar en 100 psi (732-832)

1500

2500

1500

3000

1000 500 0

2000

3500 4000 Psi

2000

3000

1000

(820)

500 0

Presión tubería

2500

3500 4000 Psi

Presión revestidor

• Si la presión cae por debajo de lo establecido, se debe realizar un ajuste. Determine cuanta presión se necesita para el ajuste

2 1500

2000

3000

1000

(650)

500 0

2500

3500 4000 Psi

Presión tubería

1500

(820-920)

2500 3000

1000 500

Incremente presión en revestidor por caída

2000

0

3500 4000 Psi

Presión revestidor

• Ajuste presión en revestidor, sólo la cantidad necesaria

3 Presión en tubería aumentará al incrementar presión en revestidor (732-832)

1500

2500 3000

1000 500 0

2000

1500

(920)

3500 4000 Psi

Presión tubería

• Espere el tiempo de tránsito y evalúe nuevamente

2000

2500 3000

1000 500 0

3500 4000 Psi

Presión revestidor

tubería. Un método práctico para (regla de dedo) estipula que se debe esperar aproximadamente dos segundos por cada 1.000 pies (305 m) de profundidad del pozo. Muchos factores afectan a este retraso, por lo que se debe esperar un tiempo prudencial antes de efectuar una corrección, si acaso no se advierte ningún cambio.

Surgencia en la superficie Con influjo de gas, primero la presión del revestidor (casing), y luego la presión de tubería (después del tiempo de retraso transcurrido, para el cambio de presión de un manómetro a otro), disminuirán a medida que la surgencia pase a través del estrangulador. El estrangulador debe ajustarse rápidamente, hasta obtener la presión del revestidor (casing) al valor que tenía antes de que el gas alcanzara el estrangulador. Es aconsejable llevar un registro de la presión del anular (casing), para utilizarlo como referencia. Una vez que se tiene la presión del revestidor (casing) con el valor correcto, y transcurrido un lapso que permita la estabilización de la presión en todo el sistema, se debe volver a monitorear el manómetro de presión de tubería, y realizar las correcciones necesarias. Si detrás de la surgencia llega fluido al estrangulador, la presión del revestidor (anular) tenderá a aumentar. Nuevamente, se debe ajustar la presión del revestidor al último valor registrado. En nuestro ejemplo, tratamos de estabilizar la presión del revestidor (casing) en 1200 psi (82,74 bar) para mantener una presión de tubería de 832 psi (57,37 bar).

Continuar la circulación Una vez que el influjo esta fuera del pozo, mantener la presión de circulación final (PCF;

FCP), 832 psi [57,37 bar] ) hasta que el lodo de control llegue a la superficie.

Volver a cerrar el pozo Si las presiones de circulación no cayeron por debajo de los valores planificados y se logró

circular influjo, se puede volver a cerrar el pozo. Las presiones de tubería y del revestidor (anular; casing) deberían estar en cero (esperar entre 15 a 30 minutos). Si la presión es igual a cero, el pozo está controlado. Si la presión no es cero, se debe comenzar a circular nuevamente. El problema puede estar en

SIDPP


1500

832

1000 500

2000

2500

SICP

3000 3500 0 4000 Psi

1300

1500

2500 3000

1000 500

24

2000

0

3500 4000 Psi

emb/min (stk/min)



• Al momento que el gas sale por el estrangulador, se observa cambios en la presión del revestidor.

Cap. 7


Cap. 7


2

3 1500

(832)

2000

1000

3000

500 0

2500

3500 4000 Psi

Presión tubería

1500

2000

1000

2500

1500 1000

3000

500 0

3500 4000 Psi

Presión revestidor

0

(250)

3500 4000 Psi

Presión tubería

1500

2000

1000

2500 3000

500 0

3500 4000 Psi

Presión revestidor

5 1500 1000

2000

2500 3000

500 0

2500 3000

500

4

(832)

2000

3500 4000 Psi

Presión tubería

1500 1000

2000

2500

1500 1000

3000

500 0

(832)

3500 4000 Psi

Presión revestidor

2000

3000

500 0

2500

3500 4000 Psi

Presión tubería

1500 1000

2000

2500 3000

500 0

3500 4000 Psi

Presión revestidor

• Acción correcta previene un influjo adicional: si la presión en revestidor comienza a cambiar, rápidamente ajuste el estrangulador. Si se reacciona apropiadamente, las fluctuaciones de presión en tubería, serán mínimas.

que el fluido densificado no es consistente en todo el pozo, o tal vez hay otra influjo. Si el pozo está controlado, y se va a abrir el (BOP), se debe tener presente que puede haber presión atrapada.

RESUMEN METODO ESPERE Y DENSIFIQUE 1. Se cierra el pozo luego de verificar el influjo, se registran las presiones estabilizadas en la tubería ( SIDPP), del revestidor (SICP) y el volumen del influjo. 2. Primer cálculo será la densidad de lodo para controlar.

3. Completar la hoja de trabajo, con el resto de parámetros a monitorear, mientras se densifica el fluido en las piletas. 4. Cuando está todo listo para circular, se debe llevar la bomba al régimen de control, manteniendo la presión adecuada en el revestidor (casing, contrapresión), con el estrangulador. 5. Mantener la presión de la tubería de acuerdo a la tabla: emboladas vs. presión. Todos los ajustes de la presión deben comenzar con el ajuste de la presión del revestidor (casing) o “contrapresión”, desde el estrangulador. Registre cada ajuste de presión.

6. Cuando el lodo pesado ha llegado al trépano (broca, bit, mecha), se debe mantener la presión de tubería en los niveles de la Presión circulación final (PCF; FCP) hasta que el lodo densificado de control alcance la superficie. 7. Cuando el gas, o lodo que sigue al gas, circula a través del estrangulador, se debe estabilizar la presión del revestidor (anular; casing) en el último valor registrado. Una vez que se estabilizan las presiones, se debe ajustar y mantener la presión de la tubería en el valor apropiado hasta que se haya controlado el pozo.

Cap. 7


SIDPP


1500

832

1000 500

2000

2500

SICP

3000 3500 0 4000 Psi

1500

2500 3000

1000 500

24

2000

0

3500 4000 Psi

emb/min (stk/min)



• Al llenarse el anular con el lodo de control, se debe registrar la tendencia gradual de ajuste del estrangulador, para mantener la presión correcta de circulación, presión en el revestidor debería decrecer hasta un valor despreciable, que no permite otro influjo

Cap. 7


SIDPP


1500 1000 500

2000

2500

SICP

3000 3500 0 4000 Psi

1500

2500 3000

1000 500

0

2000

0

3500 4000 Psi

emb/min (stk/min)



• Las emboladas para circular el lodo de control hasta la superficie puede ser mas de lo calculado y solo después que suceda esto, las bombas se deben apagar, se debe cerrar el pozo y monitorear cambios en la presión. Si no se observa cambios de presión, el pozo esta controlado.

MÉTODO CONCURRENTE El método Concurrente implica densificar el fluido presente mientras se circula. Es más complejo que otros métodos y ofrece pocas ventajas con respecto al método de Espere y Densifique, por esta razón no se lo utiliza con mucha frecuencia. Por otro lado se tienen dos o más densidades de fluido en la tubería a diferentes intervalos, dificultando la determinación de la presión de fondo. Su principal ventaja reside en que puede comenzar la operación de control, tan pronto como se registran las presiones de cierre, o cuando se determina que puede llegar a sobrepasar la Máxima Presión Admisible en Superficie ( MASP). Para la ejecución del método concurrente se requieren mantener ciertas anotaciones y

cálculos adicionales. Por que algunos cálculos se deben realizar sobre la marcha y por esta razón el personal en operación optan por el método, ya sea Espere y densifique o del Perforador, desechando el método concurrente por ser muy complicado. La siguiente discusión y ejemplo demuestra como la acumulación de datos y cálculos subsecuentes pueden simplificar la operación. Normalmente el mantenimiento de datos se centraliza en el panel de operación del estrangulador. La recolección de datos necesarios es una prueba de una herramienta muy valiosa, que puede ayudar a organizar la operación de control del pozo y dar confianza en el trabajo. En suma, se puede saber que esta ocurriendo y sentir el control de la situación. Dos columnas de datos adicionales son incluidos en la tablas normales de

Cap. 7


control (Cambios de presión requeridos, junto al cambio de peso del lodo versus cuando entra el lodo diferente a la tubería y que llega hasta la broca (trepano, mecha, bit)). Algunos operadores requieren datos del método concurrente, aun cuando ellos entienden el uso de los métodos del Perforador y/o Espere y Densifique. En el sentido que, con los datos necesarios siempre disponibles, el método Concurrente puede ser usado, en el momento que se tenga problemas de densificar el lodo, sin necesidad de cerrar y restablecer la circulación (la perdida de circulación o el ingreso de otro influjo, ocurre durante el inicio y cierre de la operación)- Por lo tanto en base a la ventaja potencial del método Concurrente, se recomienda mantener registros de datos adecuados, durante el proceso de circulación de cualquier influjo. Se usara una planilla de trabajo y tomaremos como guía.

• EJEMPLO Nota: El procedimiento que a continuación se detalla, es para pozos verticales, donde la profundidad medida (PM; MD) es esencialmente la misma que la profundidad vertical (PV; TVD). Los procedimientos especiales, para los métodos de Espere y Densifique y Perforador, para pozos altamente desviados, se desarrollaran mas adelante. Se usaran los mismos datos de pozo y de influjo, que se utilizaron para los métodos de Espere y densifique y Perforador. 1. El pozo fue cerrado después de verificar un influjo. Se registraron el volumen del influjo y las presiones de cierre estabilizadas de la tubería (PDTP; SIDPP) y del revestidor (PDCR; SICP), anotados luego en la planilla de trabajo. Hasta el momento se tiene disponible una serie de datos para los cálculos estándar de control de pozos.

Lodo de control (LDC; KMW)ppg

Lodo de control (LDC; KMW)kg/m3

= = =

(PCTP (SIDPP)psi /PV (TVD)ft / 0,052) + Peso lodo Actual (PLA; OMW)ppg (520 / 10.000 / 0,052) + 12,5 13,5 ppg

=

(PCTP; SIDPPbar / PV (TVDm / 0.0000981) + Peso lodo actual (PLA; OMW)kg/m3

=

(35,85 / 3048 / 0,0000981) + 1498

=

1618 kg/m3

Cap. 7


A. Presión Circulación Inicial (PCI; ICP)psi

= = =

PCTP (SIPP) psi + PDC (KRP) psi 520 + 770 1290 psi

Presión Circulación Inicial (PCI; ICP) bar

=

PCTP (SIPP)bari + PDC (KRP) bar

=

35,85 + 53,09

=

88,08 bar

= = =

PDC (KRP) psi x LDC (KMW) psi / PLA (OMW) ppg 770 x 13,5 / 12,5 832 psi

B. Presión Circulación Final (PCF; FCP)

=

PDC (KRP) bar x LDC (KMW)kg/m3/ PLA (OMW) kg/m3

Presión Circulación Final (PCF; FCP)

=

53,09 x 1618 / 1498

= 57,34 bar

C- Volumen interno de la tubería (expresado en emboladas) D- Presión de circulación en tubería debe ser ajustado (corregido) de PCI (ICP) a PCF (FCP), al momento de ser bombeado el lodo pesado hacia la broca (trepano, mecha, bit). Los ajustes de presión son calculados como psi por punto de lodo pesado.

Densidad/ajuste de corrección de presión psi/pt = = =

{PCI (ICP) – PCF (FCP)} / {(LDC (KMW) – PLA (OMW)) / 10}

(1290 - 832) / {(13,5 -12,5) / 10 } 45,8 psi/pt

Densidad/ajuste de corrección de presión bar/10kg/m3

=

{PCI (ICP) – PCF (FCP)} / {(LDC (KMW) – PLA (OMW)) / 10}

=

(88,08 – 57,34) / {(1618- 1498) / 10 }

=

0,023 bar/10kg/m3

evitar un incremento excesivo en la presión de la superficie debido a la migración de gas que podría ocurrir durante el tiempo que se necesita para pesar el fluido de las piletas para el Método de Esperar y Pesar. w La circulación puede continuar a lo largo de Métodos Control de Pozos 133 la operación de control dado que no de se requiere ningún período de cierre para incrementar el peso del fluido en las piletas. Esto podría ser beneficioso en aquellos pozos donde la circulación ayuda a mantener la tubería libre y ayuda a evitar que el hoyo se empaque alrededor de la sarta de perforación.

Cap. 7

describe resultará algo de contrapresión adicional por encima de la requerida para equilibrar la presión poral de la formación. Esto se debe a que no se permite ninguna disminución en la presión de la tubería de perforación en tanto el fluido más pesado alcanza el trépano. En la mayoría de los casos, esto no debería ser un problema porque sólo alcanza 100 psi (6.89 bar) o menos. Sin embargo, si se puede incrementar el peso de fluido rápidamente, o en el caso de los pozos profundos, quizás sea deseable controlar la tasa del incremento en el peso del fluido para limitar la cantidad de contrapresión. En el problema del ejemplo, si todos los incrementos que se requieren en el peso incrementado estuviesen adentro de la sarta antes de que fuese tiempo de hacer un ajuste en la disminución de la presión, el exceso de la contrapresión alcanzaría a aproximadamente 275 psi (18.96 bar). Una manera de evitar este exceso de contrapresión sería el de

w No hay ningún apagado ni arranque de bombas programados (como lo hay en otros métodos) reduciendo así la probabilidad de una surgencia secundaria o el ejercer una contrapresión excesiva que podría resultar en una pérdida de circulación. Cuadro de presión para el método concurrente.

Presión de 1300 Circulación Inicial = 1290 1200

1100

1000

900

Presión de Circulación Final = 832

800 Nuevo Peso del Lodo en ppg Nuevo Peso del Lodo @ Emboladas

12.5

12.6

0

50

Nuevo Peso del Lodo @ Trépano -

905

955

Presión DP - Nuevo Peso del Lodo

1290

1244

12.7

12.8

12.9

13.0

290 1195 1198

1153

1107

1061

13.1

13.2

530

770

1435

1675

1015

969

13.3

924

13.4

13.5

890

1010

1795

1915

878

832

• PLANILLA DE PRESION, METODO CONCURRENTE NOTA: La tendencia de la presión de tubería se puede expresar gráficamente, como se muestra mas abajo. 2. La circulación se inicia bombeando el lodo con peso actual, tomando retornos por el estrangulador, que es controlado, así como se mantiene constante la presión del revestidor, como fue detallado en los métodos anteriores, al iniciar la operación. 3. Una vez que la bomba ha llegado al régimen de control deseado con una contrapresión del estrangulador que mantiene estable la presión de cierre del revestidor, registre la presión de circulación inicial (PCI ;ICP). Compare con el calculado y si tiene una diferencia mas de 50 psi (3,45 bar), investigue.

4. Manteniendo la presión de la tubería, una PCI (ICP) estable y el régimen de control, acorde al punto 3, inicie la densificación de lodo en las piletas. Cada punto densificado (un punto igual a un décimo de ppg), que esta a la entrada de la tubería, debe ser notificado al operador del panel de control del estrangulador. El tiempo y el total de emboladas contadas con el nuevo lodo pesado, que ingresa, debe de ser registrado en la planilla. La cantidad de emboladas que corresponde al recorrido de este lodo pesado hasta la broca (mecha, trepano, bit), debe ser calculado (sumando al total de la capacidad de la tubería, expresada en emboladas, al

registro total de emboladas, cuando el nuevo lodo pesado, llega a la broca (trepano, mecha, bit), donde el estrangulador debe ser ajustado acorde a la presión por punto calculado, que para este ejemplo es de 45,8 psi/pt (0,023 bar/10 kg/m3). El ajuste del estrangulador descrito en el punto 4, se repite para cada punto que densifique al lodo y que ha llegado a la broca (trepano, mecha, bit). Después que el lodo de control (LDC; KMW) llega a la broca, la presión de la tubería, debe ser la presión de circulación final (PCF; FCP) calculada, la misma que debe mantenerse hasta que el lodo de control llegue a la superficie. Con el pozo lleno de lodo de control, verifique si el pozo esta controlado.

Cap. 7


Usando el método concurrente, como se ha descrito, se obtiene una sobre presión extra, por encima de lo que se necesita para balancear a la presión de formación (poro). Esto se deb a que no se permite la dismi nución de la presión de la tubería. En muchos casos esto no significa mayor problema, por que solo se trata de 100 psi (6.89 bar) o menos. Si n embargo, si el lodo se puede i ncrementar rápidamente, o en pozos profundos, seria recomendable controlar la velocidad de mezcla del lodo, para limitar la sobre presión. En este ejemplo, si todos los i ncrementos de peso requeridos estarían dentro de la tubería, antes de que el ajuste de

HORA

EMB VOL

PRES. CIRC. TEÓRICA

02:00 02:05 02:10 02:15 02:25 02:35 02:45

cierre 50 170 290 530 770 890

520 1290 1290 1290 1290 1290 1290

PRES. CIRC. ACTUAL

presión dismi nuya, el exceso de la contra-presión será aproximadamente 275 psi (18,96 bar). Una forma de evitar este exceso será el de densificar parcialmente, vale decir hasta 12,8 ppg (1534 kg/ m3), luego mantenga este peso entrando, hasta que la broca este limpia. La presión de circulación apropiada será entonces 1.060 psi (73,87 bar) y el exceso de la contra-presión se limitara a 100 psi (6,89bar) . LA VENTAJA DEL MÉTODO CONCURRENTE SE RESUME ASÍ: • La circulación puede ser iniciada, inmediatamente después de haber determina-

AJUSTES DE PRESIÓN

+/– psi

–46 –92 –136 –46 –92

ajus emb

1075 1195 1435 1675 1795

do presiones estabilizadas en superficie. Esto mantendrá a la tubería libre y además previene la utilización del método volumétrico, para evitar presión excesiva en superficie por la migración del gas, durante el tiempo que tome la densificacion del lodo de control, por ejemplo, en el método de espere y densifique. • La circulación puede continuar durante todo el proceso de control, pues no son necesarios, periodos de cierre del pozo, para el incremento de la densidad. Esto puede ser muy beneficioso para pozos, donde la circulación ayuda a mantener libre la tubería y evita el empaquetamiento alrededor de la tubería.

Planilla de operación de Control de pozos LODO ENT.

LODO SAL.

Pres. Post

PRES. ACT. REV.

ppg

Vis

ppg

Vis

1244 1152 1016 970 878

820 820 820 830 840 850 870

12,5 12,5 12,6 12,8 13,1 13,2 13,4

48 50 52 54 56 58 58

12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5

55 57 60 58 58 60 60

• En el método concurrente es necesario el registro de la información

POSI. ESTRG.

% 0 40 40 40 38 36 36

NIVEL PILETA

+16 +16 +16 +16 +17 +18 +19

OBSERVACIONES

Influjo. Presiones Estb. de cierre Inicio Cir. p/estrng con 24 epm 12,6 inicio en pozo 12,8 inicio en pozo 13,1 inicio en pozo 13,2 inicio en pozo 13,4 inicio en pozo

Consideraciones pozos desviados/horizontales Con el avance tecnológico en herramientas e instrumentos, la perforación horizontal es muy común en algunas áreas. Sin embargo, por muchos años los problemas de control de pozos, asociados con pozos dirigidos con ángulos pronunciados, han sido ignorados. La física en sí de control de pozos no cambia, pero existen ciertas consideraciones que se deben tomar en cuenta, cunado se procede a controlar un influjo en pozos con ángulos de desviación pronunciados. ESTAS SON ALGUNAS DE LAS CONSIDERACIONES A TOMAR, AL MOMENTO DE PROCEDER A CONTROLAR EN POZOS DIRIGIDOS:

• PRESIONES DE POZOS VERTICALES VERSUS POZOS DE ANGULO PRONUNCIADO

• Los cálculos de presión de fricción en base a la profundidad medida (PM; MD). • Los cálculos de presión hidrostática en base a la profundidad vertical (PV; TVD). • Selección del mejor método de control.

• No se planifica parada y arranque de bombas (como ocurre en otros métodos), reduciendo la probabilidad de un nuevo influjo o generación de una sobre-presión, que puede derivar a una perdida de circulación.

El método de espere y densifique usa una planilla con valores calculados, para la predeterminación del cambio de presión en la tubería, durante el bombeo del lodo de control de superficie a la broca (mecha, trepano, bit). Estos cambios están relacionados, principalmente, por dos variables:

• El método concurrente proporciona un método sistemático de manejar lodo con variación de peso, tanto liviano, como pesado, sin interrumpir la circulación. Estas técnicas puede ser aplicadas en los métodos: espere y densifique y perforador, especialmente, para regular la cantidad de contra-presión que se debe mantener, para evitar un nuevo influjo y/o perdida de circulación. Esto será muy positivo en los equipos (taladros), donde las facilidades de mezcla, para el incremento de peso de lodo en 1 ppg o mas, son limitadas.

• Aumento del peso de lodo al ingresar a la herramienta (sarta, tubería), que a su vez hace que la presión disminuya. • Incremento adicional de la presión de fricción (resistencia a fluir) al circular por la tubería el lodo de control densificado. En un pozo vertical se requieren cálculos básicos, para graficar la disminución de presión con relación a las emboladas, cuando se esta elaborando la planilla. Se asumen dos cosas: El primero es que la longitud de

Cap. 7


la columna del lodo de control (LDC; KMW) aumenta en la misma proporción, para cada incremento de las emboladas. Esto es correcto, si el diámetro interno de la sarta (TP; BP; PMe - DP; HW; DC) no cambia. Segundo la altura vertical de la columna del lodo de control (LDC; KMW) aumenta en la misma proporción que el incremento de las emboladas. Esto será verdad, si el pozo es vertical y que la primera asunción es correcta. Si se usa la planilla normal de control del método espere y densifique, para con los pozos con alto grado de desviación, los cálculos podrían imponer como resultado, una contra-presión mas alta, que la requerida para balancear la presión de formación. En algunos casos, esto puede llegar a más de

Cap. 7


500 psi (34,48 bar). La planilla estándar del método de espere y densifique, predice los cálculos de la presión, a partir de los valores de PCI (ICP) y PCF (FCP), basado en la emboladas (volumen con la profundidad medida), tomando el incremento de la presion hidrostática y de fricción, como una simple relación lineal. Esto significa, que el cambio de presión es constante para cada aumento de volumen bombeado de la superficie a la broca (mecha, trepano, bit). En pozos con alto grado de desviación y horizontales la relación de la hidrostática y la fricción se debe manejar por separado. La fricción basado a la profundidad medida (PM; MD) y la hidrostática con la profundidad vertical (PV; TVD). Es posible obtener resultados finales en la presión hidrostática al bombear cientos de emboladas, pero que aun queda por bombear lodo de control a la broca (mecha, trepano, bit),(y su aumento en

la presión de fricción). Si esta presión extra no es aceptable, se debe usar un cuadro de compensación de presión, para los pozos direccionales. En los pozos con ángulos de desviación pronunciados y horizontales el diagrama de presiones va tener una presión lineal en la parte vertical, de superficie al punto de desviación (KOP). Luego del KOP a la broca, los cálculos de desarrollan con los datos de PV (TVD) y PM (MD) direccionales. En pozos horizontales el diagrama de presiones tiene un cambio de presión lineal para la sección vertical, un diagrama para el radio del KOP a la horizontal y un cuadro lineal de presión del punto horizontal a la broca (mecha, trepano, bit). Los cálculos se complican, si se usa varias series de datos direccionales y longitudes medidas.

CÁLCULOS NECESARIOS:

1.- Calcular el incremento del gradiente de fricción de circulación (psi/ft; bar/m)

Incremento en fricción psi/ft

= {PCF (FCP) psi – PDCO (OKRP) psi} / longitud de la sarta ft

Incremento en fricción bar/m

=

{PCF (FCP) bar – PDCO (OKRP) bar} / longitud de la sarta m

2.- Calcular el incremento del gradiente de la presión hidrostática (psi/ft; bar/m)

Incremento en fricción psi/ft

=

{PCF (FCP) psi – PDCO (OKRP) psi} / longitud de la sarta ft

Incremento en hidrostática bar/m

= {PCTP (SIDPP) bar / PV (TVD) m del pozo O

Incremento en hidrostática psi/ft = {LDC (KMW) ppg – PDL act (OMW) ppg } x 0,052

Incremento en hidrostática bar/m

= {LDC (KMW) kg/m3 – PDL act (OMW) kg/m3} x 0.0000981

Los cálculos anteriores toman valores redondeados del lodo de control o usar lodo mas pesado que el calculado. 3.- Calcular la presión de circulación (PC; CP) a una determinada profundidad {se necesita ambas PM (MD) y PV (TVD)}

PC psi =PCI (ICP)psi + {Incremento fricción psi/ft x PMft (MD)} – {Incremento hidrostática psi/ft x PVft (TVD)}

PC bar =PCI (ICP) bar + {Incremento fricción bar/m x PM m (MD)} – {Incremento hidrostática bar/m x PV m (TVD)}

Repetir punto 3 para varias longitudes iguales, a lo largo de la curva del pozo direccional, para graficar que presión de circulación se tiene. (Esto sirve, también, para profundidades verticales, horizontales y de tubería flexible (coiled tubing)) Usted notara cuando la longitud horizontal es significativo (tan largo, como/ largo que la parte vertical del pozo), que la PC KOP (CP) este por debajo de la PCF (FCP) y luego incremente a la PCF (FCP), como consecuencia del incremento de la fricción. Esto sucede por el incremento de la hidrostática por encima de la profundidad vertical (PVV; TVD), sin el aumento de fricción del KOP a la broca (mecha, trepano, bit) sobre la sección horizontal. Sobre esta discusión, se tienen las siguientes preguntas: Las etapas extras son realmente necesarias?, el método de espere y

densifique es la mejor opción?. Si la diferencia de presión entre las emboladas al punto de desvío, en una tabla estándar de control y la presión calculada, como PC KOP (CP), es mas de 100 psi (6,89 bar), entonces probablemente es justificado. Si la diferencia es menor de 100 psi (6,89 bar), entonces será mejor usar solo el método estándar, donde se calcula las presiones de control, a no ser que se encuentre muy cerca de la máxima presión admisible en superficie (MASP), o que se pueda tener complicaciones con perdida de circulación. Factores como el volumen del influjo, MPAS y presión de cierre en el anular ( SICP), serán las que determinan las presiones a graficar y ser agregados cuidadosamente. La tabla que se presenta mas abajo, muestra las diferencias, si la graficación de presión estándar o de un pozo vertical (PCI; ICP a PCF; FCP) es seguida acorde a las presiones

Cap. 7


Cap. 7


requeridas por cálculo. En este ejemplo los cálculos de cambio de presión con desviación especial, no son necesarios, si el ángulo promedio es menor a 60ª y/o la intensidad el influjo es menor que 1 ppg (120 kg/ m3). Generalmente cuanto mas grande sea el ángulo de desviación y/o incrementa el peso del influjo, cuanto mayor será la necesidad de llevar una tabla de presiones detallado, para evitar la sobre-presión del pozo. Lo que sigue es un método simple para determinar la disminución de presión necesaria, para balancear o exceder un poco la presión de formación, durante el bombeo del lodo de control desde la superficie hasta la broca en un pozo desviado. La solución gráfica que se ve en la página 137, simplifica,

que en otros casos se requiere una cantidad de cálculos. Primero es necesario graficar la PCI (ICP) y PCF (FCP) vs. emboladas (o volumen) en un papel. Luego determine la mayor discrepancia. Esto ocurrirá en la proximidad del final de formarse el ángulo. Calculo 3 de la página 35, predice la PC (presión de circulación). De la PM (MD) se puede determinar y graficar, tanto el volumen y las emboladas. Luego se puede determinar la diferencia de presión. La mayor ventaja del método de espere y densifique esta, en sus resultados y la presión mínima ejercida en el anular, en pozos verticales, cuando el lodo de control sube

por el anular, antes que el gas alcance la superficie. Esto es un incremento en la presión hidrostática y por lo tanto requiere una presión baja en superficie (contrapresión), para balancear la presión de formación. En pozos horizontales o de ángulo pronunciado, el efecto de aumento de la presión hidrostática, no se realiza hasta que el lodo de control no entra en la zona vertical del pozo, esto es por encima del punto horizontal (PHO; HOP). Si el volumen de la tubería, mas el volumen anular, desde la profundidad total al PHO (HOP), es mayor que el volumen anular del PHO (HOP) a la superficie, entonces el influjo será circulado antes que el lodo de control inicie a equilibrar el anular. Las presiones de superficie alcanzarán su valor máximo (como en el método del perforador).

COMPARACIÓN DE LA MÁXIMA DISCREPANCIA EN LA PRESIÓN VS. LA GRÁFICA DE PRESIÓN PARA POZOS RECTOS Y CON ÁNGULO PRONUNCIADO MD PIES

TVD A EOB PIES

1200

7654 5786 3910 7654 5786 3910 7654 5786 3910 9154 6563 3910 9154 6563 3910 9154 6563 3910

15000

INTENSIDAD DEL AMAGO PPG

1.0 1.0 1.0 2.0 2.0 2.0 3.0 3.0 3.0 1.0 1.0 1.0 2.0 2.0 2.0 3.0 3.0 3.0

ÁNGULO PROMEDIO EN GRADOS DEGREES

60 75 90 60 75 90 60 75 90 60 75 90 60 75 90 60 75 90

PRESIÓN DE CIRCULACIÓN CALCULADO A EOB MÉTODO DEL POZO MÉTODO DE POZO SI ES MÉTODO DE POZO RECTO PTO. A DESVIADO PTO. B RECTO, A–B PSI PSI PSI

878 804 738 1156 1008 876 1435 1212 1014 959 828 738 1319 1104 876 1679 1356 1054

Los cálculos usan 1105 ppg para el fluido original, 3°/100 pies de tasa de incremento en el ángulo, 2000 pies a KOP.

825 721 622 1051 841 643 1276 961 659 900 757 583 1200 914 635 1500 1071 652

53 83 116 105 167 233 159 251 355 59 95 155 119 190 241 179 285 402

Cap. 7


En este caso el primer beneficio del método de espere y densifique es la posibilidad de controlar un pozo, con una sola circulación. Otras ventajas, tales como la mínima presión superficial, que en el método del perforador, posiblemente no se obtenga o en su caso es muy despreciable. El método del perforador se debe considerar como una opción viable, desde el momento en que el lodo de control no esta en la zona vertical del pozo, antes que el influjo sea circulado a superficie. El método del perforador es aplicable para controlar pozos horizontales. Ofrece simplicidad sobre otros métodos. Minimiza, también, el tiempo de cierre y retira el influjo en tiempo mas corto, que con el método de espere y densifique y sobre todo sin mayores complicaciones de cálculos previos. Con relación a que método de circulación de control de pozos se usará (Espere y densifique, perforador o concurrente) o en su caso se usa la aplicación de pozo desviado, la PCI (ICP) y la PCF (FCP) será la misma. La diferencia entre los cálculos para controlar pozos verticales y pozos desviados/horizontales se establece con la mayor discrepancia entre PCI (ICP) y la PCF (FCP) al final de la formación de ángulo. Los cálculos para pozos desviados/horizontales serán muy similares a las presiones de circulación que se tendrá en al segunda circulación del método del perforador. Los pozos de ángulos pronunciados y horizontales pueden tener un comportamiento inesperado, después de que el influjo ha sido circulado. Esto esta relacionado con el lavado de las paredes del pozo o ensanchamientos en las zonas arcillosas, mientras que en las secciones arenosas se mantiene el calibre (por la formación de revoque, frente a zona permeable). Estas secciones irregulares de lavado pueden formar paquetes de acumulación de gas, de la circulación del influjo.

• POZOS HORIZONTALES PUEDEN CEAR COMPLICACIONES Con regimenes mínimos de circulación el gas migra hacia estas secciones. Una vez que se piensa que el pozo esta controlado es muy común abrir los (BOP) y circular fondo arriba, para limpiar el pozo. Esto se realiza con régimen alto de circulación (flujo turbulento). Esto genera un trabajo eficiente de barrido del gas de las zonas lavadas. El gas se expandirá libremente y llegará rápidamente a la superficie indicando: • Incremento en el retorno de fluido en el sensor de flujo • Incremento de volumen en los tanques • Fluido severamente cortado con gas

Es de suponer, que en esta condiciones, el pozo debe de ser cerrado y circulado a través del estrangulador y le separador fluido – gas. Es muy posible que este gas sea suficiente, como para inducir otro influjo de la formación, sino se cierra y controla adecuadamente. Desde el momento en que el lodo, todavía esta con el peso correspondiente, se debe usar el método del perforador para controlarlo. No intente incrementar el peso del lodo. Otra circulación con régimen de bombeo alto ayudara a terminar de limpiar los paquetes de gas .

En el control de pozos horizontales se debe considerar la diferencia entre la PVV (TVD) y PM (MD) y como puede afectar, la sección horizontal, en la detección del influjo, los cálculos y el procedimiento en si del control, tal como se ilustra en párrafos anteriores. Esto incluye: • Con mayor exposición de una zona de producción, incrementa tremendamente el potencial de flujo. Esto puede contraer un influjo muy largo, aumentando los riesgos de perdida de circulación y complicaciones con los equipos de superficie. • La detección de influjo en la zona horizontal es muy complicado, cuando ocurren por primera vez. La única defensa esta en la sección vertical del pozo. Las condiciones del pozo debe de ser monitoreadas constantemente, minuto a minuto. El perforador debe de estar atento a los quiebres de penetración (drilling breaks), a los cambios de presión de la bomba, etc. La cantidad de influjo será mucho mayor de lo que se espera. • La diferencia entre la (SIDPP) y (SICP), será mínimo, a no ser que el volumen del sea mayor que el volumen horizontal, o

Cap. 7


en su caso si el influjo se extiende a la sección vertical.

te la circulación del influjo, con régimen de bombeo altas (y expansión potencial).

• Existe la posibilidad de que el influjo ingrese a zonas débiles o fracturas a lo largo de la zona horizontal del pozo, de manera que no de lugar a lecturas reales de presión en superficie. Al ser cerrado el pozo se debe monitorear las fluctuaciones o disminución en la las lecturas de (SIDPP) o en (SICP). La perdida de circulación se puede presentar inmediatamente se haya detectado el influjo y puede inducir a una descontrol interno y que la herramienta se aprisione en la sección horizontal.

• El gas será desplazado, en primera instancia, de forma muy débil, debido a la horizontalidad y cavidades del pozo. Una vez llegue a la sección vertical, especialmente alrededor de los portamechas (DC), el influjo se alarga, por el espacio reducido entre el hueco y los portamechas. La velocidad a través del estrangulador puede incrementar muy rápidamente, aumentando a su vez, la presión en el estrangulador (choke). En este caso se debe realizar los ajustes necesarios con el estrangulador, para mantener la presión en el fondo adecuada y minimizar la presión en el zapato del revestidor y zonas débiles del pozo.

• Es posible que el gas no migre o que la migración sea muy lenta en la parte horizontal, que en la sección vertical y la parte curva del pozo. De la misma manera, al circular el influjo, mientras se mantiene en la parte lateral, no ocurrirá una expansión (generando una presión de fondo constante). Una vez se encuentra en la sección vertical, la expansión y los ajustes para mantener constante la presión de fondo serán mas frecuentes. • En la sección horizontal, el gas puede situarse en la techo o tope del pozo, especialmente si la sección tiene cavidades para atrapar gas en la parte superior. Es muy posible que este gas no sea circulado fuera del pozo, generando un problema en las maniobras (TRIPI) e introduciendo este gas a la parte vertical. • El orden de la herramienta en un pozo horizontal será a la inversa que en la perforación convencional. Esto significa, que los dril collars (DC) se colocarán cerca de la superficie, las barras pesadas (HWDP, heavy weight ), por debajo de los dril collars, la tubería y las herramientas junto a las barras pesadas. Todo esto afecta a los volúmenes y velocidades anulares, duran-

• Para calcular la densidad o peso de control, es muy importante tomar la profundidad correspondiente. Aun cuando la profundidad medida (PM; MD) del pozo sea mas largo (cientos o miles de pies), que la parte vertical, para determinar la densidad de control, se debe usar la profundidad vertical (PV; TVD), mientras que la profundidad medida (PM;MD) se usa para los cálculos de volúmenes, en cualquier tipo de pozo (Vertical, desviado, horizontal). De acuerdo a lo anterior pareciera que todo es fácil, cuidado lo simple, puede conllevar a un descontrol. • Si se presentan problemas durante el control del pozo, tales como perdida de circulación u otro tipo de problemas, es recomendable parar el proceso, re-evaluar las condiciones y encontrar el mejor método de control. La seguridad de todo el personal debe ser lo más importante, en la planificación y ejecución de controlar el pozo. • Los pozos que se perforan en bajo balance (underbalanced) o producir, mientras se

perfora están prácticamente en surgencia. Ahogar este tipo de pozos, puede dañar a la futura producción. Sin embargo, el pozo puede ser cerrado y es posible calcular la densidad de control. Si el pozo tiene fracturas verticales, el pozo seguirá fluyendo, mientras que el lodo de control ingresara a las fracturas que están vacías o depletadas.

Perforación en bajo balance( UBD) / Producir mientras se perfora (PWD) Perforar en des-balance o producir, mientras se perfora, difiere de la metodología estándar de control de pozos, por que se deja todo a un equipo pesado de superficie para mantener el control, en vez de la Presión Hidrostática de la columna del fluido . En estos casos, se permite que el pozo fluya y ese flujo tiene su rango de tolerancia. Se debe hace notar que esta técnica, no es aplicable en todas las áreas. Pozos con mucho potencial de flujo o con altas presiones y temperaturas, deben de ser perforadas y controladas con técnicas convencionales. Perforar en des-balance y producir mientras se perfora, tiene muchas ventajas: • Proporciona información directa de la producción y del reservorio • Minimiza la presión hidrostática potencial • Reduce o elimina complicaciones de perdida de circulación en zonas potencialmente sub-normales o de poca compactación. La base para perforar en bajo balance o perforar durante la producción (pozo surgiendo), se ha encontrado en la técnica de perforar un pozo con aire. El procedimiento de perforar en desbalance y durante la producción es de mantener un desbalance, combinación de hidrostática y presión de circulación, menor que la presión de formación. En algunas áreas se requieren el uso

Cap. 7


de fluidos de menor densidad, tales como agua, salmueras, o diesel. En formaciones subnormales se puede inyectar gas (usualmente nitrógeno) en el sistema de circulación , para reducir la efectividad de la presión hidrostática. La perforación continua después de ingresar a la zona productiva, amenos que las presiones o régimen de producción sean muy altas. En estos casos el pozo será controlado con los métodos convencionales. Con la introducción de equipos para perforar en bajobalance , perforar durante la producción de un pozo se hace realidad para muchos pozos horizontales.

Perforar sin retorno Perforar sin retorno es muy común en muchas áreas, tales como Austin Chalk, por caracterizarse de tener formaciones fracturadas. En algunas zonas las fracturas son tan largas, que el perforar sin retorno o retorno limitado durante dos a tres días, es muy rutinario. El uso de salmuera parece que fuera el fluido preferido, por que se puede almacenar en el tanque de reserva o tanques de lodo. Si la salmuera es muy baja, el régimen de bombeo y el de perforación se pueden disminuir hasta que se obtenga el peso de salmuera adecuada y reanudar la perforación.

Separador de gas–lodo inadecuado Los separadores de gas – con lodo en pozo bajobalance y perforar durante la producción , algunas veces pueden ser recargados y generar una explosión en el interior de los tanques de separación. La apertura del estrangulador se debe disminuir hasta que el gas asome a la línea de flujo del separador. Si las condiciones se tornan problemáticas,

• Sala de control de perforación entonces cierre el pozo y tomo decisiones para controlarlo.

Produciendo mucho crudo Producir mucho crudo en pozos en bajobalance y perforar en pozos productores, puede tener complicaciones, pero en sí no es problema. El pozo puede ser cerrado hasta que se tenga mayor cantidad de material de control en locación o en su caso llevar el crudo fuera, para su comercialización.

Fuga en cabeza rotatoria Una fuga en la cabeza rotatoria es muy serio y debe de ser reparado. El pozo puede o no puede ser cerrado. Si no se cierra, sede dejar de perforar hasta que el preventor sea reparado. (las bombas pueden seguir trabajando a un ritmo moderado). El preventor anular o el ram de tubería (o ambos),

deben ser cerrados y la presión entre la cabeza rotatoria y la parte cerrada del (BOP) alivianada. Luego la cabeza rotatoria puede ser reemplazada. Recuerde que el pozo esta produciendo y que la presión esta presente con (BOP) cerrado. La posibilidad de una explosión con (BOP) cerrados y la existencia de fluidos inflamables es latente.

Perforar a través del preventor anular Si se alcanzado al limite de la presión de la cabeza rotatoria, se pue seguir perforando, usando el preventor anular, del mismo modo que con cabeza rotatoria. Mantenga la tubería lubricada y la presión de cierre con el mínimo posible, para obtener un sello. Sin embargo se debe tener en cuenta que la vida útil del empaque (goma)va a disminuir y si falla, el resto del conjunto de preventores, debe adecuarse para controlar el pozo.

Cap. 7


Sacando herramienta Para sacar herramienta en condiciones de des-balance o perforando con producción, se tiene dos posibilidades. La primera sería usando una unidad de “Snubbing”, para sacar herramienta (sarta, tubería) con pozo presurizado o cuando el pozo aún sigue fluyendo. La segunda opción requiere que el pozo este estático. Además se debe considerar si la herramienta va a ser sacada de la parte curva o vertical del pozo, y que la circulación se realizará con lodo, que tenga una densidad suficiente, como para mantener o evitar que el pozo siga fluyendo. Si se registra un influjo, durante la maniobra, desde este punto, regresar la tubería hasta el fondo del revestidor, circular con un lodo pesado. Otra técnica es de bombear el influjo a la formación con lodo pesado (Bullhead) al fondo del revestidor, por encima del hueco abierto y chequear el fujo. Si la columna hidrostática en el revestidor es adecuada, para equilibrar la presión de formación , entonces se puede continuar la maniobra (sacando tubería). Si el pozo no

Equipos para perforar bajo-balance

• Conexiones de tubería se estabiliza, entonces se debe aplicar métodos convencionales de control de pozos.

Conexiones de tubería

Un equipo básico consiste en un separador lodo – gas , línea de desfogue, líneas de flujo, tanques de separación y bombas para desplazar el petróleo a tanques de almacenamiento y circular fluido de regreso a los tanques para seguir usando. Una unidad de gas natural comprimido (GNC) puede ser usado para su almacenamiento, en vez de quemarlo. La iluminación del campo por la noche es muy importante, El ayudante de pozo trabaja con el tanque separador, de manera que se necesita una buena iluminación.

Si se permite que el pozo fluya, se debe usar dispositivos de protección de contra-flujo. Generalmente se usan una serie de válvulas de contra-presión (VDCP; BPV). Si falla una, se tiene otra para evitar la surgencia del fluido de formación hacia la superficie. Durante las conexiones es posible que se tenga incremento de presión y se registre una surgencia y esto puede exceder los limites de seguridad. Si solo se usa una válvula de contrapresión (VDCP/BPV), la tubería o parada (tiro, pareja, stand) dbe tener una válvula de seguridad hasta se haga la conexión.

Técnicas de inyección

• El area amarilla esla zona productiva. Pozo horizontal corta mas a la zona productiva,una buena razon para perforar pozos horizontales.

En algunas regiones es muy común inyectar gas, espuma o fluidos livianos, para reducir la presión hidrostática y conseguir altas penetraciones y/o daño a la formación. Esto se hará inyectando la tubería en el revestidor o en su caso tuberías parásitas dentro del revestidor. El régimen de inyección puede variar, para controlar la presión y el flujo en superficie.

• Equipo de Perforación Bajo Balance

TÉCNICAS DE INYECCIÓN En algunas regiones es normal inyectar gas, espuma o fluido de peso liviano para reducir la presión hidrostática para lograr tasas elevadas de penetración y/o para evitar daños a la formación. Esto se puede hacer inyectando por la sarta, en la tubería de revestimiento, o por las sartas secundarias de la corrida de tubería, sartas de tubería de revestimiento. Las tasas de inyección se pueden variar para controlar la presión y la tasa de flujo en la superficie.

en cuenta los vientos prevalecientes cuando están ubicando las líneas de quema. Es importante el acceso de los camiones cisternas - se debe construir un lugar para que puedan dar vuelta para tener acceso a los tanques de Métodos almacenamiento de de fluidos petróleo. de Control Pozosy 143 Deben haber caminos para todo tipo de clima cuando el pozo entra en la parte horizontal. En algunas áreas, esto quizás no sea una preocupación seria. A continuación hay una norma y la disposición de la ubicación de UBD/PWD. Cap. 7

pueda ser conectado y armada.

Fosa de Reserva

Zarandas

Tanque De Separación

Bombas Pwd

Fosa De Quema

Torre De Perforación Trailer Para El Jefe De Equipo

Lugar Para Dar Vuelta Los C

Tanque Petróleo Fresco

Tarimas Para Tubería



Pasarela

Pasarela Del Separador De Gas

Generador Control Geológico

Sistema De Trailer Del Estrangulación O Comandos Del Choke Jefe De

Retorno Agua Dulce

Motores Del Malacate Trailer Para El Consultor

Trailer Del Operador Direccional Y Mwd

Pileta O Fosa Doble De Reserva

Torre De Perforación

Zarandas

Equipo

Tanque de Combustible

Bomba Para La Fosa De Reserva Válvula De Cambio

Ubicación Estándar

Combustible

Generador

Trailer Del Consultor Lugar Para Dar Vuelta Los C

Tanque De Salmuera De 10 Libras

Agua dulce

Tanque De Salmuera De 10 Libras

Generador

Agua Para Lavar En Este Lugar.

Agua Dulce

Bombas De Lodo

Ubicación Con Unidad Pwd

Los equipos para perforar en desbalance y produciendo pueden ser montados con ciertos agregados, como zaranda, equipos de control de sólidos, separadores de gas, líneas múltiples a la fosa, flotadores automáticos e indicadores en los tanques y luces de señales de emergencia. Las regulaciones de Estado dictaran lo mínimo necesario, pero las regulaciones de seguridad dictaminan lo máximo de equipos necesarios.

traileres. Todas las rutas temporales deben estar en locación, cuando se va a perforar un pozo horizontal. En algunas áreas no es muy importante estos requerimientos.. El gráfico de arriba muestra esquemas de una locación estándar y. otro de perforar produciendo.

Estos equipos dan la apariencia de una refinería en miniatura. Cuando el operador esta diseñando la locación o especifica el equipo necesario, debe considerar las direcciones de viento para la colocación de líneas de desfogue. El acceso para la entrada de los remolques (traileres) a los tanques de almacenamiento de combustible y aceite, es muy importante, por otro lado se debe disponer de un lugar para maniobrar o girar los

El cabezal rotatorio ha sido diseñado originalmente para perforar con aire, que conlleva límites muy bajos de presión (menores a 500 psi (34,48 bar). Si la presión incrementa, entonces se deberá continuar trabajando usando el anular. El aumento de perforar en desbalance ( UBD), en pozos produciendo ( PWD) y horizontales se han creado cabezales rotarios y de control, que puedan controlar la presión durante el

Cabezal rotatorio y de control

proceso de perforación en des-balance. Se han registrado muchos accidentes al imponer mucha presión en el empaque (goma) del cabezal. Esta y otras necesidades han motivado para el mejoramiento de de los cabezales rotarios y de control, que se usan actualmente y varios modelos tienen capacidad de hasta 5.000 psi (344,75 bar) de presión estática. Estas son las consideraciones especiales para un buen rendimiento de cabezal rotatorio y de control. Al ordenar una cabezal, se debe tomar en cuenta el tipo del vástago (kelly). Se debe tener como reserva un juego completo de repuestos de sello para el cabezal en locación, todo el tiempo, en caso sea necesario su reparación. Es recomendable que la unidad de cierre, para el cabezal rotatorio, debe ser independiente de la unidad primaria de cierre.

Cap. 7


• Cabezal Rotatorio

Gomas de empaque • Los empaques de goma natural son usadas para perforar con lodos aireados, gas y lodos base agua. Se pueden conseguir para trabajar en alta o baja presión. • Empaque con goma de “Poliuretano” están diseñados para trabajar con lodos base aceite. • Otros componentes expansibles pueden ser diseñados de acuerdo a las exigencias y condiciones de operación.

Pruebas de presión Las pruebas (ensayos) de presión deben de ser realizados, inmediatamente después de las pruebas del cabezal a cargo del fabricante.

Doble anular Tipo de Kelly • Kelly tri: El kelly triangular, puede ser el tipo de kelly mas recomendable, pues tiene tres lados y esquinas suavemente redondeadas, que garantiza una larga vida del empaque (stripper). • Kelly hexa: El kellyo hexagonal es mas conocido y común que el tri. Con la desventaja que las esquinas son mas afiladas y desgastan más rápidamente al empaque del cabeza, acortando de esta manera su vida útil de la goma. • Kelly Cuadrangular : El Kelly cuadrangular es el menos deseado en este tipo de trabajos. La experiencia de trabajo en el campo ha demostrado, primero que muy difícil de tener un buen sello usando este tipo de vátagos.

Al iniciar la perforación horizontal, los cabezales rotatorios, no son los adecuados para manejar las presiones, de manera que los operadores se ven obligados a usar doble anular. Con los adelantos de perforar con cabezal rotatorio, el uso de este equipo a dismi nuido. Por otro lado el anular doble esta restri ngido por la altura de la subestructura del equipo.

• Kelly

• Pozo horizontal • Consideraciones epseciales para pozos de ángulos pronunciados/ Horizontales, en bajobalance yproduciendo El representante de la operadora debe tener, a todo el personal, debidamente entrenado, antes de perforar la curva. Ellos necesitan entender que el pozo puede ser cerrado en cualquier momento y muchas veces no es tan sencillo como suele aparentar. Los equipos de superficie tiene que ser probados, antes de perforar la curva (adicional a las pruebas de rigor) y el personal de turno debe estar capacitado y consabido de que el equipo de preventores de surgencias (PDS; BOP) tiene que funcionar. Es aconsejable mostrarles los documentos de prueba y enseñarles como se llenan los reportes. Todos deben conocer su posición y sus responsabilidades. Se debe programar reuniones periódicas de seguridad con cada turno. Las tareas para el personal de turno para la perforación de pozos horizontales son similares que para pozos verticales en la mayoría de lo procedimientos de seguridad y las condiciones de alarmas durante un i nflujo son las mismas. Por ejemplo en la mayoría de los pozos en des-balance y produciendo, el representante de la operadora (Company Man) se hace

cargo del estrangulador, el perforador esta en el freno y el jefe de equipo (tollpusher) esta ubicado en los controles del acumulador. El ayudante de pozo se ubica en los tanques de separación, para bombear lodo o aceite, de acuerdo a las necesidades y para reportar cualquier problema al perforador. La posición del maquinista es estar junto a las bombas y cerca de la válvula del lodo de control en casos de emergencia. El personal de apoyo o de playa debe colaborar a los ayudantes de pozo o al maquinista, revisar fugas alrededor del equipo de prevención

áfico Estándar ICP a FCP versus la distribución actual de la presión.

de surgencias y reportarse al perforador. Si se tiene un químico en el pozo él puede ayudar al ayudante de pozo en el manejo de las válvulas de aceite y fluido de perforación en las bombas. Asegúrese que los números de emergencia estén colocados en diferentes lugares y que todos los que trabajan en el pozo conocen donde están ubicados. Sería una terrible experiencia que cuando ocurre el primer influjo, con surgencia de gas y petróleo a la superficie, el taladro esCAPÍTULO 7

ICP 1,290psi

Esquema de presión en DP por método estándar (ICP-FCP) / Total de Emboladas al trépano = psi/100 stks

E los pozos en bajo balance y produciendo se recomienda tener en servicio dos representantes de la operadora (Company Man; ), trabajando cada uno un turno de 12 horas. Esto se debe, sencillamente, por que los pozos en surgencia requieren una supervisión adicional en plataforma, casi todo el tiempo.

PRESION DE LA BOMBA

100

1100

1000

ICP = 1290 FCP = 832 A = 814 B = 788 C = 831 D = 833

CDPP Min. para Equilibra FBHP Ajustado por: CDPP=ICP-Incremento Hidrostático + Incremento en Fricción

Modificaciones en la planilla de presión

900

800

0

A

Lodo de control hasta parte superior de los portamechas o drill collar

B

Lodo de control hasta el Trépano

FCP 832psi

Lodo de control después que pasó por el trépano

C

to

200

B

Lodo de control llenando el espacio anular

400

600

D

C

A

C

D

• Dog House trepitosamente vibrando, las líneas de salida rebotando arriba y abajo y una llamarada en el aire. Un entrenamiento apropiado sería la mejor preparación para solventar este de tipo de experiencias.

1300

1200

Cap. 7


800

1000

1200

EMBOLADAS DE LA BOMBA Disparidad Máxima en B = 44psi (Demasiada contrapresión)

• Gráfico de ICP vs. FCP emergencia estén colocados en varias ubicaciones y que todo el mundo en el sitio sepan dónde están. Cuando ocurre el primer amago o kick, con el petróleo y gas que fluyen a la superficie, tiembla el

de control al trépano. Los factores que generalmente no se toman en cuenta en las hojas de trabajo para controlar pozos son: w Las diferencias en el ID para la fricción de la

Los cálculos de presiones en la planilla y el tratamiento de la PCI (ICP) y la PCF (FCP) son sobre simplificados en relación a lo que realmente esta ocurriendo durante la circulación. En muchos casos, esto significa mantener una presión suficientemente alta, con relación a la presión de formación, mientras se bombea el lodo de control a la broca (bit, trepano, mecha). Los factores que no se toman en cuenta en las planillas de control son:

Cap. 7


• La diferencia del Diámetro interno (DI; ID), para la fricción de circulación (BHA), tubería en disposición telescópica, etc.) Una pequeña diferencia del diámetro interno puede incidir en un cambio sustancial en la fricción. • Los cálculos de cambios de presión asumen que cada embolada desplaza al lodo en una misma longitud. Si en el arreglo de fondo se tiene una herramienta con DI reducido, que la tubería que se encuentra mas arriba, cada embolada desplazará mayor longitud que en la parte de diámetro más grande • La fricción a través de los motores, herramientas y la broca (trepano, mecha, bit). La caída de presión por fricción en los motores de fondo, dispositivos electrónicos son documentados con régimen de bomba optimo, pero no así, con régimen de bombeo de control (lento) Los cálculos se hacen, posiblemente para no tomar en cuenta estas caídas de presión por fricción, que tienen como resultado menor psi/ft, cuando se esta bombeando el lodo de control.

las modificaciones en los cálculos, no son necesarios. Sin embargo este no es el caso con la unidad de, Tubería flexible (Coiled tubing), con la tubería sobre el carrete en superficie. Si se emplea o aplica el método de espere y densifique, se debe usar la fórmula, para determinar presión de circulación, en cualquier punto. Va tardar muchos barriles o muchas emboladas, antes de que se observe un incremento en la presión hidrostática con el lodo de control bombeado, en la parte vertical. Como resultado se observará un incremento en la fricción de circulación dentro de la tubería en el carrete y el resto de la tubería flexible. El incremento de la presión hidrostática no observará hasta que el lodo de control sea bombeado a la tubería flexible que esta en el pozo. Se puede usar la siguiente fórmula para calcular la presión de circulación en varios puntos: Presión de circulación (PC) = PCI (ICP) + (i ncremento de fricción psi/ft, bar/m x PM (MD)) – (Incremento en hidrostática psi/ft, bar/m x PVV (TVD))

Es obvio que si se toman en cuenta todas las consideraciones arriba mencionadas, se tendría que elaborar una planilla sofisticada que acredite un beneficio mayor, que la planilla normal. En casos muy complicados se recomienda desarrollar planillas tomando en cuenta las consideraciones anteriores.

Consideraciones de tubería flexible (Coiled Tubing) Las técnicas de control de pozos y sus principios discutidos anteriormente, no están limitados a tipos de unidad. Dependiendo de la geometría del pozo y tipo de unidad,

• Equipo de Coiled Tubing

Método volúmetrico de control de pozos El método volumétrico se puede describir como la expansión controlada del gas, durante la migración. Este método puede ser usado, inmediatamente se ha cerrado el pozo hasta que se haya determinado el método de circulación para controlar y se puede ser usado para llevar el influjo hasta la superficie, sin utilizar las bombas. Así como los otros métodos que mantiene una presión de circulación constante, el método volumétrico esta basado en la Ley de Boyle (Ley del gas). Se imprime una presión por volumen a un tiempo apropiado, para mantener la presión de fondo que debe ser igual o ligeramente mayor que la presión de formación, sin que exceda la presión de fractura de la formación. El método volumétrico, no se debe entender como un método que controla el pozo, pero que sirve, para controlar la presión en el fondo y la superficie, mientras se determine el método de circulación, para su control final. Se usa, también, en caso que se genere un influjo por succión, para llevar el influjo, hasta la superficie. Finalmente se puede usar para reemplazar el gas por lodo y condicionar nuevamente al pozo para controlar Los efectos de la migración del gas hacia la superficie se han descrito en el capítulo de teoia de las surgencias. Fundamentalmente se debe considerar que la migración del gas puede generar aumentos de presión en superficie, en el fondo y en todo el pozo, consecuentemente, se puede ocasionar fallas en los equipos de superficie, en el revestidor y/o fracturar en la, conllevando problemas de perdida de circulación y un posible descontrol interno.. El método volumétrico reduce las altas presiones por medio de un sistemático drenaje de lodo, para permitir la expansión del gas.

EL MÉTODO VOLUMÉTRICO SE PUEDE UTILIZAR EN LOS SIGUIENTES CASOS: • Tubería (sarta, herramienta) fuera del pozo • Bombas inoperables, por problemas mecánicos o eléctricos. • La sarta esta bloqueada • Periodos largos de espera. Densificación de lodo para el método espere y densifique, reparaciones de equipos de superficie (estrangulador, líneas, mezcla de fluidos, etc.) • Fuga o lavado en la tubería, que evita el desplazamiento del influjo, por alguno de los métodos de circulación. • Sarta (tubería, sondeo, herramienta) a una distancia considerable del fondo y que el influjo se encuentra por debajo de la sarta. • Desarrollo de presión anular en un pozo de producción o de inyección, por problemas de fuga en el tubing o empaque. • Durante las operaciones de deslizamiento de tubería con pozo presurizado.

La necesidad de usar o no el método volumétrico, se puede determinar en base a la observación de la presión de cierre del revestidor. Si la presión en el revestidor no observa aumento alguno, después de 30 minutos, es muy probable que el influjo no esta asociado con gas. (excepto si se esta trabajando con lodos base aceite o pozos horizontales, donde la solubilidad o ángulo de desviación evita o frena la migración del influjo. Si la presión en el revestidor continua incrementando, por encima de la presión de cierre, entonces el influjo tiene gas. Otra posibilidad del uso de éste método es cuando los tiempos de inicio de la primera circulación, observan retrasos. SE REQUIEREN TOMAR EN CUENTA ALGUNAS CONSIDERACIONES BÁSICAS, PARA LLEVAR ADELANTE, CORRECTAMENTE, EL MÉTODO VOLUMÉTRICO. 1. Ley de gas. La Ley de Boyle es usado con propósitos de controlar un pozo (ig-

Cap. 7


nora los efectos de temperatura y factores de compresibilidad). La Ley de Boyle describe la relación entre la presión y volumen del gas. Si el gas se expande (aumento de volumen), la presión dentro del gas disminuye. Esto es precisamente lo que se efectiviza con el método volumétrico. Se deja que la burbuja de gas se expanda, purgando un volumen de lodo, cuidadosamente medido a la superficie, disminuyendo la presión en el pozo. 2. Teoría de burbuja simple. Usado en la discusión de control de pozos por simplicidad. Se asume que el influjo viene de la profundidad total del pozo. El influjo aparecerá en forma de muchas burbujas, a lo largo de miles de pies o metros, en sentido de que se ha permitido una considerable expansión del gas, al momento de cerrar el pozo. Esto significa una menor presión de cierre en el revestidor (SICP).

LEY DE BOYLE P1 V1 = V1 P2 Donde P1 = Presión en posición 1; V1 = Volumen en posición 1; P2 = Presión en posición 2 y V2 = Volumen en posición 2

NOTA: La densidad del gas esta, entre 1,25 a 2,75 ppg (150 a 330 kg/m3), con 2,2 ppg (264 kg/m3) para pozos de 10.000 ft. Si el se expande, su densidad disminuye. Algunos gases someros podrían tener densidades menores a 0,25 ppg (30 kg/m3)

Cap. 7


• Nomenclatura:

BHP= Presión de fondo , psi (bar) HP = Presión hidrostática, psi (bar) SITP = Presión de cierre en la tubería,psi (bar) SCIP = Presión de cierre en casing , psi (bar) MW= Peso de lodo , lpg L = Altura de la columna de lodo por encima del gas , pie (m) H=Altura de la burbuja de gas , pie (m) Hm = Altura de lodo debajo del gas, pie (m)

asdfsa

Ptg= Presión encima del gas , psi (bar) Pbg = Presión en el fondo del gas ,psi (bar) TVD = Profundidad vertical verdadera,pie (m)

M ÉTODOS P ARA C ONTROLAR P OZOS

7-35

Condiciones iniciales 520

Perfil típico de la presión de la tubería de revestimiento cuando se puede usar la SIDP para controlar la FBHP y geometría del hoyo uniforme

820 Ann. = 0.05618 bbl/pie

12.5 ppg

5000' Ann. = 0.0503 bbl/pie

Presión Del Estrangulador, psi

2000

Purgar el lodo del espacio anular a una tasa (Velocidad reducida de bombeo), como para mantener la SIDP entre 620 a 670 psi El incremento en la presión del estrangulador es igual a la disminución en la presión hidrostática.

50 psi de Margen para Trabajar

1500

100 psi de sobre equilibrio

1000

Presión mínima del estrangulador para equilibrar la FBHP 820 SICP

7450' Amago o Kick de gas

500

10000' FBHP = 7020 psi

3. Determinación de la Presión en el Fondo del Hoyo.

(1) BHP = HPlodo - HPinflujo del amago o kick + SICP

20

40

60

80

100

Tamaño De La Burbuja De Gas, Barriles (Kick De Gas + Expansión)

3. Determi nación de la presión de fondo 1) PDFpsi (BHP) = PH lodo + PH i nflujo + PDCR (SICP).

PDF psi (BHP) = [(PVV (TVD) – H) x MW ppg x 0,052] + (H ft x Den gas ppg x 0,052) + PDCR (SICP psi) PDF = [(PVV – H) x MW kg/m3 x 0,0000981) + ( H m x Den. Gas kg/m3 x 0,0000981) +PDCR (SICP) bar El ascenso de la burbuja de gas se puede tratar como una superficie, con respecto al fluido que se encuentra por debajo. Este concepto se puede considerar para la determinación de presiones en la burbuja de gas

o presiones de fondo. La presión de fondo (PDF) es la suma de la presión en el fondo de la burbuja de gas (Pbg) y presión hidrostática del fluido de la columna, por debajo de la burbuja de gas.

PDF psi (BHP) = Pbg psi + HP ps ifluido debajo del gas o PDF psi (BHP) = Pbg psi + (Hm ft x MW ppg x 0,052)

PDF bar (BHP) = Pbg bar + HP bar fluido debajo del gas o

PDF bar (BHP) = Pbg bar + (Hm m x MW kg/m3 x 0,0000981)

• Nomenclatura: BHP= Presión de fondo , psi (bar) HP = Presión hidrostática, psi (bar) SITP = Pr esión de cierre en la tubería,psi (bar) SCIP = Presión de cierre en casing , psi (bar) MW= Peso de lodo , lpg L

= Altura de la columna de lodo por encima del gas , pie (m) H=Altura de la burbuja de gas , pie (m) Hm = Altura de lodo debajo del gas, pie (m) Ptg= Presión encima del gas , psi (bar) Pbg = Presión en el fondo del gas ,psi (bar) TVD = Profundidad vertical verdadera,pie (m)

Cap. 7


Cap. 7


C APÍTULO 7 Método Volumétrico Durante El Deslizamiento De La Sarta (Stripping) (deslizamiento continuo - no se detiene)

100 psi

1200

in arg gm n i ork fw it o rgin m i l ma per ing k p r U wo t of P imi l BH r e ce F l n Low a al bb to b psi/ ead 16.41 r ure @ ess ate .pr lcul csg Ca

100 psi

Sin Expansión Use el Tanque de Maniobras para el Control del Volumen. Se permite que la presión de la tubería de revestimiento incremente debido a la migración por medio de purgar sólo la cantidad de lodo que sea igual al desplazamiento total de la tubería (No se permite la expansión de gas)

1400

100 psi

6.1 bbls.

1000

Expansión Use para el Control, la Presión de la Tubería de Revestimiento Mantenga la presión del estrangulador constante mientras purga 6,1 bbls de lodo del espacio anular, permitiendo que la expansión del gas neutralice los efectos de la migración.

100 psi

6.1 bbls.

100 psi

Presión de la Tubería de Revestimiento

1600

800 100 psi de margen de trabajo 723 psi para equilibra la FBHP

100 psi ¸ 6.1 bbl = 16.39 psi/bbl 1.0 bbl ¸ 0.03962 = 25.241/bbl

100 psi sobre equilibrio

1

25.24 X 12.5 ppg X 0.65 = 16.41 psi/bbl

600

Presión Del Fondo Del Hoyo

7.53 bbls

7800

Expansión

7700 7675 psi 100 psi margen de trabajo

7600

7575 psi 100 psi sobre equilibrio

7500

Sin Expansión

FBHP

7400 7300 10

10

20

30

40

50

Expansión de Gas Permitida (Bbls purgados durante el desplazamiento de la tubería)

Cada barril ( o m³ ) de fluido que se purga del espacio anular hace que:

tasa que permita mantener la presión en la tubería de revestimiento constante. La presión de la tubería de

UNA VÁLVULA DE CONTRAPRESIÓN Cap. 7

Ésta es la aplicación más sencilla del Método Volumétrico porque se puede usar la presión de la de Control de Pozos 151 tubería de perforación Métodos / tubería cerrada para controlar directamente la presión en el fondo del hoyo. No se necesita hacer ningún cálculo. El medidor de la presión del tubo vertical o la tubería de perforación será la guía para el control.

de

ga

se

ne

l fo

nd

Gas en la superficie1505 psi

uj

a

o

2000

1000 820

Gas en la superficie con la BHP equilibrado en = 1400 psi SICP & 79.5 bbls

75.0 bbls Mantener 150 psi encima de la FBHP

rb

3000

i ibrio de 150 ps r el sobre equil para mantene to ien im est ería de rev rida en la tub Presión reque r la FBHP @ 11.57 psi/bbl o para equilibra iento requerid ería de revestim Presión de la tub

16 20

30

40

50

60

70

80

90

Tamaño del amago del reventón, bbls (incluyendo la expansión)

D. Presión del anular en superficie debería mantenerse el mismo (Mantener constante, purgando por el estrangulador) La cantidad de fluido a ser purgado esta directamente relacionado con el volumen de expansión del gas que sea necesario para mantener la presión del fondo mas el sobre-balance requerido. Es recomendable el uso de un estrangulador manual. Por otro lado la medición del volumen, es muy critico en este método. En lo posible, el fluido que retorna del separador de gas , debe ser conducido a un tanque pequeño debidamente cubicado. Es muy importante tener en cuenta que el fluido a purgar del anular, tiene que realizarse a un régimen que permita mantener la presión del revestidor constante. La presión en el revestidor se mantiene constante, solo, cuando se purga el

bu

C. Disminución de las presiones en el pozo

4000

la

B. Disminución de la presión hidrostática en el anular

de

A. Expansión de un barril de gas (m3)

5000

ón

CADA BARRIL (M3) DE FLUIDO PURGADO (DRENADO, DESFOGADO, ALIVIANADO) DEL ANULAR CAUSA:

6000

si Pre

3) Fluido a drenar (purgar, desfogar): El método volumétrico permite la expansión controlada del gas, de manera que no tenga otro influjo y que las presiones se mantenga, por debajo de las de fractura. Esto es realizable, en la manera de purgar un a cantidad de fluido del anular, cuidadosamente medido.

7000

Presión De La Tubería De Revestimiento, psi

2) P erfil presión anular: La presión anular se comportará , durante la ejecución del método volumétrico, casi similar que en la primera circulación del método del perforador.

y se la f esta se p el p pre Lub

estr SID per mig imp la f infl peq

osc está dife esti pre bar pro bar que déb

• Perfil de presión para estimar la máxima expansión de gas y su presión

Arriba: se pueden generar perfiles de presión a escala para estimar la fluido, mientras tanto se debe permitir que Estas etapas se repiten hasta que el gas

llegue a la superficie o se aplique incremente,técnica reflejando lavolumétrica migración del gas.- expansión Abajo: controlada paraotro mantener u El control volumétrico esta acompañado deCondiciones una serie de etapas que causa aumenIniciales to y dismi nución de la presión de fondo sucesivamente. 520 Etapa 1. Deje migrar al gas y el i ncremento de la presión en el pozo. 820 Etapa 2. Purgue fluido (manteniendo presión del revestidor y dis12.5constante) ppg mi nución de la presión del pozo. Espacio anular = .05618 b/ft

LOT = 4290 5000'

4070 psi

método de control. De esta manera la presión de fondo se debe mantener en un rango de valores suficientemente alto Gas migra para establecer Gasde migra parai establecer que no permita el i ngreso otro nflusobre equilibrio = 100 psi margen de trabajo = 50 psi jo, pero tan bajo que genere presiones que fracturen a la formación. (empiece a verificar) 620 670 Los siguientes ejemplos ilustran, las situaciones más comunes, donde el método 885 916 volumétrico es usado. Se asume que en el influjo se tiene gas y que las presiones en

Ga

de

la

4000

bu

rb

de

ga

3000

se

ne

l fo

nd

Gas en la superficie1505 psi

uj

a

Gas en la superficie con la BHP equilibrado en = 1400 psi SICP & 79.5 b

75.0 bbls Mantener 150 psi encima de

ón

Presión De La Tubería De7 Revestimiento Cap.

si Pre

5000

152 Métodos de Control de Pozos o

2000

erida Presión requ

1000 820

en la tubería

ría Presión de la tube

16 20

psi ilibrio de 150 r el sobre equ para mantene de revestimiento

equilibrar la FBHP requerido para

@ 11.57 psi/bbl

40

60

de revestimiento

30

50

70

80

90

Tamaño del amago del reventón, bbls (incluyendo la expansión)

influjo de la formación y para compensar por los pequeños al operar el estrangulador. La cantidad de sobre equilibrio generalmente oscila entre 50 a 200 psi (3.45 a 13.79 bar). La selección está influenciada por la tolerancia permitida por la diferencia entre la SICP y la presión de integridad estimada que se calculó (MASP). Por ejemplo, si la presión de integridad estimada es de 1.050 psi (72.4 bar) y la SICP es de 800 psi (55.16 bar), entonces probablemente no se permitiría más de 100 psi (6.89 bar) de sobre equilibrio, a no ser que fuese seguro que partes del influjo estuviesen encima de la zona débil.

Arriba: se pueden generar perfiles de presión a escala para estimar la máxima expansión del gas y su presión. Abajo: técnica volumétrica - expansión controlada para mantener una BHP constante.

Condiciones Iniciales 520

Gas migra para establecer sobre equilibrio = 100 psi

Gas migra para establecer margen de trabajo = 50 psi

620

670

Gas por encima de DC

(empiece a verificar)

Parte superior del gas en la zapata

670

Parte inferior del gas en la zapata

Parte superior del gas en la superficie

Si FBHP está equilibrada

670

520

670

670

asdfsd

820 849

1504

972

979

73.22 bbls

1534 psi

Espacio anular = .05618 b/ft

4070 psi

5000'

4135 psi

4166 psi

4099 psi


26.56 bbls

6779 psi @ 9124'


16 bbls Gas = 57 psi = 549'

10000'

6,970 psi

9846'

7,020 psi

7020 psi @ 9769'

154' Migration

231' Migration

6973 psi @ 9317'

BHP = 7120 psi

BHP = 7170 psi

3770 psi

6812 psi @ 9450'

451' 47 psi

484' 50 psi

6963 psi

16.5 bbls

9362'

3920 psi

3920 psi

4262 psi @5526'

326' 33 psi

MASP =1040 9450'

4229 psi @ 5000' 526'

5000'

510'

28.65 bbls

79.80 bbls

1441 psi

3890 psi

LOT = 4290

1411 1420'

12.5 ppg

916

1303'

885

550' 358 psi

BHP = 7170 psi

BHP = 7170 psi

FBHP = 7020 psi

BHP = 7170 psi

BHP = 7170 psi

BHP = 7020 psi

• Técnica Volumétrica –expansión controlada para mantener presión de fondo constante

superficie han incrementado, al momento de la migración del gas.

Sarta en el fondo, sin válvula de contrapresión Esta es la aplicación más simple del método volumétrico, donde la presión de cierre de la tubería/tubing, puede ser usado directamente para monitorear la presión de fondo. No se necesitan cálculos. El manómetro de la presión de la tubería será usado como guía de control. Teóricamente el líquido puede ser purgado del anular , de manera que la PCTP (SIDPP) sea la misma. La presión anular en superficie aumenta por la presión hidrostática que se purga. Este proceso se continúa hasta que el gas alcance la superficie. Una vez que el gas esta en superficie no se debe purgar gas, a menos que la presión de cierre de la tubería incremente. Si la presión de cierre

de la tubería (PCTP; SIDPP) no aumenta, y se purga gas, esto puede ocasionar un nuevo influjo al pozo. Con el gas en superficie y la PCTP (SIDPP) estable es todo lo que se puede hacer, hasta que se determine el método de control a usar. (por ejemplo métodos de presión de circulación constante o el método de inyectar y purgar, que se discutirá mas adelante). Desde el momento en que es prácticamente imposible operar el estrangulador, de manera que mantenga la presión de cierre en la tubería (PCTP; SIDPP) exactamente durante la purga se impone un factor de seguridad, para permitir el incremento de la PCTP (SIDPP) /PDCR (SICP) con la migración del gas. El sobre-balance garantiza suficiente presión en el fondo sobre la presión de formación, para evitar nuevos influjos de fluido de formación al pozo y compensa demás, los errores mínimos que se suscitan en este tipo de operaciones, con el estrangulador.

El sobre-balance varía de 50 a 200 psi (3,45 a 13,79 ba). La selección esta relacionada por la tolerancia permitida entre la diferencia de la PDCR (SICP) y la presión calculada de la MPAS (Máxima presión admisible en superficie). Por ejemplo, si la presión de integridad es de 1050 psi (72,4 bar) y la PDCR (SICP) es de 800 psi (55,16 bar), entonces el sobre-balance no de pasar de los 100 psi (6,89 bar), a no ser que se ha constatado, que la porción de influjo estaría por encima de la zona débil.

Sarta fuera del pozo o tapada En esta situación no es posible usar la presión de cierre de la tubería/tubing (PCTP; SIDPP), para monitorear las las condiciones del fondo del pozo, entonces se utilizará la presión del revestidor (anular).

• EJEMPLO = MÉTODO VOLUMÉTRICO Datos del pozo Profundidad

=

11.500 ft (3505,2 m)

Revestidor

=

7 5/8’’ (193,67 mm.) a 10.000 ft (3048 m) 24 lbs/ft; (0,017 kg/m),

0,04794 bbl/ft (0,025 m3/m) capacidad.

Tubing

2 7/8” (73.03 mm) 10,4 lbs/ft , (15,48 kg/m), 0,00353 bbl/ft (0.00184 m3/m) desp,

=

0,00449 bbl/ft (0.00234 m3/m) capacidad

Fuera de fondo, influjo pistoneado por debajo del tubing Densidad del Fluido

=

12.5 ppg (1498 kg/m3)

PDCR (SICP)

=

600 psi (41,37 bar)

Ganacia en los tanques, después del cierre 52,25 bbl (8,3 m3). Presión de formación

=

7.475 psi (515,4 bar).

Mientras se espera por instrucciones, la presión en el revestidor sube de 600 a 700 psi (41,37 a 48,27 bar). Desde el momento en que el pozo se ha mantenido cerrado y no se ha movido el tubing, se puede asumir que el

influjo a comenzado a migrar hacia arriba. La presión total del fondo es ahora 7.475 + 100 = 7575 psi (515,4 + 6,89 = 522,3 bar). La distancia de migración se puede estimar de la siguiente manera:

Gradiente del lodo psi/ft (GDLodo)=Densidad de lodo ppg x 0,052 GD Lodo = 12,5 X 0,052 Gd LODO = 0,65 PSI/FT Gradiente del lodo bar/m

=

Densidad lodo kg/m3 x 0,0000981

GD lodo

=

1498 kg/m3 x 0,0000981

GD lodo

=

0,14695 bar/m

Distancia de migración ft (DDM) = Incremento presión psi ÷ Gradiente lodo psi/ft DDM = 100 ÷ 0.65 DDM = 154 ft

Distancia de migración m

=

Incremento presión bar ÷ Gradiente lodo bar/m

DDM

=

6,89 ÷ 0,14695 bar/m

DDM

=

46,9 m

Cap. 7


Cap. 7


Esto representa la distancia del fondo del pozo al fondo del influjo. La presión de fondo, puede ser estimado sumando la presión dentro del gas mas la presión hidrostática del lodo debajo del influjo. La presión hidrostática del influjo contribuye a la presión

de fondo, por esta razón se debe tomar en cuenta. La Ley de Boyle se puede usar para utilizar para demostrar que el incremento de los 100 psi (6,89 bar), es equivalente a mas o menos 0,71 bbls (0,113 m3) de lodo en el anular como sigue:

P1V1 = P2V2 7.475 psi x 52,25 bbl = (7475 – 100 psi) x V2 V2 = 52,96 bbl gas La cantidad de expansión será: 52,96 – 52,25 = 0,71 bbl P1V1 = P2V2 515,4 bar x 8,3 m3 = (515,4 bar – 6,86 bar) x V2 V2 = 8.413 m3 gas La cantidad de expansión será: 8,3 m3 – 8,413 m3 = 0,113 m3

La presión del revestidor debe ser compensado por la purga de lodo del pozo. Si se permite que la presión de fondo regrese a la presión original (7475 psi; 515,5 bar), se debe purgar 0,71 bbl (0,113 m3), para compensar la presión del lodo purgado. La presión hidrostática de 0,71 bbl (0,113 m3) de lodo que ha ingresado al pozo ha ejercido una presión de 15 psi ( 1 bar). Entonces, la presión del revestidor ahora será de 600 psi (41,37 bar) mas los 15 psi (1bar), luego se leerá 615 psi (42,4 bar), si se permite que la presión del revestidor regrese a los 600 psi (41,37 bar), sin compensar la perdida de presión hidrostática por la expansión, entonces la presión de fondo disminuye, permitiendo la entrada de un influjo adicional. Al abrir el estrangulador para purgar fluido, dos cosas ocurren simultáneamente: 1) . La burbuja de gas se expande y 2) el influjo migra. Ambos afectan a la presión hidrostática en el pozo y se debe tomar en cuenta al aplicar el método volumétrico en el campo.

Deslizamiento/Movimiento de tubería y consideraciones volumétricas Vamos a suponer que en un ejemplo dado, el personal de turno ha recibido ordenes de regresar la tubería (deslizar) al fondo, antes de de ser im elementado un método de circulación. Durante la operación de deslizamiento (stripping), la tubería es movida , posiblemente le gas ha migrado, y se ha purgado fluido por el estrangulador. Para la realización la operación con seguridad, se debe diseñar un programa o desarrollar presiones de deslizamiento. Asuma que el pozo se ha cerrado con 600 psi (41,37 bar) en el revestidor. En la programación de purgar se se selecciona un margen se seguridad y un margen de trabajo. En este ejemplo se usará 100 psi (6,89 bar), tanto de seguridad, como de trabajo. Significa que el estrangulador no será abierto hasta que la presión en el revestidor llegue a los 800 psi (55,16

OZOS

7-39 MÉTODO VOLUMÉTRICO MIENTRAS SE DESLIZA

quier lente

1400 No Hay Expansión

100 psi

Use el Tanque de Maniobras para el Control del Volumen Se permite que la presión de la tubería de revestimiento incremente debido a la migración, por

1200

100 psi

medio de purgar solamente la cantidad de lodo que sea igual al desplazamiento total de la tubería. (No se permite la expansión de gas)

100 psi

7.4 bbls.

1000

Expansión Use el Control de la Presión de la Tubería de Revestimiento

7.4 bbls.

100 psi

Mantenga la presión del estrangulador constante mientras purga 6,1 bbls de lodo del espacio anular, permitiendo que la expansión del gas neutralice los efectos de la migración.n

100 psi

Presión de la Tubería de Revestimiento

in arg gm n i k or fw it o rgin m i l ma g er n p rki Up wo t of i P m i FBH er l nce bl Low a l ba si/b d to 1 p rea 16.4 e @ ur ess ate .pr lcul csg Ca

800

100 psi de margen de trabajo 723 psi para equilibrar la FBHP 100 psi sobre equilibrio

600 7.53 bbls

Presión del fondo del hoyo

una iento scoge bajo. bar) rá el r que 0 psi endrá 700 a

(Haciendo stripping)

1600

S

drilla ando do de ento, una s del n en para

Cap. 7


7800

Bleed

7700 7675 psi 100 psi Working Margin

7600

7575 psi 100 psi sobre equilibrio

7500

Migrate

FBHP

7400 7300 10

10

20

30

40

50

Se permite la expansión del gas (Bbls purgados a lo largo del desplazamiento de la tubería)

Cap. 7


bar). Durante la primera purga, la presión en el revestidor se mantendrá entre 700 y 800 psi (48,27 y 55,16 bar). Es necesario medir con mucho cuidado todo fluido purgado, para estimar su presión hidrostática equivalente. La tubería de producción (tubing) será acoplado con, por lo menos, una válvula de contra-presión, de manera que el desplazamiento total corresponde al total del diámetro externo. 0,00802 bbl/ft x 90 ft = 0,72 bbl/pareja (stand) 0,00413 m3/m x 27,43 m = 0,113 m3/ pareja (stand)

Presión equivalente del fluido en el revestidor abierto 0,65 psi/ft ÷ 0,00479 bbl/ft = 13,6 psi/bbl 0,14695 bar/m ÷ 0,0025 m3/m = 5,88 bar/m3

Presión equivalente en el anular revestidor – tubing 0,65 psi/ft ÷ 0,04441 bbl/ft = 14,6 psi/bbl 0,14695 bar/m ÷ 0,0231 m3/m = 6,34 bar/m3

Con esta información se crea una planilla de trabajo, para el deslizamiento y purga Usando la planilla, los siguientes pasos describen el procedimiento del deslizamiento continuo de la tubería al pozo. 1. Deslice la tubería (empuje) al pozo, sin drenar fluido hasta que la presión del revestidor incremente en 200 psi (13,79 bar), es decir: 100 psi (6,89 bar), como margen de seguridad y otros 100 psi (6,81 bar), como margen de trabajo, de 600 psi (41,37 bar) a 800 psi (55,16 bar). 2. Una vez que la presión en el revestidor ha alcanzado los 800 psi (55,16 bar), se usa como guía para el régimen de purga. Mientras se mueva la tubería al pozo,

continúe purgando con un régimen que permita mantener la presión en el revestidor entre 700 y 800 psi (48,27y 55,16 bar). Después de purgar el equivalente a 100 psi (6,89 bar) de presión hidrostática de fluido, por encima del desplazamiento de la sección transversal (13,6 psi/bbl; 100 psi ÷ 13,6 psi/bbl = 7,35 bbl), permita el incremento de 100 psi (6,89 bar) en el manómetro del revestidor. 3. En este punto interrumpa el uso de la presión del revestidor como control. Al momento que se desliza la tubería al pozo, purgue cuidadosamente, solo lo que corresponde al desplazamiento de la tubería (0,72 bbl (0,15 m3)), por cada 90 ft (27,4 m) por parada (stand, tiro, pareja). Se permite que la presión en el revestidor aumente. Si la presión del revestidor no ha incrementado en 100 psi (6,89 bar), después que la parada ha sido deslizado y puesto en cuña, cierre el estrangulador (Chone) y conecte la siguiente parada. Continúe purgando solo lo que corresponde al desplazamiento de la tubería, durante el deslizamiento de la nueva parada (stand, tiro, pareja). 4. Cuando la presión del revestidor ha llegado a los 900 psi (62,06 bar), el control se concentra nuevamente en la presión del revestidor (casing). Al continuar con el deslizamiento, mantenga la presión del revestidor entre 800 y 900 psi (55,16 y 62,06 bar) hasta que se haya registrado una ganancia de 7,35 bbl (1,13 m3). En este punto, cambie nuevamente el control a la medida del desplazamiento de la tubería. Se repiten los pasos hasta que el tubing haya llegado al fondo o el gas ha llegado a la superficie.

Posición del influjo No es una buena práctica tomar en cuenta, para la mayoría de las técnicas volumétricas., los diferentes, cambios de la geometría del pozo. La simplicidad y un margen prudente de seguridad y de trabajo, mejorará la posibilidad de realizar un buen trabajo. Al deslizar tubería al pozo, se debe tener en consideración, que va a suceder si el BHA inca al cuerpo principal del gas. Cuando el gas es desplazado o migra alrededor del BHA, su longitud vertical incrementa y puede tener como resultado una disminución efectiva de la presión hidrostática. Muchos operadores simplifican usando el anular entre el tubing y el revestidor para los cálculos de psi/bbl (bar/m3).. Esto puede generar presiones ligeramente mas altas, si se tiene una sección abierta muy larga., recordemos que la mayor expansión del gas ocurre cerca de la superficie.

Presión equivalente del fluído en el pozo En el ejemplo anterior se ha usado el volumen abierto del revestidor para ilustrar el equilibrio de fluido purgado del pozo con la perdida de presión hidrostática. Una forma más conservativa sería el de usar el anular entre el revestidor y el tubing (tubería de producción). La decisión va a depender de las especificaciones y características del pozo, tal como ocurre con los márgenes de seguridad. Algunas consideraciones requeridas eran la estimación de la posición de la burbuja, la máxima presión admisible en superficie (MASP), cantidad de pozo abierto con relación a la sección revestida, geometría del pozo y las dimensiones del tubular a ser deslizado.

Selección de márgenes de seguridad y trabajo La elección de márgenes de seguridad y de trabajo deben de estar directamente relacionados con las especificaciones y características del pozo. Por ejemplo: presión de integridad de formación es de mucha importancia. Si en el ejemplo anterior la presión de integridad de formación hubiera sido 1200 psi (82,74 bar), la selección de 200 psi (13,79 bar) como margen total, garantiza la seguridad, pues: 1200 – 800 = 400 psi (82,74 – 55,16 = 27,58 bar), demuestra una amplia tolerancia. Si la presión del revestidor no incrementa, después de deslizar unas paradas (tiros, parejas, stands) (después de tres paradas, como en el ejemplo), puede estar relacionado con una perdida de circulación y que la presión de fractura ha sido sobre pasada. Una vez se ha establecido que el pozo esta tomando lodo, se debe continuar con el deslizamiento, purgando solo lo que corresponde al desplazamiento de la tubería. En esta situación se forzará menos fluido a la formación y puede que la perdida de circulación se controle, una vez que el influjo se encuentra por encima del punto de pérdida.

Deslizamiento con tubulares de menor dimensión El procedimiento de deslizamiento (stripping) esta diseñado para manejar tubería con diámetros grandes y volúmenes de influjo de 50 bbl (5,95 m3). Si se tiene tubulares con diámetros menores a 2 3/8” (60,33 mm), con influjos mayores a 50 bbl (7,95 m3), el procedimiento, con pequeñas diferencias, puede tener éxito (más simple). Usando el mismo ejemplo:

1. Determine los márgenes de seguridad y de trabajo como en el anterior caso 2. Purgue un volumen de fluido (que en este caso se usa el más conservativo, de 6,1 bbl (0,97 m3) del pozo que sea el equivalente a la perdida de presión hidrostática del margen de trabajo (100 psi (6,89 bar), margen de trabajo), manteniendo la presión en el revestidor constante en 800 psi ( (55,16 bar). 3. Cierre el estrangulador, continúe con el deslizamiento sin purgar (desfogar, alivianar), hasta que la presión en el revestidor (anular) llegue a los 100 psi (6,89 bar), que es el margen de trabajo. El incremento de la presión en el anular se debe al efecto de migración y la compresión del gas, por el volumen de la tubería que se esta deslizando al pozo. Esto elimina la necesidad de de coordinar, la purga con el movimiento de la tubería y la medición del volumen purgado, con la finalidad de compensar el total de volumen desplazado por la tubería. 4. Después que la presión de cierre en el revestidor ha llegado a los 900 psi (62,06 bar), reinicie la purga de fluido del pozo, a un régimen que permita mantener la presión del revestidor, dentro de los límites de margen de seguridad, (800 a 900 psi) y hasta que se tenga los 6,1 bbl de desplazamiento en superficie. Repita los pasos 3 y 4 hasta que el tubing (tubería de producción) se encuentre en el fondo del pozo o que el gas ha alcanzado al superficie.

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Inyección y purga El método de lubricar y purgar es prácticamente una conti nuación del volumétrico y se utiliza cuando el fluido de la surgencia llega a la cabeza del pozo. Se usa, también, cuando los punzados (perforación, canoneo, baleo) o las aberturas de circulación del tubing (tubería de producción) están tapadas; cuando hay un tapón de arena, tubería esta bloqueada, donde no se puede realizar circulación; o donde las altas presiones de pozo están por alcanzar los valores admisibles de presión de la cabeza de pozo. En el método de Inyección y purga, se bombea fluido al interior del pozo y se permite que “caiga” al anular. Se debe dejar pasar el tiempo suficiente como para que el fluido comience a ejercer la presión hidrostática. Desde el momento que se ha agregado presión hidrostática al pozo, se obtendrá una “contrapresión” o purgar una cantidad igual al incremento de la presión hidrostática. Para comenzar la inyección y purga, se debe bombear fluido al pozo. Este fluido debe ser medido cuidadosamente. Si se conoce el número de emboladas, o si se está bombeando desde un tanque medido, se puede calcular la longitud del fluido bombeado dentro del pozo. Una vez que se conoce esta longitud, se puede estimar el incremento de presión hidrostática, y este será el valor a purgar en la superficie.

• EJEMPLO La Presión de Superficie [SICP] es de 4650 psi (320,6 bar) Diámetro interno del revestidor (Casing) = Diámetro externo de la Tubería (DE) = Densidad del lodo (MW) =

6,004 ’’ (152,5 mm) 2 7/8’’ (73,03 mm) 9,0 ppg (1078 kg/m3)

La Bomba es una Gardner Denver PZ9, de 0,044 bbl/emb (0,007m3/emb)

7-41

Cap. 7

comience a purgar fluido nuevamente del pozo a una tasa que permite mantener firme la presión de la tubería de revestimiento dentro de los límites del margen de trabajo (800/900 psi) hasta 6.1 bbls por encima de la sección cruzada. Repita los pasos 158 Métodos de Control de Pozos 3 y 4 hasta que la tubería está en el fondo o el gas está en la superficie.

hidrostática. Este valor es lo que se purgará en la superficie.

EJEMPLO

Presión en la superficie (SICP) es de 4650 psi (320.62 El método de bar) lubricar y purgar ID de la tubería de revestimiento = 0.004” (152.5 a menudo es una mm) continuación al NYECTAR URGAR OD de la tubería = 2-7/8” (73.03 mm) método Peso del fluido = 9.0 ppg 1078 kg/m³ UBRICACIÓN volumétrico. La bomba es una Gardner Denver PZ9 con una producción o rendimiento de 0.044 bbl/stk (0.007 El Método de Inyectar y Purgar a menudo es una m³/stk) continuación del Método Volumétrico y se utiliza una En este ejemplo, prenderíamos la bomba lo vez que el fluido del amago de reventón llega al cabezal suficiente como para superar un poco las presiones del pozo. También se usa si las perforaciones o los del hoyo.excesivas Esto requiere bomba calcular de alta presión. En este ejemplo, la bomba alineará para taponados Se debe evitar presiones en todounaPrimero la longitud del volupuertos giratorios de la se tubería están o La bomba hace que el fluido entre en el pozo, lo men bombeado: momento. Sin embargo, se debe esperar superar ligeramente la presión del pozo. la tubería está llena de arena o taponada, y no es cual incrementa las presiones. Por lo tanto, se deben hasta queenel fluido caiga por el espacio anuPara estocircular se necesita una bomba de alta prefactible porque las presiones se elevarían 8,58 bbl ÷ 0,027 bbl/ft = 318 ft limitar la presión y el fluido inyectado normalmente la presión de inyección sión. La bomba impulsa fluido al interior del lar, antes de purgar el pozo y comenzarían a alcanzar los valores máximos a un incremento de 200 y llevar nuevamente la psi (137.9 bar) por encima pozo, consecuentemente se observa un in- de 200 psi (13,8) clasificados para el cabezal del pozo. (casing)dea cierre. 4650 psi 1,365 m3 ÷ 0,01408 m3/m = 97,9 m cremento en las presiones. Por lo tanto, se presión del revestidor de la presión En el Método de Lubricar y Purgar, el fluido da tiemposesuficiente debe limitar la presión y la cantidad de fluido (320,6 bar). Si no se Cuando inyectó el fluido, hizo falta 195 se bombea en el pozoun y seincremento permite que el calcular el incremento de presión hiparapor el descenso del fluido, es posible que la Ahora inyectado, típicamente de caiga golpes para incrementar presión en la tubería de drostática: espacio anular. Se debe dar suficiente tiempo para que su presión hidrostática) 200 psi (13,8 bar) por encima de la presión se pierda fluido (yrevestimiento en 200 psial(13.79 bar): a 4850 psi (334,4 el cierre, fluido será empiece a afectar la presión exterior del pozo,bar). cuando se inicie a purgar.el volumen bombeado en el de suficiente en este(incrementar) caso. Se puede calcular hidrostática en el espacio anular. Dado que se le agregó 9,0 ppg x 0,052 X 318 = 149 psi (aprox 150 psi) pozo: una presión hidrostática al emboladas, pozo, se puede sacar ode espera para que el fluido desEl tiempo El fluido se i nyectó con 195 1078 kg/m3 x 0,0000981 x 97,7 m = 10,3 bar purgar una contrapresión que sea igual al incremento cienda en el pozo, depende la geometría para aumentar la presión en el revestidor 195 stks xde 0.044 bbl/stk = 8.58 bbls del pozo, tipo de lodo, y sección por donde por la hidrostática. (casi ng) a 200 psi (13,8 bar) hasta alcanbajar. espera puede ser de entre Los 150 psi (10,3 bar) de presión hidrostátiParapsi empezar lubricar y purgar, el debe fluido se Esta 195 zar 4850 (334,4 abar). stks x 0.007 m³/stk = 1.365 m³ 15 a 30 minutos, o más, dependiendo de la ca ganados se resta de la presión actual del debe bombear al pozo. Este fluido debe medirse revestidor (casing)4650 psi (320,62 bar) y cuidadosamente. Del número de golpes degeometría la bombadel pozo y el tipo de lodo. Luego, podemos calcular la cantidad de luego purgar hasta llegar a esta presión. El volumen bombeado calculabombeado, así: o de la medición del se volumen se puede hidrostática ganada, al bombear calcular la altura del fluido cuando está enpresión el hoyo. 4650 psi – 150 psi = 4500 psi fluido al 195 emb x 0,044 bbl/emb = 8,58 bbl Una vez que se conoce la altura, se puede determinarpozo y purgar la cantidad equi320,62 bar – 10,3 bar = 310,32 bar valente de la contra presión. 195 emb x 0,007que m3/emb m3 por la el incremento se ha= 1,365 generado presión Proceso de lubricar y

I (L

YP

)

purgar

Bombee (Inyecte) fluido al pozo

Permita que el fluido caiga

Purgue presión de la bomba

Purgue el incremento en la presión hidrostática

Presión hidrostática ganada.

• Proceso de Lubricar y purgar

El procedimiento -inyectar fluido, esperar a que alcance la presión hidrostática, luego purgar el incremento- se repite hasta que el espacio anular esté lleno de fluido y el valor de la presión del revestidor sea 0. Si el pozo estaba en situación de desbalance, el espacio que el gas ocupa en el pozo debe ser reemplazado por un fluido lo suficientemente pesado como para compensar el desbalance de presión. (esto no se puede predecir).

Si es posible, la mejor opción es regresar la tubería al fondo del pozo. El reingreso de la tubería al pozo, y que presión se debe mantener, versus el volumen ganado, será complicado con tubería de diferente diámetro y geometría del pozo variable. Una vez en el fondo, la circulación fondo arriba, puede ejecutarse usando el método del perforador, para recuperar el control hidrostático en el pozo.

Influjo con tubería fuera del pozo

Lo que no se recomienda, al regresar la tubería por etapas al pozo, es que la densidad del lodo debe ser lo suficientemente denso, que permita el sobre-balance de la zona presurizada. Se debe tener en cuenta la profundidad donde se realizará la circulación y el efecto en la densidad equivalente de circulación (DEC) en el zapato del revestidor o zonas débiles del pozo. Después de circular lodo pesado, el pozo debe mantenerse estático con la hidrostática adicional. En esta situación, normalmente se abren los preventores, para bajar una cantidad predeterminada de material tubular al pozo. El procedimiento de circular lodo denso (pesado) y reingresar tubería hasta una determinada profundidad, es repetida, hasta se tenga toda la tubería en el fondo del pozo. Cada circulación utiliza lodo de menor densidad hasta que en el fondo se obtenga la densidad propiamente calculada.

Este el peor de los descontroles que se puede tener, durante una maniobra (viaje). Si la densidad del lodo fue suficientemente pesado, como para evitar influjo, entonces se ha succionado (pistoneado; swab) un influjo y la primera señal de esto es que al llenar el pozo el volumen tomado fue menos al calculado. Los influjos, durante las maniobras (viaje, son el resultado de fallas en la detección de una succión (suabeo). Una vez se ha determinado que se tiene un influjo en el pozo (por el mal llenado o no detección de flujo) y se ha cerrado el pozo, las presiones registradas deben ser bajas. Después de cerrar , para controlar el pozo se usa el deslizamiento de la tubería (Striping) o descenso de tubular por etapas , incorporando la corrección volumétrica, para compensar el mantenimiento de la presión, durante la circulación o deslizamiento de la tubería al fondo del pozo. Las correcciones volumétricas, para compensar la longitud del influjo, cambia con el cambio de la geometría y lo relacionado al desplazamiento de fluido fuera del pozo, por la expansión del gas. Si se ignoran estas consideraciones, es muy probable que la presión hidrostática disminuya , tanto que permite el ingreso de influjo adicional al pozo.

Se puede suscitar muchas complicaciones al regresar la tubería por etapas . Primero: el pozo no puede ser controlado, hasta que el influjo (surgencia, aporte, amago, kick), este fuera del pozo y que todo el fluido en el pozo este totalmente condicionado. Segundo: si el influjo es gas, se expandirá, migrará, y desplazará fluido del pozo, disminuyendo la presión, permitiendo el ingreso de un influjo adicional. Por otro lado si se baja mucha tubería, el lodo denso desplazado ocasiona una caída de la presión hidrostática, consecuentemente el

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pozo puede fluir. Si la tubería es deslizada (stripping in), hasta que se notifique que el pozo esta surgiendo, se tendrá mas influjo, y las altas presiones de cierre , pueden contraer mayores complicaciones. Si el influjo es gas y se encuentra por debajo de la tubería , manteniendo presiones de circulación planificadas, sin usar correcciones volumétricas, por la expansión del gas, entonces ingresará mas fluido de la formación y las consecuencias pueden ser muy complicadas. Se debe enfatizar que los aumentos de volumen en los tanques es probablemente por la migración y expansión del gas ( no por el desplazamiento de la tubería, material densificante, o substancias químicas, para condicionar el lodo)

Deslizamiento (STRIPPING) Deslizar (stripping) es el movimiento de la tubería hacia o fuera del pozo con pozo presurizado. Recuerde, un influjo adicional y/o presión excesiva, puede ocurrir, sino se monitorea la presión y si no se corrige debidamente los volúmenes por desplazamiento de la tubería y la expansión del gas. Tenga cuidado al deslizar tubería. Si por necesidad, no se mantiene el peso de la tubería, la herramienta puede ser expulsada del pozo. (bajar o sacar herramienta con pozo presurizado). Las complicaciones, al deslizar la tubería, pueden ocurrir, si algunos preventores ya han trabajado con presiones, antes de la operación. Otro factor que influye en los problemas, es que los elementos de sello, ya observan cierto desgaste, permitiendo fugas de presión a la superficie. Si en el preventor se observa el desarrollo de una fuga , esto conllevará a rápido desgaste de los elementos de sello, comprometiendo la operación. Existe la posibilidad, también, de no haber abierto el preventor indicado, por hacer las cosas rápidas, olvidando la seguridad. Todas las operaciones

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de deslizamiento (stripping) deben de ser desarrolladas atendiendo todas las medidas de seguridad y con el personal que este familiarizado con sus responsabilidades. Las reglas y los procedimientos para el deslizamiento (stripping) de la tubería varían. Los procedimientos, aquí señalados, cubre elementos esenciales de deslizamiento de tubería, con equipamiento que normalmente esta disponible en el taladro (rig), pero es mejor trabajar con personal debidamente entrenado para este tipo de operaciones.

de tubería, sin tomar en cuenta su propio peso, pero necesitan una fuerza de empuje /tensión. La fuerza requerida para empujar la tubería al pozo contra la presión del pozo y la fricción en el preventor, se puede estimar de la siguiente manera: F = (P x D2 x 0,7854) + FFric

ser descargada hacia fuera. Se debe tener mucho cuidado al iniciar con el deslizamiento de la tubería. Si la tubería no tiene el peso suficiente para bajar contra la presión del pozo, es necesario mantener a la tubería compresionado, todo el tiempo, hasta que se tenga el peso necesario, para sobre pasar la fuerza del pozo.

Donde:

Al realizar deslizamiento al o fuera del pozo, es necesario instalar una válvula P = Presión de cierre en el revestidor flotadora o “inside BOP”, en la tubería. D2 = Diámetro externo mayor de la tubería (Tool Es muy importante, también, montar una válvula de seguridad en la parte abierta, joint) para cuando se desliza al o fuera del pozo. Dependiendo de la presión de cierre, es muy FFric = Fuerza de fricción aproximada, al deslizar Se debe usar 2 válvulas de seguridad. Una posible que se deslice, la tubería (TP; DP), contra la goma del anular. debe estar en al tubería y la otra cuando losÉTODOS dril collars P(portamechas; DC) y juntas M ARA C ONTROLAR P OZOS se esta sacando o en el próximo tubo a ser 7-43 NOTA: Tipo de preventor, tipo de elemento, deslizado. Estas válvulas deben de estar área total D delESLIZAMIENTO elemento sellador (S de la tube- en) la mesa, en caso que fallen las otras Fuerza TRIPPING ría, presión de cierre, presión del pozo, tipo válvulas (flotadora, inside BOP), de made fluido (lodo), lubricación, condiciones nera que se pueda cerrar la tubería. Las Deslizamiento es mover una tubería hacia adentro de la otubería y elementos preventor, válvulas hacia afuera de un pozodel contra la presión del pozo de seguridad deben permanecer todoscuando afectanla afuerza la fuerza de esanecesaria presión espara menos abiertas, que el de tal manera que la tubería no deslizar a través se presurice sin advertencia. pesotubería, de la tubería que sedel estápreventor. deslizando. Recuerde que puedecon haber influjo adicional y/o presiones Por ejemplo, unaunmínima presión de si la presión se controla y se corrige cierreexcesivas y sin presión del no pozo, se necesiLospara principios de desplazamiento, en las Fuerza del el desplazamiento de la tubería que se está deslizando ta, por lo menos, 200 lbs (907,2 kg) para operaciones de deslizamiento dentro o preventor y la expansión del gas. de reventones mover tubería de 5”de diámetro, a través fuera del pozo, son los mismos que en una contra la Tenga cuidado cuando está deslizando [la tubería]. Tubería de preventor 5/8”decerrado. maniobra (viaje), con excepción de la preSi no seHYDRILL mantienedeel13peso tubería necesario sión. (al maniobrarlo hacia adentro o hacia afuera bajoCuando se desliza al pozo, desplaza El peso de la tubería sersalir mayor que delfluido presión), la tuberíadebe puede disparada pozo. del pozo y cuando se desliza hacia BPV la fuerza, para empujar o sacar , que Pueden haber complicaciones con la el redeslizamiento fuera del pozo, se debe bombear lodo al debido a que algunos preventores ayudados querida. La ecuación muestra, el porson que pozo.en Todos los equipos y dispositivos varios grados de por comenzar la presión eneleldeslizahoyo. Asimismo, de la necesidad para eleste trabajo, deben ser probados, Área factor de desgaste los elementos de de selladoantes puedede proceder con la operación. El miento de ram a ram en (ariete; esclusa) llevar a una falla de elemento y el venteo de la presión las primeras paradas, en vez del preventor observar el desplazamiento es de mucha hasta la plataforma del equipo de perforación. Si anular. Si seuna usafuga la técnica de deslizar tu- importancia, por que si falla el desplazaocurre en el preventor, esto podría llevar a bería una ram falla a ram (ariete; esclusa), la junta miento puede originar, una perdida de rápida de un elemento de sellado y/o del de la preventor tubería nunca esta en el preventor circulación o el aumento del influjo y puey podría perjudicar la operación. También la posibilidad de que se va abra el preventor anularexiste . Basado en la ecuación, aser de, también ocurrir ambas situaciones. equivocado sideslizar la velocidad excede a cola precaución. muy complicado los primeros ejecutar toda la de deslizamiento Presión llares,Sesidebe se tiene presión enoperación el anular. Las operaciones de deslizamiento requiecuidadosamente, informando a todo el personal sobre el Los bloques o poleas viajeras se han usado ren muy buena comunicación, entre el Fuerza es igual al área x presión mismo y familiarizándolos con sus responsabilidades. • Fuerza = Presión x Area para empujar la tubería. Esto es muy, peli- operador del estrangulador y el perforaLas políticas y los procedimientos varían para los por que la tubería puede resbalar dor. Al momento que el tubo se acerca a Pueden surgir varias complicaciones de bajar porgroso,deslizamientos. Los procedimientos que yse dan aquí F = Fuerza necesaria para empujar la tubería

etapas hasta el fondo. Primero, no se puede controlar el pozo hasta que el amago de reventón esté fuera del hoyo y se acondicione toda la columna de fluido. Segundo, si el influjo es gas, migrara, se expandiría y desplazaría el fluido del pozo, resultando en una

cubren los elementos esenciales del deslizamiento con equipos que normalmente están disponibles en los equipos de perforación, aunque por lo general es mejor conseguir una cuadrilla regular de deslizamiento

la mesa , el perforador debe comunicar al operador del estrangulador, que va ir frenado y parar la tubería. El encargado del estrangulador debe regular la velocidad del movimiento de la tubería todo el tiempo, para tratar de mantener las presiones cerca de las requeridas. Algunos operadores cierran el banco del acumulador y deslizan la tubería usando las bombas del acumulador, para la presión. Esto es una mala técnica, por las bombas se usan en forma errática.. Un mejor procedimiento sería el de cerrar una mitad del banco y mantener esto como reserva o apagar un de las bombas, eléctrica o neumática, reservando una de ellas, para emergencias.

Deslizamiento con preventor anular El preventor anular es el cabezal más satisfactorio para realizar deslizamientos de tubería, que existe en el taladro. Es fácil de usar, es rápida, que los arietes (ram) o combinación de ambos. Se debe tomar en cuenta algunos límites y consideraciones especiales, que deben de ser revisados, antes de usar el preventor anular.

Antes de usar preventores anulares 1. Revisar reserva de fluido en el acumulador. 2. Si no esta presente el gas, la presión de cierre del preventor debe ser relajado,

hasta que el preventor muestre una leve fuga, al mover la tubería, para su lubricación. Recuerde cualquier fluido cualquier fluido drenado del pozo hacia el empaque del lubricador, debe ser acumulado en un tanque de maniobra (viaje). Las características de los preventores varían, las presiones de cierre recomendadas por el proveedor, deben ser tomas en cuenta, para ajustar las presiones, sino se ven los topes del preventor. Si se tiene gas, por debajo de los preventores, se debe efectuar un cierre hermético. 3. Asegúrese que el regulador de presión del preventor se recupera a través de la válvula. Esta válvula es la clave para el movimiento del empaque del preventor alrededor de la tubería. Debe trabajar evitando el desgarre del empaque. 4. Las líneas de cierre del anular deben ser cortas en longitud y grandes en diámetro, para permitir el flujo del fluido de cierre. El uso de un botellón de acumulador pequeño, en la línea de cierre, cerca del preventor anular, es un buen acierto en prevención del desgate durante el deslizamiento. 5. Los preventores anulares pueden permitir el paso con protectores de goma. Estos protectores de tubería, debe ser apartados, cuando se realiza el deslizamiento al pozo. Cuando se desliza hacia fuera, con la técnica de anular a ariete (ram), se recomienda el uso de estos protectores, para prevenir fugas (cuando se deslizan tubulares con diseño acanalado).

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6. Velocidad límite de tubería. La tubería debe pasar muy despacio por el preventor. Un segundo por pie, sería un régimen recomendable y pase aún más despacio, cuando este por pasar la junta (cupla, box) propiamente de la tubería. De cualquier manera el operador del estrangulador debe dar la pauta sobre la velocidad del movimiento de la tubería. 7. Esquinas, partes afiladas o ásperas de la tubería ocasionan un desgaste muy rápido de los elementos del anular. 8. Use un lubricante en caja sobre la parte superior del preventor anular, para deslizar al pozo. Aceite soluble y agua, suspensión de bentonita y aceite y agua son buenos lubricantes para la tubería.

Deslizar al pozo con preventor anular Si se desliza al pozo, se debe liberar fluido del pozo, en la misma cantidad que corresponde al total del área transversal (desplazamiento y capacidad) de la tubería. La forma más sencilla es mantener la presión del anular constante, mientras se desliza la tubería al pozo, de manera que la tubería desplaza la cantidad de fluido correcta, excepto para desplazamientos extras de influjos o migración de gas. Controle la cantidad de fluido desplazado en un tanque de maniobra (viaje). Si el volumen desplazado, no corresponde al calculado, se deben realizar ajustes en las presiones.

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• Desplazamiento típico con el Procedimiento Anular

Válvula de seguridad

Niple de tope

ANULAR

ANULAR RAM

Bomba

RAM Línea de control

Línea del estrangulador

Bomba

RAM

Válvula de contrapresión

PASO 1: Arme el niple de tope y la válvula de contrapresión. Instale una válvula de seguridad abierta encima de la tubería.

RAM Línea del estrangulador

RAM Tanque de maniobras

PASO 2: Baje lentamente la tubería en el hoyo. Pase cuidadosamente cada rosca de unión por el preventor. Verifique la válvula de regulación anular en el acumulador para estar seguro de que está funcionando y que la presión regulada al acumulador se mantiene constante. A medida que empieza a incrementar la presión de la tubería de revestimiento (o anular), purgue la presión en exceso (encima de la de inicio) (método volumétrico).

Si la presión del estrangulador se mantiene constante, antes de purgar, cuando la tubería entra en el influjo, la longitud del influjo aumenta, por la reducción del espacio anular, entre el pozo y la tubería. Por lo tanto, la presión del estrangulador debe ser corregido. Esta corrección ha sido explicado, con un ejemplo, en el método volumétrico. Como una recomendación práctica, si la operación de deslizar la tubería va demorar muchos días o las presiones anulares son muy altas, entonces será mejor ignorar, las


Tanque de maniobras

PASO 3: Asiente y llene la tubería. Instale una válvula de seguridad en una parada nueva, retire la válvula de seguridad de la parada en las cuñas, arme la tubería. Repita la secuencia nuevamente empezando con el Paso 2.

correcciones volumétricas. El potencial de error o problema a presentarse será mayor, si se trata de sobre corregir las presiones anulares , que si se los ignora, las correcciones volumétricas.

Deslizar fuera del pozo con preventor anular Si se esta usando una válvula flotadora, este seguro de conectar, antes de iniciar la operación. Recuerde, mantenga las válvulas

abiertas cuando se esta sacando la tubería, de manera que si el flotador falla, no se tendrá presión en la tubería. Al sacar o deslizar tubería del pozo, se tiene que bombear lodo al anular, para mantener el pozo lleno. Existen varias formas de realizar esto, pero la mejor forma es instalar, para poder circular por el conjunto de preventores, desde la línea de ahogo a la línea del estrangulador. Una bomba cementera trabaja mejor que la bomba del equipo. La contrapresión,

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• Desplazamiento típico hacia afuera con el Procedimiento Anular

ANULAR

ANULAR RAM

Bomba


ANULAR RAM


RAM

Bomba




Bomba




Tanque de maniobras

PASO 1: Empiece a circular a través del hoyo con 100 psi más de presión que la presión en cerrada. Instale la válvula de seguridad y empiece a jalar la tubería lentamente.

PASO 2: Verifique para asegurar que el preventor anular no tiene fuga y que el hoyo está recibiendo lodo. Pase las roscas de unión cuidadosamente por la goma. Verifique el regulador anular.

PASO 3: Asiente la tubería en las cuñas. Verifique el desplazamiento del lodo y la presión anular. Saque la parada o tiro e instale la válvula de seguridad. Repita la secuencia de nuevo, empezando con el paso 1.

que es de 100 psi (6,89 bar), a un principio, mayor que la presión del anular, se debe mantener desde el estrangulador, En el momento que la tubería es sacada, el llenado por circulación, a través del tope, debe ser automático. El fluido debe ser bombeado desde un tanque, debidamente cubicado, y que tenga un sistema de medición. Después de cada parada (tiro, pareja, stand), el desplazamiento total de la tubería, debe ser comparado con el fluido que esta tomando el pozo. La presión en el revestidor debe mantenerse constante y las correcciones de volumen bombeadas al pozo, se puede realizar ajustando el estrangulador. Las bombas debe trabajar ininterrumpidamente, durante toda la operación.

los dril collars(collares, DC, botellas, portamechas) del fluido invasor. Sin embargo, la migración hacia arriba del gas y algunos arrastres tienden a que la presión en el anular incremente. Nuevamente, la corrección a la presión del anular se realiza acorde al método volumétrico.

Al deslizar fuera del pozo, en algún punto no se tendrá peso de tubería suficiente, para que la tubería se mantenga en el pozo contra la presión del pozo. Realice las previsiones necesarias y emita avisos para proteger al personal.

Al deslizar del pozo, la presión del revestidor debe disminuir, al momento que salen

Cada 3 o 4 parejas (tiros, stands, lingada), va a ser necesario usar los arietes (ram) de tubería, para deslizar las gomas de la tubería, a través del anular abierto. Si es posible libere la presión entre el ariete de tubería (pipe ram) y del preventor anular, antes de abrir el preventor. Nuevamente se debe tener una muy buena comunicación entre el operador del estrangulador y el perforador.

Deslizamiento al pozo con ariete de tubería (PIPE RAM) Para llevar adelante el deslizamiento de tubería ariete a ariete (ram a ram), se utiliza conjuntos de preventores de alta presión, especialmente preparados para estas operaciones. Los arietes de tubería, pueden deslizar tubería, en gran manera, como con los preventores anulares, con la excepción que en este caso se debe usar dos arietes (ram), para que pase un tubo. El empaque en los

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• Procedimiento típico afuera con arietes para tubería

Bomba Bomba

Tanque de maniobras

Tanque de maniobras

Bomba

Tanque de maniobras

PASO1: estando el pozo cerrado con un ariete ciego, baje la tubería hasta que el ensamble BPV/LNesté justo por encima del ariete ciego. Use una válvula de seguridad abierta en cada parada, mantenga la presión del espacio anular constante por medio de liberar lodo por el estrangulador.

PASO 2: cierre el ariete de deslizamiento superor. Utilizando bombas, incremente la presión entre los arietes, hasta la presión del pozo.

PASO 3: abra el ariete ciego. baje la siguiente rosca de unión a la columna hasta que esté justo por encima del ariete de deslizamiento superior.

bloques del arietes (ram) es adecuado para periodos largos de deslizamiento, garantizando el sello de los mismos. La presión en la parte de cierre del ariete debe ser reducido para las operaciones de deslizamiento, para evitar contratiempos y desgaste rápido de los empaques. No existen reglas específicas para con las presiones de cierre en los arietes, pero se usa muy a menudo 400 psi (27,58 bar). Otros recomiendan usar entre 100 a 500 psi (6,89 a 34,48 bar)

guridad, entonces el deslizar ariete a ariete necesitará un conjunto de 4 ariete o en su caso un preventor anular con un juego de arietes.

riódicamente (después de unas cuantas paradas), si es necesario o si así lo determina las regulaciones de la compañía. Los cálculos a realizarse. Aún si se tiene solo 100 psi (6,89 bar) de presión en el pozo, una tubería de 4 ½” (114,3 mm), 16,6 lbs/ft de peso (24,6 kg/m) y de una longitud de 93 pies, no bajara al pozo, con su propio peso.

Al usar ariete para deslizar, entonces el ariete superior se debe usar como referencia al desgaste. Si los arietes inferiores se mantiene como válvulas maestras o de se-

Los arietes para deslizar deben de estar debidamente espaciados, de manera que la tubería no interfiera en alguno de los arietes, cuando ambos están cerrados. Esto requiere un ariete sencillo con un espaciador en el conjunto. Los conjuntos de arietes dobles o triples, no se deben usar para con los deslizamientos. Utilice, todo el tiempo, válvulas de seguridad, y manténgalas abiertas. La presión anular constante puede ser monitoreado con el cálculo volumétrico pe-

Deslizar afuera del pozo con ariete de tubería (PIPE RAM) El ariete superior se tomar como referencia de desgaste al realizar el deslizamiento de

Bomba

Tanque de maniobras

Bomba

Tanque de maniobras

PASO 4: cierre el ariete de deslizamiento inferior. Pugue la presión entre los dos arietes. Abra los arietes superiores.

PASO 5: baje la tubería hasta que la unión de rosca esté justo por debajo del ariete de deslizamiento superior.

tubería fuera del pozo. Inicie la operación, confirmando que la válvula flotadora, trabaja apropiadamente.. Mantenga abierta la válvula de seguridad al final de la tubería . Cada parada (tiro, pareja, stand) o periódicamente, revise el desplazamiento de acuerdo a la tabla y compare con el volumen desplazado. Si se encuentra diferencias significativas del volumen tomado por el pozo, entonces se pude usar los cálculos volumétricos para hacer las correcciones de desplazamiento.

tente en el pozo, en el caso que el peso de la tubería, a ser deslizada, es mayor que la fuerza del pozo. Inserción (“Snubbing”) es forzar la tubería hacia o fuera del pozo, contra la presión existente en el pozo, que es suficiente como para expulsarla. Todo esto esta complementado con un conjunto especial de insertadotes y gatos hidráulicos en las unidades de inserción y los eyectores de tubería de las unidades de tubería flexible. La presión se mantiene controlada, por un conjunto de instrumentos y equipos, especializados de inserción.

Técnicas concéntricas Unidades como el de la tubería flexible y las de inserción son especializadas y aventajan en los principios de deslizamiento de tubería con pozo presurizado. Ambas unidades pueden deslizar tubería hacia o fuera del pozo. Deslizar (“Stripping”) es mover la tubería hacia o fuera contra la presión exis-

Una unidad de inserción (Snubbing) puede trabajar con presiones mayores a las presiones de trabajo de los preventores de surgencias (PDS; BOP). La única limitación es la fuerza de inserción del área trasversal de la tubería y la presión del pozo. Unidades grandes, son, a veces, requeridas para manejar tuberías largas, contra altas presiones del

Bomba

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Tanque de maniobras

PASO 6: cierre los arietes superiores y el estrangulador utilizando bombas, incremente la presión entre los arietes hasta la presión del pozo.

Bomba

Tanque de maniobras

PASO 7: abra el ariete inferior y baje la tubería hasta que la rosca de unión esté justo por encima del ariete de deslizamiento superior y repita la secuencia empezando con el Paso 4.

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• Procedimiento típico para deslizar hacia afuera con arietes para tubería

Bomba

Tanque de maniobras

Bomba

PASO 1: circule por la columna manteniendo la presión del pozo en el estrangulador. Utilizando el ariete de deslizamiento superior, eleve lentamente la tubería hasta que la siguiente cupla inferior esté justo por debajo del ariete de deslizamiento superior. A medida que se eleva la tubería, el lodo bombeado por el hoyo debería desplazarse automáticamente por el hoyo.

Tanque de maniobras

PASO 2: detenga la tubería y cierre el ariete de deslizamiento inferior. Apague la bomba y purgue la presión entre los arietees de deslizamiento.

PASO 5: abra el ariete de deslizamiento inferior. Repita la secuencia, empezando con el paso 1. Bomba

Tanque de maniobras

PASO 4: ciere al ariete de deslizamiento superior. Incremente la presión; utilizando bombas, circule el área entre los arietes hasta la presión del pozo.

Bomba

Tanque de maniobras

PASO 3: abra el ariete superior, levante o saque la cupla por encima del ariete superior.

Bomba

Tanque de maniobras

pozo. Una se tiene suficiente peso de tubería en el pozo, se deja la inserción y comienza el deslizamiento. Equipos de deslizamiento se usan, también en trabajos de reparación, primero por su tamaño, su facilidad de transporte y que además, puede manejar sin problemas, presiones inesperadas. Estos equipos pueden ser útiles en casos que la tubería se aprisiona o cuando la herramienta a sufrido algún deterioro por un influjo y lavar tuberías bloqueada, durante una operación de control. Estas unidades son suficientemente compactas, como para montarlas, casi en todos los equipos de perforación y proporcionan una seguridad extra por traer mas preventores de surgencia. Una unidad de tubería flexible,(coiled tubing) puede deslizar hasta mas de 5000 psi (344,75 bar) de presión en condiciones normales. TF (tubería flexible) es operada con una o más válvulas de contrapresión en la tubería. En alguna situación, desde el momento en que la TF se cierra con las válvulas de la bomba, toda el área trasversal de la tubería sea expuesta a la presión del pozo, al considerar la fuerza de deslizamiento requerida. .La cabeza del inyector de la TF (tubería flexible; Colied Tubing) proporciona la fuerza necesaria para mover la tubería hacia o fuera del pozo presurizado. Unidades de Deslizamiento y TF pueden deslizar la tubería dentro del tubing o de la tubería de perforación (TP). Esto tiene muchas aplicaciones. En las reparaciones de pozo, es posible insertar tubería dentro de la tubería de producción y controlar el pozo. En pozos donde no se puede circular en la TF o tubería de perforación (taponamiento con arena, tubería boqueada o boquillas), en estos casos, estas unidades pueden insertar dentro de la tubería, limpiar las obstrucciones y luego controlar la TF, tubería y el pozo. Todo el personal debe estar involucrado

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en las operaciones de inserción y de tubería flexible. Personal que no esta autorizado (certificado) debe mantenerse fuera del área de actividad. Como en todas las operaciones especializadas, es requerida una supervisión adecuada. La compañía de servicio esta en la obligación de proveer personal entrenado y de experiencia para llevar adelante las operaciones, sin embargo si se tiene complicaciones o se están usando técnicas inapropiadas e inseguras, la operación debe `parar hasta que se solucionen las complicaciones.

es aceptable, entonces no es necesario el control de volumen en superficie. Si esto no es aceptable, cuando la presión incrementa, el exceso de presión (gas) es purgada por el estrangulador, para mantener un nivel determinado. Una condición inaceptable se presentará, si el gas se separa, causando daños a la formación, si se bombea de regreso a la formación. Nuevamente, se mantiene una presión predeterminada, al momento en que la tubería es maniobrada, purgando el exceso de presión.

Unidades pequeñas de tubería, también, pueden deslizar tubería al pozo. La sarta o tubería, también, conocido como tubería “Macaroni”, se utiliza como sarta de trabajo, dentro de la tubería de producción. Con propósitos prácticos, la tubería pequeña no es posible insertar (stripping) al pozo.

• Cierre de un pozo con petróleo. Si la formación nativa de petróleo contiene asfalteno u otros elementos finos y que pueden dañar a la formación (bloquear, formar puentes), si se reinyecta a la formación, entonces es necesario el control volumétrico y aplicación de técnicas de inserción, para mantener la presión constante.

DEPENDIENDO DEL TIPO DEL POZO, LAS TÉCNICAS DE DESLIZAR, PUEDE SER GARANTIZADA. EXISTE CUATRO ESCENARIOS BÁSICOS: • Pozos que producen gas o que están surgiendo al momento de maniobrar (viaje). En estas situaciones, la técnica volumétrica, se aplica muy poco. En el momento en que entra el desplazamiento del material tubular, el estrangulador de producción permite la compensación de presión. Si se genera presión en exceso, la velocidad de maniobra (viaje), se debe disminuir o parar la operación, hasta obtener niveles de acción aceptables. • Cierre de pozo con gas. Estos pozos no ofrecen problemas al momento de realizar inserción de tubería. Al momento de desplazarse la tubería comprime al gas, el exceso de presión generada, inyecta al gas de regreso a la formación. Si esto

• Pozos llenos de lodo. Si el procedimiento de control de un pozo no es bueno, se puede insertar una tubería hasta el fondo para condicionar el lodo o en su caso reemplazar por otro lodo de control. La inserción de tubería al fondo del pozo, se debe controlar con las técnicas de deslizamiento y volumétrico, de esta manera los daños a la formación serán mínimas. Los escenarios anteriormente detallados requieren una información detallad de las condiciones y características del pozo, así como del fluido en producción. Si se van a utilizar las técnicas volumétricas y de deslizamiento, entonces se deben mantener presiones predeterminadas y los niveles de líquidos, deben de ser controlados con mucho cuidado. Las correcciones de presión se deben realizar de acuerdo a los cambios de nivel de los tanques.

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podría causar daños a la formación (por ejemplo, En algunas áreas, hacer bullheading taponamiento o ponteo) si se vuelve a inyectar en (regresar fluidos de la formación, se pueden usar técnicas volumétricas la formación a la / de deslizamiento para mantener la presión formación) es una relativamente constante. forma común 168 Métodos de wPozo Control dedePozos lleno fluido. Si al tratar de controlar un para controlar los pozo y no tiene éxito, se puede deslizar una sarta de pozos antes de control hasta el fondo y acondicionar o reemplazar reacondicionarlos. el fluido con otro (es decir, fluido de control o de terminación). Al deslizar la tubería de vuelta al fondo se debería usar técnicas volumétricas / de deslizamiento si la minimización de posibles daños a la formación es una preocupación.

Consideraciones para hacer bullheading

Presión / velocidad de la bomba

BOMBA

Presión

C W M M Condición Del Espacio Anular

Tipo(s) de fluido(s) producido(s) FOSA

Nivel del fluido

¿Tiene suficiente fluido? ¿Tiene suficiente peso?

Condición del empaque Tasa de migración del gas

En algunas áreas, el bullheading, llamado tam deadheading, es una manera común para controla pozo en reacondicionamiento. Esta técnica func Inyección sin en la tubería y se pu cuando no de hay fluído obstrucciones lograr la (BULLHEADING) inyección en la formación sin exceder ning retorno limitación de presión. Al hacer el bullhead se esbombean loshabitual fluidosdedel pozo de vuelta Esta una técnica control, en el pozos de terminación o de reparación reservorio, desplazando la tubería o la tub (workover) en algunascon áreas. Conocido, de revestimiento suficiente cantidad de flu también, como “DEADHEAD””. de control. El bullheading se aplica en algu circunstancias de perforación, principalmente s Este método funciona, si no se tiene obstoma un amago de reventón de H2S. Aquí qu trucción alguna en la tubería y se puede sea preferible de nuevo a la formación lograr inyectar, elbombearlo fluido de producción, de traerlo a la superficie. a lalugar formación sin exceder los límites de En operaciones de reparación, el bullhead presión. tiene aplicaciones limitadas y está sujeto a muc En problemas, este procedimiento, lossiguientes: fluidos del pozo, como los son bombeados nuevamente al interior del wLos fluidos de la formación que tenga una alta reservorio, desplazando la tubería o el revesviscosidad ser difíciles tidor (casing) conpodrían una cantidad suficientededeempujarlos y tomar mucho tiempo para regresarlos. fluido de control.

wSe deben conocer y no exceder las presiones de

Esta técnica se de puede aplicar,de también, en reventón la tubería revestimiento. Al empu ciertas condiciones de perforación, princiel fluido por la tubería, quizás haya que aplicar palmente si ocurre una surgencia de H2S. algo de es presión en labombear tubería nuevade revestimiento pa En este caso, preferible que la tubería no reviente y además mente al interior de la formación, en vez de verificar la hermeticidad traerla a la superficie.de la zona de empaque. EN LAS OPERACIONES DE REACONDICIOmigración. Si sucediera un problema con la NAMIENTO, EL MÉTODO DE INYECCIÓN SIN migración de gas, generalmente se recomienda RETORNO (“BULLHEADING” ) SU APLICAviscosificadores al fluido de control. CIÓN agregar TIENE CIERTAS LIMITACIONES, Y ESTÁ SUJETO TALES COMO: wUnaA PROBLEMAS baja permeabilidad en el reservorio podría

necesitar que se exceda la presión de fractura.

Baleos / formación vs Velocidad del Inyector

¿Sobre desplasamiento? ¿Fractura de la formación?

• Bullheading

BULLHEADING (REGRESAR LO FLUIDOS AL RESERVORIO)

wEl gas podría presentar un problema serio de

Condición de la tubería

¿Punto de control?

fluido producido. Si se usarán técnicas volumétr / de deslizamiento, entonces se deben mantener presiones predeterminadas y se debe controlar de c el nivel de líquido en los tanques. Se deberían h las correcciones en la presión correspondiente a cambios en el nivel del tanque según los cálculo decir, incremento o pérdida).

1. Fluidos de formación con alta viscosidad. La aplicación de esta técnica será muy complica, y tomar mucho tiempo

2. Se deben conocer las presiones de estallido de la tubería y del revestidor (casing), y no se debe exceder. Para evitar el abombamiento o estallido de la tubería de producción, al inyectar el fluido de regreso a la formación, es necesario aplicar cierta presión al interior del revestidor (casing).

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las provisiones o ubicación de formación. Dado que el fluido de perforación se entre el Dispositivo de Cont bombea en la formación, el costo es un factor y la columna de preventores importante en la selección del fluido óptimo de aliviar la presión atrapada. Se in perforación. Otro factor es la compatibilidad con los contrapresión sin puertos en l fluidos de la formación. A menudo se usan fluidos hacia Métodos de Control Pozos 169dentro de la tuberí claros con una densidad y viscosidad mínimas. Sin deflujo lo general se corre un mínimo embargo, con una torsión excesiva o acumulación esfera o tipo dardo por debajo de recortes, quizás sea necesario incrementar la MWD/LWD, moneles o moto viscosidad del fluido de perforación. Se debe seleccionar tomar en cuenta las propiedad cuidadosamente los polímeros y agentes de abrasión de estos accesorios. viscosificación (por ejemplo, la bentonita) dado que Al maniobrar, es común qu ambos pueden causar daños irreversibles de matriz a de presión atrapada llamado ch las formaciones fracturadas. dispositivos de control giratorio tan severo como en la perfor Cubierta de lodo El chorro es el resultado • Mud Cap las elementos de goma, de Drilling Bomba alrededor de las ranuras e mientras están maniobrand Fluidos atrapados se liberan RCD extrae la cupla o junta por de sellado. La cantidad de está en directa proporció debajo del dispositivo RCD Top Hat u otro dispositivo arriba de estos tipos de R Columna líquidos, gas o H2S alejánd Línea del del BOP del equipo de perforación. S estrangulador de un elemento de sellado, Bomba chorro, dado que eso ocurr Algunos equipos y consid Línea de Matar (de inyección) son los siguientes: w Las cuplas o uniones n tener bandas ásperas / filosos o ranuras múlt portamechas con dise los componentes del B equipos de sellado de recomienda su uso. w Use un BHA corto par fuera del hoyo (recogi el BHA durante las m w Las maniobras son una Punto De deberían usar trépano Convergencia minimizar las maniob

3. El gas puede generar serios problemas de migración. Si se tiene problemas de migración de gas, se recomienda agregar viscosificantes al fluido de control. 4. Una baja permeabilidad del reservorio puede requerir que se exceda la presión de fractura.

Procedimiento 1. Con el pozo cerrado determine la presión de la tubería de producción (tubing) (si la inyección va a ser por debajo del revestidor, determine la presión del revestidor (casing). 2. Desarrolle una planilla de trabajo de presión, utilizando emboladas versus presión de bomba. Inicie con “0” emboladas y la presión de cierre de la tubería de producción (SITP) en el encabezado de la planilla. A medida que arranca la bomba, con una presión, lo suficiente como para vencer la presión del pozo, el fluido comenzará a comprimir los gases y fluidos del pozo, hasta que la formación los admita Esta presión puede ser varios cientos de psi (bar) por encima de la SICP (Presión de cierre de revestimiento). Tenga cuidado en no exceder ninguna presión máxima Bombear con los valores planificados Normalmente, la bomba se pone en línea lentamente; luego, una vez, se estabiliza la inyección, se la lleva al régimen deseado, y luego se vuelve a bajar la velocidad a medida que se estima que el fluido de control se acerca a la formación. Al inyectar los fluidos en producción a la formación, la presión en la tubería de perforación va a disminuir, por la hidrostática del fluido de control bombeado. Registre los valores actuales de presión

PUMP

en la planilla, acorde a su volumen o intervalo de embolada, hasta que se alcance el final de la tubería de producción. 3. Una vez que el fluido de control comienza a ingresar a la formación, y que

generalmente no del mismo tipo de fluido, se observará un incremento de presión en la bomba. Detenga la bomba y, a menos que se haya aprobado un sobredesplazamiento, cierre el pozo y observe.

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Ventajas de perforar con capa de lodo (MUD CAP DRILLING) • Elimina pérdida de tiempo y costos en controlar perdidas de circulación. • Reduce presión anular en superficie. • Menos complicado que perforar con circulación. • Elimina los hidrocarburos, H2S en superficie. • Minimiza los requerimientos de equipos para procesar fluidos en superficie. • Requiere menos planificación ambiental que para perforar en desbalance o pozos en surgencia.

Desventajas de perforar con capa de lodo (MUD CAP DRILLING) • Mayor planificación que para perforar convencionalmente. • Se incrementan los requerimientos logísticos que para perforar normalmente. • Perforación y manipuleo de la herramienta más complicado que perforando normal. • Requerimiento equipo de rotación de alta presión que en perforación convencional o en desbalance. • Requerimiento de bombas de alta presión, que en algunos casos será necesario modificaciones de las existentes o alternar con bombas seleccionadas. • Implica la incorporación de personal debidamente entrenado y competente.

• Incrementa potencialmente la posibilidad de aprisionamiento de la herramienta, en el punto de inyección, ya sea por presión diferencial o por empaquetamiento. • Incrementa potencialmente el daño a la formación. • Recortes y muestras de fluido, no se pueden obtener en superficie. Existen varios tipos de perforación con capa de lodo, presurizado o sin presión. En el presurizado se mantiene una presión de 150 a 200 psi (10,34 a 13,79 bar) en el anular. La capa de lodo presurizado permite el monitoreo (control) de la presión anular, para conocer los cambios pozo abajo. La presión se mantiene contra un preventor de cabezal rotatorio, a menudo referido a un dispositivo de control rotatorio (DCR). En la técnica sin presión, la presión en el anular se mantiene en cero. Esto no permite el control de la presión anular. Se puede esperar que los fluidos en el anular suban y caer el progreso de la perforación. La presión hidrostática de la capa de lodo se mantiene, variando la densidad y la altura de la capa de lodo en el anular y es posible que se requiera bombar lodo pesado y viscoso al anular. En la técnica de capa de lodo flotante, ocurre la pérdida de circulación, pero la perforación procede con fluido descendiente en el anular, en equilibrio. La capa de lodo flotante es el nivel de equilibrio de la profundidad de perforación. En la técnica previamente descrita, la capa de lodo, es usualmente lodos con propiedades tixotrópicas y una densidad suficiente para encontrar una presión hidrostática de la presión poral de la formación. La viscosidad debe ser alta para minimizar la migración del gas y tener la capacidad de man-

tenerla dentro del anular. La capa de lodo se coloca, generalmente, en el anular de la parte revestida del pozo. Se espera que la capa de lodo ingrese a la zona de pérdida, por esta razón, el diseño de este fluido no tiene que dañar a la formación. El lodo que se inyecta a la tubería es usualmente un fluido claro, que ejerce una presión hidrostática menor que la presión de formación. Como en este caso, el lodo es bombeado a la formación, la selección del tipo de lodo es muy importante, para reducir costos de operación. Otro factor importante es la compatibilidad con el fluido de la formación. . Los fluidos claros, livianos y de menor densidad son los más preferidos. Sin embargo a raíz de alto torque y la acumulación de recortes, puede ser necesario incrementar la viscosidad del fluido de perforación. Polímeros y materiales viscosificantes (bentonita) deben de ser cuidadosamente seleccionados, porque ambos materiales pueden dañar irreversiblemente a la matriz y fracturar la formación. Los equipos que se utilizan en la técnica de perforar con capa de lodo son de alto rango de presión. El revestidor y el cabezal deben ser fijados con la máxima presión de superficie estimada, agregando, además, suficiente presión aplicable en superficie para inyectar los fluidos de formación a la formación, con agua dulce. Otras consideraciones de presión, incluye la provisión o instalación de líneas de drenaje entre el dispositivo de control rotatorio (DCR) y el preventor de surgencias ( BOP), para alivianar presiones atrapadas. Se incorporan válvulas de contrapresión sin puerto a la tubería, para evitar flujo dentro de la tubería. Generalmente se colocan dos válvulas del tipo es fera o dardo por debajo de las herramientas MWD /LWD (monitoreo y registro durante la perforación), moneles o motores de fondo. Se debe tener en cuenta la resistencia a las propiedades

de abrasión de estas válvulas. Al maniobrar la herramienta es muy común la formación de una presión atrapada, llamada “chorro” al usar algunos dispositivos de control giratorio (DCR), que no son tan severos como en la perforación con flujo (retorno). Chorro es una consecuencia de la incapacidad de las gomas de sellar completamente alrededor de las ranuras en las cuplas o juntas, mientras se esta sacando la tubería. Los fluidos de pozo atrapados son alivianados, cuando la junta de la tubería ha sido sacada por encima del elemento sellador. La cantidad de volumen drenado es directamente proporcional a las presiones por debajo del dispositivo de control rotatorio (DCR).Se pueden instalar válvulas Top Hat u otros dispositivos secundarios, por encima de los DCR, para drenar líquidos o ventear gas, H2S, fuera de la plataforma del equipo de perforación. Si los DCR tiene mas de un elemento sellador, generalmente no se forma el “chorro”, como ocurre entre los elementos. Consideraciones adicionales y equipamiento incluye lo siguiente: • Las juntas, uniones o juntas de la tubería, no deben tener bandas asperas duras, bordes filosos o múltiples ranuras hondas. Los drill collars (portamechas,collares; DC) con diseño en espiral y los componentes de (BHA) desgastan a los materiales de sello de los dispositivos de control rotatorio (DCR) y no se recomienda su uso. • Use un (BHA) corto para limitar el tiempo fuera del pozo (montaje), mientras se cambia el en las maniobras. • Las maniobras (trip, viaje) son de mucha consideración, por lo tanto se debe trabajar con brocas (trepano, bit, mecha) de larga vida, para evitar las maniobras. • Las herramientas MWD- LWD y PWD de pulso positivo son los que mejor rendimiento tienen cuando se perfora con la

técnica de capa de lodo, que los de pulso negativo. • Se pueden usar bombas químicas para inyectar gases de combustión de oxígeno, inhibidores de corrosión, si se va a usar agua dulce como fluido de perforación. Se debe usar bactericidas para evitar la formación de H2S del fluido y bacterias que se bombean. • La purga de presiones altas de la tubería es muy preocupante, durante las conexiones. La purga de presiones debe de ser confiable y fácil. • El anular debe de ser continuamente controlado, ya sea por la presión o por el nivel de fluido. • Volúmenes adicionales de lodo de control se debe reservar en locación , debido a la cantidad de inyección involucrada en la operación. El control de pozo durante la perforación con capa de lodo, se limita al mantenimiento una presión predeterminada en el anular, similar a la perforación en desbalance. Si la presión incrementa, no se ponga nervioso. Levante la herramienta, y revise las tendencias de los parámetros de perforación. Si la presión incrementa en el anular o se aproxima a los límites preestablecidos o a las presiones del dispositivo de control rotatorio (DCR), cierre el preventor anular y purgue la presión entre el DCR y el preventor anular. Bombee lodo adicional al anular, para incrementar el tamaño y la presión de la capa de lodo. Para evaluar la presión diferencial, en el fondo , revise la presión de cierre en tubería (SIDPP), usando el procedimiento para obtener valores de SIDPP, con flotador en la tubería ( ver complicaciones). Si la SIDPP es igual al original, entonces a ingresado mucho fluido de la formación al anular o que la longitud de la capa de lodo ha

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sido disminuido. Las correcciones se limitan a inyectar mas capa de lodo al anular hasta que la presión reaccione a la tendencia anterior o densificar el fluido de perforación. Si el pozo va a ser controlado, el método de inyectar sin retorno (bullhead) es el más usado. Los métodos convencionales de control de pozos no son aplicables, debido a la pérdida de circulación y la imposibilidad de soportar fluido pesado de control. Las maniobras se deben realizar con la mayor atención posible. Las maniobras bajo presión, puede que sean necesarias, por lo tanto se deben realizar cálculos de deslizamiento, para determinar el punto de equilibrio. Las maniobras se realizaran de la síguete manera. • Quitar la presión del espacio anular, mediante la inyección de capa de lodo por el anular , según sea necesario. • Purgue la presión de la tubería. Asegúrese que el flotador esta trabajando. • Controle el anular , mientras se maniobra. • Una vez que la tubería ha sido sacado hasta el zapato del revestidor, llene la tubería con fluido de control, para sacar la presión diferencial de las válvulas de contra presión. • Evalúe la situación del pozo y asegúrese de que la presión esta estático o que el nivel de la capa de lodo es constante. Continúe sacando la herramienta (tubería) y si es posible, bombee de cada pareja (tiro, stand, lingada) (incluyendo el BHA, si corresponde), mientras se saca. Si no es posible, circule alrededor del BOP y controle el llenado cuidadosamente. • Una vez que el tope del BHA se encuentra por debajo del DCR (RCD), cierre el

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preventor anular, controle las presiones y retire o abra el elemento de empaque del DCR (RCD). • Saque el BHA fuera del pozo. • Cuando la broca (mecha, trepano, bit) haya pasado el preventor ciego, cierre el preventor ciego. Si es posible purgue las presiones atrapadas y luego abra el preventor anular. • Monitoree la presión por debajo del preventor ciego, mientras se cambia el BHA. Revise si se ha generado presión, por encima de BOP. Si existe presión, bombear lodo de control al pozo, hasta que la presión sea cero. Abrir el preventor ciego. • Baje el BHA al pozo. Dependiendo de las regulaciones, el electo de empaque del DCR (RCD), se instala o no en ese momento. • Llene la tubería, por lo menos, cada 10 paradas (tiros, parejas, stands, lingadas), durante al bajada de la tubería. • Si el elemento de empaque del DCR (RCD) no ha sido instalado, instale cuando el BHA este en el zapato del revestidor. • Mientras mas tubería se ha bajado, es desplazado capa de lodo y el anular, puede ser que observe señales de presión o de flujo. • En caso de llevar adelante registros en pozo abierto y en desbalance, se debe usar un lubricador de cable, que cubra todo el largo de la herramienta de registro (sonda). Como modulador de maniobra, la bajada de “liners”(revestidor de menor dimensión)es otra área de preocupación. Pozos en desbalance, muchas veces, son completados sin cementar el liner, para reducir el daño a la

formación con el cemento. Empaques externos de revestidor (EER; ECPs), se pueden usar para aislar la zona. Dependiendo de los objetivos de terminación, se pueden usar revestidotes rasurados o sólidos. Un revestidor sólido se corre de la misma manera que en los pozos convencionales. Monitoreando el anular, mientras se baja. La generación de presión de compresión (surge) al bajar el revestidor, puede causar que el lodo del anular sea forzado hacia la zona de pérdida. Si esto ocurre, el pozo fluirá hacia la superficie. De la misma manera, si el liner esta por debajo del nivel de la capa de lodo, el desplazamiento de lodo liviano hacia arriba, ocasionará la surgencia del pozo. El preventor anular o el ariete de tubería (ram) del revestidor deben de ser cerrados y bombear capa de lodo, hasta conseguir las presiones en el anular requeridas. Es mas complicado correr revestidor ranurado, por que existe una comunicación entre diámetro interno (DI; ID) (por las ranuras) con el anular. Con revestidor ranurado, alrededor del PDS (BOP), el pozo no va poder ser cerrado. Se puede minimizar, este problema, teniendo un revestidor con válvula de seguridad transversal e instalar una válvula de seguridad en la tubería. Si es necesario, este dispositivo, puede ser montado y bajado alrededor del BOP y cerrar el BOP. La presión de compresión (surge) va a ser menor que para el revestidor convencional, por la comunicación entre DI (ID) y el anular. Sin embargo no se debe de monitorear el anular y mantener lleno, todo el tiempo.

Circulación inversa La circulación inversa, como su nombre lo indica, es lo opuesto a la circulación normal, o de la dirección de bombeo de lodo de control estándar. La bomba esta alineada para bombear por el interior del espacio anular

del revestidor (casing), y el retorno se espera a través de la tubería, hacia el conjunto de válvulas del estrangulador (múltiple).

Ventajas de la circulación inversa • Es el camino más corto o vía rápida, para circular cualquier fluido a la superficie. • El problema ingresa, desde el principio, al interior de la tubería más fuerte. • Muchas veces el fluido del anular (fluido de empaque) es suficientemente denso, como para controlar la formación, reduciendo el tiempo de mezcla y requerimientos de densificación.

Desventajas de la circulación inversa • El mayor porcentaje de la pérdida de presión de fricción, se encuentra dentro del diámetro menor de la tubería. Comúnmente esto ocurre dentro de la tubería de producción (Tubing). Al circular a la inversaza presión de circulación de la bomba es mayormente ejercida en el anular. Durante la perforación normal, es muy posible que las zonas débiles, no soporte la presión adicional. En las operaciones de reacondicionamiento, un revestidor (casing) débil o en mal estado puede fallar o, si se intenta utilizar caudales altos (que tendrán como resultado presiones altas), una tubería en mal estado o llena de gas puede colapsar por causa de la diferencia de presión. • Si la tubería de producción esta llena de gas, se tendrá dificultades para estabilizar y mantener caudales de circulación y de presión, debido a sus propiedades de expansión y compresión. El operador del estrangulador debe estar atento y reco-

nocer que pequeños ajustes, puede significar grandes cambios en la presión de circulación. • Si se tiene fluidos de diferente densidad en el sistema de circulación, los cálculos para mantener las presiones se complican. • Si se tiene gas en el anular, es posible que la migración sea más rápida que el régimen de bombeo. Agregando productos viscosificantes se puede resolver este problema, pero afecta al incremento de la presión. • Si se tiene la posibilidad de la existencia de H2S , asegúrese que el gas esta circulando por la tubería correcta, llegando al separador y el quemador. Los principios básicos de la circulación inversa son esencialmente los mismos que los de cualquier método, de presión de fondo del pozo constante. La diferencia esta en que nose predetermina, ningún régimen de circulación o presión. La bomba debe ponerse en línea, estabilizar la presión en el fondo y debe establecerse la presión de circulación. Se diferencia, también, porque en lugar de usar la presión de tubería de producción (Tubing) para monitorear la presión de fondo de pozo, se usa el manómetro del revestidor (casing). En lugar de utilizar contrapresión, o presión del estrangulador desde el revestidor (casing), se ejerce contrapresión desde la barra de sondeo o desde la tubería, y el estrangulador se utiliza en la barra de sondeo o en la tubería. Se debe tener en cuenta que si el gas, aún no ha llegado a la superficie, alcanzará la superficie mucho más rápido que con la circulación normal. Muchas veces, cuando se abre un puerto (abertura) de circulación en la tubería, el fluido en el espacio anular se comportará como en un tubo en “U”. Esto puede reque-

rir que se bombee con un caudal muy rápido para llenar el espacio anular, y poder alcanzar el nivel de fluido que desciende. Este problema puede minimizarse manteniendo cerrado el estrangulador de la tubería hasta que se pueda comenzar el procedimiento de arranque de la bomba. Cuando se está poniendo la bomba en línea, debe mantenerse constante la presión en la tubería. Esto puede resultar difícil cuando la tubería está llena de gas. Una vez que la bomba está funcionando a la velocidad deseada (teniendo en cuenta también, el tiempo de retorno que requiere la estabilización en todo el sistema), la presión del revestidor (casing) (ahora, de bombeo) se mantiene constante hasta que se haya desplazado la tubería. Este método es bastante similar al del Perforador. Puede haber complicaciones si el fluido no tiene la densidad apropiada para controlar la formación. Se debe considerar si se circula y se desplaza la tubería y el espacio anular, y luego se densifica, o si se densifica y se circula, utilizando la técnica de espere y densifique. Si el fluido del empaque es demasiado pesado, puede haber pérdida de fluido o fractura de la formación. Si la tubería está llena de gas de la formación, no se pueden calcular con precisión las variaciones de la presión de fricción, mientras se circula el fluido de control. Las técnicas estándar de circulación no son las adecuadas. En estas circunstancias, puede calcularse el incremento estimado de la presión hidrostática en la tubería, y disminuir la presión del estrangulador en esa cantidad. Prepare una planilla de trabajo, de la presión a mantener versus emboladas. Una planilla estándar de control de pozo será suficiente para graficar las presiones.

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Control de pozo en perforación con aire Influjo se define como el ingreso de líquido o gas, no deseado, al interior del pozo. Los principios de la perforación con aire permiten los influjos (surgencia, aporte, amago, fluencia, kick) hasta que la formación está produciendo a un régimen muy alto que imposibilita la perforación con aire o que las condiciones de operación son inseguras. Cuando los regímenes de influjo son muy altos, es posible que se tome la decisión de llenar el pozo con lodo o agua y, de esa manera, controlar el pozo. En muchas áreas, a menos que ocurra una falla en el equipamiento, o a menos que se encuentren presiones más altas o producción mayor de lo que se esperaba, es muy raro que se cierre el pozo (esto evita que el pozo y el zapato del revestidor se presuricen). Las técnicas de control de pozo pueden variar de acuerdo a la región y a las prácticas aceptadas en el área. En algunas áreas, cambiar de la inyección de aire al bombeo de agua (mientras todavía se toman los retornos por la línea de salida al separador (blooie line), es una practica muy común. En otras áreas, se usa agua, pero los retornos se toman por la línea del estrangulador. En otras regiones, los pozos se cierran por completo y se los llena, bombeando por la línea de ahogo (utilizando un método similar al de Inyección y Purga). En las áreas donde la perforación con aire es aceptada, una consideración común, se tiene que controlar el pozo, es la de ahorrar agua. El agua es a menudo un bien material que no se encuentra con facilidad en el área. En algunos lugares se utiliza agua dulce, pero por lo general se emplea agua salobre, proveniente de pozos de la región. Debe ser transportada y acumulada en tanques o en piletas de almacenamiento. Las

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provisiones son limitadas y se hacen esfuerzos para reducir las pérdidas en el pozo. Ya sea que se tomen los retornos por la línea de salida al separador o por la línea del estrangulador, en la mayoría de los métodos se bombea agua por la tubería hasta el trépano (broca, mecha, bit). Se utiliza un caudal de bombeo alto, debido al efecto de vacío de la barra de sondeo. El efecto de vacío es simplemente que la formación que está produciendo, ejerce una succión en las barras. Existe además una diferencial muy grande entre el peso del agua que se bombea y los gases de la formación en el espacio anular. Por estas razones, se bombea agua por la barra de sondeo con un caudal alto. En muchas áreas es muy común reducir el caudal de bombeo, justo antes de que el agua llegue al trépano, para evitar un incremento repentino (o golpe) de la presión sobre la bomba. De aquí en adelante, se pueden utilizar diferentes técnicas. Éstas técnicas dependen en gran medida de la geología, los gradientes de fractura de la formación conocidos o estimados, el equipo de trabajo disponible, o que se pueda armar, y que funciona mejor en el área. La técnica más simple es continuar bombeando con caudal alto. Una vez que se ha acumulado suficiente presión hidrostática en el espacio anular, la formación deja de surgir y se ahoga el pozo. Otra técnica, que da un control mucho más preciso de las presiones, es circular a través del estrangulador. Debido a que el sistema del estrangulador tiene un diámetro menor que el de la línea de salida al separador, la circulación a través del estrangulador ejercerá una mayor contrapresión en el pozo. La contrapresión adicional puede ser suficiente para evitar que el pozo continúe fluyendo, o puede ser necesario utilizar una técnica de estrangulador

Las técnicas de estrangulación utilizan diferentes variaciones, para mantener la presión equivalente del agua y recuperar el control del pozo. En una técnica, tan pronto como el agua se aproxima al trépano, se cierra el estrangulador lo suficiente como para ejercer la presión hidrostática del agua, como contrapresión. A medida que se circula el agua hacia arriba en el pozo, se disminuye gradualmente la contrapresión de acuerdo al incremento calculado de la presión hidrostática del agua. Se debe señalar que los gases de la formación también ejercen presión hidrostática. Por esta razón, se suele utilizar un factor de seguridad, para evitar que el pozo se presurice, en mayor proporción del peso equivalente del agua utilizada. (Recuerde que puede tratarse de agua salada, que pesa más que el agua dulce). El factor de seguridad es la densidad del agua que se está utilizando, menos la densidad estimada de los gases de la formación. Supongamos que se debe llenar un pozo utilizando agua salada de 9,3 ppg (1114 kg/m3), y la densidad de los gases de formación estimados (incluyendo rocío de los líquidos de la formación) se calcula en un valor de 2,0 ppg (240 kg/m3). Para calcular la presión equivalente que se debe ejercer: 9,3 ppg – 2,0 ppg = 7,3 ppg ( (1114 - 240 kg/m3) = 876 kg/m3), y se multiplica por la profundidad vertical (PVV, TVD) y por 0,052 (0,0000981), para obtener la presión hidrostática o contrapresión equivalentes que se debe utilizar inicialmente en el estrangulador a medida que el agua salada comienza a ascender desde el trépano (broca, mecha, bit). El incremento en la presión hidrostática puede calcularse por el volumen, las emboladas, o por el tiempo, y disminuir la presión del estrangulador en cantidad calculada. Esto se puede realizar fácilmente, elaborando una planilla de trabajo con las presiones a mantener y las emboladas. Será

suficiente una planilla de presión de control estándar, pero recuerde que es la presión del estrangulador, no la de la tubería o la de la barra de sondeo, la que se está graficando. Muchas operaciones de perforación con aire no utilizan bombas de fluido y, por lo tanto no se dispone de un manómetro de presión de tubería en el equipamiento. Si es necesario controlar el pozo con un método convencional (Perforador, Espere y Densifique, etc.), entonces se deben conseguir e instalarlos. Otra técnica utiliza el mismo principio de reducir la contrapresión a medida que incrementa la hidrostática, excepto que la presión no se aplica en el estrangulador hasta que se estima que el agua llegó al zapato del revestidor. Luego, solamente se mantiene la presión hidrostática equivalente del zapato a la superficie. A medida que aumenta la presión hidrostática por encima del zapato, el equivalente se purga por el estrangulador. Muchas veces, no se conoce la fractura de la formación, o la resistencia de la formación en el zapato del revestidor, o tal vez el personal que está en la zona conoce estos datos. Si se tratase de hacer una prueba de admisión, llenando el pozo con agua, se pierden las ventajas económicas de la perforación con aire. Por lo tanto, en muchas áreas, no se realiza la prueba de admisión, y se conoce muy poco, los datos acerca de la integridad estructural de la formación, o la calidad de la adherencia del cemento con el revestidor. Por estas razones, se solía utilizar (¡y en algunas áreas se sigue utilizando!) una regla práctica acerca de qué presión de estrangulador se debe mantener. Esta regla práctica consiste en tomar la mitad de la profundidad del revestidor y utilizar esa cifra como la cantidad de psi a mantener. En otras palabras, si el revestidor estuviera a 500 pies (152 m) la contrapresión a mantener sería de 250 psi (17,2 bar).

Sea cual fuere el método que se use, la utilización de la contrapresión constituye una ventaja. Si el influjo es de gas y tiene el caudal suficiente, puede llegar a producir un rocío del lodo de control. En muchas regiones el agua es muy preciada y puede que este rocío, no sea recuperable. Manteniendo la contrapresión con el estrangulador disminuye el régimen de expansión, lo que da tiempo a las gotas de agua más pesadas a descender por el pozo, además de reducir el rocío y la cantidad de agua perdida. Una vez que el fluido llega a la superficie, el pozo está prácticamente controlado, por la presión hidrostática del agua. Si el pozo continúa fluyendo, se deben utilizar técnicas de circulación convencionales.

Terminación múltiple y consideraciones multilaterales Cuando se produce de zonas o pozos múltiples, el control del pozo, generalmente se limita uno o más de los siguientes procedimientos, seleccionados caso por caso: • Barreras mecánicas. Si se pueden aislar zonalmente, se puede usar técnicas convencionales. Cada zona en producción se controla por separado. Se pueden colocar tapones mecánicos para su aislamiento. • Barreras de fluido. Se pueden colocar tapones, bombear píldoras o cemento frente a las zonas de producción, para aislar o controlar la presión. Dependiendo del tipo de pozo (productor de gas), con solo esto no será suficiente, para mantener cierto grado de seguridad. • Intervención en pozo vivo. Unidades de tubería flexible y de inserción contra presión, son usados, para trabajar en pozos

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mas pequeños que aquellos de pozos convencionales a la misma profundidad. Pozos de diámetro ultra-reducido son aquellos que tienen diámetros menor a 4 “ (101,6 mm).

• Pozo Multilateral

con zonas múltiples. Se usan también, para colocar barreras mecánicas o realizar un control por circulación sobre zonas productoras. • Control por inyección sin retorno (bullhead). De acuerdo a la integridad y características de la zona, se podría usar la técnica de inyectar sin retorno. Es muy complicado determinar la zona que esta tomando fluido y si el fluido inyectado esta desplazando a los fluidos en producción hacia el reservorio.

Consideraciones con pozos de diámetro reducido La discusión sobre los pozos de diámetro reducido esta basado en la técnicas y aplicaciones de perforación, pero sus principios y sugerencias son las mismas que se aplican en todas las demás operaciones de espacios anulares pequeños. Los pozos con diámetro reducido se refieren a aquellos pozos, donde mas del 90 % del total del pozo, se perfora con brocas (trépanos, mechas, bit) de diámetros menores a 7” (177,8 mm) o que se perforan con brocas

Los factores de control de pozos, para los espacios anulares con diámetros reducidos en relación con las configuraciones de anulares convencionales, se concentran en la presión de fricción elevada que se genera en el anular, mientras se bombea, con riesgo muy alto de pistonear un influjo en la extensa zona vertical, inclusive un pequeño influjo, tendría una resultante de una evacuación rápida en el anular. Las fricciones anulares elevadas pueden generar pérdidas de fluido, mientras se circula. Si la formación se fractura, la columna del fluido decrece, ocasionado un influjo. Es posible perforar en desbalance con alta densidad equivalente de circulación (DEC), evitando que el pozo fluya. Sin embargo, si las bombas se apagan, la posibilidad de que el pozo fluya, es latente. Si esta usando tubería con juntas, entonces se debe reducir el tiempo de conexión. Como se ha discutido anteriormente, la selección de un régimen de bombeo, va a ser muy crítico. El régimen de control y las presiones, deben mantener las fricciones en el anular, en los rangos manejables. El uso de sensores de presión en el fondo, es recomendable (si esta disponibles), para determinar la presión por fricción. Si se dispone de estos instrumentos, entonces se pueden hacer los cálculos hidráulicos correspondientes ( con ayuda de computadora). Debido a las distancias libres mas pequeñas, se incrementa dramáticamente la posibilidad que se llegue a una descompresión. Se deben continuar con los cálculos de las velocidades de maniobra (viaje) en cierta profundidad. En algunas instancias, pueda que

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no sea posible maniobrar y salir del pozo, sin que se produzca una descompresión. Cada barril (m3) de influjo se extenderá hacia la superficie mucho más, en altura, que en los pozos con diámetros mayores. Como consecuencia de esto se tendrá presiones iniciales de cierre en el anular muy alto y presiones altas en las zonas débiles del pozo (considerando que el influjo se encuentra, por debajo de estos puntos). Se deben tomar todos los cuidados y esfuerzos, para minimizar el tamaño del influjo. El influjo se desplazará, a la superficie mucho más rápido, y existe la posibilidad de expandirse potencialmente, a medida que sube. Si no se detecta desde un principio, existe la enorme posibilidad de evacuar rápidamente el fluido por encima del influjo, al momento de la expansión. Al circular por el estrangulador se tendrá flujos altos de gas, y se necesitará una respuesta rápida, al momento de que el influjo se expanda.

Detección del influjo Mientras se perfora, la detección de influjo, es básicamente la misma, entre los pozos de diámetro reducido y las técnicas estándar (incremento en el flujo, ganancia de volumen, disminución de la presión de bomba, incremento del régimen de bombeo, muestras de gas y aceite, cambios en el peso de la herramienta). Sin embargo la detección del influjo se detectará con un aumento de flujo menor, volumen pequeño de ganancia en los tanques o durante alguna etapa que sea posible su detección. Durante la maniobra, se aplica las mismas señales que en los pozos convencionales (pozo toma menos volumen, que el calculado, pozo no toma volumen alguno, pozo flñuye, ganancia en los tanques).

Recuerde que los volúmenes y los tiempos de reacción son menores en los pozos de diámetro reducido, que en los pozos estándar y es muy fácil pistonear un influjo. Puntos a tomar en cuenta para la detección de un influjo en pozos de diámetro reducido: • Utilice todo el tiempo una planilla de registro de maniobra. • Calcular el desplazamiento de la tubería con precisión. • Calcular el llenado teórico. • Cubique correctamente el tanque de maniobra (Trip tank). • Registre los valores actuales. • Compare con los valores teóricos. • Considere el efecto de tubo en “U” que generan los diferentes llenados.

• Perforación de diametro reducido

• Considerar el bombeo, para no pistonear a la profundidad potencial.

Equipos de detección A pesar de existir equipos de detección (sensor de flujo, totalizador de volumen, tanques de maniobra, contador de emboladas, manómetros, indicadores de de torque y arrastre), considere, también, los siguientes:

Paquete de sensores/ unidades de análisis de datos • Contador de emboladas • Flujos de entrada por bomba • Presión de tubería • Presión del revestidor • Presión de niple de campana

• Flujos de salida para cada línea • Densidad de lodo entrando • Densidad de lodo saliendo • Nivel de gas en lodo • Indicadores de profundidad (profundímetro) • Herramientas MWD / LWD

Comunicaciones Después de cada integrante del equipo ha recibido sus instrucciones y responsabilidades, entonces podemos iniciar la jornada. La información impartida durante esa fase, puede ser revisada, para cambios de norma. Estos cambios pueden ser muy sutiles, que su reporte podría considerarse como trivial. Todos los cambios, sin importar cuan

insignificantes sean, deben ser reportados al supervisor. Si usted tiene DUDAS, comuníquese. Recuerde que el control de pozo es un trabajo en EQUIPO.

BREVE REPASO DE LOS TRES METODOS PRINCIPALES DE CONTROL DE POZO EN CIRCULACION

Otras técnicas de control

SE CIERRA EL POZO CON UN INFLUJO. SE REGISTRA VOLUMEN DEL INFLUJO,

Este capítulo ha discutido las opciones principales de control de pozo. Cada pozo es único, de manera que control de pozo y planes de contingencia deben de ser desarrollados caso por caso. Técnicas como el método del estrangulador bajo, control dinámico y de impulso son muy específicas y técnicas con mayores ventajas. Estas técnicas no han sido incluidas en nuestra discusión. Por el mal uso, desentendimiento y el uso indebido, puede traer consecuencias fatales, pérdidas de equipo y recursos. Estas técnicas solo deben ser usadas por personal que ha tenido un entrenamiento especialmente para este tipo de trabajo en particular.

RESUMEN Existen métodos establecidos y comprobados de control de pozo y eliminación de surgencias. Estos métodos tienen ventajas y limitaciones. Factores tales como la presión, el tipo de influjo, los problemas de control de pozo, la ubicación y el tipo de equipo, influyen en la elección del método apropiado para controlar el pozo. A menudo se utilizan diferentes técnicas (bullheading, circulación inversa, método del Perforador) para controlar un pozo. La experiencia y el sentido común son los dos factores más importantes para la elección del método. Si se utilizan métodos incorrectos o arriesgados, pueden ocurrir complicaciones y descontroles con consecuencias indescriptibles.

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PRESIONES ESTABILIZADAS EN TUBERIA ( SIDPP) Y REVESTIDOR (SICP)

• METODO DEL PERFORADOR 1. Inicie circulación con peso de lodo original, incrementando gradualmente al régimen de control, manteniendo la presión en el revestidor constante, igual a la del cierre, con ayuda del estrangulador. 2. Compare la presión de bomba con la presión de circulación inicial (PCI). Si no es igual revise. 3. Circule el influjo fuera del pozo con el régimen de control, manteniendo la presión constante, con ayuda del estrangulador. 4. Cualquiera de los dos, continúe circulando desde un tanque aislado o apague simultáneamente la bomba y cierre el estrangulador, para evitar presiones atrapadas o influjo adicional. (SIDPP) debe ser igual a (SICP) . 5. Densifique el lodo del sistema activo, a la densidad de control calculada.

presión de circulación final (PCF; FCP). Mantenga la presión constante, con el estrangulador, hasta que el pozo este lleno con el lodo de control. 8. Cierre el pozo y revise por flujo, cierre el estrangulador y monitoree la presión.

• METODO DE ESPERE Y DENSIFIQUE 1. Densifique el lodo del sistema activo, a la densidad de control calculada 2. Calcule la variación de la presión de la tubería por etapas y desarrolle una planilla de trabajo (Presión de circulación inicial (PCI; ICP) y Presión de circulación final (PCF; FCP). 3. Si la presión de cierre incrementa significativamente por la migración de gas, usar el método volumétrico para purgar lodo del anular, manteniendo constante la presión en la tubería.

6. Circule el total de la tubería con el lodo de control, al régimen de control, manteniendo la presión en el revestidor constante en el valor del último cierre, con ajustes del estrangulador.

4. Inicie la circulación con el lodo de control, con régimen de bomba lenta y llevarla gradualmente hasta el régimen de control preestablecido, manteniendo la presión del anular en su valor original de cierre, con ajustes adecuados del estrangulador.

7. Cuando el lodo de control ha llegado a la broca (mecha, trépano, bit), cambie el control de presión del anular al manómetro de la tubería (debe ser igual a la

5. Compare la presión de bomba con la presión de circulación inicial (PCI; ICP). Si no es la misma, investigue y recalcule si es necesario.

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6. Desplace la tubería con el lodo de control, ajuste la presión de la tubería de perforación, acorde a la planilla de control, manipulando el estrangulador.

3. Inicie con la densificación del lodo en los tanques activos, mientras se bombea. Cada punto densificado debe ser registrado con las emboladas contadas, del momento.

7. Cuando el lodo de control llegue a la broca (Trépano, mecha, bit), la presión de circulación debe ser igual a la presión de circulación final (PCF; FCP) calculada.

4. Calcular las emboladas totales que se necesita para llegar a la broca, para cada punto densificado del lodo.

8. Mantenga la PCF (FCP), realizando los ajustes necesarios en el estrangulador, mientras se circula el lodo de control con el régimen preestablecido para la operación, hasta que el influjo este fuera del pozo y que el anular este lleno con el lodo de control. 9. Apague la bomba y verifique el flujo, cierre el estrangulador, y monitoree la presión.

• METODO CONCURRENTE

5. Cada vez que el lodo pesado llega a la broca (trépano, mecha, bit), de debe ajustar el estrangulador para reducir la presión de circulación de la siguiente manera: (PCI – PCF) ÷ [(DDC – DOL) x 10]. (PCI = Presión de circulación inicial; PCF = Presión de circulación final; DDC = Densidad de control; DOL = Densidad original del lodo). 6. Cuando el lodo de control llegue a la broca (Trépano, mecha, bit), la presión de circulación debe ser igual a la presión de circulación final (PCF; FCP) calculada.

1. Inicie la circulación con el lodo original, con régimen de bomba lenta y llevarla gradualmente hasta el régimen de control preestablecido, manteniendo la presión del anular en su valor original de cierre, con ajustes adecuados del estrangulador.

7. Mantenga la PCF (FCP), realizando los ajustes necesarios en el estrangulador, mientras se circula el lodo de control con el régimen preestablecido para la operación, hasta que el influjo este fuera del pozo y que el anular este lleno con el lodo de control.

2. Compare la presión de bomba con la presión de circulación inicial (PCI; ICP). Si no es la misma, investigue.

8. Apague la bomba y verifique el flujo, cierre el estrangulador, y monitoree la presión.

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180 Complicaciones

Complicaciones INTRODUCCIÓN

Muy pocas operaciones de control de pozos se llevan adelante con todas las reglas y perfección. Es de vital importancia familiarizarse con las complicaciones, para estar preparado y solventarlos de la mejor manera posible. Cuando ocurren complicaciones, durante cualquier actividad, la experiencia y el sentido común, generalmente, resuelven el problema. Una vez que sea ha identificado el problema, se intentará aplicar varias soluciones, hasta llegar a solventar con exito. Es imperativo registrar y acumular buenos datos de referencia. Recuerde, siempre se tiene: Un antes, un durante y un después. Sin los registros de las tendencias o sin la secuencia de los eventos, muchos problemas no van a ser fáciles de solucionar.

Presiones de cierre Las presiones de cierre, normalmente, no son consideradas como un complicación. Sin embargo, las complicaciones pueden presentarse, cuando son o muy altas, o muy bajas. Presiones estabilizadas son muy importantes, para minimizar problemas potenciales en la actividad de control de pozo. Una vez que el pozo ha sido cerrado, registre el tiempo de los influjos y anote las

presiones de cierre de la tubería (PCTP; SIDPP) y del revestidor (PDCR; SICP), cada minuto hasta que muestren cierto grado de estabilización. Factores como: características de la formación, presión, tipo de lodo y tipo de influjo, todos afectan en el tiempo que toma el pozo, para llegar a un equilibrio y que las presiones se estabilicen. Esta es la razón por la que se hace muy difícil el pronosticar, el tiempo de estabilización de las presiones.

De las presiones de cierre registradas, se calcula la densidad de lodo de control. La presión del revestidor se debe mantener constante, mientras se lleva a la bomba al régimen de control. Si la lectura de las presiones son muy altas, dará a lugar a preparar lodo muy pesado, entonces al iniciar con el bombeo, se generarán altas presiones. Consecuentemente se podrá llegar a fracturar la formación, seguido de una pérdida de circulación. Si las presiones registradas son muy bajas, el lodo de control no tendrá el

ingresando a la sarta. Si el fluido en la sarta no es uniforme, como se da en el caso de gas migrando hacia él, el SIDPP no será correcta. A través de la circulación lenta utilizando el Método Complicaciones 181 del Perforador y bombeando varios barriles o m3 para asegurar que la sarta sea desplazado con buen fluido, el pozo puede ser cerrado nuevamente y así el SIDPP sería establecido. Cap. 8

on demasiado bajas, el fluido de control de pozo uede no estar adecuadamente pesado y presiones e circulación insuficientes pueden ser mantenidas, ermitiendo así un intromisión adicional. Como se mencionó anteriormente, se asume ue las presiones de cierre son correctas. Si s procedimientos apropiados de cierre son tilizados y si el registro comienza inmediatamente,

P en la sarta causará que la presión del cierre inicial sea cero o no confiable.

HP

suficiente peso para equilibrar la presión de formación, ocasionando a su vez el ingreso de un influjo adicional al pozo. Como se ha mencionado anteriormente, se asume que las presiones de cierre son correctas. Si se usan los procedimientos correctos de cierre y la lectura de presiones se realiza inmediatamente, entonces la determinación correcta de presiones, usualmente, es un paso muy sencillo. Sin embargo, si se piensa que las presiones de cierre son muy altas, entonces una pequeña cantidad de presión deber ser desfogado por el estrangulador y monitorear de cerca los cambios correspondientes. Es posible que se requieran muchas pequeñas purgas, para confirmar las presiones correctas. Se debeDP/ recordar La presión La que si las presiones de cierre originales presión de cierrefueran de lacorrectas, podría ingresar influjo adicional al pozo, tubería tiene que ser originando un pequeño aumento de presión por el BVP endeterminada el anular.

en la sarta. Si el BVP se

Lamantiene, presión de cierre la tubería DP/ (PCTP; SIladepresión DPP) es generalmente menor que la presión La presión de la tubería del revestidor, precisamente por que la denes del cero. sidad influjo, es mas liviano que la del lodo en uso. Si el influjo es líquido y tiene mayor densidad que el lodo en uso, PCTP (SIDPP) será mayor que la PDCR (SICP). Esto es muy común en algunas operaciones de reacondicionamiento. Otras causas incluyen presiones de bomba atrapadas, bloqueos, asentamiento rápido de geles y el ingreso de gas a la tubería.

Varias variables afectan la presión de cierre

Flotador (BVP)

Presiones atrapadas

Profundidad del pozo

Geometría del pozo

Fuerza de gel

Tipo de amago de reventón Solubilidad Migración del amago de reventón

de Formación

Si el lodo en la tubería no es homogénea, como en el caso, que el gas migra al interior de la tubería, la lectura de la presión en el manómetro de la tubería (PCTP; SIDPP), no va a ser la correcta. Circulando lentamente, aplicando el método del perforador y bom-

Tipo de fluido

• Variables que afectan las presiones de cierre

Permeabilidad de la formación

Cap. 8

la determinación de las presiones correctas es Una vez que un pozo está cerrado, anote usualmente una tarea fácil. Sin embargo, si se el tiempo de los amagos de reventón y registre la presión a cada minuto hasta que empiecen a piensa que las presiones de cierre son demasiado altas, una pequeña cantidad de presión debería estabilizarse. Factores tales como las características ser evacuada del estrangulador, y los cambios de formación, presión, profundidad, tipo de fluido No es posible correspondientes deben ser controlados de cerca. Se y tipo de intromisión todos afectan el tiempo que predecir un marco182 Complicaciones debe recordar que si las presiones originales fueran le toma al hoyo para lograr un equilibrio y que las de tiempo para correctas, un ingreso adicional podría ingresar al presiones se estabilicen. Es por esta razón que es que las presiones de cierre se imposible predecir un marco de tiempo dado, hasta pozo, dando como resultado una presión de tubería estabilicen. de revestimiento ligeramente más alta. que las presiones se estabilicen. La presión de cierre en la tubería de perforación A partir de las presiones registradas, se calcula es generalmente más baja que la de cierre de tubería el peso del fluido de cierre. También, la presión anular se mantiene constante mientras que se hace de revestimiento, porque la densidad del amago de reventón es usualmente mucho más baja que la del que la bomba llegue a funcionar para controlar el fluido que se está utilizando. Si el amago es liquido, pozo. Si las presiones registradas son demasiado y tiene una densidad mayor a la del fluido en uso, altas un fluido de control de pozo puede ser beando varios (m3), en para asegurar el uso de mayor válvulas que flotadoras en diferentes el SIDPP será el SICP. Esto es común mezclado, y mientras se pone a barriles la bomba que la tubería esta siendo desplazado con intervalos del pozo. Una válvula flotadora en algunas operaciones de reacondicionamiento. línea, se puede mantener presión excesiva. Estas un buen fluido, el pozo debe de ser cerrado tiene los efectos, ya sea de que la lectura de complicaciones podrían nuevamente resultar eny laproblemas de en laOtras causas enincluyen la presión presión de cierre tu- presión la tubería sea cero o que atrapada se regis- en la bomba, bloqueos, gels de rápido asentamiento y gas perdidas de circulación. bería Si las(PCTP; presiones registradas SIDPP) sería estable. tre un valor intermedio no confiable. ingresando a la sarta. Si el fluido en la sarta son demasiado bajas, el fluido de control de pozo obtenercomo lecturas pre- de gas no es Para uniforme, se correctas da en elde caso puede no estar adecuadamente pesado y presiones Válvula de contrapresión, sión de cierre en la tubería (PCTP; SIDPP), de circulación insuficientes pueden ser mantenidas, migrando hacia él, el SIDPP no será correcta. A se debe presurizar la tubería hasta que la flotadora o retención través de la circulación lentadiversa utilizando permitiendo así un intromisión adicional. válvula se abra. Existen formas el de Método del Perforador y bombeando varios barriles Como se mencionóVálvulas anteriormente, se asume de contrapresión, flotadora o de realizar esta operación y eso dependerá del o m3 para asegurar que la sarta seadedesplazado que las presiones de retención cierre son correctas. Si instaladas sistema de accionamiento la bomba. con buen se utilizan a menudo el pozo puede ser cerrado nuevamente y así los procedimientos apropiados en la tubería.de Estascierre válvulasson se usan, fluido, para • Presurice la tubería con pequeños increconinmediatamente, presión, perforación direccioel SIDPP sería establecido. utilizados y si el registro trabajos comienza mentos, activando y parando la bomba. La presión en la tubería incrementará, con cada aumento. La presión aumenta cuando se activa la bomba, y cae, cuandode cierre Varias variables afectan la presión se desactiva. La presión a la que cae, es considerada la presión de cierre de la tuFlotador (BVP) bería (PCTP; SIDPP).

nal, herramientas MWD/LWD y para evitar los efectos de tubo en “U” en el anular. Las regulaciones la experiencia determinan Un BVP en la sarta causará que la presión del ycierre

• Válvula de contrapresión tipo charnela

inicial sea cero o no confiable.

• Presurice gradualmente la tubería. Es recomendable usar bombas de alta presión, Presiones atrapadas bajo volumen, similar a las bombas de cementación.

0

HP

La presión DP/ La presión de cierre de la tubería tiene que ser determinada por el BVP en la sarta. Si el BVP se mantiene, la presión DP/ La presión de la tubería es cero.

Presión de Formación

Monitoree minuciosamente la aguja del manómetro. Una pequeña vaTipo de fluido Profundidad del pozoriación o caída de la presión, indicará que la válvula de contrapresión se esta abriendo. Este punto será el Geometría del pozo valor de la presión de cierre en la tubería Fuerza de gel (PCTP; SIDPP). La presión del interior de la tubería se ecualiza con la presión externa del pozo (anular). • Otra técnica, si el régimen de la presión de Tipo de amago de reventón control, se ha registrado recientemente y

es confiable,, entonces abra el estrangula• Una válvula de Solubilidad dor, lleve la bomba al régimen adecuado, contrapresión o luego ajuste la presión del anular (revestiMigración válvula flotado-del amago dor) a la presión original de cierre. de reventón ra causará que la Permeabilidad de presión de cierre la de formación Al momento que la presión la tubería o inicial sea cero de la tubería de producción se estabiliza,

reste la presión del régimen de control. Este resultado es la presión de cierre de la tubería (PCTP; SIDPP). Para evitar el aumento de la pre-

sión de fricción, es recomendable usar el régimen mas bajo, que como resultado se tendría una PCTP (SIDPP) más alta de lo que debe ser:

(SIDPP) = Presión de circulación – presión del régimen de control Si la bomba puede trabajar a bajas o usar bombas de alta presión y bajo volumen, bombear el equivalente a medio barril (0,08 m3) y pare, revise la presión en el anular. Repita hasta que la válvula se abra y se observe un incremento en la presión del anular. Reste de la presión en el anular, el valor de la presión de la tubería. Esta operación se debe repetir, después de purgar, la presión del anular a su valor original, las presiones debe oscilar entre los 100 psi (6,9 bar).

Excesiva presión en revestidor Si la presión de cierre del revestidor alcanza el punto que puede exceder la presión de estallido (reventamiento, presión interna de fluencia), requiere el cierre del pozo o disminuir el régimen de bombeo. Si la presión de cierre continúa incrementando, tome decisiones inmediatamente. Purgar la presión, tal vez, no sea suficiente y se puede generar un total desastre. Analice la situación tomando en cuenta toda la información disponible. Llegue a una conclusión sobre hechos concretos, no con suposiciones. Si se pierde circulación, se de programar en material obturante (sellante). Se ha perforado o atravesado una nueva zona, la misma que posiblemente tenga presión de formación anormal?. Podría ser que arenas someras, hayan cargado anterior a la vida del pozo y ahora estén saliendo por un revestidor fisurado (con hueco) , corroído o dañado a la superficie? Analice y elimine falsas suposiciones.

• 1 . Cuando las presiones se estabilicen, inicie un bombeo a una velocidad lenta • 2 . Lentamente se incrementa por etapas la presión de la bomba, Pare después de cada incremento • 3 . Si la presión se mantiene añada otro incremento de presión • 4 . Nuevamente si, la presión se mantiene añada otro incremento de presión • 5 . Cuando la presión muestre una caída, la lectura a la que se cae,es el valor de la presión de cierre de tuberia

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Presión de tubería

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Cap. 8

Complicaciones 183

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500 0

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Cap. 8

184 Complicaciones

No se dispone de presión de control o no es confiable Una circulación correcta o presión de control es muy importante en la mayoría de los métodos de control de pozo. En muchas actividades, donde no se perfora, el régimen de la presión de control no se registra. En perforación, las propiedades del lodo, componentes de la herramienta (sarta, tubería) o la profundidad pueden cambiar y hacer que el último registro de régimen de control no sea lo suficientemente confiable.

• Revestimientos No deseche o descarte algo inusual. No dude en pedir ayuda. Bombear gradualmente lodo pesado, cerrar el pozo y purgar y luego bombear de nuevo, podría ser la solución. La máxima presión en el revestidor se puede basar en: la presión requerida para fracturar la formación, presión de estallido (interna de fluencia) del revestidor o limitaciones de presión del conjunto del (BOP). Si se ha determinado la Máxima presión admisible en el taladro (torre, equipo), entonces se debe anunciar también, las razones . De manera general: • Máxima presión admisible en superficie (MASP), puede depender de la presión de estallido (presión interna de fluencia, reventón) del revestidor. • Máxima presión admisible en superficie (MASP), puede depender del rango de trabajo del conjunto de (BOP). • Pérdida de circulación es usualmente, la válvula de seguridad para la alta presión y ocurrirá, antes que se hayan alcanzado las limitaciones mecánicas de la formación.

PARA DETERMINAR O DESARROLLAR UN NUEVO RÉGIMEN DE PRESIÓN DE CONTROL ( KRP), SE SUGIERE LO SIGUIENTE: 1. Abrir el estrangulador ligeramente, antes de bombear. 2. Cuando la bomba este llegando al régimen de bombeo apropiado, mantenga la presión del revestidor constante, en el valor e cierre. 3. Cuando la bomba ya esta con el régimen apropiado y la presión del revestidor fue ajustado a al presión original de cierre, lea la presión de circulación en el manómetro de la tubería.

NES: (SIDPP) = 300 PSI (20,68 BAR), (SICP) = 800 PSI (55,16 BAR). SE HA ALINEADO LA BOMBA Y LA PRESIÓN DEL REVESTIDOR SE HA AJUSTADO A LA PRESIÓN DE CIERRE (800 PSI; 55,16 BAR). LA PRESIÓN EN LA TUBERÍA SE ESTABILIZÓ A LOS 900 PSI (62,05 BAR), ENTONCES: (KRP)

= (ICP) – (SICP) = 900 – 300 = 600 psi

(KRP) = (ICP) – (SICP) = 62,05 – 20,68 = 41,37 bar Al usar esta técnica, asegúrese de circular el tiempo suficiente, como para romper la fuerza de gel inicial del lodo. La nueva presión de circulación tendrán valor muy parecido a valor real, después de circular el lodo para romper la fuerza del gel.

Fallas en la bomba y cambio de bomba El régimen y volumen son muy importantes. Si la bomba falla o no esta funcionando correctamente, durante el proceso de control del pozo, cambie la bomba en base a lo siguiente:

4. Bajo estas condiciones particulares, esa presión de circulación se considera como la presión de circulación de circulación inicial (PCI; ICP). 5. Para encontrar el régimen de presión de control ( KRP): (KRP) = (ICP) – (SIDPP) (o más simple , cualquier presión mayor que la (SIDPP), se considera como presión de bomba) PARA DEMOSTRAR: SE HA CERRADO EL POZO Y SE HAN REGISTRADO LAS PRESIO-

• Bomba de lodo

1. Disminuir el caudal de al bomba y apagar, manteniendo la presión del revestidor constante.

1500

2. Cerrar el pozo.

1000

3. Cambie de bomba y lleve al régimen de bombeo programado. 4. Cuando la bomba ya esta con el régimen programado y la presión del revestidor es la misma que se tenía en el segundo cierre, registre la presión de circulación.

500

5. Este valor será la nueva presión de circulación. La presión puede que sea mas alta o mas baja en comparación con la anterior, esto se debe, principalmente por el cambio en la eficiencia de la bomba. Dependiendo de la etapa del proceso de control, la presión de circulación, va a ser como la inicial, final o alguna presión intermedia.

Taponamiento o bloqueo de boquillas se advierte cuando la presión la presión de circulación incrementa súbitamente. El operador del estrangulador no debe reaccionar y ajustar el estrangulador para mantener la presión original. Esto originará un ingreso adicional de fluido de formación al pozo. En lugar de realizar esto y previendo que un problema de bloqueo parcial, no excede la máxima presión de la bomba, observe la presión del revestidor e inmediatamente verifique, si la el régimen de bomba ha cambiado. Si la presión del revestidor no ha incrementado o se mantiene aproximadamente con la misma presión, significa que

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Mantenga la presión de la tubería de revestimiento (SICP) mientras pone la bomba en marcha.

1500 1000

En caso que la falla de la bomba sea repentina, entonces cerrar el pozo nuevamente y aplicar el método volumétrico, hasta reparar la bomba o colocar otra en línea.

Bloqueo en la sarta

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Cap. 8

Complicaciones 185

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Bombee a la velocidad de control de pozo, presión de la tubería de revestimiento está bien.

se tiene un bloqueo parcial y la nueva presión de circulación, será considera como la nueva presión de circulación. Si la presión de bomba es muy alta o si se tiene inseguridad sobre la nueva presión de circulación, pare la bomba y cierre el pozo, para luego reestablecer las presiones de cierre. Para determinar la nueva presión de

circulación, active la bomba, manteniendo la presión de cierre del revestidor constante. Con la bomba al régimen programado, la presión de circulación de la tubería, será la presión de circulación correcta en la etapa actual del proceso de control. Si esto ocurre durante la circulación del lodo de control a la tubería, entonces se debe elaborar una nueva planilla de trabajo para controlar las

Cap. 8

186 Complicaciones

C APÍTULO 8

30 SPM

pués de un arcial en la a velocidad bomba y la tubería de timiento no bian, el BHP constante.

da de n es a álvula d para tas en pozo.

Tubería de perforación PSI

30 SPM

Tubería de revestimiento PSI

Tubería de revestimiento PSI

Tubería de perforación PSI

Plugged

• Sarta sin bloqueo

• Sarta Bloqueada

w Si la bomba puede ser operada a tan bajas

pérdida de circulación. ¿Existe una nueva zona rpm como se desee o si pueden utilizarse que haya sido perforada o penetrada que pudiera presiones versus Un bloqueo • Usar disparo enviar cargas cer- alta beríamás esta sin (estático) es muy bombas de emboladas. cementación, se debe bombear el de sarta otener presión allámovimiento de lo normal? ¿Es total,equivalente originará unarepentino incremento ca de la zona bloqueada poco probable la formación de una fisura un barril y medio (250 litros posible que arenas superficiales hayan sido cargadas en la presión de circulación y descenso de la con caudal lento de circulación, que cuando aproximadamente) y luego detener la bomba; anteriormente enselatiene vidauna deloperación pozo y que ahora estén presión en el revestidor. normal de perforaHuecolaen la tubería o a través de una verificar la presión en el casing. Repetir saliendo tubería de revestimiento ción. Sin embargo el pozo abierto puede ensarta de perforación SUGERENCIAS PARA LIMPIAR BLOQUEO o que la tubería una falla, a operación hasta que UN se abra la válvula flotadora corroída o dañada?sancharse Analice y elimine lastenga suposiciones COMPLETO O RESTABLECER CIRCULACIÓN, raíz de la fatiga por el movimiento y/o rotay se note un incremento de presión en el de una fisura, falsas. elimine o ignore lo poco usual. No dude El desarrollo hueco No o lavado, QUE EN EL PASADO SE HAN UTILIZADO: ción de la misma. Generalmente un orificio casing. Restar el incremento registrado en pedir ayuda. el fluido pesado, apagando durantede el la proceso de control es muy raro. Bombear en la tubería causa una caída de la presión La detección de la formación de una fisura presión enelelbloqueo, casing,aumentando al valor dey presión en y purgando, y luego bombeando • Compresionar de circulación. En nuevamente condiciones de puede control en la tubería, va a ser muy complicada. La de pozos, el operador del estrangulador va disminuyendo rápidamente el régimen la tubería de perforación. Repetir estos pasos ser la solución. única señal sería que se tenga en superficie a responder ajustando la presión del estrande bombeo. y luego purgar la presión de casing hasta Lade presión tubería para de revestimiento máxima lodo recontrol, antes del tiempo retorno gulador, compensar la disminución alcanzar su valor Las presiones deben puede basarse presión requerida paramayor romper o en su caso, una rápida respuesta del cam- endelapresión • Perforar la tubería por original. encima de la secy crear una presión que bio de presión en el estrangulador. Si la tución bloqueada la que selanecesita en el Esto puede coincidir dentro de los 100 psi (6.9 bar). la formación, reventar tubería deanular. revestimiento o BOP limitaciones de presión de columna. Si la máxima presión permitida es anunciada en la torre, la razón para su limitación también debería RESION N UBERÍA E

P

E T

D

ocasionar condiciones, aún más complicadas. La posibilidad de detectar una fisura en la sarta será mejor, si el orificio es grande y ocurre súbitamente. Al igual que en condiciones normales, si se tiene un lavado (washout) en la tubería, se puede bombear un trazador (pintura, filástica, etc.) y controlar su retorno. De la cantidad de emboladas o volumen bombeado, para desplazar el trazador hasta la superficie. Se pueden realizar estimaciones de su probable posición. Se debe tener cuidado en el uso de ciertos aditivos, para la detección de la pinchadura, como cal suave, pues con caudales bajos de circulación, podrían tapar las boquillas de la broca (trepano, mecha, bit) La posición del hueco (washout) va a ser determinante, para saber las medidas a tomar.

Cap. 8

Complicaciones 187

Conexión hembra

Tubería de perforación usada La longitud de cada tubo es aproximadamente 31 pies

Conexión macho

Este es el diámetro externo (OD) de la tubería

• La presencia de huecos(washout) en la tubería se pueden complicar

• Nuevas presiones de cierre,pueden indicar la posición de un influjo adicional

Las acciones a desarrollarse tienen que evitar el agrandamiento del orificio. En la actividad de control de pozo, el de mantener la presión de fondo constante es de vital importancia. El mantener la presión de circulación, acorde a lo planificado, puede incrementar o disminuir la presión en el anular, dependiendo de su posición y la severidad. En estos casos el mejor recurso y acción inmediata será cerrar el pozo nuevamente y controlar las presiones. Si la presión de cierre (en la tubería y el anular) sean casi las mismas, entonces la fisura esta encima del influjo. Si la presión de cierre en la tubería es menor que el anular, entonces la fisura esta por debajo del influjo. Circular para controlar el pozo es una decisión a criterio personal. Si la fisura esta por debajo del influjo, se podría intentar de

circular para controlar el pozo. La presión de circulación es prácticamente desconocida, si se tiene una fisura en la tubería, datos como régimen de presión de control, no están disponibles o no son confiables, entonces en esta sección se debe seguir y encontrar la posibilidad d e establecer una presión de bomba confiable. Aún así, periódicamente debe ser cerrado el pozo y determinar una nueva presión de circulación, en caso que la fisura se agrava, o en su caso se debe validar presiones de bomba existentes. Tratar de establecer y mantener una nueva presión, cuando la fisura se encuentra por encima del influjo, no se debe tomar en cuenta la expansión del gas y debe permitirse que la presión de fondo disminuya. Usar técnicas volumétricas, si se sospecha que al bombear se pueda ocasionar compli-

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188 Complicaciones

caciones. Otra posible acción es el de sacar la tubería con pozo presurizado y cambiar la parte dañada, bombeando un píldora dentro de la tubería para aislar la fisura, o usar tubería flexible, equipo de inserción o tubería pequeña para inserta dentro de la tubería dañada.

Tubería muy dañada corroída, para sacar del pozo Cuando el lodo corta o erosiona las partes de sello de los tubulares, puede ocasionar una fisura (lavado, washout). Una fisura en la tubería, esta relacionada con la caída gradual de la presión de la bomba. Las fisuras o lavados son progresivas y pueden ocasionar fallas en la tubería. Durante la operación de control de pozo, la fisura estará identificada, si se observa lodo de control en el

• Tuberia de perforación corroida

estrangulador, con mayor anticipación al tiempo de retorno. Algunas veces en pozos corrosivos, donde se han utilizado mezclas o tratamientos inadecuados, pueden generar fallas en la herramienta. La tubería debe ser lavada y sacada del pozo. Esto puede ser un proceso largo y frustrante, cuando solo se recupera pequeñas secciones en cada maniobra. En la zona que existe comunicación entre le anular y la tubería de perforación, el control del pozo será mas difícil, sino se bombea presión excesiva en el anular. Se debe tener cuidado en no asumir que se ha bombeado el lodo de control a la profundidad total de la tubería y circulado por todo el pozo.

Fallas en el manómetro Es muy poco frecuente que se presente un problema con los manómetros, durante la operación de control de pozo. La mayoría de las unidades cuenta con una variedad de manómetros, donde se puede leer las presiones de cierre y de circulación. Además de los manómetros principales que se usan en el proceso de control, es recomendable la identificación de los manómetros y registrar los valores de presión de todos aquellos que pueden ser utilizados, durante el proceso de controlar el pozo. Recuerde que puede existir variación en la lectura de las presiones, de un manómetro a otro. De igual manera, se debe tener en cuenta que si el manómetro principal falla, entonces el manómetro alterno debe ser localizado remotamente. Para una buena operación se requiere de una red de comunicación, para las lecturas de presión y los ajustes que se deben realizar, tanto en el estrangulador, como en la bomba, para que el proceso de control, continúe con éxito. Si no se dispone de comunicación electrónica o que esta con fallas, entonces se usarán las señales manuales o mensajeros.

• Manómetro de Presión de bomba

Problemas con el estrangulador y corriente abajo Se deben analizar rutas alternas de flujo en el múltiple del estrangulador y de control, en caso que tenga problemas de bloqueo o fisuras. Esto puede requerir que el flujo cambie de dirección a través de otro estrangulador. El sentido común y la observación de las secuencias son de vital importancia, para solventar estos problemas. El manómetro sobre el múltiple de control proporciona una buena indicación sobre, si el problema es corriente arriba o corriente debajo, de este manómetro. O en el caso que la presión comienza a incrementar y no responde alos ajustes del estrangulador, entonces puede que el bloqueo sea corriente abajo del estrangulador. Una vez que el problema ha sido identificado, se debe buscar otra alternativa de flujo. Si el separador de gas se bloquea, la dirección de flujo debe ser cambiado al flujo de salida y evitar el paso por la línea al separador de gas, hasta que pueda ser reparado.

Se debe tener cuidado, en cerrar nuevamente el pozo, hasta que las reparaciones hayan sido terminadas.

no deben de ser incluidos en el reporte del tamaño del influjo. Si los volúmenes de drenaje son determinados y marcados, las pérdidas y ganancias de los niveles de los tanques, serán reportados de manera más sencilla.

Bloqueo/Colapso en anular Si el anular se bloquea completamente o sufre un colapso, durante la operación de control de pozo, la presión de circulación de la bomba va a observar un incremento y la presión en el anular va ir decreciendo. Si se continúa bombeando, las presiones por debajo del bloqueo, presurizará al pozo, consecuentemente existe el riesgo de fracturar la formación. La bomba debe ser apagada y el estrangulador cerrado. Existen varias posibilidades, para solucionar este problema. Pero, la primera preocupación debe ser, el controlar la presión del pozo. Existe la posibilidad de cortar la tubería por encima del lugar empaquetado, y controlar el pozo en ese punto con lodo pesado. A pesar de no estar controlado, puede que el pozo se encuentre estático, permitiendo otra pesca o lavar por encima de la actividad, hasta que se pueda realizar una circulación total.

Cambios en los tanques Los cambios en los tanques no son considerados siempre como complicación, pero es muy importante su observación. Un cambio en el nivel de los tanques, muchas veces, es una de las primeras señales notificadas en la detección de un influjo (aumento de volumen) y la pérdida de circulación (Descenso de volumen). Es muy posible que en lagunas operaciones que el incremento y descenso de volumen sean normales. Sin embargo los cambios de nivel en los tanques deben ser reportados y considerados como posibles señales de anomalías, hasta que se compruebe lo contrario. El perforador debe ser notificado, cuando se esta haciendo tratamientos de las propiedades

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Complicaciones 189

• Manifold del estrangulador de lodo, agregado de productos, drenajes o transferencias y los cambios observados en las cartas del totalizador de volumen y los diferentes registros. El tamaño de influjo, puede ser el valor menos confiable utilizado en problemas de control de pozo, pero es importante que sea reportado, lo más preciso posible. Muchos cálculos como: la estimación de la densidad de control, proyecciones del desplazamiento de volúmenes y la máxima presión anticipada en superficie, dependen de la precisión de las lecturas. Drenajes de las líneas de flujo y de los equipos de control de sólidos ( si se apagan),

Las pérdidas pueden ser atribuidas a otras causas, que solo pérdida de circulación. Una buena cantidad de volumen puede ser expulsada por el mal funcionamiento de los equipos de control de sólidos. Si la malla de la zaranda (vibradora, rumba, shaker) esta bloqueada o cegada, se perderán recortes (cuttings) y fluido. Otros equipos de control de sólidos, como las centrífugas y desarenadotes, pueden expulsar una cantidad significativa de volumen, Velocidades de penetración rápidas y profundización, especialmente en huecos de diámetro grande (17 ½” ), se observa un descenso de nivel, que puede ser interpretado como pérdida de circulación. Adicionalmente, el drenaje de un tanque (trampa de arena), el agregar volumen nuevo al sistema, puede ser interpretado como ganancia de volumen, si no se ha notificado al perforador.

Daños o fallas en el revestidor El revestidor (casing) es la defensa principal contra la migración de fluido de un a zona a otra. El revestidor protege a la formación de las presiones del pozo y al hueco de las presiones de formación. Esto permite perforar y profundizar usando lodo pesado. Soporta alas paredes del pozo y evita la contaminación de otras zonas.

• Tanques de lodo

El revestidor sirve, también, como barrera protectora de las zonas acuíferas. Presiones entre los revestidotes es otra indicación de fallas y se debe determinar sus causas.

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190 Complicaciones

El deterioro del revestidor es un problema muy serio. Temperaturas mayores a los 250º F (121º C), pueden inducir deterioros en e las propiedades del revestidor , mientras que temperaturas de 300º F (149º C), reducirá el rendimiento en un 10 %. En el diseño de revestidor se debe considerar un factor de seguridad entre el acero y la temperatura. Muchas veces aparecen orificios en el revestidor frente a la formación con fluidos corrosivos. Daños y fatiga pueden ocurrir en el revestidor, debido a la rotación extensiva de la herramienta y de las maniobras. Fisuras pueden afectar al desgaste de las juntas, que no fueron apropiadamente conectadas, engrasadas al enroscar. El revestidor puede colapsar o afectado por una formación en movimiento. Bajo condiciones de control, una fisura va a ser muy difícil de identificar, por que los síntomas son similares, a los que se tiene, cunado se pierde circulación. Las soluciones detalladas anteriormente (fisura en la sarta; herramienta) deben de ser investigadas, mientras se trata de identificar la complicación.

Pérdida parcial de circulación La primera señal de una pérdida de retorno durante el proceso de control es la fluctuación de las lecturas en el manómetro y/o disminución de nivel en los tanques. Si se circula en el pozo, pero a su vez se observa una disminución de nivel en los tanques, a raíz de la pérdida parcial, se puede intentar aplicar varias técnicas: • No se debe mantener márgenes de seguridad de presión, si se tiene indicios de pérdida. Si se puede mantener el volumen del lodo, mientras se mezcla, continúe. La presión, en la zona de pérdida, se reduce después que el influjo ha sido circulado por encima, de manera que el problema puede auto solucionarse.

Daño interno Daño total Amplitud tubería

Externo Interno

Daño J

• Registro de daño en el casing

3. Ya con el régimen y manteniendo la presión en le anular, la presión que se lee en el manómetro de la tubería de perforación o de producción, es la nueva presión de circulación. • Al circular con retornos parciales, reduzca la presión del fondo (con ajuste del estrangulador) a 100 psi (6,89 bar) o preferentemente a la presión de fricción anular calculada. Recuerde que al reducir la presión, la presión del fondo, también disminuye tanto que puede originar un nuevo influjo de fluido de la formación al pozo, que podría traer mayores consecuencias. No es una buena idea de reducir la presión del fondo, de esta manera, mas de 200 psi (13,79 bar) o la presión de fricción en el anular, si se conoce. Si esto no soluciona la pérdida, entonces cierre el pozo y trate de resolver con otra técnica.

• Preferentemente trabaje con un régimen de circulación bajo y establezca la nueva presión de circulación. El régimen bajo de circulación, reducirá la pérdida de presión de fricción, que se genera en el anular. Con el pozo cerrado, el procedimiento para establecer la nueva presión de circulación, es esencialmente la misma que la que se ha detallado en el acápite “No se dispone de régimen de control o no es confiable”, seguidamente se sugieren algunas anotaciones: 1. Abrir el estrangulador. 2. Lleve a la bomba al nuevo régimen. 3. Ajuste la presión del anular hasta tener la misma presión de cierre. La lectura del manómetro de la tubería o tubería de producción, es la nueva presión de circulación. Si en el pozo se continua circulando: 1. Reduzca el régimen de bombeo 2. Al reducir el régimen, mantenga la presión del revestidor, con la lectura actual.

• Perdida de circulación

• Levante la herramienta y cierre el pozo. Déle un determinado tiempo al pozo y ver si se auto soluciona. Mantenga la presión de cierre de la tubería constante, con ayuda del estrangulador y use técnicas volumétricas. • Prepare una píldora pesada, para dejar como tapón en el fondo y tratar de controlar la presión del pozo. Esto tendrá mejor resultado con un influjo de menor volumen, si la zona de pérdida se encuentra por encima del influjo. Posteriormente solucione el problema de la perdida. Si se va a usar material de pérdida (obturante), se debe considerar que las boquillas de la broca pueden ser taponadas (bloqueadas), por el régimen bajo de circulación. En las operaciones de control de pozo, se debe tener cuidado en la selección de la granulometría del material obturante. Iniciar: por Ejemplo con LCM (material obturante) de grano fino y si es necesario, gradualmente incremente el tamaño de grano.

Pérdida severa de circulación/ Descontrol subterráneo

Pare de bombear y observe si el incremento de presión se ha transferido al anular. Si no se observa la transferencia de presión, no use los procedimientos normales de control de pozo. NOTA: Si la tubería esta aprisionada y el hueco esta empaquetado alrededor de la tubería, entonces la presión no será transmitida y por lo tanto no se debe considerar como señal de un descontrol interno.

• Tubería de perforación decreciente o al vacío.

Se debe identificar, primero, la profundidad de la zona de pérdida. Una vez determinada, el objetivo se centra en parar o reducir la pérdida de circulación, de manera que para controlar el pozo, se pueda utilizar método convencional. Correr algunos registros eléctricos como: temperatura, presión o sónico, pueden ayudar a definir las acciones a tomar.

• Deslizando la tubería hacia el pozo o fuera del pozo, sin cambios en la presión del anular.

EXISTEN VARIAS TÉCNICAS QUE PROPORCIONAN LA SOLUCIÓN DEL PROBLEMA:

• Vibraciones súbitas de la tubería de perforación o de producción o arrastres al mover la herramienta, frente a la zona de pérdida.

• Se puede asentar un tapón plástico, con ayuda de las compañías de cementación, para solventar la pérdida de circulación.

• Vibración del (BOP) o del arbolito.

• Un tapón de baritina (Barita), mezcla de baritina y agua, va a sellar por encima de la zona de influjo. El tapón de baritina se debe asentar, después de haber desplazado el pozo. El tiempo que necesita, el tapón de baritina a asentarse, dificulta a conseguir un buen sello, cuando se tiene altos flujos de agua, pero este tapón trabaja muy bien en zonas con flujo de gas. Cuando se prepara un tapón de baritina, utilice la mayor cantidad posible de material, para que tenga un resultado positivo, aún cuando parte de ella haya sido desplazado. La mezcla esta programada para un tapón de 300 pies (91,4 m) de baritina en el pozo. Muchas compañías usan una mezcla de 22 ppg (2636 kg/m3), sin embargo, cuanto más liviana la mezcla, mejor el asentamiento del tapón. Se sugiere una mezcla con 2 ppg mas de peso

• Descontrol Subterráneo • La pérdida de comunicación entre la tubería y el anular.

Los procedimientos estándar de control de pozos no entran en acción, mientras no se pueda circular en el pozo. Si ocurre una pérdida total de circulación, es probable que se tenga gas en todo el pozo, este problema se conoce con el nombre de descontrol interno. Existen varias señales como posibles indicadores de un descontrol subterráneo:

• Presión de cierre menor al que se esperaba. Presión anular incrementará por la migración del gas, si se pierde circulación y es reemplazado por fluidos de la formación. Es posible que se tenga que bombear fluido por el anular, con el propósito de mantener la presión por debajo de las limitaciones de presión de la de superficie o del revestidor.

• Una caída repentina de la presión de superficie. Esto podría indicar la fractura de la formación.

• Presiones menores a la presión normal de surgencia, mientras se produce. Adicionalmente, se pueden observar, fluidos que no pertenecen a la formación productiva (cambios en el gas / porcentaje de crudo).

• Fluctuaciones en el manómetro del revestidor. Dependiendo de la severidad del descontrol, esto puede ser muy rápido. La lectura de la presión en el revestidor puede llegar a ser muy alta.

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Complicaciones 191

Si alguno de estos indicadores están presentes, se debe realizar una prueba positiva. Lentamente bombee dentro de la tubería.

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192 Complicaciones

que el lodo en uso. Cuando se bombee esta mezcla, se debe tener cuidado de no bloquear las boquillas (Jets, nozzles) de la broca (trepano, mecha, bit). Se hace notar, que el arreglo de fondo ( BHA) y alguna parte de la tubería, posiblemente se pierda, al momento en que el tapón se asienta rápidamente en el anular y aprisiona la herramienta. • Uno de los mejores métodos se sellar en un pozo surgencias de agua es con un tapón balanceado de bentonita y diesel (bulk plug). El diesel actúa como transportador de la bentonita. Cuando el diesel es lavado o separado de la bentonita, por agua o lodo, la bentonita se asienta formando una capa fuerte de arcilla. Este tapón puede debilitarse con el tiempo. Si el tapón va ser colocar para varios días, entonces es buena idea, asentar un tapón de cemento, en el tope del tapón anterior. Realice un control “sándwich”. Bombee fluidos con alta concentración de material obturante por el anular , mientras se bombea, simultáneamente lodo pesado por el interior de la tubería. En el caso más raro, de que la zona de perdida, por debajo de la sección surgente, estas serían revertidas. Adicionalmente, se debe usar fluidos de menor fricción, para evitar el exceder las presiones limitantes como: superficie o fondo del pozo. NOTA: La tubería debe de estar por debajo de la zona, para que se efectiva la operación. • Los controles dinámicos usan fluidos que generen suficiente densidad equivalente de circulación (DEC), para controlar la zona de surgencia, pero tan livianas que no ocasione pérdida.

• Registro Sónico

• Ayuda a perforar un pozo, con zona en surgencia, usando técnicas dinámicas.

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Complicaciones 193

Tapones de cemento

Presiones entre revestidores

El cemento viene a ser un tapón ideal. Sin embargo, es muy complicado asentar un tapón de cemento, cuando se tiene en movimiento gas, aceite o agua. Mezclas de cemento especiales son proporcionadas por las Compañías de cementación.

Existen muchas causas para la existencia de presión entre dos tuberías de revestimiento. Alguna de esas razones es el resultado de una mala adherencia del cemento, corrosión, fatiga, fallas del empaque y efectos de temperatura sobre el material tubular y fluidos de empaque.

Fallas en (BOP) Tanto los planes de contingencia, como los planes de emergencia (PDE), deben incluir planes de acción cuando se tenga problemas con el conjunto de preventores de surgencia ( BOP). Una falla en (BOP) contraer un influjo adicional o que los fluidos de formación fluyan a la superficie, consecuentemente se puede llegar a perder el pozo, como tal y hasta el equipo. Por esta razón los (BOP) se debe monitorear durante toda la actividad de control de pozo. Si se tiene una fuga cuando el (BOP) esta cerrado, puede que la empaquetadura esté dañada. Con mucha frecuencia, al incrementar la presión de cierre, se puede subsanar la fuga, sin embargo si la fuga es severa, se debe buscar su reemplazo inmediatamente, por otro alternativo. Los conjuntos de preventores en superficie tienen en los arietes (ram) un orificio (lagrimero) que indica la falla de los sellos principales, en el eje del ariete (ram). Esto contrae fallas en el sello positivo, alrededor de la tubería o cierre del pozo. Varios fabricantes de BOPs proveen los medios necesarios para una reparación temporal. Un perno hexagonal, que se encuentra corriente arriba del lagrimero, que si se ajusta forzará al empaque o material sellante, hacia el área para reducir o evitar la fuga en el eje. . Cuando el pozo ya esta bajo control, este problema debe ser reparado.

• Falla en BOP El personal debe familiarizarse con los dispositivos alternos de cierre, para cuando el sistema hidráulico tenga problemas. Esto puede ser, tan simple como seleccionar otro conjunto de (BOP), o en su caso cerrar manualmente los arietes (rams) de tubería. Es posible que sea necesario un múltiple, probado con alta presión o una bomba de cementación en el conjunto de la línea de cierre, si la unidad de cierre falla y que los arietes no se puedan cerrar manualmente. Si la línea hidráulica falla, se debe cerrar o bloquearla, para evitar la pérdida de presión de cierre. Los (BOP) en operaciones marinas están equipados con conjuntos alternativos de control, los que se podrán seleccionar, si el conjunto principal tiene fallas en su funcionamiento. El punto de la falla es crítico. Si la falla se trata del sello de brida, entre dos preventores, cierre el ariete inferior, puede que esto permita controlar la presión y dependiendo de las disponibilidades, para que la activad de control de pozo continúe. Dejar caer la tubería y cerrar el ariete ciego (blind ram) es aún otra posibilidad, todo esto depende de la severidad y la ubicación de la falla. Otra solución al sello brida es bombear un sellante graduado dentro de la cabeza del pozo. Bombear cemento para bloquear el pozo, sería el último recurso.

Las razones de la existencia de presión entre revestidores, tiene que ser identificada, antes de proceder con la actividad planeada. Los reglamentos requieren que el problema sea rectificado, antes de continuar las operaciones, si la causa de presión es por comunicación entre dos zonas. Si la presión es atrapada entre las tuberías, entonces el problema no es muy serio, como la comunicación entre dos zonas. Si embargo, se debe tratar con seriedad, si la válvula

• Conjunto de BOPs

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194 Complicaciones

entre el anular de revestidor a revestidor, va a ser abierto, antes de acoplar el (BOP) o se bajando un nuevo tubo de revestimiento. Abra esta válvula con sumo cuidado, todas las veces. Asuma siempre que puede existir una presión atrapada, aún cuando se instala un manómetro y no indique lectura alguna.

Embudo o tolva tapada Si la tolva de mezcla de lodo queda obstruida al mantener el peso y circulando un influjo, la densidad del lodo va a disminuir. La tolva de mezcla tiene que estar en condiciones de trabajo, de manera que se pueda mezclar los materiales para densificar, cuando sea necesario. El agregar material para densificar, directamente a los tanques, no tien la misma eficiencia que cuando se usa la tolva.

Obstrucciones en la tubería Por debajo de un puente u obstrucción, siempre se de debe esperar presión . Se puede limpiar de diferentes maneras: • Aplique presión de bomba • Baje una línea de acero • Baje una tubería de diámetros menor y lave • Saque la herramienta

• Equipo de mezcla de lodo

Tubería pegada En muchas áreas, la primera razón para que la tubería se pegue, es la presión diferencial. Sin embargo, la tubería puede aprisionarse por otras razones. Se debe determinar, el punto donde esta aprisionado y donde esta libre. Varios materiales especiales, para liberar la herramienta, facilitan las compañías de lodo. Si la herramienta no se puede liberar, la decisión debe ser tomada, para cortar o desenroscar la tubería, justo después del punto libre. La tubería puede ser cortada por diferentes métodos: • Cortadores internos mecánicos: Tiene un juego de cuchillas afiladas sobre un mandril en bloques telescópicos. Cuando la herramienta es rotada, las cuchillas hincan y cortan la tubería. Existen también, cortadores mecánicos externos.

• Presión entre sarta de casing

• Cortadores químicos: Produce una serie de huecos, que debilita a la tubería, de

manera que la tubería se cortará en el punto deseado, cuando la tubería es sacada. • Cortadores de boquilla: Cortadores de boquilla cortan a la tubería con una carga formada (determinada) • Explosión: Cargas de disparo produce una expansión momentánea de la conexión. Se aplica torque (contra torsión) en sentido contrario al enrosque normal (giros a la izquierda) y se activan cordón explosivo, ya sea fuera o dentro de la tubería, para desenroscar. Se obtiene un desenrrosque parcial de las juntas . La tubería será rotada, para romperla o retirar la conexión.

Determinación del punto libre Un detector de punto libre es un dispositivo del cable que se baja dentro de la tubería, para determinar a que profundidad esta aprisionada la herramienta.

El punto libre puede ser también, calculado en base a la medición de la elongación de la tubería. Una vez que se ha determinado el punto libre (punto por encima del aprisionamiento), se utilizarán cargas explosivas, para el desenrosque de la herramienta, por encima del punto de aprisionamiento. Para cortar la tubería podrán ser usadas, cortadores mecánicos, químicos o de boquilla.

Pesca El término de pescar se refiere a la recuperación de equipo que se ha caído, perdido o aprisionado, en el pozo.

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Complicaciones 195

La pesca puede que se realice en pozo abierto, en el revestidor, en la tubería de perforación o de producción. La mayoría de las operaciones de pesca, dentro del revestidor, se realizan con tubería de perforación o de producción, mientras que dentro de la tubería con cable de acero.

EXISTEN VARIAS CAUSAS DE PESCA, INCLUIDAS LAS SIGUIENTES: • Tubería retorcida • Objetos extraños perdidos o sumergidos • Roturas de cable de acero o eléctrico • Fallas de la herramienta o de la broca • Desenrrosque de la tubería aprisionada • Error humano

Lo primero e importante, que se debe hacer es un diseño detallado del pescado (pieza o parte de la herramienta a recuperar).

• Tuberia Pegada diferencialmente

Esta es la razón por la que, cuando se baja la herramienta, debe tomarse todas las dimensiones y características de todo que se esta bajando al pozo. El diseño debe incluir la configuración completa del pozo (hueco, agujero). Las herramientas de pesca son seleccionadas (fabricadas), acorde al gráfico y la ubicación de la pesca. Todas las herramientas de pesca deben de ser calibradas y medidas. Un trabajo simple, como es el de bajar un agarre externo (“overshot”), a menudo es realizado por el personal de turno. Sin embargo, el representante de la compañía debe analizar la situación, antes de entrar en acciones precipitadas.

• Determinando punto libre

Si el operador carece de herramienta y de experiencia, debe llamar a un especialista.

• Tuberia Pegada por formaciones reactivas

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196 Complicaciones

Conexión superior LAS HERRAMIENTAS QUE USAN INCLUYEN LOS SIGUIENTES: • Agarre interno – espiralados o telescopio (escalonado) • Agarre externo – “overshots” (espiralados y de canasta). Empaque tipo A

Recipiente

• De levante o agarre – magnetos, canasta o arpones • Perforar, moler y cortar – zapatas de rotación, fresadores, cortadores y brocas. • Enrollar y raspar – rodillos y escariadores

Grapa espiral

Control de grapa espiral

Se usan también, algunos accesorios, para mejorar el trabajo de la pesca. Estos incluye: bloques impresores, martillos, destrabadotas, juntas de seguridad, aceleradores, juntas articuladas y caños lavadores. Las herramientas de pesca serán bajadas con tubería o cable, dependiendo de su aplicación.

pescado, si es necesario circular. Estas herramientas pueden ser bajadas con tubería, tubería flexible o cable. Los caños lavadores son normalmente revestidotes de paredes gruesas, sin juntas roscadas interna y externamente. Se usa para trabajos de lavado por encima del pescado. Usualmente se recuperan 3 a 4 tubos del pescado por vez. La zapata que se baja en la base del cañó lavador, esta diseñado para ese trabajo. Una zapata dentada se usa, cuando se necesita perforar, moler o cortar. Imanes (magnetos) se usan para recuperar objetos pequeños, como conos de la broca. Se pueden bajar también, electro magnetos con cable. Magnetos permanentes, son algunas a veces bajados, en la tubería om tubería de producción y tiene puertos para circular, para el lavado del pescado.

Herramientas de pesca

Guía

Overshot Grapa espiral Serie 150

• Herramientas de pesca (overshot)

Se utilizan muchas herramientas para completar el trabajo de pesca. Si la forma y dimensiones del pescado están en duda, entonces se debe bajar un bloque de impresión, obtener esa información. Cámaras sumergibles, grabadores de videos se han usado para identificar el pescado, usando lodos claros. Si se conoce la información del tope del pescado, se seleccionará el agarre apropiado. Un agarre externo (“overshot”) es la herramienta mas versátil y la más usada. Esta herramienta puede asir portamechas (collar), tubería o cuellos de pesca y saca herramientas recuperables. Muchos agarres externos están equipados con juntas de seguridad, de manera que pueden ser liberados si es necesario. Los agarres externos pueden tener un empacador, para sellar alrededor del

• Herramientas de Pesca

Otros accesorios de herramientas son usados a menudo con las principales. Los martillos tienen un dispositivo de impacto. Ellos generan impactos o percusión, ascendente y descendente, para liberar al pescado que fue agarrado. Cestas de pesca son bajadas con tubería o cable, para recuperar restos metálicos. Los sustitutos de cesta son colocados en el trabajo o perforación, inmediatamente después de la broca o el fresador. Cuando se inicia la circulación, los restos metálicos son lavados del fondo del pozo, cayendo luego en la cesta. Cucharas hidrostáticas son usadas, también, para lavar la cesta en el pozo y puede ser bajado con tubería o cable de pistoneo.

o reemplazado de acuerdo a las exigencias del caso. Este proceso ha sido exitoso con presiones mayores a los 10000 psi (689,5 bar). Congelar se usa, entre otras cosas en: • Después de haber sido detectado un influjo, el vástago no se puede liberar por falta de flotación o la válvula inferior tiene una fuga.

• Congelamiento de Tuberia moción al fluido de perforación. Los restos metálicos pueden afectar seriamente a las bombas si se quedan como remanente en el fluido en circulación.

Fresar

Congelar

Las fresadoras son usadas por varias razones. Ocasionalmente es necesario moler una sección completa de la tubería de producción, de perforación, revestidor o pescado que no puede ser capturado en su presente estado. Va a ser necesario moler, si el pozo va a ser desviado.

Congelar es una técnica que sirve para sellar tubería, tubería de producción, revestidor o equipos de superficie que tienen fallas o cuando otros métodos son inseguros. Una vez congelado, el equipo puede ser retirado

Si el material a ser molido es acero, entonces la zapata es fabricada con partes cortantes de Carburo de tungsteno. Las fresadoras viene en diferentes tamaños y diseños para trabajos especiales. Durante el trabajo de molido es de tender de colocar magnetos en la salida para atrapar a los restos metálicos y ayudar en la remoción al fluido de perforación. Los restos metálicos pueden afectar seriamente a las bombas si se quedan como remanente en el fluido en circulación. Durante el trabajo de molido es de tender de colocar magnetos en la salida para atrapar a los restos metálicos y ayudar en la re-

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Complicaciones 197

• Herramientas para fresar

• En caso que presenten fallas, ya sea la válvula maestra en el arbolito o el preventor de surgencias (BOP) y que se requiera retirar para su reparación. • Se puede cambiar una válvula que tiene problemas, instalar una válvula de contra presión. Para realizar una operación de congelamiento, debe existir una condición estática de fluido, en el punto donde se congelará. Debe ser desplazado un fluido tipo gel, especialmente formulado hasta el punto donde se congelará, ya sea bombeando por el vástago o usando un equipo de alta presión. La formulación tiene una alta concentración de partículas de materia. Bentonita (gel) y agua (preparar la mayor cantidad posible, tal que cuando se circula, todavía quede algo como remanente) todos juntos trabajan muy bien en esta operación. El gel proporciona la cantidad necesaria de sólidos, así como la viscosidad, para mantener la solución en el lugar. Para usar con flujos de gas o tubería vacía, se debe incrementar aún mas la viscosidad, para mantener la píldora en el lugar. Para que la píldora funcione, debe estar estático. Si el fluido no está estático, la posibilidad de que se tenga éxito es muy baja. El agua cuando se congela se expandirá. Esto puede dañar al recipiente, donde se esta realizando el congelamiento. Los sólidos serán comprimidos y proporcionan una amortiguación a la expansión del agua.

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198 Complicaciones

Un tambor vacío partido y empernado o una cámara reforzada con bisagra (55 galones (208,2 l), de capacidad, será suficiente) es coloca alrededor de la zona que será congelada. La parte interna será recubierta con plástico (similar al de las bolsas para residuos) y empacado con hielo seco, las capas de hielo no deben exceder de las 6” (152 mm), por camada. El objetivo es proporcionar una densa disposición de hielo seco, evitando en lo posible el mínimo espacio de agua. Hielo seco tiene un temperatura de - 109 ºF ( - 43 ºC). Temperaturas mas bajas puede dañar a la composición del acero y transformándolo a un material muy frágil, al tiempo del congelamiento. Espere aproximadamente un hora para cada pulgada (25,4 mm) de diámetro que va a ser congelado, reempacar con hielo seco cada 30 minutos. Una vez que ha pasado el teimpo suficiente, se formará un paquete de hielo. Normalmente el paquete se extiende entre 1 a 2 ½ pies (0,3 a 0,76 m), por encima y por debajo de la parte empacada. La sección congelada se pone en acción. Se hace hincapié que el metal congelado es extremadamente frágil y resquebrajable.

Taladrar una tubería bajo presión (HOT TAPPING) TALADRAR UNA TUBERÍA (HOT TAPPING) ES EL PROCESO DE TALADRAR O PERFORAR UN PUNTO DE ENTRADA A LA TUBERÍA O UN RECIPIENTE BAJO PRESIÓN. LA TÉCNICA POSIBILITA EL DRENAJE O BOMBEAR AL INTERIOR DE RECIPIENTES BAJO PRESIÓN. ESTA TÉCNICA UTILIZA LO SIGUIENTE: • Deslizar hacia arriba con presión. Si existe presión atrapada entre dos tapones, dentro de la tubería, cuando el primer tapón este fuera del pozo, se puede usar el

la tubería, para que pueda ser perforada por la broca. Al inicio se debe realizar perforaciones guía, con brocas de diámetro menor, incrementando gradualmente hasta llegar al diámetro deseado. Este proceso debe ser rápido y preciso. Alguna falla en el mecanismo de sello puede ocasionar un descontrol.

Problemas mecánicos y de pozo • Equipo de Hot Tap “Hot Tap”, para perforar un orificio en la tubería, para liberar la presión. • Después de colocar un tapón de hielo dentro de la tubería, se puede usar “Hot Tap”, para purgar la presión entrampada dentro de la tubería. Esto permite retirar el vástago y conectar una válvula, instalar otro equipo adicional y controlar el pozo. • Se puede usar, también, para perforar, tapones o puentes dentro de la tubería y liberar la presión. • Para perforar tapones ciegos en tubería de superficie, cabeza de revestidor y múltiples. • Al realizar una operación de “Taladrar tubería bajo presión (Hot Tap), se coloca una abrazadera especial (tipo montura) al equipo que va a ser perforado. La montura hace el primer sello de la tubería que se va a perforar. El sello, generalmente es mecánico (tipo anular) y se energiza por el mecanismo de la montura. El conjunto incluye una broca (mecha) especial y un lubricador con empacaduras que están colocadas en la abrazadera. Desde ese punto se rota la broca hidráulica o manualmente. La broca es conducida por un sistema roscado que brinda la fuerza necesaria contra

Durante las operaciones de control de pozo, los manómetros, tanto de la tubería, como del anular deben ser monitoreados constantemente. Los problemas que se desarrollan, pueden ser diagnosticados, interpretando la reacción de los manómetros. Es de vital importancia el controlar los manómetros y comunicar sobre cualquier cambio que afectar en la lectura correcta.

RESUMEN Las complicaciones y problemas suelen aparecer justo, durante el proceso de controlar un pozo. Pocos procesos de control de pozo se realizan sin complicaciones. Esta es la razón para que los problemas se anticipen en su pronóstico, se deber poner cuidado y atención durante toda la operación. El obviar y no poner atención a las señales de descontrol, a las tendencias es un al factor de contribución a los problemas ya existentes. Los problemas pueden ser solventados, pero antes deben de ser previamente identificados. Después que el problema ha sido descubierto, la solución puede ser determinada con una combinación de sentido común y experiencia. Recuerde, todo el tiempo, que si la solución o el problema nos esta claro o no se entiende, entonces es bueno y recomendable buscar ayuda. Si no consigue ayuda inmediatamente, cierre el pozo y busque ayuda. El no hacerlo puede contraer resultados funestos, con pérdidas de vida y del equipo.

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200 Fluidos

Fluidos FLUIDOS DE PERFORACION

El control permanente del fluido de perforación (lodo) es la clave fundamental, para el control de pozo.

Funciones del fluído de perforación Las funciones generales de los fluidos de perforación (lodo) están prácticamente estandarizadas. En vista de que la gran mayoría de los trabajos de perforación, están relacionados con lodos líquidos de perforación, concentraremos nuestra atención sobre los diferentes tópicos, propiedades y características de ellos, en este capítulo. Las ocho funciones basicas de los fluidos de perforación son las siguientes: • Transporte de recortes hacia la superficie. • Suspensión de recortes cuando se detiene la circulación. • Control de presión anular. • Lubricación y enfriamiento de la columna de perforación. • Soporte de las paredes del pozo. • Flotación de la columna de perforación y revestidor (casing). • Provisión de energía hidráulica. • Un medio adecuado para registros eléctricos (perfilaje).

Control de presión anular Se conoce que los fluidos de formación (gas, petróleo, agua) se encuentran bajo presión, estos fluidos deben de ser balanceados o sobre balanceados, para evitar flujos en descontrol. La presión hidrostática en el anular desempeña esta función.

Lubricación y enfriamiento Cuando la broca (trepano, mecha, bit) hace contacto con la formación, al perforar, genera una temperatura extrema. Esta temperatura debe ser absorbida por el fluido de perforación (lodo) y transportada fuera del pozo. El lodo (fluido de perforación) debe lubricar también, al revestidor, a la herramienta (tubería, sondeo) y la broca (trepano, mecha, bit). Las propiedades de lubricación se pueden ser implementadas con la combinación de productos especiales (dispersantes, reductores de fricción). El tratamiento con estos productos alarga la vida útil de la broca, disminuye la contra torsión y el arrastre, reduce la presión de bomba, y reduce el desgaste por fricción en la tubería y el revestidor.

Suspensión de recortes

Soporte de las paredes del pozo

Los recortes tienden a caer al fondo del pozo, inmediatamente se corta la circulación, si acaso el fluido de perforación forma una estructura de gel. Esta estructura de gel debe mantener a los recortes (ripios , muestras, cutting) en suspensión hasta que se reinicie la circulación. Si los recortes se mantienen dentro de esta estructura de gel, una vez se ha circulado, se generaran presiones excesivas de compresión y de succión (surge & swab).

La formación, de las paredes del hoyo, puede derrumbarse antes de ser revestido, a menos que se reemplace el soporte por el fluido de perforación. La cantidad de soporte requerido, para evitar el derrumbe, depende de la formación. Soporte mínimo se necesitará en formaciones compactas y duras, mientras que las formaciones relativamente consolidadas, serán soportadas, sólo por el efecto de la densidad del lodo. En

formaciones no consolidadas o blandas, el fluido de perforación debe tener la propiedad de la formación de un revoque delgado y resistente sobre la pared del pozo.

Cap. 9

Fluidos 201

Retorno de lodo

Flotación de la columna de perforación (tubería) y revestior El peso de la columna de perforación o del revestidor (casing) puede superar varios miles de libras o kilos y generar esfuerzos extremos en la estructura del equipo. Los pesos extremos pueden ser absorbidos, en parte, por la fuerza de flotabilidad del lodo. Esta fuerza depende de la densidad del fluido y del área transversal sobre la que actúa la presión.

Provisión de energía hidráulica (HIDRAULICA EN LA MECHA) A medida que el lodo fluye a través de las boquillas de la broca (trepano, mecha, bit), se desarrolla alta velocidad, durante la circulación. Esta velocidad o fuerza hidráulica mantendrá limpia el área por debajo de la broca (trépano, mecha, bit), para que éste no tenga que volver a triturar los recortes (muestras, ripio, cutting) ya perforado, lo que provocaría una reducción de la velocidad de avance. Las propiedades físicas y velocidad del fluido de perforación ayudan a mantener limpia, el área debajo del trépano.

Un medio adecuado para el perfilaje El fluido de perforación es necesario para muchas operaciones de MWD (medición y/

Tanque de recortes

• Fluido de Perforación

Shaker

Acuífero

Acuífero confinante

Revestimiento

Efectos colaterales Los siguientes efectos colaterales, deben de ser minimizados, durante la perforación:

Revestimiento

• Daño a la formación. • Corrosión de la tubería de perforación y el revestidor. • Disminución de la velocidad de penetración.

Roca tapa

Revestimiento

Gas

Arena petrolera

• Problemas de compresión y pistoneo. • Pérdida de circulación. • Aprisionamiento de la herramienta. • Erosión del las paredes del pozo.

• Funciones del fluido de perforación- Transporte de recortes

registro, durante la perforación) y registros eléctricos (perfilaje) que se utilizan para evaluar las formaciones. Muchos registros eléctricos (perfiles) requieren que el fluido de perforación sea un líquido conductor de electricidad que presente propiedades eléctricas diferentes de las que poseen los fluidos de la formación.

• Asentamiento en las piletas (tanques, piscinas, cajones). • Desgaste de la bomba. • Contaminación ambiental con el cemento

Daños a la formación El daño de la formación puede presentar dos formas diferentes: producción reducida de hidrocarburos o reducción de la estabilidad de las paredes del pozo.

Cap. 9

202 Fluidos

del fluido de perforación es muy superior a la de la formación, se produce entonces una disminución de la velocidad de avance.

Problemas de circulación, compresión y suabeo

• Medición de propiedades del fluido Muchos de los fluidos de perforación pueden alterar las características de la formación; sin embargo, algunas formaciones son más sensibles que otras y algunos fluidos más dañinos. Las formaciones particularmente sensibles (hidro-presurizadas, o lutitas bentoniticas) pueden necesitar fluidos de perforación o tratamientos especiales.

Una viscosidad alta en los fluidos de perforación puede aumentar las presiones de circulación, compresión y de suabeo. La formación de un revoque grueso puede también contribuir al incremento de las presiones de compresión y pistoneo, las que pueden provocar una surgencia. Una viscosidad excesiva limita el caudal de circulación, disminuye la velocidad de avance al reducir la pérdida de presión disponible a través del trépano‚ y aumenta el esfuerzo de la bomba.

Pérdida de circulación

Corrosión de la tubería y del casing

Pérdida de circulación puede producirse, cuando la presión hidrostática excede la resistencia de la formación.

En el pozo, los tubulares de acero pueden estar expuestos a un ambiente corrosivo por el fluido de perforación y de la formación. El tratamiento químico del fluido de perforación o el agregado de una capa protectora a la superficie de acero disminuye el efecto corrosivo.

Las presiones altas también pueden ser el resultado de malas prácticas de bajada de tubería, lodo muy pesado, excesiva viscosidad o malas prácticas de perforación. Costos elevados de fluido de perforación y pozo, junto con la posibilidad de una surgencia, son los resultados de la pérdida de circulación.

Disminución de la velocidad de avance (RATA DE PENETRACION, ROP)

Pega de tubería

Diversos factores afectan la velocidad de penetración, pero la diferencia entre la presión de la formación y la hidrostática es la más significativa. Si la presión hidrostática

Una de las causas de pega de tubería es la cantidad excesiva de recortes en el pozo, pero el tipo de pega más significativo se produce cuando la tubería se incrusta en un revoque grueso de la pared del pozo. La pega de tubería puede dar lugar a costosas tareas de pesca y a aumentar el costo del pozo.

Erosión de la pared del pozo Problemas de registros eléctricos (perfilaje), cementación y aprisionamiento de la tubería son sólo algunas de las dificultades de la erosión del pozo. Existen dos clases de erosión: una física y otra química. El bombeo del fluido de perforación hacia el espacio anular a una velocidad menor contribuye a reducir la erosión física. La erosión química depende de la reacción química producida entre el fluido de perforación y la formación.

Asentamiento de recortes en los tanques La misma fuerza de gel que impide que los recortes caigan en el pozo cuando la circulación se detiene, puede también evitar la decantación de sólidos indeseables en los tanques. La gravedad provoca que algunos de los sólidos caigan al fondo de las piletas, sin embargo, la mayoría de ellos deben de ser extraídos con el uso adecuado de equipos de control de sólidos, tales como: limpiadores de arena, de limo, centrifugas y de limpiadores de lodo.

Desgaste de la bomba Los mismos sólidos que se mencionaron antes pueden provocar el desgaste excesivo de los componentes de las bombas si no se los remueve. Probablemente, el sólido más abrasivo es la arena que se incorpora al fluido durante de la perforación. La arena debe ser separada mediante el equipo de control de sólidos.

Contaminación ambiental y del cemento Algunos fluidos de perforación que son buenos para las operaciones de perforación son, por lo general, incompatibles con la le-

chada de cemento. Debe utilizarse un fluido espaciador para separar el cemento del fluido de perforación.

3. Colocar la tapa sobre la copa y fijarla lentamente con un movimiento giratorio. Asegurarse de que algo de lodo salga por el orificio central de la tapa de la copa.

Ciertos líquidos, sólidos y aditivos químicos pueden causar problemas ambientales. Algunas veces, un aditivo determinado debe reemplazarse por un producto menos efectivo y más caro, pero que no afecte en gran medida la vida marina o el ambiente.

Análisis de los fluidos de perforación, en el campo Las propiedades físicas y químicas del fluido, deben controlarse apropiadamente, para el uso durante la perforación u operaciones de reparación. Estas propiedades son registradas y analizadas rutinariamente en el campo. En las páginas siguientes, describiremos siguientes ensayos: Densidad, propiedades reològicas, (viscosidad de embudo), características de filtración (ensayo API, prueba de presión baja), analisis de filtrado (concentración de sal) y temperatura.

• Equipo para medición de propiedades del fluido

4. Al emplear una balanza de lodo presurizada, utilizar la bomba para agregar lodo a la copa bajo presión. Llenar la bomba con lodo, colocarla sobre la copa y presionar el pistón hasta que no pueda agregarse más lodo. 5. Lavar o escurrir la parte exterior de la copa y el brazo para quitar el exceso de lodo. 6. Colocar en el soporte y mover la pesa móvil a lo largo del brazo graduable hasta que la copa y el brazo estén en equilibrio. 7. Leer la densidad sobre escala.

• Balanza para medir la densidad del fluido

Densidad

8. Registrar el valor mas cercano a la pesa móvil y expresarlo en libras/galones, libras/pies cúbicos, peso específico en gramos por litro o psi/1000 pies de profundidad, según este graduada la escala. 9. Quitar el lodo de la copa inmediatamente después de usarla. Es escencial que se mantengan limpias todas y cada una de las partes de la balanza de lodo, si se desea obtener resultados precisos.

La típica balanza convencional de lodo, al igual que las balanzas de lodo presurizadas tienen un brazo graduado y aplican el principio de una balanza de contrapeso para medir la densidad. En la mayoría de los casos, la balanza convencional de lodo resulta apropiada. Sin embargo, si el fluido o la mezcla de cemento contienen una cantidad significativa de aire o gas atrapado, entonces deber utilizarse una balanza presurizada. Esta última mide los contenidos de la copa bajo presión para reducir la cantidad de aire o gas a un volumen insignificante, y así lograr un valor comparable al obtenido en el fondo del pozo.

Cap. 9

Fluidos 203

• Medición de la densidad del fluido • Procedimiento: 1. Fijar la base del instrumento para que esté nivelado. 2. Llenar la copa, limpia y seca, con el fluido que se va a pesar.

Para calibrar la balanza de lodo, se debe seguir el procedimiento antes mencionado, pero llenado la copa con agua dulce o destilada y ajustando la pesa móvil a la división del valor correspondiente de la densidad del agua dulce según la escala que se posea (por ejemplo, 8,33 si está graduado en lbs/ gal, 998 g/l) y colocar sobre el soporte. Si la pesa móvil y la copa no se encuentran equilibrados, se deben ajustar con el tornillo de calibración y si no es suficiente se debe agregar o sacar contrapeso. El contrapeso

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204 Fluidos

puede agregarse o quitarse de la cámara existente en el extremo del brazo graduado. El contrapeso está constituido por pequeñas esferas de plomo.

Propiedades reológicas Reología es el estudio del flujo de líquidos y gases. Viscosidad, definida como la resistencia a fluir (espesor relativo) de un liquido, es el termino relogía que comúnmente se usa en la industria petrolera. El análisis de las propiedades reológicas de un fluido es importante para calcular las pérdidas de presión de fricción; para determinar la capacidad del lodo, de llevar recortes (muestra, ripio, cutting) hasta la superficie; para analizar la contaminación de lodo por acción de sólidos, químicos o temperatura y para determinar los cambios de presión en el pozo durante una maniobra de sacar y bajar la tubería. Las propiedades fundamentales son la viscosidad y la fuerza del gel. Las medidas de viscosidad simple se toman con un embudo Marsh, que mide el tiempo de flujo alcanzado. La llamada viscosidad de embudo es la cantidad de segundos necesarios para que un cuarto de galón (0,946 l) de fluido pase a través de un tubo de 3/16 pulgadas (4,8 mm) que se acopla al fondo de un embudo de 12 pulgadas (305 mm) de largo. El valor resultante es un indicador cualitativo de la viscosidad del lodo.

• Embudo Marsh

Para calibrar el embudo Marsh y efectuar el ensayo estándar API, llenar el embudo con 1.500 cm3 de agua dulce a una temperatura de 70° a 80° F (22° C a 27° C) y anotar el tiempo que se necesita para drenar un cuarto de galón (0,946 l) del embudo. El tiempo requerido para el agua dulce es de 26 segundos, con una tolerancia aproximada de 1/2 segundo. A continuación, se describe el procedimiento para el ensayo de viscosidad con embudo. PARA OBTENER RESULTADOS CONFIABLES, UTILIZAR UN EMBUDO LIMPIO Y LIBRE DE IRREGULARIDADES EN SU INTERIOR. TOMAR LA MUESTRA EN LA LÍNEA DE SALIDA DEL FLUIDO DEL POZO, FILTRAR A TRAVÉS DE LA MALLA Y REALIZAR LA PRUEBA DE INMEDIATO; TOMAR EL TIEMPO DEL FLUJO. 1. Cubrir el extremo del tubo con el dedo y verter el lodo a través de la malla hasta que el nivel alcance el fondo de la misma. 2. Quitar el dedo del orificio de la salida y controlar cuidadosamente los segundos necesarios, para que un cuarto de galón (0,946 l) de lodo descargue del embudo. La cantidad de segundos representa la viscosidad. 3. Registrar la temperatura de la muestra en grados Fahrenheit (grados Centígrados). Una mejor medición de las propiedades reológicas del lodo de perforación se obtiene utilizando un viscosímetro Fann que suele conocerse simplemente como medidor VG. Este instrumento utiliza una camisa que rota alrededor de un cilindro ajustado a tensión elástica interna y que posibilita lecturas comúnmente directas o digitales de la resistencia de circulación de los fluidos. Las lecturas se realizan a 300 y 600 rpm para determinar la viscosidad plástica (VP) y el punto de fluencia (PF) (Yield Point; YP) del fluido.

• Medición de la viscosidad Marsh

Para determinar la viscosidad plástica ,VP, al resultado de la lectura a 600 rpm se le resta el de la lectura a 300 rpm. La viscosidad plástica mide la resistencia del flujo provocada por la fricción entre las partículas sólidas suspendidas y la fase líquida del fluido. Al ser dependiente de partículas sólidas, el tamaño, la forma y el número de partículas afecta la viscosidad plástica. La unidad de medida se expresa en centipoises (cp.). El punto de fluencia es la medida de resistencia a fluir provocada por las fuerzas de atracción entre las partículas suspendidas en el fluido. El punto de fluencia se mide en libras por 100 pies cuadrados y se determina al restar la medición de la viscosidad plástica del resultado obtenido de la lectura a 300 rpm. El viscosímetro también se utiliza para determinar la resistencia del gel, que es la habilidad del fluido para desarrollar una estructura gelatinosa rígida o semi-rígida cuando el fluido no está en movimiento. Generalmente, el espesamiento del fluido o las

2. Llenar el depósito con fluido hasta ½”, antes del tope. Llenar la celda hasta el borde es sólo necesario para ahorrar CO2. Si el aire comprimido resultara abundante, sólo será necesario llenar parcialmente la celda con fluido. Puede también utilizarse nitrógeno en lugar del aire o dióxido de carbono. (No usar oxígeno; puede provocar una explosión.)

• Viscosímetro Fann

propiedades “tixotrópicas” se miden a los 10 segundos y a los 10 minutos después de haberse detenido el fluido.

Ensayo de filtrado de baja presión Una de las propiedades más importantes de un fluido es el regimen de filtración o pérdida de agua. Se trata de medir la cantidad relativa de agua, del lodo que se pierde, en las formaciones permeables, y de la cantidad relativa de revoque de lodo que se forma en las paredes permeables del pozo. El filtro prensa de baja presión cumple las especificaciones API establecidas para medir la filtración. La presión se obtiene de cartuchos de dióxido de carbono (CO2); sin embargo, las modificaciones en las conexiones permiten el uso de aire comprimido proveniente del equipo de perforación o de cilindros de aire comprimido. El procedimiento para llevar a cabo el ensayo de filtrado es el siguiente: 1. Armar las partes del filtro prensa, limpiar y secar utilizando un papel de filtro, nuevo, seco y sano.

3. Una vez que la probeta graduada esté lista para recibir el filtrado, regular la presión del gas a 100 psi (6,9 bar), con una tolerancia de + o - 5 psi (0,3 bar). Nunca abrir la válvula de gas hacia un regulador que no esté ajustado a la presión mínima. Abrir o cerrar la presión hacia la prensa filtro con la válvula correspondiente. 4. A los 30 minutos, liberar la presión y leer en la probeta la cantidad de agua filtrada, en mililitros (ml). Quitar con cuidado el papel filtro con la costra de filtración y enjuagar el exceso de lodo. El espesor de la costra de filtrado (revoque) se mide en mm. 5. En general, se debe usar el ensayo de 30 minutos. Si la prueba API de pérdida de agua es superior a los 8 ml, el volumen de filtrado que se obtiene en 7, 5 minutos puede duplicarse para dar una aproximación razonable al valor API. El tiempo real del ensayo, si fuera diferente al del ensayo de 30 minutos, deberá registrarse en el informe del parte diario del perforador. Además del registro del espesor del revoque (costra, cake) de filtrado, se deberá agregar una nota descriptiva siempre que la costra tenga una textura pobre o el espesor haya aumentado por hinchamiento. En el caso de ensayos con una duración inferior a los 30 minutos, no se deben registrar los espesores del revoque.

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Fluidos 205

Prueba de cloruros El ensayo de sal o cloruro es importante para controlar la contaminación de sal y para determinar las concentraciones en lodos de agua salada o tratados con sal. El ensayo se realiza sobre el filtrado del lodo y se realiza conforme al ensayo estándar API de filtración. El procedimiento para comprobar el contenido de cloruro del lodo es el siguiente: 1. Medir una muestra de un volumen conveniente, entre 1 y 10 cm3, en el tubo de titilación y diluir aproximadamente a 50 cm3 con agua destilada. 2. Agregar unas gotas de fenolftaleína como indicador. Si la solución se torna a una coloración rosada, agregar ácido sulfúrico hasta que la coloración desaparezca por completo. Si se han agregado fosfatos en grandes cantidades, agregar entre 10 a 15 gotas de una solución de acetato de calcio. 3. Agregar 4 o 5 gotas de un indicador de cromato de potasio para obtener una coloración amarillo brillante.

• Medición del filtrado

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206 Fluidos

4. Agregar gota por gota una solución estándar de nitrato de plata en forma continua. El punto final de la titulación se alcanza cuando la muestra cambia a color anaranjado o rojo ladrillo. CALCULAR EL CONTENIDO DE CLORURO (CL) DE LA SIGUIENTE MANERA: Contenido de Cl en mg/l = 1000 x cm3 de nitrato de plata / cm3 de la muestra Este método de cálculo, anterior, asume que no hay cambio en la densidad del filtrado con el aumento de concentración salina. Por lo tanto, los resultados se expresan correctamente en miligramos (mg) por litro, pero no en partes por millón. Para expresar la concentración en partes por millón o porcentaje por peso, utilizar la siguiente formula:

Además de la sal común, que es cloruro de sodio, las capas de sal y salmuera a menudo contienen cloruros de calcio y de magnesio. El método descrito determina la cantidad de cloruro ion presente, aunque también puede expresarse como cloruro de sodio o sal, multiplicándolo por 1,65.

Temperatura Las propiedades reológicas del lodo y la efectividad de los distintos aditivos se ven afectados por la temperatura. Las temperaturas en la profundidad del pozo son un factor muy importante, pero no pueden determinarse con facilidad. La medición de la temperatura de la línea de salida de flujo con un termómetro común es una indicación razonable de las condiciones en el fondo. Las propiedades reológicas se miden a la temperatura de la línea de salida del fluido del pozo.

ESTE MÉTODO DE CÁLCULO, ANTERIOR, ASUME QUE NO HAY CAMBIO EN LA DENSIDAD DEL FILTRADO CON EL AUMENTO DE CONCENTRACIÓN SALINA. POR LO TANTO, LOS RESULTADOS SE EXPRESAN CORRECTAMENTE EN MILIGRAMOS (MG) POR LITRO, PERO NO EN PARTES POR MILLÓN. PARA EXPRESAR LA CONCENTRACIÓN EN PARTES POR MILLÓN O PORCENTAJE POR PESO, UTILIZAR LA SIGUIENTE FORMULA:

Existen muchas aplicaciones de fluidos para actividades de reparación de pozos-acondicionamiento, tales como: punzado, cementación, fracturación, acidificación, estimulación, ahogo de pozo, completación, fresado, profundización, taponamiento, limpieza, fluido de empaque, fluido de terminación, circulación y muchos otros. Los fluidos pueden ser: gases, petróleos, aguas en salmuera, lodos u otras soluciones químicas que se utilizan durante las actividades normales de re-acondicionamiento. Los fluidos especializados son: los de empaque y los de terminación. Los fluidos de empaque se dejan en el pozo entre la tubería de producción ( tubing) y el revestidor (casing), encima del empaquetador (packer); no deben ser corrosivos, mantener el control de la presión y estar en condiciones de circular. Los fluidos de terminación se utilizan sobre las formaciones productivas para evitar daños permanentes de la zona.

Características necesarias de los fluídos de completación y reparación

Partes por millón (ppm) = (mg/l) / densidad de la solución (g/cm3)

Un buen fluido de reparación debe ser: • Lo suficientemente denso como para controlar las presiones del pozo sin ser denso en exceso. Esto reduce una pérdida importante de fluido hacia la formación. Estando próximo del punto de equilibrio de la presión de formación, se reducen las pérdidas por sobre-balance.

Por ciento por peso = (mg/l) / (10.000 x densidad de la solución [g/cm3]) Además de la sal común, que es cloruro de sodio, las capas de sal y salmuera a menudo contienen cloruros de calcio y de magnesio. El método descrito determina la cantidad de cloruro ion presente, aunque también puede expresarse como cloruro de sodio o sal, multiplicándolo por 1,65.

Completación y reparación de pozos

• Equipo (taladro) de reparación de pozos

• Eficaz en cuanto el costo. A veces, es necesario utilizar fluidos costosos para evitar daños en formaciones muy sensibles. Hay

ocasiones en que los fluidos menos costosos provocan poco o ningún daño. Las experiencias anteriores son muy valiosas en este aspecto. • Para algunas operaciones, lo más libre posible de partículas sólidas. Los sólidos pueden taponar los punzados y producir serios contratiempos, reduciendo sensiblemente la producción después de un trabajo de fractura o de relleno de grava. • No corrosivo para evitar una futura falla en los costosos tubulares y los gastos de pesca. • Estable; esto es muy importante cuando el fluido queda en el pozo durante un período extenso de tiempo. La pesca de empaques (packers) y de tubería de producción ; tubing) aprisionados, puede resultar ser muy costosos e incluso podría derivar en el abandono del pozo, antes de completar su vida útil. Además, se requiere estabilidad frente a la temperatura, especialmente en los pozos profundos y calientes. • Limpios y filtrados. Algunos fluidos tienen grandes cantidades de partículas sólidas en suspensión, que pueden resultar muy nocivas para la formación en producción (finos y limos), además de ser abrasivos para el equipo (arena y metales). Otros poseen pequeñas cantidades de sólidos, pero que pueden provocar taponamientos. Los mejores fluidos son los claros, filtrados o limpios, y tienen pocos o ningún sólido. En general, se considera que los fluidos que se filtran a 2 - 4 micrones, o a 10 - 20 NTUs minimizan el daño de la formación, dando lugar a niveles más altos de producción. (NTU = UNT (Unidad Nacional de Turbidez, medida de la claridad del fluido.)

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Fluidos 207

Problemas de contaminación Algunos fluidos que son efectivos para las operaciones normales pueden a menudo resultar incompatibles con las mezclas de cemento o ácidos. En estos casos, puede ser necesario utilizar un espaciador de fluido para separarlos. Algunos líquidos, sólidos, aditivos químicos y hasta el fluido mismo pueden provocar problemas ambientales. Algunas veces puede ser necesario reemplazarlos por un producto menos eficaz y/o más costoso que no dañe tanto la vida marina o el ambiente.

Función y propósito Las funciones generales de los fluidos para actividades de re-acondicionamiento, tales como reparación y terminaciones, son completamente estándar. Los fluidos son muy importantes para el éxito de la mayoría de las tareas de re-acondicionamiento; además, no deben dañar la formación en producción, ni poner en peligro el equipo, el personal o el medio ambiente. Es fundamental que los fluidos se apliquen y controlen en forma adecuada. LOS FLUIDOS UTILIZADOS EN TAREAS DE REPARACIÓN Y TERMINACIÓN VARÍAN EN CUANTO AL PESO Y VAN DESDE BAJA DENSIDAD (GAS) A ALTA DENSIDAD (LÍQUIDOS). LAS FUNCIONES BÁSICAS SON: • Transporte de materiales. • Suspensión de materiales necesarios y de deshecho cuando se detiene la circulación. • Control de la presión. • Enfriamiento y lubricación. • Provisión de energía hidráulica. • Brindar un medio adecuado para los registros eléctricos (perfilaje) y cañoneo (baleo,punzado).

• Los fluidos utilizados en la reparación de pozos debe tener las propiedades adecuadas al tipo de labor

• Permitir la introducción del equipamiento al pozo en tiempo razonable y seguro. • No dañar la formación en producción. • No dañar el equipo en el pozo. • No dañar el equipamiento de superficie. • No afectar al personal ni al medio ambiente.

Transporte de materiales Para llevar a cabo distintas operaciones, es importante hacer circular materiales, tanto dentro, como fuera del pozo. Algunos materiales se agregan con un objetivo, mientras que otros, que pueden ser perjudiciales, es necesario sacarlos para mantener el pozo limpio. Los materiales potencialmente dañinos e indeseables que pueden circular desde el pozo son los siguientes: cemento, fluidos corrosivos, recortes, escombros,

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gravas, gas, metales, lodo antiguo contaminado, plásticos, arena, cemento húmedo sin usar y otros elementos indeseables en el pozo. Del mismo modo, resulta necesario hacer circular material beneficioso, tal como: ácido, cemento, tapón viscoso, plástico, grava, arena de fractura, selladores y otros fluidos dentro del pozo. La acumulación de material a lo largo de las paredes del pozo puede causar muchos inconvenientes, tales como: aprisionamiento o falla de la tubería de producción, formación de tapones o empaquetamiento de la herramienta, aumento de la contra torsión (torque) y arrastre, pérdida de circulación, relleno, taponamiento de baleo o punzado y de la formación y desgaste excesivo del equipo.

Suspensión de materiales cuando se detiene la circulación Decir que un fluido tiene una gelificación de alta resistencia implica que tiene capacidad de suspensión cuando la circulación se detiene. La estructura gelatinosa resiste la sumersión de sólidos y recortes hasta que se reinicie la circulación. Así se reduce la cantidad de relleno, y minimiza el aprisionamiento de herramientas, tuberías y cables de acero, como consecuencia de la caída de los sólidos debido a la fuerza de gravedad. Sin embargo, en las operaciones de re-acondicionamiento, la mayor parte de la remoción de desechos puede realizarse por circulación inversa, a mayor velocidad y en menor tiempo. Suele ocurrir que en algunos casos la característica de suspensión conspire contra la buena práctica de operación de reparación

debido a que una alta capacidad de suspensión puede no ser necesaria, y debido a que cuanto mayor sea la resistencia del gel, mayores serán las posibilidades de generar presiones de pistoneo y compresión. En caso que los desechos resultaran demasiado pesados para circular (por ejemplo, recortes de metal) hacia arriba por la barra de sondeo, se puede usar una cesta de pesca con circulación normal.

Control de presión Se debe tener en cuenta que podríamos estar expuestos a una presión de formación en cualquier instancia de las actividades de reacondicionamiento. Existen algunas situaciones en las que el trabajo se lleva a cabo en un pozo vivo, bajo presión. Sin embargo, en la mayoría de los casos, se exige ahogar el pozo. Por lo tanto, se procura balancear o sobre-balancear la presión de formación para evitar el flujo del pozo. Esto se logra a través de la presión hidrostática del fluido en el pozo. Los fluidos pueden ajustarse o densificarse todo lo que sea necesario para lograr una condición balanceada. Un fluido demasiado sobre-balanceado podría generar una pérdida y dañar la formación.

Enfriamiento y lubricación A medida que el trépano (broca, mecha, fresa, bit) y la barra de sondeo rotan en el pozo, se generan temperaturas muy elevadas. El fluido debe absorber el calor para enfriar el conjunto y prolongar la vida de la broca (trépano, mecha, fresa bit), y así evitar que el calor debilite o dañe la columna. El fluido también sirve para lubricar el metal al entrar en contacto con el pozo y así evitar calor excesivo, desgaste y fallas.

Provisión de energía hidráulica Muchas de las actividades especiales y de rutina realizadas durante las operaciones de re-acondicionamiento requieren de la aplicación de presión en la boca del pozo y su transmisión a través del fluido pozo abajo. Otras situaciones requieren un fluido circulante y velocidad de circulación, que se obtienen gracias al uso adecuado de los fluidos y de las bombas del equipo.

Brindar un medio adecuado para las herrmiantas de cable, registros eléctricos y cañoneo (PUNZADO, BALEO) Gran parte de la actividad asociada con la mayoría de las operaciones de re-acondicionamiento se realizan con cables o wire line. En este caso, el fluido adquiere una importancia fundamental para lograr una operación sin pérdida de tiempo del equipo, que incluye: cañones, perfiles eléctricos de pozo entubado, tapones y empaques (packers), como también para operar con niples de alojamiento.

Permitir la introducción del equipamiento al pozo en tiempo razonable y seguro Si el fluido no se encuentra en perfectas condiciones o resulta demasiado espeso y viscoso, se pueden generar problemas de compresión y pistoneo, así como daños a la formación. También en el caso de un fluido demasiado denso puede haber problemas de circulación.

No dañar las formaciones en producción Es fundamental que el fluido utilizado no provoque daño permanente a la zona productiva cuando libera limos o finos, cieno, gomas o resinas. El agua dulce puede producir una emulsión bloqueante del flujo en algunas formaciones gasífero-petrolíferas. Los fluidos con alto filtrado de agua pueden dañar formaciones sensibles (skin damage), produciendo así una disminución de la productividad. Del mismo modo, estos fluidos no deberían alterar la humectabilidad del reservorio de arena o roca. Los caudales de flujos elevados pueden provocar la erosión del pozo.

No dañar el equipamiento del pozo Los fluidos que se dejan en el pozo, tales como los de empaque, merecen un tratamiento especial. Deben ser no-corrosivos y no tender a decantar. La vida estimada de un pozo, en general, determina los tipos de fluido y aditivos que se van a mezclar y dejar en el pozo. Durante las tareas de reparación, el fluido de empaque puede alterarse, diluirse o reemplazarse. Se debe tratar el fluido en forma adecuada; caso contrario, puede tornarse corrosivo. Esta situación puede poner en peligro la vida esperada de aislamiento y el equipamiento.

No dañar el equipo de superficie Los fluidos corrosivos puede provocar fallas de aislamiento en muchos de los equipos de superficie. Además, en el corto plazo, los fluidos cargados de arena pueden resultar muy abrasivos, erosionar y perforar válvulas, elementos

de pistoneo y otro tipo de equipamiento, si ésta no es eliminada en la superficie.

No afectar al personal ni al medio ambiente A menudo, los fluidos que se utilizan en las reparaciones pueden resultar muy peligrosos para el personal. Ácidos, cáusticos, bromuros, algunos cloruros y otros productos químicos, pueden causar serias quemaduras. Estos fluidos también pueden ser tóxicos y provocar además problemas respiratorios y visuales. La precaución y equipo de protección personal adecuadas no pueden faltar en el momento de manipular y mezclar estos productos químicos. El medio ambiente es uno de los recursos más preciados. Tanto los fluidos utilizados en el pozo como los que éste produce pueden dañarlo. Hay una creciente preocupación relacionada con los derrames, la forma de darlos a conocer, el transporte seguro y la eliminación adecuada de los fluidos del equipo.

Temperatura La densidad, las propiedades reológicas del fluido de re-acondicionamiento y la eficacia de los distintos aditivos, se ven afectadas por la temperatura. Las temperaturas en el subsuelo son un tema de gran preocupación. La densidad efectiva de muchos fluidos de re-acondicionamiento disminuye con la temperatura, característica que debe tomarse en cuenta para su diseño. No se deben escatimar esfuerzos para determinar las temperaturas del subsuelo. Asimismo, se deben conocer las temperaturas de salida del flujo del pozo y en los tanques para tener información suficiente que permita prevenir un problema potencial.

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Fluidos 209

Tipos comunes de fluído • PETRÓLEO En la mayoría de las áreas productoras, el petróleo es abundante y su uso, económico. En general, es no-corrosivo y no provoca hinchamiento de las arcillas en la zona productora. Es liviano, (~ 7 ppg (839 g/l)) lo que resulta excelente para utilizar en el caso de pozos de petróleo de baja presión. Características a tomar en cuenta en el caso de utilizar petróleo: • Puede contener ceras, partículas finas de arena, sólidos o asfaltos. • Puede ser corrosivo si hay presentes H2S o CO2. • Puede ser demasiado liviano para contener la presión del pozo en algunas áreas y demasiado pesado en otras. • Es inflamable y muy resbaladizo, especialmente si se saca una tubería tapada llena. • Al derramarse, contamina. • Puede no ser compatible con el petróleo del reservorio si proviene de otra parte. • Nunca debe utilizarse en un pozo de gas. Algunas veces se utiliza gasoil (Diesel Oil) y kerosén. Ambos son costosos y pueden ser peligrosos. Sin embargo, son muy limpios y no-corrosivos. Debe haber siempre equipos adecuados para extinguir fuego, en lugares de fácil acceso, y las dotaciones del equipo deberán estar bien entrenadas en su empleo.

• Fluídos base petróleo (Emulsiones de petróleo en agua y de agua e petróleo) La emulsión de fluido más común es petróleo en agua. En esta emulsión, el petróleo constituye la fase dispersa y aparece en forma de pequeñas gotitas. La fase base puede

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consistir en un fluido de agua dulce o salada. La estabilidad depende de la presencia de uno o más agentes emulsificadores (almidón, jabón y coloides orgánicos).

• AGUA

Se considera satisfactorio el gasoil para usar en la fase dispersa. La ventaja del gasoil en la reparación de un pozo es que resulta menos dañino para la formación en producción. La inversa de una emulsión de petróleo en agua es una emulsión de agua en petróleo.

• En estos últimos años, el agua dulce para actividades correctivas ha ido perdiendo relevancia en muchas áreas.

En el caso de una emulsión de agua en petróleo, el agua constituye la fase dispersa y el petróleo es la fase base. Los filtrados (niveles de pérdida de fluido) son bajos y, por lo general, es petróleo. Esta mezcla es muy inestable arriba de los 200° F (93° C). Si estas combinaciones resultaran cargadas de sólidos, podrían provocar taponamiento en la formación.

• GAS El gas se puede utilizar en reservorios de baja presión de formación. Durante las operaciones con gas, el pozo queda controlado sólo por la contrapresión de superficie. El gas natural, que se obtiene fácilmente y resulta económico en algunos campos, es extremadamente inflamable. El gas nitrógeno es inerte y posee una serie de cualidades muy importantes. Químicamente, no provocara daño alguno a la formación, a los materiales metálicos o los sellos de goma. Querer quitar los desechos del pozo con gas puede ser problemático. Para obviar esto, se usa espuma mezclada por la empresa de servicios que suministra nitrógeno. Esta posee óptimas características, tanto para limpiar el pozo como para transporte de los desechos.

Los fluidos base agua incluyen: Agua dulce, salmueras (Brine) y lodos.

El agua dulce puede hidratar arcillas y dañar formaciones en forma severa. En cambio, el agua con baja salinidad es abundante y económica. Normalmente, el agua necesita poco tratamiento. Sin embargo, hay que tener cuidado con el elevado nivel de sólidos asociado con algunas aguas. Si hubiera dudas con respecto a los sólidos presentes en agua, se deberá considerar la posibilidad de un filtrado. • Las salmueras son soluciones salinas que se utilizan comúnmente. La salmuera se obtiene y mezcla con facilidad. El costo suele ser bajo. No existe peligro de explosión o incendio; pero la salmuera puede, en algunas áreas, constituir un peligro para el medio ambiente. • Los lodos están formados por agua, arcillas y productos químicos, que se mezclan y para obtener varias propiedades. Los lodos tienen altos contenidos de sólidos y pueden dañar determinadas formaciones debido a la pérdida de agua y al bloqueo de los espacios porales. El costo de este fluido es relativamente barato y son fáciles de manejar y se puede trabajar casi todo el tiempo. Pueden controlar presiones altas, reservorios de gas de alta permeabilidad- Algunas

veces es necesario el uso de este fluido, cunado se tiene pérdida total de un fluido claro costoso. En una completacion dual, una de las zonas puede ser que admita fluido a una presión mas baja de lo necesario, para mantener el otro reservorio. La parte económica juega un papel muy importante en la decisión del uso de un determinado fluido. Lodo constituye un fluido de empaque muy pobre.

Densidad de salmueras Agregar sal a las soluciones aumenta la densidad y genera mayor presión hidrostática. Esto no debería aumentar al contenido de sólidos de la solución, ya que la sal extra se disuelve en la solución. El aumento de las concentraciones salinas inhibe la hidratación de la arcilla. En algunas áreas, sin embargo, las aguas salinas tenderán a aumentar el volumen de las arcillas. En tal caso, se puede utilizar calcio o potasio para prevenir el problema. Si se usara agua salina de purga asegurarse de que, durante el proceso de separación no se hayan agregado des-emulsionantes. En caso que hubiera sólidos, asegurarse de filtrar el agua. Salmueras simples como el cloruro de sodio (NaCl), cloruro de potasio (KCl), cloruro de calcio (CaCl2) y bromuro de calcio (CaBr2), entran en la categoría de baja densidad. El uso más común es el cloruro de potasio. Se puede aumentar la densidad de una salmuera simple agregando sal hasta alcanzar el punto de saturación a una temperatura dada. Salmueras multi-salinas (de dos o más sales) se pueden utilizar cuando se requieren mayores densidades. La relación de una sal con las otra(s) se debe controlar cuidadosamente.

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Fluidos 211

A continuación, se mencionan las distintas densidades de algunos fluidos: TIPO DE FLUIDO

Petróleo Gasoil Agua dulce Agua de mar Salmuera–Cloruro de sodio (NaCl) Salmuera–Cloruro de potasio (KCl) Salmuera–Cloruro de calcio (CaCl2) Salmuera–Bromuro de calcio (CaBr2) Salmuera–Bromuro de zinc (ZnBr2)

Densidad mínima aprox. (ppg) (kg/m3) 6 719

Densidad máxima aprox. (ppg) (kg/m3) *8,5 1018 7 839

8,4 8,3 8,3 11 11,5 14

8,6 10 9,8 11,7 15,1 19,2

1006 995 995 1318 1378 1677

1030 1198 1174 1401 1809 2301

* Algunos petróleos se sumergen en el agua.

Algunos compuestos (ácidos) pueden representar un serio problema de corrosión a densidades altas. Pueden corroer el equipamiento del pozo en corto tiempo. Hay que tratar de emplearlos el menor tiempo posible, desplazándolos totalmente del pozo. Los proveedores de salmueras y aditivos pueden suministrar tablas y gráficos sobre estos fluidos. Muchos de estos cuadros y gráficos también están reproducidos en manuales de petróleo y de empresas de servicios.

Cristalización La generación de cristales en cantidades comerciales, que realizan algunas industrias, constituye una gran ventaja para la humanidad. Sin embargo, la formación de cristales en un fluido puede constituir un verdadero peligro. Al mezclar un fluido, pueden utilizarse muchas combinaciones de sal y mineral para obtener el peso deseado de fluido en la forma más económica y segura. A menudo, la mezcla contiene todo el material que el agua pueda contener en forma disuelta a una temperatura determinada. Este punto generalmente se conoce como punto de saturación. Alcanzada la saturación, no se obtiene ningún peso adicional al agregar más material. Si se agrega material y si la temperatura se mantiene constante puede ocurrir que:

1) el material decante al fondo del tanque ó 2) que se produzca una cristalización. La cristalización presenta el aspecto de hielo en formación y, en general, la gente de campo la conoce como “congelamiento”. Si se redujera la temperatura del fluido en los tanques debido a un cambio en las condiciones climáticas u otras, la cristalización tendrá lugar, reduciendo no sólo la densidad del fluido, sino también su habilidad para ser bombeado. Para obtener información exacta, consultar las tablas sobre el fluido en uso. La temperatura afecta a soluciones diferentes de maneras diferentes; existen mezclas para invierno útiles para reducir el punto de congelamiento. A modo de ejemplo, el Cloruro de Sodio (NaCl) salmuera actúa de la siguiente manera:

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212 Fluidos

Variaciones en la proporción de sales que se mezclan o de cantidad de sales y de agua en las soluciones puede afectar el punto de cristalización de modo drástico. Por lo tanto, Peso (libras/galón)

(g/l)

8,5 9,0 9,5 10,0

1018 1078 1138 1198

no utilizar la información de los manuales de entrenamiento. Pedir tablas y gráficos reales a quien suministra el fluido de acuerdo a las características propias de este en particular. Cristalización o punto de congelamiento (C) (F) –1,6 29 –7,2 19 –14,4 6 –3,8 25

Samuera de Cloruro de calcio Peso (libras/galón)

(g/l)

Cristalización o punto de congelamiento (C)

(F)

8,5

1018

–1,1

30

9,0

1078

–6,2

21

9,5

1138

–12,7

9

10,0

1198

–22,2

–8

10,5

1258

–37,7

–36

11,0

1318

–30

–22

11,5

1378

–1,6

35

Samuera de Cloruro de calcio Peso (libras/galón)

(g/l)

Cristalización o punto de congelamiento (C)

(F)

12

1438

12,2

54

12,5

1498

13,8

57

13,0

1558

15

59

13,5

1618

16,1

61

14,0

1678

17,7

64

14,5

1737

18,3

65

15,0

1797

19,4

67

Cuando los fluidos de re-acondicionamiento, que se describieron en esta sección, se utilizan en climas fríos, debe hacerse uso de serpentinas de vapor o de algún otro tipo de calefacción para los tanques. Se deberán cubrir con material aislante las líneas de conducción de fluido que estén al aire libre. Las mezclas de invierno reducen el punto de congelamiento; sin embargo, el costo por barril (m3 ) aumenta.

Fluídos a base de agua o convencionales Sin duda, este es el medio más antiguo. Se encuentran cargados de sólidos y, en muchos casos, pueden producir un daño importante a la formación. Su costo es bajo, son confiables y se manejan con facilidad la mayoría de las veces. Estos fluidos hacen que procedimientos tales como el control de la alta presión y de pozos de alta permeabilidad de gas resulten más simples. A veces, es necesario utilizarlos en zonas donde se producen pérdidas importantes de un fluido limpio, sin sólidos, pero muy costoso. En el caso de una terminación doble, una zona puede tomar fluido a una presión menor de lo necesario para poder mantener controlada la otra formación. La economía también puede ser un factor determinante en la selección de fluidos. Estos son poco eficaces como fluidos de empaque.

Fluido de empaque (Packer Fluid) Uno de los puntos más importantes en una reparación de pozo es, por lo general, el último paso antes de volver a poner en producción. Este paso consiste en desplazar el espacio entre el revestidor (casing) y la tubería de producción (TPR; tubing) con un fluido que permanecerá en el área hasta que el pozo vuelva a repararse o se lo abandone.

Las funciones principales de un fluido de empaque son: controlar la presión de la formación, e impedir el colapso del revestidor (casing) y el estallido (reventón) de la columna de producción. Un buen fluido de empaque no debe ser corrosivo, estable con el tiempo y temperatura, no debe permitir el decantamiento de sólidos sobre el empaque y debe ser económico. Además el fluido debe ser bombeable y permanecer bombeable y no debe dañar a los empacadores. En los pozos más antiguos, el fluido de perforación se dejaba como fluido de empaque. Este procedimiento ha contraido trabajos de pesca costosos para la rehabilitación del pozo, debido a la separación, con el tiempo, la fase sólida de la fluida. La precipitación de sólidos produce sobre el empacador la formación de una especie de cemento. Cuando los lodos a base de cal, utilizados como fluidos de empaque, se exponen a temperatura reaccionan con las arcillas del lodo y pueden fijarse del mismo modo que el cemento. Estos problemas dieron lugar a la creación de muy buenos fluidos de empaque actualmente disponibles.

Colchones y tapones Los colchones o tapones se usan para resolver o controlar algunos problemas del pozo (como si fuesen tapones mecánicos). Los usos de los colchones y tapones son los siguientes: • Sellado de pérdidas del revestidor (casing). • Corrección del perfil de inyección en pozos de inyección de agua o pozos de deposición de desechos. • Eliminación de pérdida de circulación en arenas altamente permeables.

• Escalonamiento del ácido durante la limpieza o estimulación del pozo. • Eliminación de los flujos de agua salada. • Colocación de tapones dentro de la tubería de producción (TPR; tubing) o las barras de sondeo de 1000 pies (304,8 m) o más de longitud, que puedan removerse con facilidad y manipularse con tubulares concéntricos (macaroni) o tubería flexible (coil tubing). • Estabilizar zonas de grava no consolidadas. • Sellado de fracturas • Bombeados adelante de la lechada de cemento, para evitar la pérdida de cementos de baja viscosidad hacia zonas de pérdida, mejorar las tareas de cementación. • Ahogar surgencias subterráneas (underground blowout).

Complementando lo anterior debemos mencionar que existen varios tipos de tapones o colchones blandos o bombeables. Consiste en cemento puro, fluido denso, base aceite, cemento/gasoil, bentonita/gasoil, cemento/bentonita, sílice/arcilla, polímeros, plásticos, ácidos u otros materiales de pérdida de circulación (obturantes), químicos para tapones y tratamientos. Estos compuestos a menudo se densifican y su viscosidad resulta relativamente alta. Pueden utilizarse retardadores o aceleradores, dependiendo de las temperaturas y del tiempo de bombeo. El uso de viscosificadores es también bastante común. En algunos casos, puede ser adecuado un tapón de efecto retardado y, si fuese necesario, puede también agregarse un ruptor de viscosidad para lograr un tapón de duración predecible, generalmente de uno a diez días. (Este proceso se cumple, con facilidad, en tapones de polímero con el agre-

Cap. 9

Fluidos 213

gado de una enzima que, con el transcurso del tiempo, reduce las grandes moléculas de polisacáridos (azúcar) a polímeros de bajo peso molecular y azúcar simple.) Siempre que un tapón de polímero entre en contacto con una zona productora deberá contener algún retardador de viscosidad. Un caso típico sería el de un pozo productor de dos horizontes, donde una zona requiere cierta densidad para ahogarla y esa misma densidad produciría pérdida de circulación en la otra zona. Puede solucionarse dependiendo de las instalaciones mecánicas y posición de los packers, tubing, etc. posicionando un pequeño tapón frente a la zona débil. Agregar una cantidad suficiente de ruptor de viscosidad para disolver el tapón transcurrido cierto tiempo en caso que la zona débil deba volver a ponerse en producción en el futuro. Para operaciones comunes, las píldoras o tapones de 5 barriles (0,795m3), en general, resultan suficientes. Con frecuencia, uno o dos barriles (aprox. 158/317 litros) resultan adecuados. Los polímeros pueden utilizarse para obtener un tapón de tipo elastomerico en la columna de sondeo o tubing. Esto puede realizarse utilizando un polímero de fragüe rápido. El tubing o la barra de sondeo pueden llenarse desde la superficie con un polímero de goma resistente, que se densifica tanto como se desee. Una cañería concéntrica o “macaroni” puede bajarse a través de este tapón elástico y sacarse y rotar o reciprocar todo lo deseable. Una vez que se retire la columna, el agujero resultante se cierra solo. Se deben tomar las precauciones necesarias para evitar usar tapones que, al disolverse, forman agua o precipitados insolubles en ácido que podrían invadir la formación

Cap. 9

214 Fluidos

en producción. Se deben realizar pruebas piloto si se hace uso de los ruptores. Estos sistemas se deben mezclar con un embudo y agitar bien para asegurar una mezcla homogénea. Para ser eficaces, los tapones blandos deben bombearse hasta la posición correcta previamente determinada en el pozo. Realizar este paso correctamente requiere algunos cálculos.

Seguridad general para los fluídos Durante la mezcla de cualquier sistema de fluido, el personal deberá estar informado acerca de los peligros que implican el manipuleo y mezcla de las soluciones químicas. Como ya se dijo, algunas de estas substancias químicas pueden provocar quemaduras graves, pueden ser tóxicos para el hombre y el medio ambiente y también pueden causar problemas visuales y respiratorios. Ropa de protección, antiparras, guantes vinílicos o de goma, delantales, botas, etc. deberán utilizarse al manipular y mezclar substancias químicas. En el momento de mezclar estas substancias con agua u otros fluidos, agregar estas al agua o fluido que se emplee para reducir la posibilidad de una reacción violenta.

hasta una altura razonable para reducir el manipuleo y peligro de caídas y derrumbes. Consulte en todo momento el manual de los materiales en uso y el procedimiento con el cual se hace la mezcla (MSDS).

RESUMEN En todo proceso, los fluidos cumplen un papel importante. Para la terminación, re-acondicionamiento y perforación, la condición del fluido puede aumentar el rendimiento total del equipo, y la posible productividad del pozo. El fluido deberá controlarse de cerca para asegurarse de que cumple todas las especificaciones. Además, el control del fluido en el pozo o los tanques puede permitir apreciar indicios de problemas en el pozo. Como el tiempo es dinero, en ningún otro momento esto es más evidente que cuando se miran las facturas de actividades que salieron mal. Por lo general, el número excesivo de horas de uso del equipo se debe a la aplicación ineficaz del fluido. Tanto los costos del equipo como otros servicios se ven afectados.

Tener siempre algún elemento para enjuagar los ojos o la piel, cerca del área de mezclado. Si estas substancias entran en contacto con los ojos o la piel, inmediatamente lavar con abundante agua e informar al supervisor para mayores instrucciones.

No se pretende que los jefes de pozo y perforadores sean ingenieros, pero cambios en las lecturas de los instrumentos, medidores de la consola de perforación, pueden reflejar cambios en el lodo o problemas de pozo. El fluido es como la sangre en el cuerpo humano, circula por todo el sistema y, si hay algún problema, simples ensayos pueden ayudar a resolverlo. Los ensayos de fluido deben realizarse en forma regular, tanto por parte del ingeniero en lodo como por el personal de turno; quienes deberán informar cualquier cambio.

Los embudos o tolvas de mezcla deberán anclarse en forma segura mientras no se las atiende. Los materiales deberán apilarse

Finalmente, así como muchos fluidos de la formación son peligrosos, la seguridad no se debe subestimar.

Cap. 10

216 Equipamiento de Superficie

Equipamiento de superficie INTRODUCCIÓN

El control de pozo no podrá ser llevado a cabo, sino se cuenta con un equipamiento con buen mantenimiento y que funcione.

• Conjunto de BOPs para operaciones marinas

El conjunto preventor de surgencias (BOP) El conjunto de preventores de surgencias (Arremetida, BOP) es parte vital del equipo de perforación y no se puede dejar de lado. Este conjunto consiste en un juego único de válvulas hidráulicas muy grandes, con diámetros de tamaño considerable, niveles de presión altos y que además accionan con rapidez. Estas características presentan ciertas limitaciones dentro del sistema, que el personal de turno necesita estar atento y observar con sumo cuidado.

La organizacion del conjunto del BOP • Conjunto de BOPs para operaciones superficiales

El conjunto de BOP se puede armar con una variedad de configuraciones. El Código del Instituto Americano del Petróleo (API) ha incluido la descripción de las distintas con-

figuraciones en el boletín API RP53. Los códigos recomendados, para designar los componentes de un conjunto de preventores son los siguientes: A = Preventor tipo anular ( BOP anular) G = Cabezal rotatorio ( BOP con cabezal rotatorio) R = Preventor de esclusa (ariete; ram) simple con un juego de esclusa (ariete; ram) ciego o de tubería, acorde a las preferencias del operador. Rd = Preventor de esclusa (ariete; ram) doble con dos juegos de esclusas colocadas a acuerdo a las preferencias del operador. EQUIPAMIENTO 2 Rt = Preventor de esclusa (ariete; ram) triple con tres juegos de esclusas colocadas acorde a las preferencias del operador. S = Carrete con conexiones laterales de salida tanto para el estrangulador como para la línea de control de pozo. M = 1.000 psi de presión de trabajo nominal.

Los componentes mencionados se indican, leyendo desde el fondo de la columna hacia 15M - 7 1/16 (179,39 mm) - RSRRA (ver fig.3), 10M 13 5/8 (346,08 mm) - RSRRA, 10 M 18 3/4 (4676,25 mm)- RRRRAA El primero de los conjuntos anteriores de preventores tiene una presión de trabajo de 15.000 psi (1034,2 bar), tendría un diámetro de 7 1/16 pulgadas (179,39 mm) y presenta la distribución que aparece en la figura de mas abajo. La figura, de “sistemas de equipo de prevención de surgencias (BOP)” muestra tres de las diversas configuraciones posibles para un conjunto con un anular y tres esclusas (arietes, rams). La consideración más importante, relacionada con la organización del conjunto, es determinar cual es el peligro mayor que se puede presentar. En relación a este tema, es necesario considerar los siguientes puntos: • Los requerimientos para el conjunto deben establecerse sobre la base por trabajo específico. • Ninguna de las tres figuras que se muestran resulta adecuada para una extracción de tubería, ram por ram (esclusa por esclusa) , conforme a las reglas generales de extracción de tubería bajo presión. Para realizar una extracción esclusa por esclusa bajo presión, la configuración mínima necesaria debe ser RRSRA. • Las configuraciones “deseables” son infinitas, pero una cantidad mayor de esclusas hacen que el conjunto sea más pesado, más grande y más costoso, mientras que una cantidad menor reduce la flexibilidad y la seguridad. • La constitución “óptima” del conjunto es aquella que resulte adecuada para un tra-

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Equipamiento de Superficie 217

bajo en particular y el área en cuestión. Además, se debe diseñar también tomando en cuenta el nivel de seguridad necesaria. Desde el punto de vista de las operaciones para el control de pozos, la finalidad de el conjunto del BOP es cerrar el pozo en la eventualidad de una surgencia, e incluso garantizar la mayor flexibilidad para las operaciones siguientes. Teniendo esto en cuentapodrá observarse que muchas de las configuraciones posibles de el conjunto pueden dar resultados satisfactorios. Los temas más preocupantes con respecto a las operaciones de control de pozo son algunas limitaciones inherentes al diseño o a la operación del conjunto (tales como presión, calor, espacio, economía, etc.).

Los preventores anulares Los preventores anulares, a veces denominados preventores tipo “bolsa” (bag), tipo “esféricos” o simplemente “Hydril”, son casi con seguridad los dispositivos para control de la presión de cabeza de pozos más versátiles jamás elaborados.

• Conjunto de BOPs RSRRA

El preventor anular se utiliza para cerrar sobre cualquier equipamiento que se encuentra dentro del pozo y como cabezal lubricador para mover o extraer la tubería bajo presión. La mayoría de los preventores anulares modernos se cierran alrededor del vástago, los portamechas, la tubería de perforación, la sarta de trabajo, el tubing, el cable de perfilaje o, en caso de emergencia, el cierre total del pozo abierto. El preventor consiste en un empaquetador circular de “caucho” (packer), un pistón, un cuerpo y una tapa.

• Sistemas de equipo de prevención de surgencias (BOP)

Cap. 10


Al bombear el fluido hidráulico hacia la cámara de cierre, fuerza el pistón hacia arriba o hacia adelante, lo que provoca que el packer se contraiga hacia adentro. La mayoría de los preventores anulares tienen un diseño para una presión de cierre máxima recomendada de 1.500 psi (103,5 bar).

GK

No obstante, muchos BOP anulares tienen una cámara de presión máxima de trabajo de 3.000 psi (207 bar). Debe advertirse que mover la tubería a través del preventor, a presiones de cierre elevadas, puede provocar desgaste y una falla temprana del packer. Es aconsejable revisar el manual de fabricación para conocer las características necesarias de presión operativa de los distintos preventores, y para saber cuál debe ser la presión de cierre recomendada, teniendo en cuenta la presión del pozo y el tamaño de la tubería en uso. Es fundamental recordar que el packer debe ejercer una presión de cierre suficiente en la tubería para que quede bien sellada, pero no que resulte excesiva, como para que el packer se deteriore.

GL

• Preventores Tipo Anular

GX

A,Flex

• Diferentes tipos packers (cauchos) para preventores tipo anular

• Componentes internos de un preventor tipo anular

En general, para mover la tubería, la presión regulada para un preventor anular debe rondar los 800 psi (55,2 bar). El empaquetador de “caucho” que se encuentra en el preventor anular y lo hace flexible constituye la parte crítica del preventor y puede destruirse por mal uso. Uno de los principales problemas que se puede presentar es la aplicación de una presión de trabajo (acumulador) inadecuada sobre el preventor anular, lo cual puede provocar una falla en el empaquetador del preventor anular. Aunque el anular puede cerrar sobre una multitud de tuberías y formas, sólo debe probarse utilizando el cuerpo de la tuberia de trabajo. Hay ocasiones en las que un sello en particular resulta necesario; tal es el caso cuando se cierra alrededor de un cable de perfilaje o del vástago (kelly) o cuando hay gas H2S. Debe recordarse que estas operaciones pueden provocar la reducción del período útil del packer (caucho). Al utilizar el preventor anular, no se deben escatimar esfuerzos para aplicar la menor cantidad de presión posible. Una presión de cierre mínima mantendrá al packer en buen estado. Se requiere mayor cantidad de fluido hidráulico para cerrar un preventor anular que una esclusa (ariete, ram) de tubería. Esto significa que lleva más tiempo cerrar un anular que una esclusa. Presiones de cierre más elevadas no implican una mejora del tiempo de cierre, como tampoco con las líneas de operación de diámetro mayor o con conexiones o reguladores más grandes. SE PUEDE MEJORAR LA OPERACIÓN DEL PREVENTOR ANULAR EN EL EQUIPO, MEDINATE LA OBSERVACIÓN DE LOS SIGUIENTES APUNTES:

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• Empaquetadores (packers, cauchos ) para preventor anular.

• Nunca use más presión de lo requerido en la unidad de cierre, especialmente si esta moviendo tubería. • Pruebe el empacador(packer, caucho) cuando se esta colocando al preventor, como requiere la operación, acorde a las regulaciones estatales o practicas de la industria. • Verifique con el manual del fabricante para los datos operativos de los distintos modelos. Pueden haber diferencias considerables del manejo técnico y practico de cada uno de los modelos. • Si se mueve la tubería por el preventor a presiones de cierre altas, esto podría causar el desgaste y rápida falla del elemento empaquetador. • Almacenar los empaquetadores en lugares fríos, secos y oscuros, mantenerlos lejos de los motores eléctricos. • Es muy importante consultar el manual del fabricante o comuníquese con el representante de la compañía de servicio, para el uso de las presiones de control apropiadas, composición del caucho, procedimientos

adicionales de inserción de tubería (stripping), limitaciones del equipo, pruebas o alguna otra consulta que tenga referente al equipo y modelo que esta en uso. Debe destacarse que los empaquetadores de los preventores anulares pueden partirse para facilitar la remoción y colocación cuando no es posible sacar del pozo el vástago o la tubería de perforación. Los empaquetadores anulares pueden adquirirse de la fábrica ya partidos. Los empaquetadores pre-partidos son muy convenientes en caso que el preventor anular vaya a usarse para la extracción de tubería.

Preventores anulares de propósito especial La mayoría de los fabricantes de equipos de BOP poseen una gran variedad de preventores tipo anulares de propósito especial. En general, la función específica de cada uno se reconoce por su denominación, a saber: BOPs rotativas, deslizantes (stripper) de tubería, deslizantes de cables de perfilaje, deslizantes de varillas (cabillas, sucker rods), prensaestopas y cabezas de circulación.

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Estos equipamientos permiten la extracción o rotación de la tubería, del cable de perfilaje o de las varillas (cabillas, sucker rods) de bombeo y cumplen la función a que su nombre hace referencia, mientras el pozo se encuentra bajo presión. El packer es lo suficientemente flexible como para expandirse y contraerse de manera de adecuarse al tamaño y forma del elemento que se encuentra en el pozo. Mientras se mantenga la flexibilidad, es importante asegurarse de que las uniones de tubería (cuplas), los portamechas (caucho) y otras conexiones se extraigan lentamente para evitar una falla prematura del empaquetador (caucho). Por lo general, estos preventores reemplazan al preventor anular estándar. Se accionan en forma manual, hidráulica o presentan un empaquetador asegurado en forma permanente que se encuentra siempre cerrado, dependiendo del tipo y modelo. Además, muchos modelos están equipados con alojamiento para cuñas.

Sistemas derivadores (diverter) Un sistema derivador (diverter)está compuesto por una válvula preventora para aislar el pozo y un sistema de tubería de gran

diámetro debajo de la válvula. Por lo general, la tubería o línea de derivación se orienta en dos direcciones. La función de este sistema es guiar o “desviar” la corriente de fluido del pozo para que no pase al área del piso de perforación del equipo. Se utilizan los sistemas de derivación (diverter) cuando se anticipa la presencia de gas de poca profundidad, en operaciones de perforación con aire, y cuando no se puede cerrar el pozo por algún motivo. Por ejemplo, cuando la columna de casing (casing) es poco profunda o la formación no puede resistir la presión. Además, los equipos de perforación flotantes utilizan sistemas de derivación para ventear el gas entrampado debajo del BOP submarino luego de una operación de ahogo (control) de pozo. Típicamente, el sistema de derivación se instala en el casing conductor o, como parte de la cañería de retorno submarina en operaciones comunes de equipos flotantes, con las líneas de derivación dirigidas hacia un área segura, en la dirección del viento. Por esta razón, en bases offshore (plataformas marinas) se utilizan dos líneas de derivación (diverter) con válvulas selectivas, a fin de que el perforador pueda elegir la línea a favor del viento por turnos, o según cambie el viento.

• BOP Rotativo

Los controles del desviador ubicados en el piso de trabajo se organizan preferentemente en unaconsola de control simple independiente para evitar confusiones, por cuanto las operaciones dederivación con frecuencia deben ejecutarse sin demoras. La palanca de control en el acumulador debe estar conectada con el control de la línea de derivación para que el BOP anular no se cierre si no están abiertas la(s) línea(s) de derivación. Los sistemas de derivación (diverter) están diseñados para operar durante períodos breves de alto caudal de flujo, pero no de alta presión. Algunas operaciones utilizan un BOP anular y otro de esclusas (ariete, ram) sobre la línea de derivación debido a los altos caudales de flujo. Las pruebas deben incluir un ensayo de funcionamiento, bombeo de agua a máxima velocidad para asegurar que el sistema no está bloqueado, y una prueba de baja presión conforme a las normas legales vigentes. Un tema de preocupación es la erosión que puede provocar un alto caudal de flujo. Cuanto mayores sean las líneas de derivación, tanto mejor. Las líneas deberán ser lo más sencillas posible y llegar al lugar de venteo con la mínima cantidad de curvas o codos.

• Sistema de derivación (diverter)

Cabezal Rotatorio / RBOP La cabeza rotativa es una unidad de rotación diseñada para operaciones de perforación liviana, reparación y reacondicionamiento. La fuente de energía para la rotación es fluido hidráulico suministrado por las bombas hidráulicas. Generalmente se utilizan para estas tareas las bombas hidráulicas de los equipos de reparación. También se utilizan unidades de energía hidráulica transportables montadas en skids (patines) o trailers. Se extiende un freno o brazo telescópico de torque hacia una guía o sección rígida del equipo para contrarrestar el efecto de rotación.

Esclusas (ARIETE; RAM) La esclusa de tubería es el constituyente básico del BOP. La confiabilidad de la esclusa (ariete, ram) se debe en parte a la simplicidad y en parte al esfuerzo puesto en su diseño. El preventor de esclusa es un bloque de acero que se recorta de manera de adecuarse al tamaño de la tubería alrededor de la cual va a cerrarse. En el recorte que cierra la esclusa alrededor de la tubería, se encuentra una empaquetadura de caucho autoalineable. Además, existe otro empaquetador de caucho similar (sello superior) en la parte de arriba de la esclusa que sella la parte superior del alojamiento de la esclusa en el cuerpo del preventor y así aísla la presión del espacio anular. Las esclusas vienen en diferentes medidas y presiones nominales. Existen muchas clases de esclusas fabricadas a pedido, que se diseñan para usos específicos o para distintos tipos de equipo. Los BOP de esclusas pueden consistir desde juegos manuales simples de un solo juego de esclusas a cuerpos de múltiples esclusas. Los de esclusa simples pueden tener un vástago pulido que se cierra al hacer girar las manijas que se encuentran

a cada lado, y permite atornillar las esclusas hacia adentro y alrededor de la tubería. Pueden encontrarse conjuntos complejos de múltiples esclusas alojados en un único cuerpo y se operan por control remoto de presión hidráulica. Las esclusas (ariete, ram) de la mayoría de los sistemas de BOP se cierran a través de pistones hidráulicos. El vástago del pistón está aislado de la presión del pozo por medio de sellos. Muchas esclusas (ariete, ram) también tienen un sello auxiliar plástico que puede energizarse para sellar sobre el vástago del pistón en caso de fallar el sello principal. Algunos sistemas de cierre de BOP de esclusa emplean un accionador tipo a tornillo para cerrar el preventor; sin embargo, por lo general, las normas establecen que los sistemas de BOP deben funcionar por sistema hidráulico. En caso de fallas en este sistema, la mayoría de las esclusas no pueden cerrarse en forma manual, salvo que estén equipadas con un sistema hidráulico de traba de esclusa. Una vez cerrados, la mayoría de las esclusas pueden ser trabadas (aseguradas) por sistemas de cierre hidráulicos o manuales (volante).

• Preventores Tipo RAM (esclusa, ariete)

Cap. 10


La mayor parte de las esclusas están diseñadas de manera tal de permitir sellar la presión que proviene sólo del lado inferior. Esto significa que, al colocarla en posición invertida, la esclusa no va a mantener la presión. Además, no se podrá probar la presión desde el lado superior. Por consiguiente, debe tenerse sumo cuidado al armar un conjunto, ya que deben ubicarse con el lado correcto hacia arriba. El nombre del fabricante debería figurar en la parte superior en posición normal. Tanto las aberturas de circulación como las bocas de salida laterales deben estar ubicadas por debajo del alojamiento de la esclusa.

Esclusas (ARIETE; RAM) de tubería Las esclusas de cierre sobre tubería están preparadas para cerrar sobre la tubería. La ventaja y limitación fundamentales de una esclusa de tubería es el recorte de medio círculo en el cuerpo de la esclusa. La finalidad del recorte es poder cerrar y proveer un buen sellado alrededor de una tubería de tamaño o diámetro particular. La mayoría de las esclusas (ariete, ram) cuentan con guías para centrar la tubería. El recorte del cuerpo de la esclusa se adapta casi perfectamente a la circunferencia de la tubería. Mientras que puede cerrarse alrededor de una tubería, que presente una pequeña conicidad, no se cerrará alrededor de una unión de tubería sin dañarla o dañar la cara de cierre de la esclusa. Debe tenerse mucho cuidado al cerrar la esclusa que se encuentra cerca de una unión.

Esclusa (ARIETE; RAM) ciega Las esclusas ciegas son una clase especial de esclusa de tubería que no presenta

Cap. 10


• RAM (ariete, esclusa ) de tuberia

Otra condición favorable de las esclusas ciegas/de corte es el espacio que se gana al utilizar un solo juego, en lugar de dos, para realizar las tareas necesarias.

el recorte de tubería en el cuerpo de la esclusa. Las esclusas ciegas cuentan con elementos empaquetadores de buen tamaño y están diseñadas para cerrar sobre el pozo abierto. Cuando se prueban, debe hacerse a la máxima presión de trabajo.

Esclusas (ARIETE; RAM) de corte Las esclusas de corte son otra clase de esclusa de tubería que tienen hojas filosas especiales para cortar tubulares (tubi ng, tuberías de perforación, etc.). Dependiendo del tipo deesclusa de corte y del tubular a cortar, deberán utilizarse presiones más elevadas que las reguladas normales y/o “potenciadores” (booster) hidráulicos. Las esclusas de corte tienen tolerancias de cierre pequeñas. En el momento de probar su funcionamiento, no deben cerrarse bruscamente haciendo uso de una presión elevada, si no a través de una presión reducida de aprox. 200 psi (13,8 bar). Cuando se prueban las esclusas de corte, el material de la empaquetadura se daña. Dado que el volumen de la empaquetadura de las esclusas de corte es pequeño, muy pocos ensayos de presión pueden llevarse a cabo y conservar la capacidad de sello. No efectuar ensayos de presión de las esclusas de corte

• RAM (esclusa ) de corte

• RAM (esclusa,ariete) ciego/corte más de lo necesario.

Esclusas (ARIETE; RAM) ciegas/ de corte Las esclusas ciegas/de corte combinan las ventajas de las esclusas ciegas o de cierre de pozo abierto con las de cortadoras. Tienen la ventaja adicional de cortar la tubería para luego proceder a sellar la abertura del pozo.

Esclusas (ARIETE, RAM) de diámetro variable Las esclusas de diámetro variable (VBR) sellan sobre distintos diámetros de tuberías o vástagos hexagonales. También pueden servir como esclusa primaria para un diámetro de tubería y de reserva o alternativo para otro diámetro distinto. En aquellos pozos con columnas de diámetro combinados y en los que el espacio resulta muy importante, pueden utilizarse esclusas de diámetro variable. Además, la colocación de un juego de esclusas de diámetro variable en el preventor evita un viaje de ida y vuelta del conjunto submarino del BOP. Esto se debe a que no es necesario cambiar las esclusas al utilizar columnas de tubería de diferentes tamaños. El empaque contiene inserciones reforzadas de acero similares a las del empaquetador del BOP anular. Estas inserciones rotan hacia adentro al cerrar las esclusas; de esta manera, el acero provee el soporte necesario para el caucho que sella la tubería. En los ensayos estándar de fatiga,

las empaquetaduras (gomas) de esclusas de diámetro variable se desempeñan en forma comparable a los empaquetadores de esclusa de tubería. Las esclusas (ariete, am) de diámetro variable son adecuadas para servicio en H2S.

Sistemas de trabajo hidráulico de ariete (RAM) Hay muchos tipos de sistemas de trabado con arietes (ram) hidráulicos. A continuación están la descripción de varios tipos que ofrecen los fabricantes:

• RAM (ariete, esclusa) de diámetro variable

La traba Hydril con posiciones múltiples (MPL) es una traba mecánica que trabaja hidráulicamente y que automáticamente mantiene al ariete cerrado trabado con la presión optima necesaria en la goma, para el sellado del empaque anterior y el sello superior. La presión de cierre hidráulica cierra el ariete y deja, además de cerrado, trabado. El conjunto de embrague engranado permite un movimiento de cierre sin restricción, pero impide el movimiento de apertura. La presión de apertura hidráulica

Cap. 10


destraba y abre el ariete (ram). Los movimientos de apertura y destrabe se logran, por medio de la aplicación de la presión de apertura en el cilindro de apertura, lo cual desengrana el conjunto de embrague.

en funcionamiento se cierre en la tubería, se enganchan las trabas hasta que se aplica la presión de apertura. Solo se puede destrabar y volver a abrir el preventor usando la presión hidráulica.

El MPL tiene incorporado una provisión, para probar el mecanismo del trabado. Dispositivos operados manualmente impiden que la presión de apertura desengrane el conjunto de embrague. Luego la aplicación de la presión de apertura simula las fuerzas de apertura aplicadas en el ariete (ram), probando asi el funcionamiento correcto de la traba. La posición de trabado esta visible.

Elementos de empaquetadores (PACKER)

Las trabas con cuñas Cameron, traban el ariete (ram) hidráulicamente y mantienen los arietes (ram) mecánicamente cerrados, aun cuando se libere la presión del accionador. Se puede trabar el sistema de funcionamiento usando tapas de secuencia, para asegurar que la traba con cuñas se retrae antes de aplicar presión en el preventor de surgencias (reventones) abierto. Para las aplicaciones submarinas se utiliza, una cámara para equilibrar la presión con las trabas con cuñas para eliminar, la posibilidad de que la traba con cuña se destrabe, debido a la presión hidrostática. El sistema Ultralock de Shaffer incorpora un mecanismo de cierre mecánico dentro del conjunto de pistones. Este sistema de cierre no depende de un presión de cierre para mantener un trabado positivo. Utiliza segmentos de trabado planos y ahusados en el pistón en función y que se enganchan con otro eje ahusado ubicado dentro del cilindro en funcionamiento. Solo se requiere una función hidráulica para la función de abrir/cerrar del cilindro y el sistema de trabado funcione. El sistema traba automáticamente en la posición de cerrado, cada vez que el pistón

El empaquetador o elemento sellador, tanto de los preventores anulares como de los de tipo esclusa se presentan en diferentes medidas y presiones nominales. Están hechos de un caucho de alta ductilidad o de un material tipo caucho que, por lo general, se moldea alrededor de una serie de lengüetas de acero, las cuales fortalecen y refuerzan el material utilizado. El empaquetador packer puede estar fabricado de una multitud de compuestos. Los más comunes son el caucho natural, caucho nitrilo (buna-n) o neopreno. Estos compuestos están preparados para diferentes situaciones tales como: frío intenso, gas agrio y medio ambientes corrosivos. Siempre consultar al fabricante para la selección correcta del empacador (packer).

Carreteles de perforación/ espaciadores Si se circulan fluidos abrasivos, generalmente no es deseable circular por la aberturas de circulación de los preventores de ariete (ram), arriesgando daños al cuerpo del preventor. El carrete de perforación o circulación provee salidas y cuesta menos reemplazar. Esto agregara una altura adicional a la columna e incrementara la cantidad de puntos de conexión por los cuales se podría desarrollar una fuga. Sin embargo, el carrete de perforación / espaciador provee mas flexibilidad para las opciones de

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Diafragmas de pulsación

Unidad de empaque y sello para preventor anular Unidad de empaque y sello para diverter

El carretel debería tener una presión de operación que sea al menos igual a los preventores que esta en uso. El diámetro del carretel es típicamente por lo menos igual al diámetro del preventor o cabezal superior de la tubería de revestimiento. Debería estar equipado con salidas laterales de no menos de 2” (50.8 mm) para presiones de operaciones clasificados en 5000 psi (344,75 bar) o menos, y tener por lo menos una de 2” (50,8 mm) y uno de 3” (76,2 mm) para las presiones por encima de los 5000 psi (344,75 bar).

Mantenimiento preventivo

Unidad de Unidad de

empaque LL

empaque MD

Unidad de

conectar las líneas del estrangulador o de control. También, permite que haya mas espacio entre los arietes (rams), para facilitar las operaciones de inserción (stripping) y a menudo este es el motivo por el cual se incorporan.

Sello tipo Bon- Sello superior

empaque para

net para BOP

para RAM

preventor

tipo RAM

variable

Por lo general, la mayor parte de las esclusas de los preventores cierran normalmente con una presión de 1.500 psi (103,5 bar), es una buena regla que no debe modificarse arbitrariamente. No se debe probar el funcionamiento de las esclusas de tubería sin haber colocado, en los preventores, la tubería del tamaño correspondiente para evitar daños. Al cambiar las empaquetaduras de las esclusas, recordar que la mayoría de los problemas surgen por cierres y sellos de bonete o compuerta inadecuados. Es importante inspeccionar y reemplazar estos sellos todas las veces que sea necesario, cada vez que se cambien las esclusas.

RAM de diámetro variable

Preventor Tipo RAM

Tanto las barras tubería como el tubing pueden moverse a través en las esclusas accionadas. Para ello, la presión

• Carretel de Perforación

de cierre debe reducirse hasta los 200 o 300 psi (13,8 - 20,7 bar) para disminuir el desgaste de la superficie de la empaquetadura. Tomando en cuenta que la presión de accionamiento de las esclusas de tubería es reforzada en varios grados por la acción de la presión del pozo y que las esclusas de cierre tienen diferentes tamaños, entonces resulta necesario regular la presión de operación de acuerdo con las instrucciones del fabricante. Debe minimizarse el movimiento de la tubería a través de las esclusas de tubería, en particular los cambios bruscos de dirección de movimiento.

Instalación del conjunto de BOP Existen algunas reglas generales de instalación destinadas a mejorar la operación y verificación del conjunto. Al instalar el sistema, verificar cada preventor para asegurar que la inscripción que aparece en la pieza forjada se encuentre cabeza arriba. Las aberturas de circulación de las esclusas, si hubiera, deben ubicarse en la parte inferior de la esclusa. Se debe tener precaución en el modo de levantar la unidad. Una oscilación inadecuada del sistema podría lastimar

EMPAQUETADURAS ANULARES COMUNES

a alguien, dañar el equipo y dificultar su correcto apoyo o alineación. Se deben limpiar las ranuras alojamiento de los aros y/o superficies de empalme con trapos limpios, agua y jabón. Los cepillos y raspadores de alambre pueden rayar las superficies de empalme y alojamientos de aros, afectando la prueba del conjunto. Deben identificarse los orificios hidráulicos de abertura y cierre y mantenerse limpios. Basura y suciedad en el sistema hidráulico pueden causar la falla en el sistema.

Empaquetador anular API tipo R

• Bridas y aros de acero

Bridas y anillos (AROS) Los puntos de conexión son siempre el punto débil en sistemas de tuberías o válvulas; el BOP no es la excepción. Las bridas y aros de sello reciben un trato indebido durante el proceso de armado del equipo que puede dar lugar a fallas en pruebas de presión posteriores. Probablemente las fallas principales sean raspones en los anillos, alojamientos y superficies de empalme producidos durante el armado y limpieza en el proceso de la instalación. Se debe evitar que la dotación utilice cepillos de alambre o raspadores sobre las superficies de unión y ranuras alojamiento de aros. Las malas aislaciones afectarán la prueba de presión y provocarán el desarmado del conjunto, y podrán causar asimismo cortes por lavadura en las conexiones. Con frecuencia la dotación no tiene en cuenta la importancia de mantener ajustados las tuercas en la bridas de conexión. La introducción de aros de tipo “X” energizados por presión ayuda a mantener las bridas ajustadas, pero nada reemplaza el re-ajustado. La conexión de grampa API no es tan resistente como la conexión de brida API equivalente, ni tiene la misma capacidad de tensión, arqueo o carga combinada. Sin embargo, existen diseños de conexiones de tipo

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grampa o engrampe que pueden ser iguales o superiores a la conexión de bridas API en carga combinada. Los espárragos de bridas en las cabezas de pozo son especialmente complicados en los conjuntos de BOP en plataformas (jackup) de aguas profundas. Esto se debe a que el movimiento de la extensa tubería conductora hasta el fondo del mar está restringido en el extremo superior por el empalme del conjunto de BOP al equipo. En cualquier equipo, si sólo el conjunto de BOP está amarrado a la base del equipo, pueden actuar fuerzas tremendas contra la brida de cabeza de pozo donde se concentra toda la flexión de la cañería. Se debe amarrar también el casing conductor contra el equipo siempre que sea posible.

La empaquetadura anular tipo R no esta energizada por presión interior. El sellado ocurre a lo largo de pequeñas bandas de contacto entre las ranuras y la empaquetadura, tanto en el OD (DE), como en el ID (DI) de la empaquetadura. La empaquetadura puede ser, ya sea octogonal, u ovalada en la sección cruzada. El diseño tipo R no permite un contacto cara a cara entre los cubos o las bridas. Las cargas externas se transmiten a través de de las superficies de sellado del aro. La vibración y las cargas externas puede hacer que las pequeñas bandas de contacto entre le aro y los alojamientos se deformen plásticamente y así, la unión podría desarrollar una fuga, a no ser que se ajusten los pernos de la brida semanalmente.

Empaquetador anular API tipo Rx energizada a presión En la empaquetadura anular Rx energizada a presión, el sello ocurre a lo largo de pequeñas bandas de contacto entre las ranuras del OD (DE) de la empaquetadura. El aro se hace con un diámetro un poco más grande que las ranuras y se va comprimiendo despacio para lograr el sello inicial a medida que se ajusta la junta. El diseño Rx no permite el contacto cara a cara entre los cubos o bridas dado que la empaquetadura tiene superficies que soportan grandes cargas externas sin deformación plástica de las superficies de sellado de la empaquetadura. Se debería usar una empaquetadura nueva cada vez que se arma la unión.

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Empaquetador anular API cara a cara, tipo Rx energizada a presión

empaquetadura. En los cubos de contacto cara a cara las tolerancias de la empaquetadura y la ranura se mantiene dentro de la tolerancia de 0,022 plg (0,56 mm)

API adopto la empaquetadura anular cara a cara Rx energizada a presión como la unión estándar, para las uniones a grampa. El sellado ocurre a lo largo de pequeñas bandas de contacto entre las ranuras anulares y el OD (DE) de la empaquetadura. La empaquetadura se hace con un diámetro un poco más grande que las ranuras. Se va comprimiendo despacio, para lograr el sello a medida que se ajusta la unión. El ancho aumentado del alojamiento asegura de que haya contacto cara a cara entre los cubos, pero esto deja a la empaquetadura sin soporte en su ID (DI). Sin el soporte ID (DI) de las ranuras anulares, la empaquetadura quizás no quede perfectamente redonda al ajustar la unión. Si la empaquetadura pandea o desarrolla partes planas, la union podria tener fugas.

Empaquetador anular API tipo Bx energizada a presión

Ranura anular cameron cara a cara tipo Rx energizada a presión Cameron modifico las ranuras anulares API cara a cara tipo Rx energizada a presión para evitar las fugas causadas por el pandeo de la empaquetadura en la ranura API. Se utilizan las mismas empaquetaduras en anulares tipo Rx energizadas a presión con estas ranuras modificadas. El sellado se logra alo largo de pequeñas bandas de contacto entre las ranuras y el OD (DE) de la empaquetadura. La empaquetadura tiene un diámetro un poco más grande que las ranuras y se va comprimiendo despacio para lograr el sellado inicial a medida que se ajusta la unión. El ID (DI) de la empaquetadura tomara contacto con las ranuras cuando se va apretando. Esta limitación de la empaquetadura evita las fugas causadas por el pandeo de la

La empaquetadura anular Bx energizada a presión fue diseñada para que los cubos o bridas tengan contacto cara a cara. El sellado se logra a lo largo de pequeñas bandas de contacto entre las ranuras y el OD (DE) de la empaquetadura. La empaquetadura tiene un diámetro un poco más grande que las ranuras anulares. Se va comprimiendo despacio para lograr el sellado inicial a medida que se ajusta la unión. La intención del diseño del Bx fue el contacto cara a cara entre los cubos o bridas, Si embargo las tolerancias que se adoptan para las ranuras y la empaquetadura son tales, que si la dimensión del aro esta del alado alto del rango de tolerancia y la dimensión de la ranura esta del lado bajo del rango de tolerancia, podría ser muy difícil el lograr el contacto cara a cara. Sin el contacto cara a cara las vibraciones y cargas externas pueden causar una deformación plástica del aro y eventualmente podría resultar en fugas. Tanto las uniones Bx embridadas, como a grampas son propensos a tener esta dificultad. Muchas veces se fabrica la empaquetadura Bx con agujeros axiales, para asegurar un equilibrio de presión, dado que, tanto el OD (DE), como el ID (DI) de la empaquetadura podría tener contacto con las ranuras.

Empaquetador anular Cameron tipo Ax y vetco tipo Vx energizada a presión El sellado, con este tipo de empaquetaduras, se logra a lo largo de pequeñas bandas

de contacto entre las ranuras y el OD (DE) de la empaquetadura La empaquetadura tiene un diámetro un poco más grande que las ranuras y se va comprimiendo despacio para lograr el sellado inicial a medida que se ajusta la unión. El ID (DI) de la empaquetadura es liso y esta casi emparejado con el agujero del cubo. El sellado ocurre en un diámetro, que es apenas un poco mas grande que el diámetro del agujero del cubo, entonces la carga de la presión axial en el collar en el collar se mantiene absolutamente al mínimo. El cinturón (resalto) en el centro de la empaquetadura evita el pandeo o retroceso a medida que se va armando la unión. El OD (DE) de la empaquetadura esta ranurado para permitir el uso de pasadores o pestillos retractables para retener la empaquetadura en forma positiva en la base del collar de unión cuando se separan los cubos. El diseño de las empaquetaduras Bx y Vx permite lograr el contacto cara a cara entre los cubos con un mínimo de fuerza de la abrazadera- Se utiliza en la base del collar de unión por que la empaquetadura inferior se debe retener en forma positiva en la unión cuando se separan los cubos. Su diseño asegura que la carga de la presión axial en la unión del collar se mantenga absolutamente al mínimo. Las cargas externas se transmiten a completamente a traves de las caras del cubo y no pueden dañar a la empaquetadura. Las empaquetaduras Bx y Vx también, son adecuadas para las salidas laterales en la columna del preventor dado que estas no están sujetas al acanalado.

Empaquetadura anular Cameron tipo Cx energizada a presión Las empaquetaduras anulares Cx energizadas a presión permiten que el contacto cara a cara entre los cubos se logre con una fuerza mínima de abrazadera. El sellado,

con este tipo de empaquetaduras, se logra a lo largo de pequeñas bandas de contacto entre las ranuras y el OD (DE) de la empaquetadura cubo. Las cargas externas transmiten completamente a través de las caras del cubo y no pueden dañar a la empaquetadura. La empaquetadura tiene un diámetro un poco más grande que las ranuras y se va comprimiendo despacio para lograr el sellado inicial a medida que se ajusta la unión. La empaquetadura fue diseñada después de la Ax, pero esta rebajada, en ves de estar al nivel con el agujero del cubo para protegerlo contra el ranurado. La empaquetadura sella aproximadamente al mismo diámetro que las empaquetaduras Rx y Bx, El cinturón (resalto) en el centro de la empaquetadura evita el pandeo o retroceso a mediad que se arma el preventor de surgencias (reventón) o la union del tubo vertical.

Minimizando el desgaste del preventor de surgencias La tubería que entre en contacto con el (BOP) crea una fricción y desgaste de metal a metal. Debería caer por el centro de la columna del preventor y no entrar en contacto con ella. Sin embargo, a menudo es difícil centrar la sarta de trabajo en el preventor de surgencias (arremetidas). El movimiento, asentamiento o inclinación del equipo puede hacer que el agujero de la columna del preventor quede descentrado. Si la torre no esta perpendicular en la base la punta podría estar descentrada del pozo por varios pies. El efecto del desgate no es de inmediato, por que los arietes (rams) y el preventor anular pueden cerrarse y ser probados. Pero los daños a largo plazo son severos. Puede resultar en un desgaste excéntrico en el diámetro del la sarta de trabajo, o en las caras de los arietes (rams) y del anular. También,

puede haber daños y desgaste en la tubería de revestimiento (casing) y en el cabezal del pozo. Los daños menores podrían sellar en una prueba, pero existe la posibilidad de que existan mas daños y que la columna no sellara durante una surgencia. Aparte de eso la reparación del interior de la sarta de trabajo es una tarea para la planta de la fabrica y es muy larga y costosa. Generalmente aros de desgate o bujes minimizaran el desgaste y los daños interiores. Además, la columna debería estar estable. Las retenidas de alambre (contravientos) y tensores deberían ser horizontales o salir hacia arriba de la columna o llevar a un punto de anclaje afuera de la subestructura. Si la retenida va hacia abajo, podría causar el pandeo de la tubería de revestimiento, si el equipo se asienta.

Conexiones de estrangulador y líneas de ahogo Las conexiones de alta presión dentro del conjunto de BOP son un punto débil que debe verificarse y volver a revisarse. Los problemas más comunes incluyen el uso de niples demasiado livianos, aros de sello sucios, superficies de empalme dañadas, tuercas flojas y niples o tuberías largas mal soportadas. Es poco lo que se puede agregar sobre estos puntos que no determine el sentido común. Otro inconveniente es el uso de mangueras de baja presión cuando no hay suficiente lugar disponible para cañerías de acero. Esta situación es doblemente perjudicial, por cuanto el exceso de curvas en la tubería o el uso de curvas en situaciones de alta presión no es una práctica recomendable. Esto resulta especialmente riesgoso cuando la línea involucrada es la del estrangulador.

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Línea de llenado Debe incluirse una línea de llenado por sobre la válvula superior del conjunto de BOP. El objetivo de esta línea, como su nombre lo indica, será llenar el pozo durante las carreras, y períodos sin circulación. Si bien el mantenimiento de esta línea es ligero, si se deja fluido en ella, puede producirse un tapón o dañarse la línea por efecto de fluidos corrosivos.

Herramienta de prueba del preventor de surgencia El diseño de la herramienta para probar el preventor (testing tool) varia, pero es un dispositivo que se sujeta a la punta de una tubería y se corre hasta el fondo de la columna del preventor de surgencias o en el cabezal del revestidor (casing) e inicialmente el peso de la tubería lo sostiene en su lugar. Es normal que tenga aros de sellado de eslatomero y también, podría tener varios rangos de sellado para lograr el sello. Cuidado: si fallan, se podría energizar el hoyo. Encima de los sellos hay una abertura al ID (DI) de la tubería para permitir que se bombee agua para llenar el hoyo y permitir que se prueben los preventores a presión. En la parte superior de la(s) unión (es) de la tubería haya otra herramienta que tiene los accesorios de conexión del manifold hasta la bomba de pruebas. En el mantenimiento de la herramienta de prueba se debería incluir la inspección del componente, la limpieza y el almacenamiento correcto después de cada uso y la reposición de los elastómeros de sellado según sea necesario.

Sistemas de cierre / acumulador Las BOP para equipos de perforación rotativos datan de principios de siglo. Sin embargo, recién en la década del 50 aparecieron

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• Herramienta para prueba de BOPs

buenos métodos de cierre de preventores. Las unidades más antiguas de BOP utilizaban un sistema manual del tipo de cierre a tornillo. Hoy en día, en algunos equipos pequeños, se siguen utilizando sistemas de cierre manuales. Al producirse una surgencia es esencial cerrar el pozo lo más rápido posible para evitar una surgencia mayor. En general, los sistemas manuales son más lentos que las unidades hidráulicas y pueden permitir mayores volúmenes de entrada de fluidos. Se han probado, bombas de inyección, aire del equipo y bombas hidráulicas como unidades de cierre, y todos han dado resultados poco satisfactorios. Los sistemas de acumuladores hidráulicos son las primeras unidades de cierre en dar buenos resultados. La finalidad del acumulador es proveer una forma rápida, confiable y práctica de cerrar los BOP en caso de surgencia. Dada la importancia del factor confiabilidad, los sistemas de cierre poseen bombas extra y volumen en exceso de fluido, al igual que sistemas alternativos o de reserva. Hoy en día, el equipo estándar utiliza un fluido de control que puede consistir en un aceite hidráulico o en una mezcla especial de

productos químicos y agua que se almacena en botellones o cilindros de acumulador a 3.000 psi (207 bar). Una cantidad suficiente de fluido se almacena bajo presión para que todos los componentes del conjunto de BOP puedan funcionar con presión y además mantener siempre una reserva de seguridad. A medida que disminuye la presión en los botellones del acumulador, las bombas de aire o eléctricas instaladas para recargar la unidad arrancan en forma automática. En condiciones ambientales muy frías, debe tenerse cuidado de que la temperatura del sistema acumulador no llegue a bajo cero, ya que los elementos de caucho que se encuentran en su interior, tales como las cámaras (bladder), pueden cristalizarse y reventar.

• Sistema de Cierre de BOPs (Acumuladores)

DEBE REALIZARSE UN SERVICIO DE MANTENIMIENTO DEL SISTEMA BÁSICO DEL ACUMULADOR, POR LO MENOS, CADA TREINTA DÍAS (O CADA POZO). EL PROGRAMA DE TREINTA DÍAS, QUE SE MENCIONA A CONTINUACIÓN, ES UNA GUÍA QUE PUEDE RESULTAR INSUFICIENTE PARA ALGUNAS OPERACIONES. PARA EL MANTENIMIENTO DEL ACUMULADOR MAESTRO, ES NECESARIO: 1. Limpiar y lavar el filtro de aire. 2. Llenar el lubricador de aire con aceite SAE 10 (o el que se especifique). 3. Verificar el empaque de la bomba de aire. El empaque debe estar lo suficientemente flojo para que el vástago se lubrique, pero no tanto como para que gotee. 4. Verificar el empaque de la bomba de accionamiento eléctrico. 5. Desmontar y limpiar los filtros de succión, que se encuentran en las bocas de succión de las bombas de aire y eléctrica. 6. Verificar el nivel de aceite del cárter de la cadena de rodillos de la bomba eléctrica, el cual debe estar siempre lleno de aceite adecuado (si es de transmisión a cadena). Controlar el fondo del cárter de aceite por si hay agua. 7. El volumen de fluido en el reservorio hidráulico debe mantenerse al nivel operativo (en general, entre dos tercios y tres cuartos). 8. Desmontar y limpiar los filtros hidráulicos de alta presión. 9. Lubricar las válvulas de cuatro vías (válvulas operativas). Existe un alemite de grasa en el brazo de la armadura de montaje y, por lo general, una copa engrasadora para el vástago del émbolo. 10. Limpiar el filtro de aire que se encuentra en la línea del regulador. 11. Verificar la precarga de los botellones individuales del acumulador (la lectura debería rondar los 900/1100 psi [62,05 - 75,84 bar]).

La precarga de nitrógeno Un elemento importante del acumulador es la precarga de nitrógeno de 1.000 psi (68,9 bar) en los botellones. En caso que los botellones pierdan la carga por completo, no podrá almacenarse ningún fluido adicional bajo presión. Es necesario mantener la carga en los botellones cerca de los 1.000 psi (68,9 bar) de presión operativa de precarga. El nitrógeno tiende a filtrarse o a desaparecer con el tiempo. Este proceso varia de botellón a botellón. La carga de cada uno de ellos en el banco debe verificarse y registrarse en cada uno de los pozos.

La mezcla de “aceite soluble” y agua parece tener algunas ventajas: es menos costosa y no es contaminante; por ello, se prefiere esa mezcla antes que el aceite hidráulico. En climas templados, pueden acumularse en el sistema bacterias, algas y hongos; por lo tanto, se agregan productos químicos para impedir el desarrollo de estos organismos de acuerdo con las recomendaciones del fabricante. El uso de aceites inadecuados o de aguas corrosivas puede dañar el acumulador y los elementos de cierre de el conjunto de BOP.

PARA CONTROLAR LA PRECARGA DE LOS ACUMULADORES ES NECESARIO: 1. Cerrar el paso de aire a las bombas de aire y de energía a las bombas eléctricas. 2. Cerrar la válvula de cierre del botellón. 3. Abrir la válvula de purga y purgar el fluido hacia el reservorio principal. 4. La válvula de purga debe permanecer abierta hasta verificar la precarga.

• Botellas del acumulador

Fluídos de carga de acumulador

Requerimiento de volúmen

El fluido utilizado para el acumulador debe ser un lubricante anti-corrosivo, anti-espumoso y resistente al fuego y a las condiciones climáticas adversas. Además, debe impedir el ablandamiento o resquebrajamiento de los elementos selladores de caucho. El aceite hidráulico posee estas características. Una mezcla de agua dulce y “aceite soluble” (con etileno glicol para temperaturas bajas) también puede dar buenos resultados.

El sistema del acumulador debe tener capacidad suficiente para proveer el volumen necesario para cumplir o superar los requerimientos mínimos de los sistemas de cierre. Existen varios métodos estándar para calcular el volumen necesario. Por ejemplo, la norma RP 16E de API detalla los cálculos matemáticos a realizar para calcular el volumen mínimo API. El M.M.S.(Servicio de Administración de Minerales) requiere una vez y media más del volumen necesario para cerrar y mantener cerradas todas las unidades de BOP con una presión mínima de 200 psi (13,8 bar) por

• Componentes de un Acumulador

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sobre la presión de precarga. Otros organismos gubernamentales tienen exigencias distintas con respecto al volumen. Dado que es mejor tener más que el volumen mínimo, la mayoría de los operadores y contratistas prefieren usar un factor de tres veces el volumen requerido para cerrar todo lo que encuentre en la columna. La idea principal es mantener una reserva energética suficiente para el sistema acumulador de manera de poder operar la columna y así tener más energía que la restante de la precarga de nitrógeno. Una rápida estimación de un sistema típico de 3.000 psi (206,8 bar) se realiza utilizando la mitad del volumen de los botellones del acumulador. Los cálculos demuestran que aproximadamente la mitad del volumen total de los botellones puede utilizarse antes de que la presión disminuya hasta llegar a los 200 psi (13,8 bar) por sobre el nivel de precarga. (Un botellón de acumulador de 20 galones (75,7 l) tiene un volumen aprovechable de aprox. 10 galones (37,8 l). En general, los de tipo esfera de mayor tamaño tienen un volumen de 80 galones (302,8 l) y un volumen aprovechable de 40 galones (151,4 l).

Del ejemplo precedente surge que se necesitan seis botellones de 20 galones (75,7 l) o esferas o alguna combinación, lo que daría un resultado total mínimo de 60 galones (227,7 l) de fluido aprovechable. Siempre que se utilice un sistema acumulador que no sea el de 3000 psi (206,8 bar) o sea necesario seguir requerimientos exactos, deberán realizarse, en forma precisa, los cálculos adecuados.

• V3 = Vr / {(P3 / P2) – (P3 / P1)}

Usando el volumen requerido (Vr) de 53,07 gal (200,89 l) del Ejemplo 1 (incluye el factor de seguridad de 1,5), cual es el volumen total del acumulador requerido para un sistema de 2000 psi (137,8 bar), con 1000 psi (68,95 bar) de precarga y 1200 psi (82,7 bar) de presion mínima de operación? V3 = Vr / {(P3 / P2) – (P3 / P1)} V3 = 53,07 / {(1000/1200) – (1000/2000)} V3 = 53,07 / (0,833 – 0,5) V3 = 53,07 / 0,3333

Donde: P1 = Presión máxima cuando esta con carga plena P2 = Presión mínima de operación P3 = Presión de precarga de nitrógeno V1 = Volúmen de nitrógeno a la presión máxima V2 = Volúmen de nitrógeno ala presion mínima de operación V3 = Volúmen total del acumulador Vr = Volúmen total requerido( incluyendo el factor de seguridad)

• Ejemplo 1 Cálculo de volúmen necesario para el acumulador, utilizando un factor de cierre de 1,5: Preventor anular Hydril GK 13 5/8 (346 mm.) para cerrar

• Ejemplo 2

= 17,98 gal ( 68,06 l)

(3) Esclusas Cameron Tipo U 13 5/8 (346 mm) para cerrar 5,8 galones (21,95 l) x 3 juegos de esclusas

=

TOTAL

= 35,38 gal (133,92 l)

17,40 gal ( 65,86 l)

Requerimiento del acumulador (factor de cierre de 1,5) = 35,38 galones (133,92 l) x 1,5 = 53,07 galones (200,89 1) aprovechables. 53,07 galones (200,89 l) se redondean al múltiplo de 10 más inmediato en galones y se obtiene un total de 60 galones (227,1 l) de fluido aprovechable.

V3 = 159,22 galones (redondeado a 160 gal (605,6 l)

Múltiple del estrangulador (CHOKE MANIFOLD) El manifold de ahogo sirve para facilitar la circulación desde el conjunto del BOP bajo una presión controlada. Las distintas entradas y salidas proporcionan rutas alternativas para poder cambiar los estranguladores o reparar las válvulas. EL BOLETÍN API RP 53 3.A.3 INCLUYE UNA DESCRIPCIÓN DEL MANIFOLD DE AHOGO Y PROVEE RECOMENDACIONES PARA EL DISEÑO E INSTALACIÓN. ESTAS RECOMENDACIONES ESTABLECEN PRESENCIA DE: 1. Un equipamiento de múltiples entradas y salidas sujeto a la presión del pozo y/o de bombeo (por lo general, corriente arriba de los estranguladores e incluyéndolos) debe contar con una presión de trabajo por lo menos igual a la presión de trabajo nominal de los BOP que se estén utilizando. Una vez instalado, el equipamiento debe probarse para verificar que las presiones sean iguales a la presión nominal de el conjunto del BOP en uso.

2. Los componentes deben seguir las especificaciones aplicables API para soportar la presión, temperatura, abrasión y corrosión de los fluidos de la formación y de perforación previstos. 3. Para presiones de trabajo de 3M (206,8 bar) o superiores, se deben utilizar conexiones a bridas, soldadas o tipo grampa (clamp) para los componentes sujetos a la presión del pozo. 4. El estrangulador múltiple debe colocarse en un lugar de fácil acceso, preferentemente fuera de la subestructura del equipo. 5. La línea al estrangulador (que conecta el conjunto del BOP al estrangulador múltiple) y las líneas corriente abajo del estrangulador deben:

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Soporte auxiliar del choke

AC-1

Flujo de contrapresión

AC-2 Soporte principal

AC-3 Ingreso de flujo

(A) ser lo más rectas posible; si fueran necesarias curvas, deberán diseñarse y protegerse adecuadamente. (B) estar perfectamente ancladas para impedir movimientos bruscos o vibraciones. (C) tener un orificio del tamaño necesario para evitar erosión excesiva o fricción de fluido: (1) el tamaño mínimo recomendado para las líneas del estrangulador es de 3 pulgadas (76,2 mm) de diámetro nominal (para instalaciones Clase 2M (137,9 bar), se consideran aceptables los diámetros nominales de 2 pulgadas (50,8 mm)). (2) el tamaño mínimo recomendado para las líneas de ventilación corriente abajo de los estranguladores es de 2 pulgadas (50,8 mm) de diámetro nominal. (3) en el caso de operaciones de volúmenes elevados y de perforaciones con aire o gas, se recomiendan líneas de diámetro nominal de 4 pulgadas (101,6 mm) o superiores.

• Múltiple del estrangulador (Choke manifold)

6. Se deben suministrar derivaciones alternativas para el flujo y hacia el quemador corriente abajo de la línea del estrangulador para poder aislar las partes erosionadas, taponadas o defectuosas y poder repararlas sin interrumpir el control del flujo.

7. Deben tomarse en cuenta las propiedades a bajas temperaturas de los materiales utilizados en las instalaciones que quedaran expuestas a temperaturas excesivamente bajas.

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8. La línea de purga (la línea de venteo que permite obviar el paso por las válvulas estranguladoras debe tener al menos el mismo diámetro que la línea al estrangulador. Esta línea permite la circulación en el pozo con los preventores cerrados mientras se mantiene un mínimo de contrapresión. Además, permite la purga de un gran volumen de los fluidos del pozo para aliviar la presión en el casing estando los preventores cerrados. 9. Aunque no aparece en las ilustraciones típicas de un equipo, a veces se instala un colector corriente abajo de los estranguladores con el fin de derivar juntas a las líneas de salida. Al utilizar un colector debe tomarse la precaución de poder aislar el elemento que falla o este en malas condiciones sin interrumpir el control del flujo. 10.Deben instalarse manómetros adecuados para soportar el problema de fluidos abrasivos, y lograr que las presiones en el tubing o la tubería de perforación puedan monitorearse con precisión y leerse con facilidad en el lugar donde se llevan a cabo las operaciones para el control de pozo. 11. Todas las válvulas del estrangulador múltiple que puedan verse afectadas por la erosión proveniente del control de pozo deben ser de paso pleno y diseñadas para la operación con elevadas presiones y servicio con fluidos abrasivos. Se recomienda colocar dos válvulas de paso pleno entre el conjunto de BOP y la línea al estrangulador en instalaciones con presiones nominales de 3M (206,8 bar) o superiores. 12. Se recomienda lo siguiente para instalaciones con presiones de trabajo nominales de 5M (344,7 bar)o superiores:

(A) Unas de las válvulas del punto 11 debe funcionar a control remoto. (B) Debe instalarse un par de válvulas inmediatamente corriente arriba de cada estrangulador. (C) Debe instalarse por lo menos un estrangulador a control remoto. Si se prevé usar el estrangulador durante un tiempo prolongado, deberá instalarse otra válvula de características similares. 13. Todos los estranguladores, válvulas y tuberías deben ser para servicio de H2S.

Estranguladores El estrangulador (choke) es un elemento que controla el caudal de circulación de los fluidos. Al restringir el paso del fluido con un orificio, se genera una contrapresión o fricción extra en el sistema, lo que provee un método de control del caudal de flujo y de la presión de pozo. Los estranguladores utilizados para el control del pozo -estranguladores de lodo- tienen un

• Estrangulador (Choke)

diseño algo diferente de los de producción de gas y petróleo. Por lo general, el estrangulador de producción no resulta adecuado. Esto se debe a que no está preparado para soportar el flujo del fluido abrasivo que sale a la superficie durante una surgencia de pozo. Mientras que para algunos controles de pozo se utilizan estranguladores ajustables convencionales (manuales) (válvula aguja manual), en la mayoría de los controles de presión se utilizan estranguladores ajustables a control remoto.

Estrangulador fijo (PORTAORIFICIO) Los estranguladores pueden ser positivos (fijos) o ajustables. Los estranguladores fijos normalmente tienen un alojamiento portaorificio en su interior para permitir la instalación o cambio de orificios calibrados.

Estrangulador ajustable Los estranguladores ajustables pueden ser de accionamiento manual o remoto para variar el tamaño del orificio de pasaje.

Estrangulador manual ajustable (VÁLVULA AGUJA)

Asiento dinámico

El tipo básico de estrangulador es el manual ajustable. Posee un vástago (aguja) y asiento cónicos.

Punto de presión

Asiento estático

A medida que el vástago se acerca al asiento, disminuye el espacio anular y se restringe el paso de fluido. Esto produce una mayor “contrapresión” en el pozo. Este tipo de estrangulador es con frecuencia una parte del equipo de control de pozo que no se toma en cuenta. Sirve como estrangulador de soporte, y a menudo como estrangulador principal para muchas operaciones. Se debe proceder a la verificación de su funcionamiento y correcta lubricación en forma periódica conforme a la reglamentación en vigencia.

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Volante Brida de ingreso Descarga

Presión anular

• Estrangulador fijo

Estrangulador ajustable a control remoto (CHOKE HIDRAULICO) Los estranguladores ajustables a control remoto son los preferidos en operaciones de perforación y en trabajos con presión. Tienen la ventaja de permitir monitorear presiones, emboladas, y controlar la posición relativa de apertura del estrangulador desde la consola. Los fabricantes más comunes son Cameron y Swaco. El estrangulador Cameron se presenta por lo general en modelos de 5.000 a 15.000 psi (344,7 a 1034,2 bar), adecuados para servicio con H2S. Utilizan un vástago que se mueve hacia dentro y hacia fuera de una compuerta de estrangulamiento cónica. La abertura plena cuando el vástago está totalmente fuera de la compuerta, es normalmente de dos pulgadas (~50 mm). El mecanismo de apertura consiste en un ci-

• Estrangulador Manual Ajustable lindro de doble acción operado por presión hidráulica desde la consola del estrangulador. Existen otros fabricantes de estranguladores de diseño muy similar al Cameron. El Super Choke SWACO se presenta por lo general en modelos de 10.000 (689,4 bar) a 15.000 psi (1034,2 bar). El estrangulador de 10.000 psi (689,4 bar) puede ser para servicio normal o para H2S. Este tipo de es-

tranguladores utiliza dos placas de carburo de tungsteno solapadas, cada una con una abertura de media luna que rotan dentro y fuera de línea. La apertura total cuando las dos media lunas están en línea produce una abertura levemente inferior al área de apertura del pasaje de 2 pulgadas (~50 mm) que se tiene con los estranguladores de orificio ajustable. El estrangulador se puede cerrar y sellar en forma ajustada para actuar como

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válvula. El mecanismo de operación es un conjunto de cilindros de doble acción que ponen en funcionamiento un piñón y cremallera que giran la placa superior del estrangulador. La presión hidráulica se provee desde el panel del estrangulador. Ambos estranguladores tienen paneles de operación que incluyen: posición del estrangulador, contadores de emboladas, manómetros de presión de sondeo y casing, válvula de posición y una bomba para la operación hidráulica. Los dos tipos de estranguladores son aptos para operaciones de ahogo de pozo. Las limitaciones básicas aplicables a ambos son que el estrangulador no es de utilización frecuente, por lo que tiende a engranarse, perder presión el manómetro y tener los contadores de bomba desconectados. Todos estos inconvenientes pueden solucionarse utilizando el estrangulador y veri-

• Estrangulador Ajustable a Control Remoto (Choke Hidraúlico)

ficando la operación del panel, al menos una vez por semana.

Equipo para manejar el gas El equipo de manipuleo de gas es una parte esencial del equipo de control de reventones. La ausencia de este equipo dificultaría las operaciones de control de pozos, y las haría peligrosas debido a la acumulación de gas en el lugar de trabajo. La finalidad del equipo de manipuleo de gas es remover grandes volúmenes de gas que podrían generar mezclas explosivas al combinarse con el aire alrededor del equipo.

Separadores de gas

El degasificador tiene una capacidad muy limitada para manejar volúmenes de gas; sin embargo, al ser bajo el volumen de gas entrampado en el fluido, normalmente el degasificador es adecuado. Si la viscosidad del fluido fuera alta, o el fluido estuviera contaminado, el gas podría no separarse libremente. Los degasificadores separan el gas del fluido mediante una cámara de vacío, una cámara presurizada, un rociado centrífugo, o una combinación de estos diseños. El tipo más común de degasificador es el tanque de vacío o bomba de rociado; no obstante existen muchas clases de degasificadores, algunos de las cuales tienen funciones combinadas. Los tres tipos más comunes son los degasificadores SWACO y Welco de sistema al vacío y el Drilco Seeflo de sistema de bomba.

Los separadores de gas son, por lo general, la primera línea de defensa contra el gas en el lugar del equipo. Un separador de gas es un recipiente simple con aberturas conectado al final del manifold o línea de estrangulación justo antes de la entrada del fluido a la pileta. La mayor parte del gas que acompaña a una surgencia se separa del fluido después del estrangulador. Este es el gas del que se ocupa el separador. El separador de gas permite que el gas que se separa del fluido salga del sistema y gravite o sea expulsado hacia la línea de quemado. Los diseños varían desde un simple cilindro con aberturas que se utiliza con la mayoría de los manifolds a más complejos separadores de esos que se operan por flotadores. Cuando se utilizan fluidos sin sólidos, puede ser suficiente el separador de gas. La baja viscosidad de los fluidos libres de sólidos permiten la separación del gas bajo presión atmosférica. Cuando se utilizan fluidos viscosos (más espesos) un separador de gas puede no ser suficiente.

• Equipo para manejo de gas en superficie

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Los desgasificadores no requieren demasiado mantenimiento. Existen bombas que deben ser lubricadas y cuando se utiliza brazo flotador, las articulaciones deben mantenerse lubricadas. Cuando se utiliza una bomba de vacío, la trampa de agua adelante del compresor debe vaciarse diariamente. Por lo general, los degasificadores de vacío son más efectivos cuando se trabaja con lodos de alta viscosidad donde es difícil extraer el gas. En cualquier operación de de gasificación, el tiempo de transito y los requisitos de energía de extracción aumentan en la medida que aumenten la viscosidad del lodo y las fuerza del gel.

Válvulas de seguridad y flotadoras Un medio para cerrar la tubería de sondeo es una parte básica del equipamiento de control de pozo. El equipamiento para cierre de tubing o barra de sondeo incluye

• Separadores de Gas

• Desgasificador

válvulas de seguridad, válvulas flotadoras y BOPs interiores. Todo este equipamiento es operado por la dotación de boca de pozo. Es fundamental que tanto el perforador (encargado de turno) como el jefe de equipo se aseguren que la dotación comprende las reglas básicas para la operación y mantenimiento de este equipo.

reserva de la válvula superior. Permite la remoción del vástago cuando la presión está en la tubería. En muchos equipos es común utilizar la válvula inferior como válvula economizadora de fluido o “lodo”. El uso continuo de la válvula inferior tiene varias ventajas. La válvula se opera en cada conexión de modo de mantenerla libre y en buenas condiciones de funcionamiento. La dotación aprende como operar la válvula y la llave está siempre disponible. Pero, como contraparte, algunos equipos han registrado engranamiento de las roscas de la válvula por el uso continuo. Esto puede ser eliminado con el uso de una unión sustituta (sustituto).

Válvula superior del vástago La válvula superior del vástago es una parte común y reconocida de la parte superior del vástago. La figura muestra una válvula superior de vástago OMSCO que es del tipo de válvula unidireccional. Otras, son simples válvulas de tipo esférico, charnela, o tapón. El objetivo principal de la válvula superior del vástago es proteger el manguerote del vástago, la cabeza de inyección y el equipamiento de superficie de la alta presión del pozo. Generalmente se prueba a presión esta válvula cuando se ensaya la columna de BOP. El mantenimiento requerido para la válvula del tapón superior es mínimo.

Válvula inferior del vástago La válvula inferior del vástago es una válvula de apertura plena que se utiliza como

Válvula de seguridad / apertura plena Además de las válvulas en el vástago, es necesario mantener en el equipo otra válvula de seguridad de apertura plena. Si ocurriera una surgencia durante la bajada, esta válvula deberá instalarse de inmediato. Eso significa que deberá estar a mano, en un lugar de fácil alcance, en posición abierto y la llave para cerrarla deberá estar en un lugar visible y de fácil acceso para la dotación. Si se utiliza una columna de diámetro variable, o se está corriendo casing, debe contarse con

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un adaptador de la válvula guía existente, o con otra válvula guía de rosca adecuada. La válvula de seguridad o guía (stabbing), comúnmente denominada válvula “TIW”, es una válvula de apertura plena tipo esférica o tapón. Debe ser lo suficientemente liviana como para ser manipulada por la dotación o, en su defecto, indicarse los procedimientos para levantarla con un guinche neumático o un sistema de contrapeso. La válvula podrá acoplarse a un dispositivo removible de dos o tres brazos y con un buen balanceo para facilitar su manipuleo. La válvulas guía necesitan un mantenimiento mínimo. No obstante, al igual que los estranguladores, no se usan a menudo, por lo cual deberán operarse al menos una vez por semana para evitar su engranamiento. La utilización de reducciones adaptadoras de rosca (para facilitar el uso de la válvula con tuberías de distinto tamaño) puede hacer que la válvula resulte muy pesada, de difícil manipuleo o enrosque. Debe aclararse asimismo que algunas reducciones adaptadoras son de diámetro interno pequeño y no permiten el paso de herramientas de cable de perfilaje.

Preventor de surgencias (BOP) interior El BOP interior, algunas veces denominado “válvula Gray” de contrapresión, o válvula de retención, es una válvula unidireccional a resorte que puede ajustarse en posición abierta mediante un vástago roscado. Se utiliza para bajar en el pozo bajo presión. El BOP interno permite la circulación del pozo, evitando que la presión o el fluido reversen por el interior de la columna. Es una herramienta simple y confiable; no obstante, al no ser de pasaje pleno, el diámetro interno de el conjunto está restringido. Por su diseño, las herramientas de cable no pueden correrse a través

el BOP interno, por lo que existe cierta reticencia en el uso de esta válvula, salvo que sea absolutamente necesario. El BOP interior no debe utilizarse para enroscar a un tubing en surgencia o barra de sondeo, a pesar de la conocida expresión “BOP de interior de sondeo”. De ser necesario, puede instalarse una vez que se ha detenido el fluido con una válvula de seguridad. Se debe contar con una válvula de seguridad en posición abierto en el piso del equipo.

Válvulas de contrapresión Varios tipos de dispositivos pueden clasificarse como “válvulas de contrapresión”, o BPV. Los flotadores, BOPs internos, válvulas de contrapresión, y válvulas de retención, son todos instrumentos que operan de manera similar para evitar que el flujo y la presión suban por dentro de la columna. Estas válvulas son necesarias en muchas actividades como bajada/sacada de tubería bajo presión y trabajos con presión. La válvula de flotación estándar, ubicada justo encima del trépano, sirve para proteger el conjunto del fluido de retorno o de reventones internos. Los tipos más comunes de flotadores son el pistón a resorte (émbolo buzo) o los de tipo charnela. Los émbolos buzos son muy confiables aunque no tienen apertura plena. Ambos tipos de flotadores vienen en modelos con traba de apertura para correrse en el pozo en posición abierta. Al circular, el fluido hacia abajo de la columna libera la traba y vuelve la válvula a su modo unidireccional (Ver figura válvulas de contrapresión). Algunos flotadores tienen aberturas, es decir, uno o más orificios pequeños que atraviesan la flotadora a fin de determinar la presión por debajo.

• Válvula de seguridad de apertura plena (FOSV)

Sistema de circulación El sistema de circulación está integrado por numerosos componentes individuales. Estos incluyen: bombas, líneas, standpipe, manguerote del vástago, cabeza de inyección, vástago, columna de sondeo, espacio anular (normalmente casing), zaranda vibratoria, tanques de fluido, y cañerías asociadas. Las bombas de desplazamiento positivo se utilizan para movilizar fluido a través del sistema de circulación. Las bombas dobles tienen dos cilindros y las triples, tres cilindros. Todas las bombas tienen camisas removibles que pueden reemplazarse por presentar desgaste o cavitación para evitar daños al cuerpo mismo de la bomba. Estas camisas pueden

Vástago de liberación Perilla de enrosque Herramienta de liberación

Sustituto superior

Asiento O Ring Asiento Resorte Conexión inferior

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de un clavo pasante para quedar listas, otras, válvulas de seguridad a resorte que se accionan a palanca. Es normal que las bombas de los equipos de perforación vengan con uno o mas contadores de emboladas, que son esenciales para el desplazamiento exacto del volumen. Si estos no están disponibles, se utilizan los regimenes constantes y el tiempo de bombeo para hacer el seguimiento del volumen bombeado, aunque con un grado menor de precisión. Hay varios tipos de contadores de emboladas disponibles, desde uno sencillo del tipo con barbas mecánicas hasta los dispositivos electrónicos mas complejos. Si se hace algún trabajo en la bomba, muchas veces estos contadores se dañan, se quitan o se alinean mal al volver a instalarlos. Se debe tener cuidado de colocar los contadores correctamente, verificándolos contra la información que se tiene, para asegurar que están funcionando correctamente. Hay bombas de alto caudal / baja presión, de empresas de servicios disponibles, para algunas operaciones especificas. Las bombas deben mantenerse en buenas condiciones. En la mayoría de las actividades de circulación par controlar un pozo, se requiere una presión constante de salida.

• BOP interno (inside BOP)

Sistema de múltiple (MANIFOLD) de circulación

ser cambiadas por diferentes tamaños, para incrementar o disminuir el volumen de bombeo y la presión. Debido al desplazamiento suave de volúmenes bajos se utilizan las bombas triples en la mayoría de los equipos. Para algunas operaciones, son necesarias y están disponibles, bombas para servicio de alta presión. Algunas tienen válvulas de seguridad para purgar presión que requieren

Los múltiples (manifold) de circulación proveen la capacidad de seleccionar diferentes rutas de flujo. La selección de la bomba y de la ruta del fluido, junto con el aislamiento de las bombas que no se están usando, se logran por medio del sistema del múltiple (manifold) e la bomba. El múltiple del tubo vertical (Stand pipe) transporta el fluido de las bombas al área superior de la torre de perforación, para que se conecte

• Válvulas de contrapresión (flotadoras)

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con la manguera giratoria o de perforación. Esta manguera hace una conexión flexible entre el tubo vertical y la cabeza giratoria (rotor) y permite que la tubería se desplace mientras bombea. La cabeza giratoria es un dispositivo que permite que el vástago gire mientras se bombea. Los retornos del pozo pueden ser enviados desde el nicle de campana (T de salida) en la columna del preventor de surgencias (reventones) de superficie hasta los tanques o a través de un múltiple de control conectado con los preventores de surgencias (reventones).

alineación. No se debería cambiar mientras se esta bombeando a no ser que se haya abierto otra ruta para el flujo del fluido. Las bombas de cemento o líneas Chicksan podrían tener alineaciones especificas que sean diferentes de las rutas de bombas y retornos estándar.

La totalidad de los múltiples (manifold) quizás sea muy complejo, por lo tanto el personal de cada turno debería tener cuidado y verificar, para estar seguro de la correcta

En materia de detección de surgencias, el indicador de retorno es probablemente la parte más importante del equipo. El indicador de retorno de lodo es comúnmente una paleta en la línea de salida de flujo (cano de retorno) que da cuenta del flujo de fluido por la línea. Esta señal se transmite a la consola del perforador donde se registra como “porcentaje de flujo” (% flujo) o “galones por minuto” (gpm) (litros por minuto).

Indicador de retorno de lodo (sensor de línea de salida de flujo)

En la mayor parte de las operaciones, un cambio relativo respecto de un valor establecido es indicador de un peligro potencial. Por eso es vital la detección de cualquier cambio en el caudal de flujo. Si se presenta una surgencia significa que algo ha ingresado en el pozo. Este ingreso extra empujará al fluido hacia la línea de flujo que se mostrará como un incremento en el caudal.

• Bomba de lodo

La operación y mantenimiento básicos de un sensor de flujo consisten en observar si funciona cuando se arranca y se detiene la bomba. Se debe cambiar la frecuencia en las emboladas de la bomba para detectar si el sensor de flujo indica el cambio de caudal. Los sensores de flujo son fáciles de trabarse, por lo que deben verificarse con frecuencia. No operan correctamente en líneas de salida de flujo de base plana o totalmente llenas.

• Bombas de Lodo

Piletas o tanques La función de un sistema de piletas o tanques interconectados es mantener, tratar o mezclar fluidos para circulación, almacenamiento o bombeo. Se debe determinar el volumen de las piletas para cada trabajo en particular y se debe contar con suficientes tanques de reserva. En general, se utilizan varios tanques y piletas y el fluido se conduce por “canaletas” que interconectan el sistema de piletas, por líneas ecualizadoras de tanque a tanque o mediante el uso de manifolds de mezcla/circulación. Normalmente, el primer tanque de la línea de flujo es una trampa de arena o tanque decantador que evita el pasaje de arena u otras partículas sólidas indeseables a los tanques principales de mezcla, circulación y succión. Los tanques deben instalarse de modo tal de maximizar el efecto de degasificación

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del equipamiento. Los tanques de succión y descarga del degasificador no deben permitir el paso de fluido a través de la canaleta al tanque siguiente, sino que esta debe cerrarse, y el ecualizador en la parte superior abrirse. De este modo el lodo separado del gas más liviano que flota en la superficie no pasará a los tanques de mezcla y circulación. Se aplica el mismo principio para los tanques de mezcla y succión.

Instalaciones de mezclado Para la mayoría de las operaciones hacen falta buenas instalaciones de mezclado. Si se van a mezclar productos químicos en el sitio, se van a densificar o condicionar los fluidos o si hay que mantener el fluido en movimiento, se usa una bomba y línea de circulación. Generalmente se usan bombas centrifugas o con propulsores para mezclar el fluido y los químicos. Estas bombas para mezclar el fluido, generalmente se alinean a través de un sistema de chorros (jet) y tolvas para mezclar el fluido. La bomba descarga luego el fluido en la parte superior del tan-

• Sensor de Flujo de retorno

• Sistema de Tanques que o a través de las pistolas de chorro. Las líneas de descarga y las escopetas airearan hasta cierto punto el fluido en el tanque. Se pueden usar depuradores de oxigeno para eliminar este problema.

Dispositivo para medir el volúmen de fluído El instrumento de llenado de pozo recibe distintos nombres. Es una combinación del sensor de línea de salida de flujo y un contador de emboladas de bomba que mide el lodo necesario para llenar el pozo en una carrera. Para operar el sistema de llenado, el interruptor en el sensor de flujo en la consola del perforador debe colocarse en posición “maniobra” y una de las bombas conectarse a la línea de llenado. Cuando el perforador desee llenar el pozo, luego de sacar uno o más parejas, deberá hacer arrancar la bomba. El contador de emboladas de bomba comenzará su conteo y se apagará automáticamente cuando el sensor de la línea de flujo indique flujo en esa línea. La cantidad de emboladas de bomba necesarias para llenar el pozo por cada pareja o longitu de tubería se comparan con las emboladas de bomba necesarias para llenar el pozo. Las emboladas de bomba en

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general se registran por la cantidad total de emboladas necesarias para llenar el pozo y emboladas para completar desde la última llenada. El mantenimiento de un sistema de llenado requiere que un operario de boca de pozo controle el pozo durante el primer llenado para asegurar que el contador de emboladas se detenga al iniciarse el flujo por la línea de salida. Un problema común con este sistema es que el contador de emboladas de bomba no funcione porque el interruptor montado en la bomba fue desplazado durante una reparación efectuada a la misma y no se lo volvió a ubicar en su lugar.

Tanque de maniobra El tanque de maniobra (trip tank) es un tanque pequeño que permite la medición correcta del fluido dentro del pozo. Es el modo más adecuado para medir el volumen

de fluido necesario para llenar el pozo en una sacada, o el volumen de fluido desplazado en la bajada. A medida que se saca cada tiro de tubería del pozo, el volumen de fluido en el pozo disminuye por efecto del desplazamiento del acero. Es necesario, además, medir el volumen de fluido necesario para llenar el pozo a fin de asegurarse de que no haya una surgencia. Existen diversos tipos de tanques de maniobra. Un tanque simple de alimentación por gravedad incluye un tanque pequeño en el piso del equipo o en cualquier otro lugar sobre la línea de salida de flujo, con marcas en fracciones de barriles (o en litros). Se requiere una válvula para descargar fluido desde el tanque hacia la línea que conduce el fluido dentro del T de salida sobre la línea de salida de flujo. Siempre que el llenado resulte necesario, se abre manualmente la válvula y se cierra cuando el pozo está lleno.

• Instalaciones de mezclado

Luego se informa y registra el volumen de fluido utilizado y se compara con los cálculos teóricos del llenado.

• Los tanques se deben instalar de manera de que la desgasificación sea eficiente

Versiones más automáticas de estos tanques de alimentación por gravedad cuentan con una bomba operada por el perforador y utilizan el sensor de línea de salida de flujo para indicar si el pozo está lleno y debe detenerse la bomba. Se deben informar y registrar las emboladas de bomba o volumen

dos. Si se utiliza este tanque para medir la ganancia de fluido en la bajada, se lo ubica normalmente debajo del nivel de la línea de flujo. El fluido desplazado es luego conducido desde la línea de salida de flujo al tanque de maniobra donde se mide y compara con el desplazamiento teórico de tubería. Los tanques de maniobra requieren un cuidado especial. Se deben revisar las válvulas para verificar que su operación resulte fácil; los marcadores del tanque y los flotadores de nivel de las piletas deben estar limpios y libres de restos de fluido o sólidos; debe calcularse y anotarse en lugar visible el volumen correcto de desplazamiento, y debe verificarse que el registrador sea preciso.

Totalizadores de volúmen de fluído en las piletas

• Dispositivos de medición del volúmen de fluido

a llenar y luego se deben comparar con los cálculos teóricos de llenado. Los tanques de llenado continuo en la sacada van llenando automáticamente el pozo a medida que se saca la tubería mediante la circulación desde el tanque a través del pozo. El volumen de flujo utilizado se mide y envía a un registrador ubicado en el piso de trabajo para su comparación con los tiros saca-

Estos totalizadores (PVT) se utilizan para monitorear, registrar y sumar el volumen de flujo en cada pileta y el volumen de fluido de superficie en operación. El indicador de volumen es un instrumento básico de advertencia en control de pozos. Una surgencia empuja el fluido fuera del pozo y el indicador de nivel de la pileta registra este hecho como un incremento en el nivel o volumen. La mayor parte de los sistemas de volumen de piletas son de simple operación. Los sistemas actuales utilizan flotadores mecánicos o sensores eléctricos (sónicos) para medir el nivel de fluido en cada pileta. Este nivel se multiplica luego por el volumen de la pileta en barriles por pulgada (litros por centímetro) o ecuación similar. A continuación se suma el volumen de todas las piletas y que se registra en el gráfico y lee en el indicador. Estas mediciones y cálculos se efectúan en forma eléctrica o neumática. El indicador

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del perforador cuenta con un sistema de alarma que se activa ante cambios en el nivel de las piletas. PARA OPERAR Y MANTENER ESOS SISTEMAS, DEBEN REALIZARSE LOS SIGUIENTES CONTROLES DIARIAMENTE: 1. Verificar que no falte papel ni tinta 2. Si hubiera flotantes, limpiar las acumulaciones de lodo y asegurar que se mueven con facilidad. 3. Levantar y bajar cada flotante para verificar cambios 4. Si el sistema fuera neumático, purgar el agua del secador de aire 5. Verificar que haya aceite en el lubricador de aire.

En caso de sensores sónicos, verificar que el sensor esté libre de acumulaciones de lodo, y que no haya espuma flotando en la superficie del fluido. Limpiar el sensor de acuerdo a las recomendaciones del fabricante.

Detector de gas Los detectores de gas se utilizan para advertir sobre el incremento de gas en el flujo de salida del pozo y de áreas de concentración de gas en lugares donde pudiera ocurrir una explosión o incendio. Otros tipos de detectores de gas se ubican en áreas donde la acumulación de gases tóxicos, como H2S, podría afectar al personal. Los detectores de gas deberán probarse periódicamente con gas normalizado y deberán ventilarse las líneas de aspiración para remover gases atrapados o de antigua acumulación. El mantenimiento deberá efectuarse conforme a las especificaciones del fabricante.Los problemas obvios que presentan los detectores de gas son las líneas rotas o tapadas o las cabezas de detección sucias.

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Manómentros La medición de la presión es fundamental en la mayor parte de las operaciones de la industria petrolera. Las presiones de bombeo, estrangulador y cierre se pueden medir en varios lugares típicos. Los manómetros que se utilizan para medir la presión de bombeo o circulación incluyen manómetros para presión de la tuberíavertical de bombeo (standpipe), que por lo común se montan sobre la cañería a nivel del piso de perforación del equipo, aunque también se pueden instalar en una posición que facilite la lectura al perforador. Los manómetros de presión de tuberíao de tubing se montan por lo general en la consola del perforador y en el panel del control remoto del estrangulador. Generalmente, el perforador utiliza el manómetro ubicado en su panel bajo condiciones de perforación o circulación normales. No obstante, cuando se controlan caudales pequeños de bombeo, durante actividades de control de pozo y cuando se realizan ensayos de sensibilidad de presión, se utiliza comúnmente el manómetro ubicado en el panel del control remoto del estrangulador, por su precisión. Los valores de los manómetros que miden presión de tubería deben ser muy cercanos unos a otros. Si hubiera grandes discrepancias (más de 100 psi {6,9 bar}) entre las lecturas deberá calibrarse o repararse el manómetro que falle. También se mide la presión de bombeo con un manómetro montado sobre la bomba. Este manómetro muestra la presión absoluta de circulación a un caudal determinado e incluye las pérdidas de presión por fricción. Las lecturas en los manómetros en el piso del equipo y la consola de estrangulador a control remoto deberán ser un tanto inferiores a las de la bomba debido a la fricción entre la bomba y la tubería vertical (standpipe).

Los manómetros que miden presión de casing o espacio anular se encuentran por lo general en el manifold para ahogo de pozo y también en el panel de control remoto del estrangulador. Es común referirse a este tipo de manómetros como manómetro de presión de casing, aunque la mayor parte de los organismos de reglamentación requieren un manómetro adicional de presión para monitorear la presión entre las columnas de casing. El rango de medición de los manómetros es un tema de discusión. El alcance ideal sería la mayor presión prevista o la presión nominal del equipo en uso, con un alto grado de precisión respecto del rango total. Además, la escala del medidor debe ser lo suficientemente pequeña como para registrar cambios

• Detector de gas menores de presión. Sin embargo, en la mayor parte de las operaciones se utilizan medidores de 5.000 a 10.000 psi (344,7 a 689,5 bar). Se discute mucho sobre la precisión en la medición de presiones bajas utilizando medidores de largo alcance. Es común encontrar discrepancias que van del 0,5 al 1,5 por ciento o mayores. Por ejemplo, en un manómetro de 10.000 psi (6895 bar), el grado de incertidumbre sobre la precisión de la medición es de +/- 50 - 150 psi (3,4 - 10,3 bar). Suele apelarse a múltiples manómetros vinculados o se mantienen en la locación para compensar esas imprecisiones. La falta de precisión y otras fallas pueden ser consecuencia de vibraciones, pulsación o absorción de impacto por golpes en el manómetro. Los manómetros llenos con fluido ayudan a amortiguar vibraciones e impactos, a la vez que lubrican y protegen los componentes internos. Otra fuente de imprecisión la constituye el aire en la línea hidráulica. Por esta razón, se debe utilizar la bomba de mano de fluido hidráulico para purgar las líneas periódicamente.

Sistemas de alarma • Manómetros

Estos sistemas varían según el equipo, por lo que no pueden formularse recomendacio-

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nes específicas. No obstante, el sentido común y la buena práctica dictan que todas las alarmas deben instalarse para responder al estímulo mínimo para su activación, deben estar a mano y con los indicadores visual y auditivo en posición encendido. En general:

• Totalizador del Volumen de Piletas (conjuntos de BOP de superficie) 1. Fijar los limites de alto y bajo en el valor deseado (normalmente 5 a 10 barriles (0,80 a 1,6 m3)) y colocar en posición encendido las alarmas visuales y auditivas 2. Una vez conectadas las alarmas en las piletas, manualmente hacer bajar y subir el flotante del sensor para que el perforador pueda verificar el funcionamiento de las alarmas.

• Totalizador del Volumen de Piletas (conjuntos de BOP submarinos) 1. Fijar los valores de alto y bajo del sensor en el valor deseado. Esto dependerá de las condiciones marinas. Los valores de alto y bajo pueden diferir tanto como 30 barriles (4,8 m3) 2. Conectar las alarmas visuales y auditivas. En los tanques manualmente hacer subir y bajar los flotantes para asegurar que las alarmas funcionan correctamente.

• Sensor de línea de salida de flujo (conjuntos de BOP de superficie) 1. Fijar los valores de alto y bajo del sensor según la cantidad de variación de flujo deseado. 2. Conectar las alarmas visuales y auditivas. 3. Manualmente hacer subir y bajar el sensor de línea de salida de flujo para asegurar que el equipo funciona correctamente.

• Sistema de Alarmas • Sensor de línea de salida de flujo (conjuntos de BOP submarinos)

sofisticados incluyen tendencias, programación y alarmas.

1. Fijar los valores de alto y bajo según el nivel de variación de flujo deseado. Se deberá tener en cuenta las condiciones marinas para determinar la variación.

El mantenimiento de la mayor parte de los sensores es responsabilidad de la dotación y deberá desarrollarse según las recomendaciones del fabricante. Las tareas de calibración y reparación deberán practicarse según las instrucciones o deberán ser conducidas por un técnico autorizado.

2. Una vez activadas las alarmas, manualmente subir y bajar el sensor a fin de asegurar el funcionamiento correcto.

Sistemas de información A medida que avanza la tecnología, se accede a sistemas de información cada vez más sofisticados, a menudo centralizados desde una unidad de registro, o independientes, o una combinación de ambos. Si bien todavía se utilizan “geolographs” para registrar profundidad y penetración a intervalos de un pie (~30 cm), muchos equipos de perforación también cuentan con monitores de información que muestran el índice de penetración en m/h (pies por hora). Pueden verse muchos parámetros importantes de control de pozo, tales como la profundidad, la presión de bombeo, el caudal de flujo, el nivel de las piletas, el torque, etc., y los sistemas más

Sistema giratorio En la mayoría de las actividades en algún momento se requiere la rotación de la sarta (herramienta, sondeo, tubería). A menudo es necesario para rotar el cemento, los empaquetadores (packers) o los tapones, cuando se esta fresando pescando o colocación de herramientas pozo abajo. Se puede transmitir la rotación de la tubería por medio de una mesa rotaria. La mesa rotaria también debe soportar la tubería (sarta de trabajo) en aquellos momentos en que la carga no esta sostenida por la torre. La rotación se puede lograr también, por medio de un rotor de superficie (top drive), cabeza rotatoria o llaves hidráulicas. Se pueden percibir los

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los problemas de control en el pozo abajo por medio de los cambios de contra torsión (torque), debiendo ser monitoreado en forma constante.

Rotador de superficie (TOP DRIVE) La unidad de rotación de superficie se utiliza principalmente en equipos de perforación, aunque también ha sido diseñada para operaciones menores de reparación. El sistema constituye una mejora significativa en la tecnología de rotación. No se requiere el vástago tradicional ni el buje de impulso del vástago de perforación. El sondeo rota directamente por acción de un motor eléctrico de C.C. o de C.A. o motor hidráulico. Se utiliza un elevador de tubería convencional para levantar o bajar el sondeo durante las maniobras acostumbradas o bajo presión de pozo. Con el top drive, se logra una respuesta rápida en caso de surgencias durante la maniobra o la perforación. El elemento rotante nunca demora más de unos pocos segundos para su instalación. El perforador puede colocar las cuñas, enroscar en la columna, rotar y ajustar la conexión sin demora alguna. El cierre del pozo no depende de la dotación de boca de pozo; los riesgos ses reducen por la eliminación de dos tercios de las conexiones. Asimismo, se reduce el peligro en el piso de perforación donde sólo rota una tubería lisa (sin bujes).

Uniones giratorias eléctricas

• Sistemas de Información

Las cabezas giratorias son unidades de bombeo y rotación que están diseñadas para la perforación liviana, las operaciones de reparación y acondicionamiento. La fuente de energía para proveer la es fluido hidráulico de bombas hidráulicas. Es común que se usen las bombas del sistema hidráulico del equipo de workover

• Mesa rotaria (terminación) para esto. Se tiene a disposición unidades de energía montadas en patines / remolques. Se debe extender un caño telescopico de torsión, o brazo a una guía, o parte rígida del equipo debido al efecto de torsión de la rotación

RESUMEN El conjunto de BOP y el equipo relacionado son simples en concepto, pero algo más complicados en su uso y operación. Se debe tomar el tiempo necesario para investigar el equipo en el pozo y verificar las instrucciones y límites indicados por el fabricante. Durante el movimiento de tubería, prueba u otra operación con el BOP, se deben verificar las presiones de operación respecto de los valores recomendados para el BOP en particular. El exceso de presión de operación puede dañar los elementos del empaquetador (packer). Las mangueras, válvulas hidráulicas, líneas, accesorios y conexiones en las unidades de BOP y acumulador se deben inspeccionar diariamente a fin de detectar desgaste o falla. Las pruebas de presión y funcionamiento causan desgaste, pero la inactividad del equipo puede permitir su engranamiento. Para las pruebas se deben tener en cuenta los límites del equipo que se va a controlar. Se recomien-

encontrarse en buenas condiciones de funcionamiento en todo momento. El mantenimiento sencillo y limpieza del equipo deben realizarse con la frecuencia recomendable. Puede ser en forma semanal, diaria, por turnos, o aun por horas según las condiciones del equipo y lodo. Los representantes de la compañía operadora, jefes de pozo, perforadores, e ingenieros de lodos deben revisar estos equipos y asegurar que toda la dotación los mantenga en buenas condiciones de funcionamiento. El mantenimiento preventivo, inspección y prueba de equipos en forma regular, asegura que el equip o funcione cuando se lo necesita. .¡Es equipo vital y salva vidas! Debe trabajar cuando se lo necesita.

• Top Drive da dedicar un tiempo adicional para la verificación del funcionamiento del acumulador mientras se efectúan las pruebas de BOP. Los supervisores deben asegurarse de que las dotaciones comprendan el propósito, ubicación y operación de este equipo vital y costoso. Estos temas deberían desarrollarse durante el entrenamiento de orientación que reciben los operarios de boca de pozo y enganchadores. El mantenimiento adecuado del equipo por parte del personal es esencial para la detección de surgencias. El equipo para manipuleo y evaluación de fluidos debe estar en buenas condiciones de funcionamiento en todo momento. El detector de gas no debe estar obstruido, el indicador de retorno de lodo en la línea de flujo debe tener movilidad total, los tanques de fluido deben mantenerse libres de acumulaciones de residuos en el fondo, los flotantes de volumen de tanques deben moverse con libertad, las válvulas de derivación no deben tener baritina acumulada en el cuerpo o líneas obstruidas, el equipo de manipuleo de gas y estranguladores deben

Los procedimientos adecuados van de la mano con el mantenimiento del equipo. La circulación de una surgencia del pozo representa un riesgo, y el equipo debe estar preparado para enfrentarlo. La presión se regula y controla desde la BOP a medida que el fluido y gas ingresan en el sistema de control de ahogo. Comúnmente, el fluido se dirige desde el estrangulador al separador de gas, el gas libre se separa hacia la línea de venteo o quemado. Los fluidos con gas entrampado deben ingresar al degasificador antes de volver al sistema de circulación de las piletas. La línea de venteo/quemado para el degasificador debe estar separada del separador de gas. Puede ocurrir una sobrecarga en el sistema de tratamiento de gas por lo que se debe proceder con precaución. Deben utilizarse siempre líneas a favor del viento toda vez que haya disponibles más de una línea de venteo/ quemado. Si se utiliza una línea de venteo en la torre los fluidos volátiles y gases pesados pueden ser un peligro para el área del piso de perforación del equipo. Es necesario vigilar numerosos aspectos como los indicados que requieren del debido entrenamiento, simulacros y trabajo en equipo.

• Giratoris

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248 Operación de Reacondicionamiento de pozos

Operaciones de reacondicionamiento (Reparación, Workover) de pozos INTRODUCCIÓN

Las operaciones de reacondicionamiento(reparación, workover) incluyen una gran variedad de operaciones: reparación, operaciones con cable/alambre, bajada y sacada de tubería bajo presión, terminación, punzado, etc. En síntesis, las operaciones de reacondicionamiento pueden tener distintas denominaciones, después que el pozo ha sido perforado hasta su taponamiento final y abandono.

EN ESTE CAPÍTULO SE INCLUYEN LAS OPERACIONES MÁS COMUNES DE REACONDICIONAMIENTO, YA QUE RESULTARÍA IMPOSIBLE TRATAR TODAS LAS OPERACIONES EXISTENTES.

Inyección de cemento a presión (Cementación forzada) La cementación a presión (cementación forzada, squeeze) es una operación muy común de reacondicionamiento que cumple las funciones de: eliminar del pozo el agua o el gas, mejorar la tarea primaria de cementación, intervenir una zona nueva o reparar un casing corroído o dañado. También se la conoce con el nombre de cementación de reacondicionamiento o secundaria.

Una tarea de cementación primaria bien hecha elimina muchos de los problemas que pueden presentarse en el momento de realizar la perforación, la terminación y la producción de un pozo. A menudo, la tarea de cementación primaria resulta inadecuada, el CBL (perfil de adhesión del cemento) no siempre detecta las deficiencias existentes; entonces, se gastan enormes cantidades de dinero en la reparación, la inyección de cemento y la recementacion. La cementación a presión se realiza bajando al pozo una herramienta de inyección de cemento a presión con la columna de trabajo hasta ubicarla en un punto por encima del área en la que se va a colocar el cemento. (A veces se utiliza un packer o empacadura permanente que ya está instalado en el casing.o revestimiento) Alcanzada la pro-

• Taladro de workover (reparación de pozos)

fundidad programada, se bombea cemento hasta la herramienta de inyección, luego se fija ésta para aislar y proteger al casing de las altas presiones. Después se bombea el cemento dentro del área a sellar. Se aplica presión hidráulica para forzar o inyectar la lechada hacia o dentro de la formación, tanto en pozo abierto o a través de punzados en el casing o en la tubería auxiliar de

revestimiento (liner). El exceso de cemento se remueve del pozo por circulación inversa. La mayoría de estas tareas dan buenos resultados cuando se deja el cemento frente a los cañoneos (punzados, perforaciones, baleos) del casing o zona dañada, y no se realiza ninguna actividad de perforación después de la inyección de cemento. Por ello, las tareas de taponamiento son las más eficaces. Los resultados obtenidos con las denominadas inyecciones “en bloque” para cerrar entradas de agua, especialmente en los pozos de gas, son muy deficientes. Eso se debe a que en las profundidades en que se trabaja, las fracturas son como “aletas” verticales y no como “panqueques” horizontales (capas de cemento fraguado que se despliegan en forma circular desde el agujero del pozo), como se pensó alguna vez. No es la lechada de cemento lo que entra por los poros de la formación, sino que es el agua de la lechada de cemento la que penetra esos poros. El agua se inyecta o fuerza a presión hacia la formación, de allí el nombre de “trabajo a presión”. Esto hace que el cemento forme una capa en todo el frente de la formación. La pérdida de agua fija o endurece el cemento. Si se aplica una cantidad suficiente de presión, el cemento en su totalidad puede fracturar la formación y penetrar por las líneas de fractura (no por los poros). Tanto la existencia de cañoneos (punzados, perforaciones, baleos) como de canales en buenas condiciones son los elementos más importantes a tomar en cuenta para lograr una cementación a presión adecuada. Un mínimo bloqueo y superficies limpias aseguran una adhesión mejor y más completa. Existe una gran variedad de cementos para pozos petrolíferos que se utilizan en operaciones de cementación a presión. Los cementos pueden ser sumamente pesados o

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Operación de Reacondicionamiento de pozos 249

3. Cementación intermitente (Hesitation Squeeze) - 1) Se bombea el cemento a la zona; 2) se detienen las bombas por unos minutos; 3) se ponen nuevamente en funcionamiento; y 4) se detienen otra vez, repitiendo el ciclo hasta obtener la presión deseada. 4. Desplazar el cemento a presión (Set Through Squeeze) - Una vez realizada la cementación a presión, se lava el tramo cementado y se circula el exceso de cemento al exterior para poder realizar nuevos punzados sin tener que rotar cemento fraguado. Este proceso requiere de un cemento especial con baja pérdida de agua.

• Cementación Forzada (squeeze) muy livianos. Los aditivos pueden adecuar las relaciones agua/cemento y mejorar la viscosidad, la fuerza, el bombeo, el tiempo, la tolerancia a la temperatura y muchos otros factores. HAY MUCHOS MÉTODOS PARA APLICAR CEMENTO BAJO PRESIÓN. ALGUNOS TIPOS DE CEMENTO Y TÉRMINOS COMÚNMENTE UTILIZADOS EN LAS TAREAS DE INYECCIÓN DE CEMENTO SON: 1. Inyección de cemento de cabezal con prensaestopa (Bradenhead Squeeze) No hay packer en el pozo. Las válvulas del casing se cierran y se presuriza el pozo sobre el casing y sobre la columna de trabajo durante la operación. 2. Inyección forzada de cemento (Bullhead Squeeze) - Primero, se fija el packer; luego, se bombea todo el fluido que se encuentra en la columna de trabajo hacia la formación antes que el cemento. Si fuera necesario, se puede presurizar el casing para reducir la presión diferencial existente en el packer.

5. Inyección de cemento de alta o baja presión (High Pressure or Low Pressure Squeeze) - Se trata de una operación realizada con una presión de inyección final alta o baja, en las que la presión elevada nunca llega a fracturar el pozo. 6. Inyección de cemento por circulación (Circulation Squeeze) - Consiste en perforar por debajo y por arriba de la zona de interés; instalar el retenedor entre las perforaciones y establecer la circulación por la zona; desplazar el cemento a la zona. Librar y levantar el retenedor aproximadamente diez tiros por sobre el tope de cemento calculado, desplazar un colchón pesado, sacar sondeo y esperar frague.

• Inyección Horizontal vs. Vertical

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• Cañoneo (punzado, baleo, perforación

Debido a las elevadas presiones que surgen en la mayoría de las operaciones de cementación a presión, las bombas del equipo por lo general no son suficientes, por lo tanto, resulta necesario contratar a una compañía de servicios para la utilización de una unidad de bombeo de presión alta y volumen bajo. Todos los fluidos deben estar en perfectas condiciones antes de realizar una cementación a presión; además, deben ser compatibles con el cemento o con los otros materiales que se utilicen. En caso que los fluidos no resultaran compatibles, se recurre a un colchón separador (buffer) (generalmente, agua dulce) que se desplaza por delante y detrás de la lechada de cemento. Del mismo modo que en cualquier otra operación, el planeamiento y la seguridad deben ser considerados temas fundamentales. Seguir las instrucciones con sumo cuidado al mezclar los aditivos del cemento, tales como aceleradores o retardadores.

• Figura 4. Packer (empacadura) para squeeze

Durante el bombeo, solo el personal absolutamente necesario debe estar presente en el área de trabajo en cuestión. Además, recordar que nunca se debe martillar sobre una

unión u otra parte del equipo de superficie mientras se encuentre bajo presión.

Cañoneo (Baleo, punzamiento, perforaciones) Este proceso consiste en hacer agujeros en el casing y/o en la formación para aumentar el flujo del área expuesta. También se utiliza para permitir el acceso del fluido de la formación hacia el pozo. En un principio, los cañoneos (punzado, baleo, perforación)s se realizaban con balas y aun hoy se siguen utilizando cañones en formaciones blandas. Hoy en día, la mayoría de los cañoneos (punzados, baleos) se realizan con cargas moldeadas. Los cañones de punzamiento pueden correrse con el cable de perfilaje, tubing o tubing continuo (coiled tubing). En pozos con importantes desviaciones direccionales u horizontales, la gran inclinación demanda que los cañones de punzamiento se corran con coiled tubing. Existe una amplia variedad de cargas de cañoneos (punzados, baleos) ; las cargas pue-

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den seleccionarse de acuerdo con la tarea a desempeñar. Algunos tipos de cañones detonan y caen, mientras que otros son recuperables. Muchos de ellos dejan residuos en el pozo que pueden obstaculizar la producción. En la actualidad, el método más utilizado es el de cañonear (punzar, balear) el casing con una presión diferencial negativa.

• Cargas de cañoneo

Este método permite a la formación un flujo inmediato en “contracorriente” y quitar todo residuo o desecho de los punzados. Sin embargo, antes de realizar un punzado con una presión diferencial superior a los 500 psi (34,5 bar), es fundamental conocer las propiedades de las rocas. El fluido que se encuentra en el casing, frente a la zona a cañonear (punzar, balear) , debe tener la menor cantidad posible de sólidos para evitar el taponamiento de los cañoneos (punzados, baleos).

• Cargas para perforando el casing

A veces se utiliza nitrógeno debido a su baja densidad y “limpieza En caso que la formación posea finos movibles, estos pueden provocar una abrupta contracorriente y empaquetar o bloquear los punzados. Debe utilizarse un colchón de agua o de fluido para punzado necesario para reducir el efecto de la presión hidrostática en la columna de trabajo y así lograr el diferencial de presión requerido.

• Operación de cañoneo con bajo balance A menudo, y usualmente con la presencia de un colchón de agua, puede resultar necesario pistonear el pozo para iniciar la fluencia.

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El colchón de agua se calcula en base a la estimación más adecuada que surja de la información sobre presión en el fondo

del pozo (B.H.P. en ingles). Para calcular el colchón de agua, se utiliza la siguiente formula:

Pies de colchón de agua

=

Presión diferencial psi ÷ gradiente de fluido psi/pie

Metros de colchón de agua

=

Presión diferencial bar ÷ gradiente de fluido bar/m

• EJEMPLO 1.1 Se calcula que un pozo tiene una presión de fondo B.H.P. de 4680 psi (322,9 bar)a una profundidad de formación de 10.000 pies (3048 m). Se desean 200 psi (13,8 bar) diferenciales en la columna de trabajo para lo-

grar que el pozo comience a fluir y limpiar. Por lo tanto, se necesitaría un colchón de agua de 4480 psi (308,9 bar). En caso que el agua salada disponible tenga un peso de 9,3 #/gal (1114 g/l), entonces la cantidad de pies (metros) necesarios de colchón de agua puede calcularse de la siguiente manera:

Pies de colchón de agua = Presión psi ÷ Gradiente del fluido psi/ft Pies de colchón de agua = 4480 ÷ (9,3 x 0,052) Pies de colchón de agua = 4480 ÷ 0,483 Pies de colchón de agua = 9275 pies m de colchón de agua

= Presión diferencial bar ÷ gradiente de fluido bar/m

m de colchón de agua

= 309,1 ÷ (1114 x ,0000981)


= 309,1 ÷ ,109321


= 2827 m

Por lo general, se utiliza la expresión “parejas (paradas) con agua”. Para obtener las cantidades necesarias, simplemente dividir la longitud del colchón de agua por la longitud de la pareja (parada) de la

• Elementos de un cañon de punzamiento (baleo)

tubería en las mismas unidades. La cantidad de agua salada se puede calcular con una simple multiplicación: longitud del colchón por la capacidad del tubing. Por ejemplo:

Cantidad de fluido necesario bbls

= colchón de agua pies x capac. de la tubería bbls

Cantidad de fluido necesario m3

= colchón de agua m

x capac. de la tubería l/m  1000

¿Cuántos barriles (m3) de agua salada se necesitarán para llenar 9275 pies (2827m) de tubería con capacidad de ,00579 bbls/pie (3 l/m)? Cantidad de fluido necesario bbls

= colchón de agua pies x capacidad de la tubería bbls/pie


= 9275 x ,00579


= 53,7 bbls (8,5 m3).


= colchón de agua m x capac. de la tubería l/m  1000


= 2827 x 3  1000


= 8,5 m3

• Problema 1.1 Cuántos pies (m) de colchón de agua y cuántos barriles (m3) se necesitarán para obtener una presión diferencial de 500 psi (34,5 bar) en un pozo de 12.000 pies.(3658 m) con una presión de fondo B.H.P. de 5740 psi (396 bar)? Se utilizara agua salada con un peso de 9.6 ppg (1150 g/l). El tubing tiene una capacidad de ,00579 bbls/ft (3 l/m). Deben tenerse ciertas precauciones cuando el equipamiento de cañoneo (punzado, baleo) se encuentra en el piso de perforación. Una empresa de servicios con experiencia debe

ser la encargada de operar el equipo de cañoneo (punzado, baleo) . Se recomienda no permanecer cerca de la zona donde se encuentran los cañones de punzamiento ni manipularlos, a menos que sea absolutamente necesario. Durante el cañoneo (punzado, baleo) , no se deben utilizar radiocomunicaciones ni realizar soldaduras. Existen restricciones especiales sobre el uso de la radio para lanchas, botes y helicópteros en el área. Debe prestarse suma atención a todo el equipo eléctrico (rotadores superiores (top drive), motores eléctricos, etc.) en la zona del equipo. Una carga eléctrica estática podría disparar accidentalmente los cañones.

Ensayo de pozo (DST) Esta prueba es una terminación temporaria del pozo que se utiliza para determinar las posibilidades de producción comercial y para tomar muestras del fluido de la formación. Para realizar esta prueba es necesario disponer de un conjunto de empaquetadores y válvulas que se accionan desde la superficie para aislar el espacio anular lleno de fluido del intervalo a evaluar. Una vez fijados los empaquetadores, se abren las válvulas para permitir el acceso de los fluidos de la formación al interior de las tubería de preforación.

Al cerrar las válvulas, se puede evaluar la recuperación de presión. Instrumentos sensibles a la presión son los que registran los valores de presión durante la secuencia de flujo y de cierre. A través de los resultados de esta prueba, se interpretan los tipos de reservorios de fluido, su presión y capacidad de producción. Estos datos son muy importantes en el momento de seleccionar el método inicial de terminación o cuánto trabajo de intervención se necesita.

• Prueba DST (Drill Stem Testing)

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Durante la prueba DST los empaquetadores provocan compresión de lodo en el espacio anular del intervalo ensayado, que se manifiesta como un aumento de presión. Al abrir la herramienta de ensayo y producirse el influjo desde la formación, se nota variación de la presión. Después de cerrar la herramienta de prueba, se produce un período de Gamma Ray hoyo abierto

incremento de presión. Al período de primer flujo y de cierre por lo general le sigue un segundo período de flujo y de incremento. Finalmente, termina el ensayo y se liberan los empaquetadores, restableciendo de esta manera la presión hidrostática del fluido; luego, se saca la herramienta. La calidad del fluido puede estimarse por el contenido de

Registro Gamma Ray a través de portamechas

Portamechas

Respuesta Gamma Ray al marcador

Válvula reversora incluye marcador radioactivo

Portamechas Herramienta Wireline de 43 mm incluye: Gamma Ray barras de peso

INTERVALO DE PRUEBA

HERRAMIENTA DST

• Herramientas para una prueba DST

la tubería de perforación o por la cantidad recuperada en la superficie, en caso de resultar el ensayo con flujo en superficie. La técnica de doble cierre es el procedimiento más común de ensayo. Los eventos que esta técnica toma en cuenta se conocen como flujo inicial, duración de cierre inicial, flujo final y duración de cierre final. El flujo inicial dura entre 5 y 10 minutos y tiene por objetivo lograr una ecualización de la presión estática del reservorio del fluido a la zona invadida de filtrado cercana al orificio del pozo. Tanto la presión estática de la columna del fluido como el fijado del empaquetador inducen filtrado de lodo dentro de la formación en la zona ensayada. La función del breve período de flujo inicial es la de aliviar este exceso de presión y condición de invasión de filtrado, además de hacer que la formación vuelva a un estado cercano al original. A la duración del flujo inicial, le sigue un cierre inicial de duración que oscila entre 30 y 60 minutos. Este ciclo de flujo inicial y de cierre permite llevar a cabo una correcta evaluación de la presión estática del reservorio. La función de la duración del segundo flujo es la de evaluar el comportamiento del flujo natural de la zona ensayada. Por lo general, la duración del segundo flujo puede ser de 30 minutos a 3 o más horas. El cierre final de recuperación de presión es generalmente más prolongado que la duración del segundo flujo. En reservorios de baja permeabilidad, es común emplear períodos de recuperación final más largos, que permiten obtener información confiable con respecto a la presión. Este tipo de prueba puede llevarse a cabo en una serie de períodos de flujo y de cierre con herramientas que pueden abrirse y cerrarse tantas veces como sea necesario. Al variar el

tamaño de los orificios del estrangulador en la superficie, es posible obtener información valiosa sobre los niveles de producción que permiten realizar una evaluación del reservorio y selección del tipo de terminación. Debe analizarse tanto la interpretación de la prueba, como los diagramas de presión y la recuperación de liquido para determinar que la herramienta se operó correctamente y que las presiones tomadas durante la prueba fueron las correspondientes. Deben utilizarse dos registradores de presión de fondo para que no haya problemas si alguno de ellos no funciona. Los resultados de la prueba, por lo general, quedan sujetos a la pericia de la dotación que realiza la prueba, y a la experiencia y juicio de la persona que revisa los registros. Resultados e interpretaciones pobres han provocado que muchos pozos hayan sido terminados y provocado desagrado al no cumplir con las expectativas relacionadas con el pozo. Los ensayos de pozo se deben realizar con luz diurna y no descartar la posibilidad de que ocurra un golpe de presión. Por este motivo, no se debe utilizar la cabeza de inyección como parte de la línea de ensayo. Para reducir las posibilidades de un golpe de presión, debe incorporarse algún tipo de estrangulador de interior de tubería en el fondo. Asimismo, debido a los peligros que estas actividades acarrean, se debe prever tanto la presión como la incidencia de fluidos explosivos, además de tener la mayor de las precauciones y tener disponibles los dispositivos de seguridad necesarios, es decir, herramientas, lecturas de superficie, válvulas de superficie (deben ser adecuadas para gases ácidos (H2S) en caso de llevar la muestra a la superficie), etc. En caso de resultar necesaria una presión diferencial, los cálculos de la sección

anterior pueden servir para determinar el colchón del agua. Si la formación tiene una presión muy baja, la tubería puede correrse vacía. En caso de proceder de esta manera, asegurarse de que la presión hidrostática en el espacio anular no pueda aplastar la tubería. Bajar la tubería vacía puede también provocar un excesivo golpe de presión cuando se abra la válvula del ensayador de pozo.

Acidificación La productividad puede perderse debido al daño en el reservorio alrededor del pozo. El lodo o el fluido utilizado para perforar el pozo, por lo general, tiene una elevada cantidad de sólidos y una densidad mucho mayor de la necesaria para evitar surgencias. Estas características pueden provocar daños en el intervalo de la zona productiva. Algunas veces, se bombean ácidos hacia la formación para mejorar su capacidad de producción y a menudo se lleva a cabo cuando el reservorio presenta una baja permeabilidad. Para que las tareas con ácido den buenos resultados, se debe determinar primero la naturaleza del problema y entenderse la característica de la formación que está produciendo. Esta información se obtiene a través de un análisis de muestras de testigos corona y del perfil eléctrico. En caso que el problema fuesen los sólidos y no la baja permeabilidad, también se puede producir un daño por una elevada pérdida de agua del fluido de perforación. Esta situación también podría haber provocado el hinchamiento de las formaciones con arcillas naturales de bentonita. El ácido reduce el hinchamiento, al tiempo que agranda el área de drenaje. Ambas características facilitan la liberación de sólidos bloqueantes de la zona en producción. En caso de producirse un daño en la formación y sea necesario realizar una tarea con

• Acidificación

• Acidificación para mejorar la producción

• Herramientas de Acidificación

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ácido, la presión de la inyección de ácido deberá mantenerse por debajo de la de fractura o presión de rotura. Si se produjera una fractura, el ácido pasara a través de la zona dañada y de la fractura, lo cual no redundara en ningún beneficio, ya que el problema se encuentra en las primeras pulgadas del pozo. Este tipo de tarea con ácido se conoce con el nombre de Acidificación de la Matriz. RECORDAR QUE ES FUNDAMENTAL NO EXCEDER LA PRESIÓN DE FRACTURA - NO QUEREMOS GRIETAS. Si el problema fuera la permeabilidad del pozo, entonces será importante exceder la presión de fractura. Se debe bombear ácido hacia la formación, lejos del pozo, para crear un área de flujo mayor, a través de la disolución de parte del material de los distintos estratos de la formación. Este procedimiento se denomina “trabajo de fractura ácida”. EN ESTE CASO, ES FUNDAMENTAL EXCEDER LA PRESIÓN DE FRACTURA - QUEREMOS LA FORMACIÓN DE GRIETAS. Debe tenerse extremo cuidado en el momento de tratar con ácido las arenas productoras de petróleo que tengan un contacto petróleo agua. Se corre el riesgo de crear más permeabilidad vertical que la permeabilidad radial obtenida. El tiempo de exposición ácida va a depender de la naturaleza del material a disolverse y del tipo de ácido utilizado. El ácido clorhídrico (HCl) es el más común de todos. También se puede utilizar otros ácidos o distintas combinaciones de ellos tales como: ácido hidrofluorico (HF), ácido acético (CH3COOH) y ácido fórmico (HCOOH). El fabricante debe suministrar toda la información necesaria acerca de sus distintos usos y peligros. Al utilizarlos, es necesario contar con un inhibidor de corrosión.

Los surfactantes y los solventes son otros de los aditivos que brindan una ayuda especial en el momento de limpiar la formación. Estos aditivos cumplen la función de jabón o de una solución de limpieza y evitan la formación de geles y emulsiones resultantes de la mezcla de finos o limos con el agua ácida. Existe una serie de dispositivos y agentes selectivos que permiten lograr un trabajo mejor. LAS BOMBAS Y EQUIPOS PARA LLEVAR A CABO ESTA OPERACIÓN, EL PRODUCTO A UTILIZAR Y EL TIEMPO A INVERTIR SON REQUISITOS DE LOS QUE DEBE OCUPARSE LA EMPRESA DE SERVICIOS. TANTO LA PLANIFICACIÓN PREVIA COMO LA SEGURIDAD SON ESENCIALES. LAS CONSIDERACIONES GENERALES SOBRE SEGURIDAD DEBEN TOMAR EN CUENTA LO SIGUIENTE: 1. Utilizar siempre líneas de acero y que sólo se encuentre en el área el personal absolutamente necesario.Disponer de un suministro de agua para lavar cualquier persona salpicada con ácido, u otro contaminante. 2. Probar todas las líneas a una presión en exceso a la que se va a utilizar durante la operación. Controlar que no haya pérdidas. No sobrellenar los tanques. 3. Asegurarse de que los manómetros estén instalados y funcionen correctamente. Evitar derrames de ácido y limpiar inmediatamente en caso de que ocurra. 4. Siempre debe haber una válvula de retención en la boca del pozo. (Nota: Siempre que se coloque una válvula de retención en una línea, asegurarse de tener una “T” & válvula o alguna forma de liberar la presión atrapada entre la boca del pozo y esa válvula de retención; en caso contrario, no se podrá retirar la válvula cuando ya no sea necesaria.)

• La acidificación tiene el objetivo de mejorar la producción del pozo

5. Debido a que todos los materiales utilizados para el tratamiento con ácido son peligrosos, se debe usar ropa de protección y un equipo de seguridad que se encuentre en buenas condiciones. 6. Debe haber siempre respiradores y un control minucioso de la dirección del viento. 7. Siempre verter ácido en agua, nunca agua en ácido. No inhalar gases ácidos. 8. Organizar una reunión previa a la operación para tratar el tema de la seguridad y saber qué debe hacerse en caso de incendios, daño ocular o envenenamiento por gas. No ingerir ninguno de los materiales. Se debe recordar que la mezcla accidental de algunos de los materiales en uso puede provocar una explosión. Además, algunos inhibidores de corrosión pueden ser fatales aun si se absorben por la piel. En algunos casos, puede formarse ácido sulfídrico (H2S) y otros gases tóxicos.

Control de arena La producción de arena junto con los fluidos de reservorio es un problema muy importante en algunas áreas. Esa producción puede cortar o taponar el estrangulador y las líneas de circulación, provocar una falla importante del equipo, complicar la limpieza del pozo y producir fallas en el funcionamiento del equipo en el fondo del pozo. En algunos lugares, la eliminación de arena puede ser un problema. Los métodos utilizados para controlar la producción de arena son: instalación de filtros malla o caños con ranuras, empaquetado con grava y consolidación de arena con resina plástica. Los filtros malla son generalmente el método más simple para instalar. La operación consiste en colgar un liner con ranuras o filtro malla de acero frente al intervalo que produce la arena. El tamaño del filtro malla es intencionalmente pequeño para no permitir que la arena pase, mientras se permite la circulación de los fluidos de la formación. El empaquetado con grava es casi sin duda el método más común de control de arena.

Debe limpiarse el pozo, hacerse grandes agujeros de punzado y bombear grava para mantener la arena en su lugar. La grava utilizada debe tamizarse en el lugar y controlarse para verificar la presencia de limos, arcillas y finos. Además, debe ser redonda y contener solo una pequeña cantidad de granos chatos o angulares. Utilizar solo sílice por su resistencia granular. La empresa de servicios determinara el tamaño necesario de las gravas, basándose en el análisis de muestras de arena. Se utilizan distintos tipos de plástico, algunos mezclados con materiales tales como cáscara de nuez, lo que produce una permeabilidad lo suficientemente baja como para evitar el influjo de arena. Esos plásticos pueden contener químicos altamente irritantes para los ojos, los pulmones y la piel. Los reservorios que producen arena, por lo general, poseen material consolidante escaso o poco eficaz. Se utiliza el plástico en calidad de pegamento alrededor del pozo para mantener la arena en su lugar dentro de la formación. Cabe destacar que el mejor método para realizar una operación específica depende fundamentalmente de las características de la formación, de las ensayos de prueba y error, de la experiencia en el área y de la coordinación con las compañías de servicios.

Fracturación (Frac Job)

• Filtros de malla para control de arena

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La fracturación es el proceso de bombeo de un material de apuntalamiento en una grieta creada por presión hidráulica en la formación para mejorar el rendimiento del pozo. Estas fracturas son verticales y se extienden hacia afuera, alejándose del hueco del pozo. En el caso de formaciones compactas, esta situación aumenta el área de flujo al pozo. Se utilizan varios fluidos durante el bombeo en calidad de transportadores del soporte,

• La producción de arena pone en peligro la producción del pozo que generalmente es arena. Otros soportes de uso común son esferas de metal o vidrio. El soporte debe ser lo más redondo posible y no contener finos o limo. La resistencia a la compresión es un elemento importante a tener en cuenta, ya que el soporte debe mantener la grieta abierta. Una tarea de fracturación típica, por lo general, comienza llenando el tubing con agua salada (antes del relleno). Se incrementa la

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• Diferentes tipos de empaque de grava

• Empaque de grava en pozo revestido

presión de bombeo hasta alcanzar la presión de fractura de la formación. Se establece un nivel estable de inyección y se calcula el volumen de relleno. Una vez que éste está en el tubing, se estabiliza el nivel de bombeo y se agrega el material de soporte corriente abajo de la bomba en bajas concentraciones. Se incrementa la cantidad de material de soporte hasta que se tiene la cantidad de fluido y de soporte necesarios en el pozo. Una vez inyectado todo el material de fractura, la inyección se continua con fluido para empujarlo fuera del pozo dentro de la formación. El caudal final se debe medir con

• La fractura se mantiene abierta por medio de la inyección de material de soporte

• Fracturamiento de pozos

cuidado para asegurar que el pozo no es sobredesplazado. Esto es muy importante, ya que no es deseable que la grieta se cierre cerca del agujero del pozo. A menudo se utiliza arena radioactiva para efectuar un registro de la altura de la fractura del pozo. Debe tenerse mucho cuidado de no quedar expuesto a la influencia de la arena radioactiva almacenada para uso en locación. Evitar todo contacto con la arena que pueda producirse después de esta operación. SE DEBE EFECTUAR UNA PLANIFICACIÓN EXHAUSTIVA ANTES DE LLEVAR A CABO CUALQUIER TRATAMIENTO DE FRACTURA. ASEGURARSE DE QUE HAYA UNA PRESIÓN DE BOMBEO ADECUADA Y SUFICIENTES CABALLOS DE FUERZA HIDRÁULICOS (HP, EN INGLÉS) PARA FRACTURAR Y PROPAGAR LA FRACTURA. SE DEBEN ORGANIZAR REUNIONES PARA PLANIFICAR LA ACTIVIDAD Y DISCUTIR LOS SIGUIENTES TEMAS: 1. Peligros y prevención para la seguridad. 2. Intercambio de ideas acerca de la tarea y ubicación de cada persona. 3. Métodos adecuados de prueba y de control de presiones. 4. Planes de emergencia. 5. Intercambio de ideas acerca del equipo individual de seguridad, que debe incluir: indumentaria, protectores de oídos, anteojos de seguridad, guantes de caucho, etc. 6. Establecimiento de una buena línea de comunicación. 7. Instalación de señales de advertencia y carteles de NO FUMAR. 8. Las precauciones necesarias a tener en cuenta en caso de utilizar material radioactivo. 9. Atención de emergencia del personal en caso de accidente. 10. Posibles procedimientos de evacuación.

• Un fracturamiento requiere una cuidadosa planificación

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Taponamiento Este procedimiento consiste en cambiar el intervalo de terminación desde una zona más profunda a otra formación más arriba en el pozo. Se trata de una operación de rutina si se la realiza adecuadamente. Una vez que el equipo está en su lugar y ya se realizado el ahogo de pozo, se cementa a presión la formación más baja o antigua. Esto a menudo se hace aprovechando el mismo packer permanente existente en el pozo. En este caso se sacan los sellos y el stinger, se reparan los sellos, y se baja el stinger y los sellos de vuelta hacia el packer y se bombea el cemento por el tubing, a través del packer hacia los cañoneos (baleos,punzados) . Luego, el packer queda en el pozo cumpliendo la función de tapón sobre el tope de cemento. En operaciones offshore y en algunas zonas de tierra, las reglamentaciones establecen realizar un tapón de cemento adicional sobre el viejo packer, para aumentar la seguridad. A menudo, se emplean los packers recuperables para inyectar el cemento o se utilizan herramientas especiales de cementación. Las reglamentaciones indican la utilización de un tapón de cemento para mayor seguridad. Luego de que el cemento en la parte más baja del pozo haya tenido tiempo suficiente como para fraguar, se cañonea (balea, perfora,punza) el nuevo reservorio superior y se lo pone a producir.

Tapones y abandono (P & A) LA VIDA ÚTIL DE UN POZO TIENE SUS LIMITES, YA QUE SIEMPRE LLEGA UN MOMENTO EN EL QUE NO PRODUCE MÁS Y EN EL QUE RESULTA ANTIECONÓMICO SEGUIR INTENTANDO PRODUCIR. EL OPE-

tubing, 2.5-subsurface safety valve tubing, 2.5--

Tubería conductora

nipple, Otis X Nipple, 2 7/8 in

Revestimiento superficial

tubing, 2.5-nipple, Otis ‘X’ Nipple tubing, 2.5-nipple, Otis ‘S-4’ Nipple

Revestimiento intermedio 1

tubing, 2.5-packer tubing, 2.5--

Revestimiento intermedio 2

nipple, Otis ‘S-3’ Nipple plug back cement packer tubing, 2.5--

Revestimiento de producción

packer tubing, 2.5--

Nipple: niple Tubing: Tubería de producción

nipple, Otis ‘S-1’ Nipple

• Diagrama esquematico de un taponamiento de pozo RADOR SIMPLEMENTE CIERRA LAS VÁLVULAS MAESTRAS; PERO EXISTEN MUCHAS RAZONES POR LAS QUE ESTO NO SE CONSIDERA UNA BUENA PRACTICA. LOS MOTIVOS SON LOS SIGUIENTES: 1. En caso de dejar el pozo como esta, el casing podría eventualmente deteriorarse con el tiempo y pasar fluidos de una zona a otra. 2. Toda formación con presión elevada que contenga agua salada, con el transcurso

del tiempo eventualmente podría contaminar zonas de agua potable. 3. Siempre existe la posibilidad de un reventón, con la consecuente contaminación y peligro de pérdida de vidas. 4. En locaciones en el agua podrían resultar un peligro continuo para la navegación. De acuerdo con las buenas prácticas de taponamiento y abandono, los cañoneos

(baleos,punzados) para producción se cementan a presión. Los tapones de cemento requeridos en el casing se efectúan mientras que el tubing o la columna de trabajo se saca del pozo. Por lo general, el casing superior -la porción libre- se corta y recupera y se realizan los tapones de cemento necesario en la parte superior del pozo. El cabezal del pozo se retira de acuerdo con las reglamentaciones. La mayor parte de los grandes operadores han trabajado con las empresas de cementación para asegurarse de que el cemento a utilizar se adecue a las condiciones que ellas establecen.

• Se deben realizar prácticas correctas de abandono de pozo

El rendimiento (pies cúbicos/bolsa [litros/ bolsa]) puede variar considerablemente de acuerdo con el tipo de cemento utilizado, la temperatura, los materiales para el control de peso y otros aditivos. Las empresas de cementación han probado la mayoría de las combinaciones posibles y debe consultárselas para conocer los usos y resultados de una mezcla en particular.

Profundización La antigua tecnología no permitía perforar los pozos hasta las profundidades a las que podemos llegar hoy con simples operaciones de rutina. Por lo común, la economía determinaba la profundidad total de un pozo. De pronto, los operadores se vieron frente a pozos poco profundos con producción inferior a la de otros operadores con una producción de mayor profundidad. Puede resultar necesario profundizar los pozos existentes en lugar de incurrir en el gasto de perforar otros nuevos para evitar un drenaje en profundidad. Por lo general, en el momento de tener que profundizar un pozo, debe entenderse y apli-

• Pozo Taponeado y Abandonado carse toda la información relativa al control de pozos para operaciones de perforación. En caso que el pozo haya estado produciendo antes de este proyecto, será necesario cementar a presión los cañoneos (baleos, punzados) en producción. Luego se debe proceder a perforar, perfilar y ensayar. Una vez alcanzada la nueva profundidad, se suele correr una tubería auxiliar de revestimiento (liner) por encima de la parte inferior del casing hasta el fondo. Se cementa en el lugar y se punza el pozo en el intervalo nuevo. Luego, se pone a producir la nueva formación después de correr el packer y el tubing.

• Profundización de pozos

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Desviación del pozo Existen momentos en los que resulta necesario abandonar o desviar la parte inferior del pozo. Las razones para realizar una desviación de pozo pueden ser: daño o pérdida por aplastamiento del casing, residuos o restos en el pozo que no se pueden recuperar, daño de la zona de producción en el área del pozo viejo y para pasar a otra zona de drenaje menos agotada. Al cortar una ventana en un pozo viejo, debe conocerse hasta donde llega la parte superior del cemento. En caso que no hubiera cemento frente al lugar en el que se produce el corte de ventana, debe primero inyectarse o hacerse circular cemento en ese lugar. Se corta una ventana en el casing luego de instalar una herramienta de desvío o un packer cuña desviadora. Después de esto, la perforación se deriva fuera del pozo hasta donde se desee, pudiendo colocar nuevas cuñas desviadoras de menor diámetro en los puntos a cambiar de rumbo en el nuevo pozo. Una vez alcanzada la profundidad y cumplido el objetivo, se procede al perfilaje del pozo nuevo y se corre un liner que se cementa en el lugar. Luego se realiza la terminación en la forma acostumbrada, con un packer y un tubing.

• Proceso de desviación de un pozo pequeño oscilan entre 3/4” (19 mm) a 1.5” (38 mm). El tubing pequeño se utiliza para una serie de actividades, las cuales implican trabajar dentro del tubing existente en producción o de espacios anulares con poco huelgo. Debido a la existencia de estas restricciones, se prefiere utilizar una tubería con conexiones integrales (sin recalque). Ante la ausencia de recalques, resulta necesario utilizar elevadores de tubería especiales, de tipo de agarre, tanto para bajar o sacar del pozo. Generalmente, la tubería se enrosca a mano, utilizando llaves de tubería de 24” (610 mm).

En el pasado, la mayor parte de las extensiones de campos de petróleo rentados poseían varios juegos de tubing pequeño con las herramientas necesarias. Hoy en día, los juegos de tubing pequeño pueden ser difíciles de ubicar en determinadas áreas, debido al aumento generalizado del uso del tubing continua (coil tubing).

Operaciones con tubing de pequeño diámetro El tubing pequeño se utiliza en muchas operaciones de perforación, terminación y reparación en diámetros reducidos. Este tipo de tubing y el equipo que lo utiliza se conoce con el nombre de “lavador”, “lavador de arena” o tubería y equipos “macaroni”. Las medidas más comunes de un tubing

La economía es una de los factores fundamentales a considerar en el momento de realizar la reparación de pozos que han estado produciendo durante cierto tiempo. Las unidades de tubing pequeño son más económicas que las unidades convencionales de reparación o las utilizadas para la bajada de tubería a presión. Estas unidades se arman en menos tiempo que un equipo convencional de reparación y, en muchos casos, realizan el trabajo en un tiempo menor con dotaciones más pequeñas. Esto da como resultado un costo más bajo de reparación y, más importante aun, el pozo queda en condiciones de volver a producir en un tiempo mucho menor.

• Tubing macaroni

Las operaciones del tipo de las realizadas por medio de unidades para inserción de tubería bajo presión (snubbing), también utilizaban este tamaño de tubería, aunque con conexiones diferentes, para presiones más elevadas.

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LAS VENTAJAS DE OPERAR CON TUBING PEQUEÑO SON LAS SIGUIENTES:

1. Las unidades pueden instalarse sobre el árbol de producción o sobre la BOP (preventor de reventones). 2. Puede correrse dentro del tubing, de la tubería de perforación y de los espacios anulares pequeños. 3. El tubing tiene una buena resistencia a la tracción, presión interior y aplastamiento. 4. Puede utilizarse cuando no haya unidades de tubing continuo disponibles o no puedan instalarse. 5. El tubing puede recuperarse y bajarse hasta poca profundidad con un guinche neumático o el cable del cabrestante auxiliar. 6. Existen tubing pequeños pesados, con juntas integrales, o con pequeños recalques. 7. Al utilizar BOPs, el tubing pequeño puede trabajar en el espacio anular entre el tubing de producción y el casing. 8. Puede utilizarse con un equipo de perforación convencional existente o con un equipo de reparación. 9. Las unidades de tubing pequeño constituyen bultos ideales para operaciones offshore por su peso reducido (por lo general, 10.000 lbs [4536 Kg] o menos) y se apoyan sobre el soporte normal de la plataforma, mientras que para una unidad convencional de reparación deben tomarse en cuenta otros elementos, tales como ubicación y algún tipo de ayuda adicional.

• Unidad de Tuberia contínua (Coiled Tubing)

LAS DESVENTAJAS DEL TUBING PEQUEÑO Y DE LOS EQUIPOS DE TUBING PEQUEÑO SON LAS SIGUIENTES: 1. No puede circular en forma continua mientras baja al pozo. 2. Presenta importantes pérdidas de fricción en circulación, comparadas con los tubing más grandes. 3. El tubing se daña con facilidad en las maniobras y al perforar, ya que no puede aplicársele demasiado peso. 4. No puede trabajar bajo presión, a diferencia de las unidades de bajada de tuberías bajo presión de pozo y del tubing continuo. 5. La aplicación de un torque (fuerza de torsión) excesivo al rotar puede partir la tubería en dos. 6. El diámetro interno del tubing pequeño se tapona con facilidad cuando se efectúa circulación inversa. 7. Permite una variedad de herramientas de pesca muy limitada.

• Unidad de Snubbing

8. En algunas áreas, no se dispone con la misma facilidad que el tubing continuo o las unidades de bajada de tuberías bajo presión de pozo. 9. Generalmente más lento que las operaciones similares efectuadas con equipos de tubing continuo. El equipo de tubing pequeño es esencialmente un equipo de reparación convencional “en miniatura”. Por lo general, el cuadro de maniobras requiere “pequeños” motores de 150 a 300 hp. Generalmente las torres o mástiles son de tipo simple o doble con capacidad de 60.000 a 105.000 lbs (27.215 a 47.627 Kg). La rotación es generada por la mesa rotatoria, las cabezas rotativas o las llaves hidráulicas. Los sistemas de bombeo incluyen una o dos bombas de alta presión/ bajo volumen. Los tanques de fluido incluyen un tanque “principal” (por lo general, de 40 barriles [6,35 m3]), un tanque de

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aplastamiento de hasta un 20%. El daño es común debido a que las columnas de tubing quedan expuestas tanto a un exceso de compresión como a la práctica de estibar en parejas (paradas, tiros) el tubing, apoyado en los canastos del equipo. Los problemas más importantes con respecto al tubing pequeño se deben a la falta de experiencia en perforación o de las dotaciones del equipo de terminación al operar con esta tubería. Las dotaciones que utilizan este tipo de tubing, en forma regular, tienen conocimiento de todo lo relativo al cuidado y mantenimiento.

mezcla (generalmente de 20 barriles [3,18 m3]) y uno o dos tanques de volumen pequeño (10 barriles[1,59 m3]) con marcadores que se utilizan para sacada y bajada de tubería y que trabajan en conjunto con los tanques de mezcla. Los tanques adicionales se utilizan si el volumen necesario así lo requiere. Los equipos de tubing pequeño no suelen tener tanques con demasiada capacidad ni pueden transportar grandes cantidades de fluidos de reparación o terminación. Esto se debe al volumen relativamente pequeño del tubing. Problemas tales como circulación parcial o de pérdida y capacidad limitada de mezcla de fluido pueden disminuir la cantidad de fluido y provocar complicaciones en el control del pozo. Además, las pequeñas pérdidas de fluido pueden producir bajas de presión hidrostática más pronunciadas, debido a los huelgos reducidos. Los tanques de fluido deben controlarse muy de cerca y se debe informar de inmediato cualquier cambio en el nivel de fluido. Las unidades de tubing pequeño se instalan prácticamente del mismo modo que las unidades de bajada de tubería bajo presión de pozo, tipo multiplicadoras de carrera o “de carrera larga”, que son soportadas por su propia base o subestructura. En caso que no sea necesario sacar el colgador del tubing, la práctica común es trabajar a través del árbol de producción con un conjunto de BOP en la parte superior. Al bajar el tubing al pozo, se extrae el tubing del canasto de tubería y, por lo general, al sacarlo se vuelve a depositar en el canasto. El tubing pequeño, al igual que cualquier otra tubería de tamaño reducido, puede dañarse por mal uso. Se debe tener mucho cuidado al utilizarlo. Las conexiones se deben realizar con precaución, evitando el exceso de torque y utilizando llaves

• Unidades para trabajo con Tubing de diámetro reducido

de tubería o llaves hidráulicas, con las correspondientes contrallaves, para que no se dañe o abolle el cuerpo. Tanto al sacar como al bajar un tubing pequeño, se lo debe estibar en forma individual para evitar el daño de la unión. Las roscas son muy delicadas, por lo tanto, es necesario utilizar protectores y usarlas con cuidado para evitar un daño en la conexión. Se debe utilizar elevadores a cuña o tipo “Y.T.” con cabezas elevadoras roscadas y grampas al efectuar maniobras con tubing pequeño de unión integral. Después de cualquier trabajo, es normal que entre el 10% al 20% de la columna necesite un remaquinado de las roscas. Rayaduras o marcas profundas en el cuerpo del tubing como resultado del mal uso pueden provocar la reducción de su resistencia a la tracción, presión interior y/o

Las unidades de tubing pequeño por lo general se utilizan para realizar tareas dentro del tubing existente. A menudo, los espacios libres entre las uniones de las herramientas del tubing pequeño y el diámetro interno de la tubería que se corre son muy chicos. Las posibilidades de atascamiento del tubing pequeño se reducen si se utilizan fluidos limpios, con bajo nivel de sólidos, y circulación inversa. Este proceso reduce la cantidad de sólidos y por lo tanto la posibilidad de atascamiento del tubing pequeño dentro de la columna de producción. Si el tubing pequeño queda atascado y el equipo no puede liberarlo, necesita desplazarse un equipo convencional de reparación al lugar y sacar ambas columnas al mismo tiempo. A pesar de que los caudales de circulación (barriles o galones por minuto) son mucho menores que la perforación y actividades convencionales de un equipo de reparación, los espacios libres y diámetros asociados con el tubing pequeño aumentan las velocidades del fluido, dando como resultado una buena eficacia en la limpieza con fluidos de baja viscosidad. Sin embargo, debido a la existencia de esos espacios libres pequeños y al tamaño reducido del

diámetro interior del tubing, se manifiesta una elevada presión de bombeo (debido a la alta fricción). Siempre se prefieren fluidos con baja cantidad de sólidos, por lo general, “agua salada” filtrada y en general menos viscosos que los “lodos”.

rísticas únicas para el control de pozos. Por lo general, el pequeñísimo espacio anular contiene un volumen reducido de fluido por pie (m) de profundidad. Los cálculos de volumen deben ser precisos, con un mínimo de cuatro decimales.

Otras veces, cuando se necesita fluidos densificados, puede usarse costosas salmueras. Incluso con “fluidos limpios”, se puede prever presiones excesivamente altas de bombeo o de fricción, para lo cual puede ser útil el uso de agentes reductores de fricción. Se puede utilizar unidades especiales de filtrado para quitar partículas en suspensión y optimizar las características del fluido.

Al calcular la cantidad de tubing pequeño que puede sacarse, sin reducir la presión en el fondo del pozo de 75 psi (5,2 bar), tal como lo indican las disposiciones del MMS (Mineral Management Service) (Servicio de administración de minerales del Gobierno de los Estados Unidos), tanto los recalques como las uniones tienen incidencia.

Los fluidos utilizados en muchas operaciones con tubing pequeños son generalmente costosos, tienen alta densidad y por lo general son tóxicos, tanto para el medioambiente como para la dotación. Los productos químicos utilizados para evitar la corrosión y proveer inhibición biológica, al igual que los que se usan para el control de pH, necesitan de ejercicios de simulacro y reuniones para tratar el tema de la seguridad y poner en conocimiento de todos, los peligros relacionados con estos compuestos. Los BOP del equipo de tubing pequeño se pueden instalar sobre el árbol de producción; sin embargo, muchas operaciones se llevan a cabo después de haber quitado el árbol e instalado el BOP sobre la brida o conexión del cabezal del pozo. Al trabajar a través del árbol de producción pueden disponerse de dos “esclusas” ciegas -las válvulas maestras-, que pueden servir para cerrar el pozo cuando no está el tubing pequeño dentro del árbol. Trabajar dentro del tubing existente de producción presenta una serie de caracte-

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• Unidad de pulling de tubería de diámetro reducido

La circulación inversa lleva a efectuar una consideración especial acerca del control de pozos. Cuando se realiza una circulación inversa, se pierde la protección de mantener una contrapresión de fondo de pozo (válvula flotante), y el potencial de tener presión en la superficie, tanto en el tubing como en el espacio anular, resulta muy elevado. La mayoría de las operaciones de tubing pequeño requieren “ahogar” el pozo antes del comienzo de la operación. En caso de quitar el árbol, las válvulas de contrapresión se colocan en el cabezal del pozo y en el tubing (también puede instalarse un packer a cable dentro del tubing), mientras se saca el árbol. El momento más peligroso de la operación ocurre desde el momento en que se saca el árbol hasta que se colocan los BOP. Otra instancia peligrosa tiene lugar cuando se lava o rota el tapón puente o el tapón. Se debe recordar que puede haber presión por debajo y la dotación debe estar preparada para cerrar el pozo en cualquier momento. Básicamente, el proceso de cierre consiste en cerrar la esclusa de tubería (puede utilizarse un anular cuando sea necesario),

• Salmuera

verificar que el estrangulador este cerrado, conectado a la línea del estrangulador del conjunto de BOP y abrir la válvula “HCR” (de accionamiento hidráulico remoto) de la línea del estrangulador. Después de haber cerrado el pozo, se retoma el control por circulación utilizando uno de los métodos de presión constantes de fondo de pozo. Este proceso puede requerir la densificacion del fluido usando los materiales densificantes adecuados, disponibles en locación.

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ALGUNAS DE LAS OPERACIONES MÁS COMUNES CON TUBING PEQUEÑO, QUE SE REALIZAN CON EL ÁRBOL DE PRODUCCIÓN EN SU LUGAR, CONSISTEN EN:

ALGUNAS DE LAS OPERACIONES MÁS COMUNES CON TUBING PEQUEÑO, QUE SE REALIZAN SIN EL ÁRBOL DE PRODUCCIÓN, CONSISTEN EN:

1) Quitar la arena del interior del tubing, de los espacios anulares y la tubería de perforación. Por lo general, la arena se remueve por circulación inversa. 2) Eliminar toda obstrucción que se encuentre en el interior del tubing o de la tubería de perforación. Obstrucciones tales como incrustaciones, parafinas y arenas pueden removerse con un trepano, limpiarse con un rascador o lavarse. Estas tareas no son económicas ni fáciles de realizar con herramientas de cable.

1) Limpiar el espacio anular entre el tubing y el casing hasta la parte superior del packer (tubing aprisionado, etc). 2) Hacer circular fluido “caliente” en el espacio anular para evitar la solidificación del sulfuro o la cristalización de las salmueras pesadas. 3) Completar cementaciones o cementar en el espacio anular cuando no hay buen retorno de cemento hacia la superficie o el cemento “cae” en el espacio anular. (Realizar un trabajo “por boca” sobre el casing) 4) Lavar el cemento del espacio anular en el pozo offshore para poder cortar el casing, como mínimo, 15 pies (4,5 m) por debajo de la línea de lodo. 5) Reemplazar el fluido de packer con fluido para ahogar pozos cuando la unión de circulación resulta inoperable o se tapona el tubing.

3) Alivianar el pozo para la producción, generalmente con un fluido más liviano. 4) Realizar operaciones de estimulación. Ubicar un colchón o bombear ácido para limpiar la superficie de la zona de producción o ubicar un colchón antes de punzar. 5) Llevar a cabo un tratamiento del tubing para evitar la corrosión. Se puede circular un inhibidor de corrosión hacia abajo del tubing pequeño para revestir el interior de la columna de producción. 6) Taponar y cementar a presión haciendo una carrera con el tubing pequeño con packers inflables. 7) Para bajar herramientas de punzado o para terminaciones concéntricas. 8) Utilizar con herramientas de lavaje hidráulico para limpiar el tubing o la vaina del trozo. 9) Proveer una columna de pesca y herramientas más eficaces que las de cable.

6) Tratar el espacio anular con inhibidores de corrosión, bactericidas, etc. 7) Colocar material obturante en la parte superior del packer para detener una fuga de aislacion. OTRAS OPERACIONES USANDO TUBING PEQUEÑO, INCLUYEN: 1) Utilización como columna de trabajo para operaciones de sacada/bajada de tubería bajo presión en el pozo (stripping - snubbing). El diámetro externo más pequeño reduce la fuerza necesaria de inserción de tubería, debido a la reducción de la

ecuación de fuerza en el área de presión y a la menor fricción en la goma escurridora (stripper rubber) o esclusas de tubería. 2) Utilización como herramienta lavadora de tubería de perforación o liberadora del trépano, en aprisionamiento por intercalaciones de grava o canto rodado poco profundas. 3) Utilización como columna para ahogo en pozos con gas de alta presión. El tubing pequeño se corre dentro del tubing de producción y se utiliza para ahogar el pozo. 4) Se puede utilizar como línea hidráulica para bombeo Kobe u otras bombas hidráulicas de gran volumen. 5) Se utiliza en terminaciones duales casing/tubing cuando el casing no surge. Se baja el tubing pequeño y se aplica gas lift al espacio anular. 6) Se baja como stinger en el fondo de tubing más grande para lavar la parte exterior de una pesca o por debajo del packer. A continuación se muestran las medidas y pesos más comunes de tubing pequeño. En caso de pozos más profundos, existen tubing más pesados.

Tamaño nominal 3/4” (19,0 mm) 1” (25,4 mm) 1 1/4” (31,7 mm) 1 1/2” (38,1 mm)

Peso (lbs/pie) 1,20 (1,8 Kg/m) 1,80 (2,7 Kg/m) 2,40 (3,6 Kg/m) 2,90 (4,3 Kg/m)

Espesor de la pared ,113 (2,87 mm) ,133 (3,38 mm) ,140 (3,56 mm) ,145 (3,68 mm)

Diámetro interno ,824 (20,93 mm) 1,049 (26,64 mm) 1,380 (35,05 mm) 1,610 (40,89 mm)

RESUMEN Las actividades de reacondicionamiento son necesarias, en algún momento, en cualquier tramo del período útil de un pozo. La economía y el tipo de pozo determinan la operación de reacondicionamiento a utilizar, desde la limpieza hasta el Taponeamiento y abandono (P & A). Incluso en el momento en que un pozo deja de producir, no debe considerárselo “muerto”. Existen muchos casos en los que un pozo supuestamente muerto surge y revienta. Muchas operaciones de reacondicionamiento enfrentan el hecho de que, en cualquier momento, puede haber un problema de presión. El tema de la presión nunca se debe tratar con ligereza. Un problema de presión puede ocurrir de un momento a otro y provocar la pérdida de vidas y/o de propiedades y resultar inmanejable. Problemas relacionados con tubing pequeños: 1a. Cuánta presión hidrostática se perdería si el nivel de fluido descendiera un barril (0,159 m3). Considerando los siguientes datos: 3 1/2” (88,9 mm), 9,5 lb/ft (14,2 Kg/m), tubing de producción N-80 con un diámetro interno de 3,0634” (77,8 mm) (capacidad = 0,009143 bbls/ft) (4,77 l/m),profundidad vertical (PV) = 10.000 pies (3048 m) con un fluido de terminación de 12 ppg (1440 g/l) en la tubería (se instala un packer y no existe comunicación con el espacio anular)? 1b. Cuál es la presión hidrostática contra la formación, antes y después de la pérdida de un barril de fluido (0,159 m3) en el tubing de producción? 2a. Cuánta presión hidrostática se perdería si el

nivel de fluido disminuyera un barril (0,150 m3). Considerando la siguiente información: 3/4” (19 mm), 1,20 lb/ft (1,8 Kg/m), tubing pequeño CS N-80 con un diámetro interno de 0,824” (20,9 mm) (capacidad = 27,72 gals/1000’) ( 0,32 l/m), PV = 10.000 pies (3048 m) con un fluido de terminación de 12 ppg (1437 g/l) en el t u b i n g (se instala un packer y no hay comunicación con el espacio anular). 2b. Cuál es la presión hidrostática contra la formación, antes y después de la pérdida de un barril de fluido (0.159 m3) en el tubing de producción? 3. De acuerdo con los problemas anteriores, cuál tendría “mayor” incidencia? 4. Calcular la longitud máxima de tubería que puede sacarse antes de registrar una disminución de 75 psi (5,2 bar) de presión hidrostática en el siguiente caso: columna de producción de tubing de 2 3/8” (60 mm) de diámetro externo, 1,867” (47,4 mm) de diámetro interno, c a p a cidad de 0,00339 bbl/ft (1,7 l/m). Usted está trabajando allí y sacando una columna de tubing pequeño de 3/4” ( 19 mm) (1,05” [26,7 mm] de diámetro externo, 0,824” [20,1 mm] de diámetro interno). Cada tubo de 3/4” (19 mm) tiene una longitud de 30’ (9,14 m). La d e n s i dad del fluido es de 11,4 ppg (1366 g/l).

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Diámetro externo de la pared 1,050 (26,7 mm) 1,315 (33,4 mm) 1,660 (42,1 mm) 1,900 (48,2 mm)

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270 Equipamiento del Pozo y del Subsuelo

Equipamiento del pozo y subsuelo EQUIPAMIENTO DE CABEZA DE POZO

Existen muchas herramientas especialmente diseñadas para realizar una serie de tareas en el pozo durante la reparación y la terminación. Algunas de esas herramientas van a permanecer en el pozo durante el período productivo del mismo o hasta una nueva terminación. Otras son funcionales sólo durante el período de reparación. En el pozo, las herramientas pueden correrse formando parte del equipo original de la columna de tubería, o correrse más adelante con el tubing, el cable de perfilaje o por presión hidráulica.

Arbol de producción A pesar de no formar parte del equipamiento del pozo, el árbol es, en general, es el primer elemento con el que se enfrenta la cuadrilla de trabajo del equipo. En términos simples, el árbol consta de una serie de válvulas, bridas y conectores que permiten la circulación controlada de los fluidos producidos. Normalmente, el uso determina el tipo de árbol que se va a necesitar. Existe una gran variedad de diseños y complejidades. Pueden ir de unidades simples, tales como las usadas con equipos de bombeo mecánico, que pueden consistir en una simple caja prensa-empaquetaduras (prensaestopas) sin válvulas, a árboles muy complejos con inclusión de numerosas válvulas maestras y válvulas laterales. Los factores que se toman en cuenta para el diseño de un árbol son los siguientes: la presión, el medio ambiente y temperatura en superficie, los tipos de fluidos en producción, las condiciones ambientales dentro del pozo, las temperaturas del fluido y la economía. El árbol deberá lubricarse regularmente. Un buen mantenimiento reduce las complicaciones que pudieran surgir durante el período de vida útil y cuando debe ser reemplazado. LOS COMPONENTES BÁSICOS DEL ÁRBOL SON: 1. Manómetro- Los indicadores de presión permiten controlar las presiones del pozo. Las presiones anulares o la presión

• Arbol de Producción

del tubing y casing se miden con manómetros. 2. Brida de medición (tapa) - La brida de medición sella la parte superior del árbol y está adaptada para la instalación de un manómetro. Retirando esta brida se tiene el acceso al tubing. 3. Válvula de pistoneo (corona) - Se utiliza para cerrar la presión y permitir el acceso al pozo de las unidades a armar para trabajos con cables de perfilaje, tuberías continuas (coil tubing), snubbing y reparación, etc. 4. Te de flujo (cruz) - La Te de flujo se utiliza para permitir que las herramientas pue-

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Equipamiento del Pozo y del Subsuelo 271

dan correrse en el pozo; mientras continua la producción por la línea de flujo 5. Válvula lateral - La válvula lateral se utiliza para cerrar el pozo en la mayor parte de las operaciones de rutina. Son las más fáciles de reemplazar en caso de deterioro o lavadura de la misma. 6. Estrangulador - El estrangulador permite controlar la cantidad de flujo que el pozo produce. 7. Válvulas maestras - Las válvulas maestras son las válvulas principales de cierre. Se encuentran abiertas durante la mayor parte del ciclo de vida del pozo y se utilizan lo menos posible, en especial la válvula maestra inferior. 8. Colgador de tubing - La canasta colgadora sostiene la columna de tubing, cierra el espacio anular del casing y permite la circulación hacia el árbol de producción 9. Válvula de casing - La válvula de casing permite el acceso al espacio anular, entre el tubing y el casing. 10. Colgador de casing - La canasta colgadora (conjunto de cuña y empaque) sostiene y empaqueta la tubería de revestimiento dentro del carretel colgador. 11. Casing - Casing es una columna de tubería que evita el cierre del pozo por derrumbe e impide la comunicación de una zona a otra. 12. Tubing - Se trata de una columna de tubería que contiene y permite el flujo del fluido que produce la formación. Debe tenerse extremo cuidado de no dañar el árbol, tanto al mover el equipo como durante el montaje o desmontaje. Un descuido

• Arbol de Producción en esta instancia podría resultar fatal para el equipo y-o para el personal.

Remoción del árbol de producción A ESTA ALTURA, LA PLANIFICACIÓN ES IMPORTANTE, Y TANTO LA COMPAÑÍA OPERADORA COMO EL EQUIPO Y LAS PERSONAS ENCARGADAS DEL SERVICIO DEBEN DEFINIR, LLEVAR A CABO Y COMPRENDER CIERTOS TEMAS, TALES COMO: 1. En qué momento debe retirarse el árbol: antes o después de la llegada del equipo? 2. En caso de ser necesario el reemplazo, que se hará con el árbol, se lo enviara a un taller o el servicio se realizara en el lugar donde se encuentre el árbol?

3. Está presente el representante de servicio del fabricante del árbol? Si es así, lleva consigo todos los repuestos necesarios? 4. Se dan las condiciones para la instalación inmediata del BOP’s? 5. ¿Qué se hace con el pozo, se controla o se va a trabajar bajo presión? Deberán protegerse todas las bridas expuestas del árbol e inspeccionar y limpiar las bridas del BOP’s. Contar con aros de repuesto. Una vez utilizado, el aro de metal se habrá deformado para siempre. Controlar siempre la presión del tubing y del casing con manómetros que funcionen correctamente. Si fuera necesario controlar el pozo, asegurarse de que el casing está lleno. Controlar por comunicación entre el tubing y el ca-

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sing. Bombear por el tubing con fluido para matar el pozo y desplazar el fluido producido forzándolo dentro de la formación (Bullheading) (Ver la explicación de este procedimiento en el capítulo de Métodos para Control de Pozos) hasta asegurarse de que éste se ha desplazado totalmente dentro de la formación. Este proceso puede realizarse a través del cálculo previo del volumen del tubing y a través del bombeo de una cantidad suficiente de fluido para ahogar pozos dentro del tubing. Debe advertirse que los fluidos pueden caer más rápido de lo que son bombeados, y el gas migrar más rápido de lo que es empujado. Puede provocarse un daño en la formación si se bombea fluido de control en exceso. Cualquier aumento de la presión de bombeo debe considerarse como indicio de que el fluido para matar el pozo puede haber alcanzado el fondo. Llevar un registro de los volúmenes bombeados y de las presiones. Cerrar la válvula lateral del árbol y controlar por aumento de presión durante una hora aproximadamente. Con al manómetro conectado a la válvula de control del colgador de tubing, controlar por aumento de presión. En caso de no haber un incremento de presión, retirar el árbol e instalar el BOP’s.

Tubería de revestimiento (CASING) La tubería de revestimiento (casing, cañeria) es normalmente una tubería de acero que se baja desde la superficie hasta distintas profundidades en el pozo. Se sostiene desde la superficie, se cementa en el lugar y permanece hasta que se abandona el pozo. Constituye la primera línea de defensa del pozo contra: derrumbe, pérdida del pozo, surgencias, pérdida de circulación, mezcla de los fluidos por el traspaso de una forma-

ción a otra. Además, es la base para la instalación del equipamiento del pozo. El casing se presenta en diferentes diámetros. A su vez, a cada medida corresponden diferentes pesos y tipos de aceros (grado). Los diferentes tamaños son necesarios para permitir un adecuado espacio interno de trabajo en el pozo. Asimismo, los distintos pesos y tamaños brindan a la tubería las resistencias adecuadas al aplastamiento (colapso), presión interna (reventón) y a la tracción y otras propiedades necesarias para resistir las presiones del pozo y los fluidos de la formación. Existen muchas clases de conexiones que permiten unir o enrroscar los tubos de casing. Debe tenerse extremo cuidado al inspeccionar el casing y al manipularlo cuando se lo descarga y se coloca sobre los caballetes. Los protectores de rosca de casing deberán permanecer colocados hasta que se termine de colocar los tubos sobre los caballetes. Luego, se deben quitar los protectores, limpiar las roscas, inspeccionar, lubricar y recolocar los protectores. Los protectores deberán permanecer colocados mientras se mueven los tubos al piso de trabajo, a través de la rampa. Es conveniente utilizar una guía de enrosque de conexiones y así evitar el cruce de roscas y su engranado. Por lo general, se dispone de una dotación de entubación especializada con el equipamiento necesario para enroscar los tubos (llaves para enrosque de tuberías de revestimiento, medidores de torque, equipo de seguridad necesario, etc.). No obstante, es tarea de la dotación propia del equipo ocuparse de que todos los tubos sean manipulados en forma adecuada y segura. Pueden conseguirse excelentes manuales para el manejo correcto de las tuberias, a través del proveedor de casing.

• Casing (Tuberia de Revestimiento)

Tubería auxiliar de revestimiento (LINER) La tubería auxiliar de revestimiento (Liner) es la que se instala después de haber fijado otras tuberías de entubación (casing) . En general, el liner no se extiende hacia la superficie, sino que queda suspendida y se sostiene de un dispositivo denominado colgador. Por lo general, el liner se corre en el pozo con la tubería de perforación hasta la profundidad deseada, se fija y cementa en el lugar. Los liners se corren por diferentes motivos. Razones de índole económica pueden indicar que no se instale otra tubería de entubación desde la superficie hasta el fondo, sino desde el último zapato de casing hasta el fondo. El liner también se instala cuando se presentan problemas inesperados, tales como pérdida severa de la circulación o presiones altas. A menudo, estos problemas deben aislarse de otras zonas antes de que se alcance la profundidad total del pozo. En caso que el pozo necesite desviación o profundización, también suele utilizarse un liner Los procedimientos generales para operar el liner son los mismos que para el casing. También debe tomarse la precaución de proceder con cuidado al

Existen diferentes métodos para fijar el colgador en su lugar. Algunos colgadores se fijan por medios mecánicos rotando la columna para destrabar un mecanismo con forma de J y permitir que las cuñas se encajen desde el cono contra la tubería de revestimiento. Un colgador hidráulico se fija generando una presión hidráulica suficiente dentro del mecanismo del colgador, como para mover las cuñas hacia arriba del cono contra la tubería de revestimiento. Algunos tipos de empaquetadores (packers) pueden usarse como colgadores de tuberías auxiliares de revestimiento.

Tubería de producción (TUBING) • Revestimiento de un pozo 1. Tubo conductor 2. Tubería Guía 3. Tubería intermedia 4. Tuberia auxiliar de revestimiento (Liner) 5. Tubing de produccion 6. Empaquetador 7. Tubería de Producción/Tie-back 8. Punzados

manipular herramientas, tanto dentro como fuera del liner.

Colgador de liner (Tubería auxiliar de revestimiento) Este sostiene el liner para evitar su ondulado o pandeo. El colgador posee una serie de cuñas que pueden fijarse tanto en forma mecánica como hidráulica y se “agarran” hacia afuera a la última columna de entubación.

Este es el principal contenedor de los fluidos producidos por el pozo. Protege el casing de la presión y la corrosión. El tamaño varía de varias a una fracción de pulgada. Los tamaños más comunes son 2 7/8 pulgadas (73,02 mm) de diámetro externo y 2 3/8 pulgadas (60,32 mm) de diámetro externo. En general, el tubing se extiende desde la boca del pozo hasta la zona de producción. Se clasifica según el tamaño (diámetro externo, diámetro interno, diámetro externo de la cupla, diámetro interno de la cupla) según el peso, (libras-pies [Kg/m]); y en grados tales como J-55 y N-80. El tubing puede construirse con materiales sofisticados para soportar las presiones, las velocidades y la corrosión que provocan los fluidos del pozo y el medio ambiente. Pueden aplicarse revestimientos internos como protectores contra la corrosión. Existen muchas clases de conexiones que permiten unir o enroscar los tubing. Tanto el cuidado como el manipuleo siguen procedimientos similares a los mencionados para el casing.

• Colgador de Liner

• Figura 7. Colgador de Liner

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Sarta de trabajo Se trata de la sarta de tubería que se utiliza durante los trabajos de reparación. A veces, se trata de la misma tubería de producción extraída del pozo. A menos que la economía dicte otra cosa, se deja a un lado la tuberia de tubing de producción y se utiliza para el trabajo de reparación una sarta con conexiones del tipo de tubería de perforacion. El objeto de esto es evitar el desgaste y daño al tubing de producción y a sus conexiones. Cuando no es necesario efectuar demasiado trabajo, algunas veces se utiliza la tubería de producion “tubing” en lugar de la sarta de trabajo.

• Tubería de Producción (Tubing)

La sarta de trabajo puede consistir desde un tubing de 2 3/8 pulgadas (60,32 mm) (o de diámetro menor) con conexiones para tubería de perforación hasta barras de perforación de tamaños más grandes. Es importante el diámetro externo de una sarta de trabajo y de sus uniones. Debe ser lo suficientemente pequeña como para no pegarse o quedar atascada en el pozo.

Empaquetador (PACKER) Se trata de un elemento que se utiliza para sellar el área entre el tubing y el casing. Sirve para aislar la tubería de revestimiento de las altas presiones de producción o de estimulación y los fluidos corrosivos. Por eso, en general se lo coloca apenas por encima de la formación en producción. Se usan empaquetadores múltiples para aislar múltiples terminaciones y poder producirlas sin que se mezclen. Existen también ciertos empaquetadores que permiten realizar trabajos especiales, tales como inyección de cemento, tratamiento ácido y facturación. Antes de bajar un empaquetador (packer) al pozo, deberá correrse una mecha (broca, trépano), un raspador para casing y una canasta recuperadora de desechos, seguido por una carrera de calibre con tubería o con cable de perfilaje. Esto ayuda a asegurar que el empaquetador (packer) pueda bajarse y no se atasque o fije en forma prematura al punto programado.

• Sarta de Trabajo (Drillstring)

En caso de falla del empaquetador o cuando se va a reparar un pozo, el empaquetador es liberado y sacado del pozo (tipo recuperable) o fresado (tipo permanente). La mayoría de los empaquetadores recuperables se pueden reparar, en el lugar de trabajo, cambiando sellos y mordazas.

• Empacadura (Packer)

• Empacadura (packer) tipo recuperable

• NIPLE EMPAQUETADOR O NIPLES SELLOS (SEAL NIPPLE) Los niples empaquetadores se colocan al final de la sarta del tubing y se insertan en algunos tipos de empaquetadores. Estos permiten sellar y evitar que el fluido y la presión se desplacen entre el tubing y el packer hacia el casing o espacio anular. Existe además un niple empaquetador tipo de agarre que se traba con el empa-quetador y permite aplicar tensión al tubing, si se desea. Por lo general, los elementos de sello pueden ser reacondicionados en el lugar.

• TAPON-PUENTE (BRIDGE PLUG) Se trata de una clase de tapón que se utiliza para evitar que el fluido o la presión se comuniquen hacia arriba o hacia abajo desde ese punto del casing. Pueden ser permanentes o temporarios. A menudo se los utiliza para dar mayor seguridad, mientras se retira o instala el árbol de producción. En el caso de un huracán, los tapones-puente se corren para que el equipo pueda retirarse de la locación o evacuarse lo antes posible. Pueden además fijarse entre los cañoneos (perforaciones,punzados), mientras se fuerza cemento, se fractura o se trata con ácido la zona superior. Pueden bajarse con la sarta de trabajo o cable de perfilaje y fijarse en forma similar a los empaquetadores.

• Niple Empaquetador.

• 1.8 JUNTA DE DESGASTE (BLAST JOINT) Las juntas de desgaste se utilizan en pozos de terminación múltiple para proteger el área de tubería de producción que debe permanecer frente a los cañoneos (perforaciones,punzados) superiores, expuesta a la acción de fluidos abrasivos, corrosivos o cargados de arena. La junta de desgaste es una sección de tubería que es recubierta exteriormente con caucho, carburo de tungsteno, material cerámico, o que está hecha directamente de una aleación especial. Estos recubrimientos se utilizan para reducir la abrasión provocada por el flujo del fluido producido.

• Tapón Puente.

• Junta de Abrasión (blast joint)

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Unión o junta de seguridad Esta es una unión con rosca de perfil ancho. Permite liberar rápida y fácilmente el equipo del fondo del pozo de la sarta de tubing mediante rotación inversa o mediante corte de un seguro. Las uniones de seguridad se colocan por encima de aquellas herramientas que se puedan atascar facilmente en el

• Unión de seguridad

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• Manga (Camisa de circulación)

pozo. Esto permite sacar rápidamente la tuberia para que se puedan bajar herramientas de pesca equipadas con martillos (tijeras) para recuperar la pesca.

Manga (CAMISA) de circulación (SLIDING SLEEVE) En ocasiones es conveniente tener la posibilidad de circular el espacio anular entre la tubería y el casing sin desasentar el empaquetador ni el stinger o el niple sello empaquetador del mismo. La manga (camisa) de circulación es una abertura lateral que se puede abrir y cerrar mediante un cable o alambre. Se puede utilizar para controlar o circular un pozo sin retirar el árbol de producción. En los pozos que contienen fluidos muy corrosivos o cargados de arena, las camisas de circulación pueden fallar o quedar trabadas en posición abierta o cerrada. Las mangas (camisas) de circulación son útiles en las zonas superiores que pueden ser explotadas o cerradas en una etapa posterior sin tener que movilizar un equipo de reparación. Esto se logra cañoneando (perforando, punzando) la zona, dejando un fluido de terminación frente a la formación, bajando un empaquetador (en algunos casos, un empaquetador o packer dual superior), y bajando la camisa de circulación como parte de la sarta de tubing, hasta que quede frente a la zona a producir. La manga (camisa) puede abrirse mediante cable cuando se desee obtener producción de la zona. También puede cerrarse la zona de la misma manera. Las camisas de circulación también se emplean para tratar o acidificar una zona, o para tratar una tubería. En una misma sarta de tubing pueden correrse varias mangas (camisas) de circulación Estos pueden abrirse o cerrarse a la

vez, con una sola carrera de cable/alambre. También se pueden abrir o cerrar individualmente si así se requiere. Además, presentan una configuración interior de perfil de niple por encima de la manga (camisa) deslizable interior y una superficie pulida para empaque por debajo como parte integral del conjunto. Esto provee un alojamiento para niples de enganche adicionales en la sarta de tubing que permite la utilización de una amplia variedad de herramientas de control de flujo. Los orificios compensadores (ecualizadores) de la unión interior están diseñados para compensar la diferencia de presión entre el tubing y el espacio anular del casing, antes de pasar a las posiciones de cierre total o de apertura total. Seguros de traba de tres etapas tipo “colet” ayudan a mantener las mangas ( camisas) en posición de cierre o apertura total.

El término “mandril” tiene muchos significados. Se lo puede usar para referirse al cuerpo principal de una herramienta, o a un eje alrededor del cual están dispuestas o unidas otras partes de una herramienta, o que se ajusta al interior de un cilindro o tubo. También designa a un miembro de contención de presión o al tubo/vástago de operación en herramientas (por ejemplo, empaquetadores, herramientas de derivación, herramientas de ensayo de formación, También se lo utiliza, en forma muy general, para referirse al miembro de

• Niple de Asiento

alojamiento de herramientas tales como el mandril de gas lift. En las operaciones con cable o alambre, el término “mandril” designa a las herramientas que se enganchan en la pared interior del tubing mediante cuñas o mordazas, o que se encastran en niples de enganche.

Niple de asiento (Seating Nipple) El niple de asiento es un niple (trozo pequeño de tubo) que se coloca en la sarta de la tubería y cuyo diámetro interno es apenas menor que el de la tubería. Este diámetro menor permitirá el apoyo o “asiento” de

herramientas tales como la bomba de profundidad del bombeo mecánico por varilla (cabilla).

Acopladores de flujo (Flow Collar)

Además de los diseños operados con cable/ alambre, cierta clase de uniones puede operarse mediante tensión o compresión y con diseños para abrir hacia arriba y cerrar hacia abajo, o viceversa. Se los puede ubicar frente a una sección de engravado donde el elemento sello de la manga (camisa) queda retenido en el niple y no se mueve cuando se opera la camisa.

Mandril

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• Mandriles

La erosión puede constituir un problema tanto por encima como por debajo de un niple de asiento Esto se debe a las corrientes contaminadas o a las turbulencias provocadas por el cambio de diámetro interno. Por lo tanto, se emplean acopladores de flujo construidas con acero endurecido o con aleaciones especiales, generalmente de entre 1 a 3 metros (3 - 10 pies) de largo. Se colocan cubriendo las áreas de flujo turbulento para evitar fallas en la tubería. Son simplemente tramos de tubo de pared más gruesa con las conexiones de rosca necesarias. El diámetro interno es igual al de la tubería.

Válvula de gas lift

• Accesorios de un mandril

Las válvulas de gas lift se bajan al pozo para elevar fluido de formación desde el pozo cuando se requiera un aumento en la producción, o cuando la presión de fondo de pozo sea insuficiente y se disponga de una cantidad suficiente de gas de alta presión.

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Se permite el ingreso de gas de alta presión a la tubería desde el casing, en flujo intermitente o continuo a través de las aberturas de la válvula, produciendo un descenso de la presión en el fondo del pozo, permitiendo de esta manera el flujo de la formación. El diseño de la válvula de gas lift es específico para cada pozo. Para realizarlo se tienen en cuenta factores tales como presión en el fondo del pozo, porcentaje de agua salada y cantidad de barriles de petróleo que se extraen por día.

• Valvulas de Gas Lift

Empacadura cementador recuperable El cementador recuperable es un empaquetador (packer) ,generalmente fijado en forma mecánica, que se utiliza para realizar una inyección específica de cemento a presión (squeeze), un tratamiento ácido de alta presión o una posible prueba de producción del pozo. Se lo puede sacar, o recuperar, y no constituye parte del equipamiento de producción del pozo.

Tapón retenedor de cemento

• Collar de Flujo

Los retenedores de cemento son empaquetadores perforables permanentes fijados con cable, alambre o tubing, que se utilizan en las operaciones de inyección de cemento a presión (squeeze), y que en general son posteriormente rotados o fresados antes de iniciar los cañoneos (perforaciones,punzados). Constituyen una especie de válvulas de doble vía accionadas mediante la sarta de trabajo. Se cierran cuando se la levanta y se abre cuando se la baja. Una forma de probar la tubería antes de proceder a la inyección es levantarla para cerrar y poder aplicar presión. La válvula cerrada garantiza el mantenimiento de

• Gas lift es una forma de recuperación artificial donde las burbujas de gas levantan al petróleo del pozo

la última presión de la inyección de cemento, mientras permite que todo exceso de cemento sea retirado por circulación inversa. Esta característica es de suma importancia para aislar de la presión hidrostática a la zona en que se realiza la inyección a presión durante operaciones de inyección a presión por etapas en pozos de bajo nivel de fluido. El lavador de circulación es otra herramienta no permanente que se utiliza para realizar tratamientos ácidos o para lavar canoneos (punzados) y secciones de engravado. También se utiliza para verificar la penetración y establecer la inyectabilidad. Es una herramienta del tipo tandem (straddle) que permite empaquetar hacia arriba y hacia abajo, que tiene empaques inflables o copas expandibles y es generalmente de construcción modular para permitir reparaciones rápidas de las piezas desgastadas. Una manga (camisa) montada en la porción superior de la herramienta abre y cierra las aberturas de circulación (o ranuras) entre la tubería y el espacio anular. Esto permite la circulación por inversa de arena o residuos del pozo. El espacio disponible entre copas empaquetadoras es ajustable como para aislar una zona con la longitud necesaria. En general, la distancia entre las copas interiores puede ir desde 6 pulgadas (152 mm) hasta 42 pulgadas (1066 mm.), aumentando de a 6 pulgadas (152 mm). Cuando se saca la herramienta, se abren las aberturas de circulación para permitir el drenaje de los fluidos de la tubería. También se puede abrir la herramienta a voluntad, de manera de contar con una vía de circulación para inyectar fluidos de lavado.

Fresadora (Milling tool) Sólo se debe cortar una pequeña parte de las mordazas del retenedor o empaquetador

• Empacadura de cementación recuperable

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permanente para librarlos. Las fresas tienen un manguito con el frente cortador (por lo general de carburo de tungsteno) de un diámetro apenas menor al diámetro interno del casing. Al girar, corta las mordazas y libra al empaquetador del casing. Habitualmente es más fácil y más limpio cortar las mordazas y retirar el empaquetador que rotarlo todo. Se utiliza una herramienta de rescate junto con la fresadora, para asegurar que el empaquetador será extraído del pozo, evitando así un viaje extra para retirarlo.

Canastas recuperadoras y de circulación inversa (Junk & Boot baskets)

• Retenedor de cemento

Las canastas recuperadoras son dispositivos que ayudan a remover material fresado o perforado. Estas herramientas se utilizan en el fondo de la columna. Al circular en forma directa o por inversa (dependiendo del tipo de herramienta) se barren los desechos al interior de una cámara interior o “canasta”. Los desechos pesados que no pueden ser recuperados a la superficie mediante circulación son atrapados por la canasta. Se debe evitar recoger demasiado material con las canastas mientras se está fresando o perforando. Es necesario controlar que no haya demasiado torque,

• “Lavado” con lavadora de circulación

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Raspadores de tubería (Casing scraper) Los raspadores se utilizan para eliminar substancias extrañas adheridas a las paredes del casing, tales como costras, rebordes de canoneos (punzados) o película de cemento. El raspador puede ser usado reciprocando o rotando en el extremo de la sarta de trabajo. Por lo general se coloca sobre la fresa o mecha (broca).

• Fresadora dado que las lengüetas del retenedor de la canasta de circulación pueden romperse, lo que dejará más residuos en el pozo. Los llamados substitutos canasta son dispositivos tipo balde, que se enroscan encima de la fresa o broca. Su diámetro externo es un poco menor al diámetro del pozo. Los fluidos y los recortes del fresado circulan hacia arriba hasta la restricción del área anular, y luego pierden velocidad cuando alcanzan el borde del bolsillo de la canasta. Aquí, las partículas se deslizan hacia abajo y caen dentro del cesto. La reducción de diámetro de la herramienta en el interior de la cámara es su punto débil. Si se la exige demasiado, se pueden producir roturas.

La acción de raspado la producen unas cuchillas activadas por resortes, que raspan el diámetro interno del casing. El uso prolongado del raspador puede provocar excesivo desgaste y daños en el casing.

RECTIFICADOR ROTATIVO (Casing roller) El rectificador de casing está constituido por una serie de rodillos resistentes para tareas pesadas, que tienen superficies de rotación excéntricas montadas en un mandril. Se lo utiliza para restaurar el diámetro interno y la forma circular de casings aplastados, abollados o deformados. Los rodillos están asegurados por una nariz cónica rotativa que está vinculada al mandril por un conjunto de bolas de rodamiento robustas que corren por un alojamiento ranurado entre la nariz y el extremo inferior del mandril. Por lo general,

Raspador de Tuberia

Canastas recuperadoras

RESUMEN

estas herramientas pueden reajustarse para ser utilizadas en casings de distinto tamaño. Este reajuste se realiza cambiando los rodillos.

A menudo, las fallas en el equipo de subsuelo hacen necesarias las tareas de reparación. No se deben escatimar esfuerzos para identificar las características exactas (longitud, diámetro externo e interno, tipo de rosca, etc.) y ubicación de todo el equipo de subsuelo antes de comenzar los trabajos. Los problemas que se presentan, o los ya existentes, son más fáciles de resolver cuando se conoce el equipo que puede haber fallado.

Fresa cónica rectificadora Se utiliza para restaurar el diámetro interno y la forma circular de casings (revestimientos) aplastados, abollados o deformados. Por lo general, es una herramienta de una sola pieza sólida o de paredes gruesas, cuyo diámetro va de menor a mayor en forma gradual hasta casi alcanzar el de la tubería o el casing en reparación.

• Fresa Rectificadora

Centralizador El centralizador es un dispositivo que se utiliza para centrar u orientar tuberías, casings, herramientas de cable/alambre y cañones de punzado dentro del pozo. El uso más habitual de los centralizadores es el de evitar que el casing se adhiera a la pared del pozo mientras se lo está cementando. Al utilizar el centralizador, el cemento puede circular por todos lados, logrando así un mejor trabajo de cemento. El centralizador es, por lo general, un mecanismo articulado que se ajusta al diámetro del casing. Algunos tipos de centralizador se deslizan por el tubo y se fijan en su lugar con tornillos. Los centralizadores de tipo sólido se fabrican de manera que puedan ser enroscados para formar parte de la sarta del casing.

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• Centralizadores sólidos

Otros centralizadores se incorporan dentro del diseño de la herramienta.

• Centralizador de flejes

• Casing roller

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284 Bajada/Sacada de Tubería bajo presión

Bajada/sacada de tubería bajo presión INTRODUCCION

Las normas y procedimientos para bajada/sacada de tubería bajo presión (stripping y/o snubbing) varían de acuerdo a las compañías operadoras. Los procedimientos que se detallan a continuación comprenden los elementos esenciales del stripping y snubbing con el equipamiento que normalmente se encuentra disponible en el equipo. Siempre es mejor utilizar una dotación que se especialice en este tipo de operaciones, de existir en el área. Cuando las presiones son altas, es posible que las tuberías, los drill collars (portamechas) y las conexiones (juntas, uniones ) no se deslicen por el empaque del BOP hacia abajo por su propio peso, sino que requieran una fuerza que las impulse hacia abajo (fuerza de snubbing). La fuerza que se requerirá para hacer descender la tubería a través de los preventores contra la presión del pozo y la fricción del preventor puede estimarse con la siguiente ecuación:

Swt = Peso estimado requerido para introducir tu-

F = Fricción atraves del BOP

descendente. La ecuación muestra por qué puede llegar a ser necesario empezar a bajar los primeros tubos o parejas (tiros, paradas, lingadas) utilizando el método de ram a ram (esclusa a esclusa), en lugar de empezar con el preventor anular. Cuando se baja con el método de ram a ram (esclusa a esclusa), la conexión (unión) de la tubería nunca está frente al preventor, por lo que el término D es mucho menor. En base a esta ecuación, obviamente es muy difícil bajar los primeros drill collars ( portamechas) al pozo si hay presión anular.

El peso propio de la columna deberá ser mayor al de la ecuación precedente, o se requerirá de una fuerza adicional de impulso

Por motivos prácticos, se suele utilizar el peso del aparejo para empujar la tubería hacia abajo. Esto entraña cierto riesgo, porque la tubería puede resbalarse y ser despedida

bería en el pozo

0.7854 = Л/4 D = Diámetro externo de la tubería , drill collar o de la conexión (unión) de tubería más grande a pasar por el empaque del BOP pulgadas(mm) P = Presión Anular ( presión en el pozo)psi (bar)

Estimación del peso durante inserción (Baja de tubería) 2

Swt = (0,785 X D X P) + F Donde:

• Stripping y snubbing son operaciones que requieren planificación cuidadosa

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Bajada/Sacada de Tubería bajo presión 285

válvulas, una válvula colocada en la columna de tubería, y la otra o bien se estará sacando de la última conexión extraída, o se estará enroscando en la próxima conexión a insertar. Estas válvulas deben estar en su lugar, para el caso de falla de la válvula flotadora del BOP interno (inside BOP), de manera de que se pueda cerrar la columna. Estas válvulas deben permanecer abiertas, para que la tubería no se presurice sin dar una señal de advertencia.

• Fuerza = Presión x Area del pozo. Se deben extremar las precauciones al comenzar las bajadas. Si la tubería no tiene el peso suficiente para entrar al pozo contra la resistencia de la presión del pozo, se la debe aguantar continuamente, mientras se realizan las operaciones de bajada, hasta que tenga el peso suficiente para vencer las fuerzas de impulso ascendente. Cuando se realizan operaciones de bajada/ sacada bajo presión de tubería (stripping), es necesario contar con una válvula de flotadora (contrapresión , retención) o un BOP interno (inside BOP) colocado en la tubería. Además, debe haber enroscada una válvula de seguridad en la conexión hembra cuando se insertan o se extraen tubos o parejas (paradas, tiros, lingadas). Se deben usar dos

Los principios de desplazamiento durante el stripping son los mismos que cuando se corre tubería, exceptuando la presión. En la bajada, se desplaza fluido hacia afuera del pozo, mientras que en la sacada se debe bombear fluido al pozo. Los materiales para estas operaciones deben ser probados antes de comenzar el stripping. El desplazamiento es importante, porque una falla en el sistema de desplazamiento puede provocar pérdida de circulación, o un aumento en la magnitud de la surgencia (arremetida, influjo) , o posiblemente ambas cosas. Estas operaciones requieren una óptima comunicación entre el operador del estrangulador y el encargado de turno o perforador. A medida que la conexión (unión )de tubería se aproxima al piso de perforación, el perforador debe avisarle al operador del estrangulador que va a disminuir la velocidad y detener la tubería. El operador del estrangulador debe determinar la velocidad global de movimiento de la tubería, ya que será responsabilidad suya mantener las presiones lo más cerca posible de los cálculos previos. Algunos operadores prefieren cerrar el banco de presión del acumulador y operar utilizando las bombas del acumulador para la presión. Esta técnica es mala, porque se utilizan las bombas de manera demasiado errática. Es mejor cerrar la mitad del banco

• Valvula de contrapresión

• Inside BOP (BOP Interno)

y mantenerlo como reserva, o parar uno de los dos tipos de bombas, eléctricas o de aire, y dejar un tipo de bomba de reserva.

Operaciones de bajada/sacada con el preventor anular En todo equipo no hay mejor equipamiento de bajada/sacada que el preventor anular. Es más rápido y más fácil de usar que los preventores tipo ram ( esclusas) , o que una combinación de ambos. Hay ciertos límites y ciertos puntos concretos que se deben tener en cuenta antes de utilizar el preventor anular.

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Controles previos al uso del preventor anular 1. Controlar el fluido en el tanque del acumulador. 2. Reducir la presión de cierre del preventor anular hasta que haya una pequeña pérdida cuando se mueve la tubería. Como las características de los preventores anulares varían, debe utilizarse la presión de cierre para ajustar la presión si no se puede ver la parte superior del preventor. 3. Se debe examinar la válvula reguladora del preventor para garantizar que libera presión a través de la válvula. La válvula reguladora es vital para el movimiento de la goma del preventor alrededor de las juntas de herramientas, por lo que debe funcionar bien para evitar que se desgarre la goma. 4. Las líneas de cierre anulares deben ser del tamaño adecuado como para permitir que el fluido de cierre se mueva. La utilización de un cilindro pequeño de acumulador en la línea de cierre, próxima al preventor anular, constituye una gran ventaja que ayuda a evitar el desgaste durante la operación. 5. Los preventores anulares no dejan pasar normalmente las gomas protectoras de tubería. Deben ser retirados durante la bajada. Durante la sacada, debe permitirse que se atasquen abajo, para pasarlos de a unos cuantos a través del preventor utilizando el auxilio del ram (esclusa) de tubería. 6. Se debe limitar la velocidad de la tubería. Es de especial importancia que las conexiones (juntas, uniones) de tubería pasen lentamente a través del preventor. Un pie (30 cm.) por segundo (y aún más lento para las conexiones de tuberiía) es

una velocidad apropiada y fácil de recordar. En ultima instancia, el operador del estrangulador es el que debe establecer la velocidad. 7. Las conexiones de tubería, u hombros de las conexiones (uniones), rugosos o con bordes afilados, provocan un desgaste excesivo en los elementos anulares. 8. Se debe emplear un lubricante en la cavidad presente en la parte superior del preventor anular. El aceite soluble y agua y la suspensión de aceite bentonita en agua son buenos lubricantes para la tubería.

1.2 Uso del preventor anular en la bajada Durante esta operación, se debe liberar una cantidad de fluido del pozo igual al desplazamiento correspondiente al volumen de la tubería vacía. La manera más fácil de hacer esto es mantener constante la presión anular mientras se baja al pozo. Cuando la presión anular se mantiene constante, la tubería desplaza la cantidad apropiada de fluido, salvo por desplazamientos adicionales debido al desplazamiento hacia arriba de una surgencia (arremetida, influjo) o la migración de gas. Se debe controlar la cantidad de fluido desplazado en un tanque de control de maniobra (trip tank). Si los volúmenes desplazados no se corresponden con los cálculos, se deberán hacer ajustes de presión. El desplazamiento ascendente de la surgencia (arremetida, influjo) ocurre cuando el tubo penetra en el material de la surgencia. Esto produce una reducción del espacio libre anular, lo que hace que se alargue la al-

tura de la surgencia. Constantemente ocurren migraciones ascendentes de gas; por lo tanto, se requiere una corrección de la presión anular constante para poder operar en forma exacta. Esta corrección se describe en el Método Volumétrico de Control de Pozos. Como medida práctica, a menos que las operaciones de stripping requieran varios días o que las presiones anulares sean altas, lo mejor será evitar las correcciones volumétricas. Las posibilidades de errores y de que ocurran problemas son tal vez mayores cuando se trata de corregir la presión anular que cuando se ignoran las correcciones volumétricas. EL SIGUIENTE ES UN EJEMPLO TÍPICO DE BAJADA CON PROCEDIMIENTO ANULAR:

• Primer paso Enrroscar el niple de asiento y la válvula de flotadora (contrapresión,válvula de retención). Instalar la válvula de seguridad, abierta, en el extremo superior de la tubería.

• Segundo paso Bajar lentamente la tubería al pozo. Deslizar suavemente las conexiones (juntas, uniones) de tubería a través del BOP. Asegurarse de que la válvula reguladora anular del acumulador está funcionando y que la presión que regulada al BOP se mantiene constante. Purgar la presión excesiva (por encima de la presión de inicio) a medida que ésta aumente en el casing (o en el espacio anular). (Método Volumétrico).

• Tercer paso Asentar la tubería en las cuñas, llenarla, instalar la válvula de seguridad en el nue-

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• Deslizamiento típico con el procedimiento anular Válvula de seguridad ANULAR

Niple de tope

ANULAR RAM

Bomba



Bomba

RAM

Válvula de contrapresión

• Paso 2: baje lentamente la tubería en el hoyo.

tope y la válvula de contrapresión. Instale una válvula de seguridad abierta encima de la tubería

Pase cuidadosamente cada rosca de uníon por el preventor. Verifique la válvula de regulación anular en el acumulador para estar seguro que esté funcionando y que la presión regulada al acumulador se mantiene constante. A medida que empieza a incrementar la presión de la tubería de revestimiento (o anular), purge la presión en exceso encima de la inicial (método volumétrico)

vo tiro, retirar la válvula de seguridad de la pareja (tiro, parada, lingada) en las cuñas, enrroscar la pareja a agregar. Repetir la secuencia empezando por el segundo paso.

1.3 Uso del preventor anular en la sacada Si se utiliza un dispositivo de válvula flotadora (contrapresión,retención) interior del tipo de bombeado desde superficie, hay que asegurarse de que esté fijado en su alojamiento antes de comenzar a sacar la tubería. No hay que olvidar mantener las válvulas de seguridad abiertas durante la sacada; de


RAM

Tanque de maniobras

• Paso 1: arme el niple de


Tanque de maniobras

• Paso 3: Asiente y llene la tubería. Instale una válvula de seguridad de la parada en las cuñas, arme la tubería. Repita la secuencia nuevamente, empezando con el paso2

esa manera, si hay una pérdida en la válvula flotadora (de retención) , no aumentará la presión sobre la tubería. Cuando se realiza esta operación de sacada, se debe bombear fluido al interior del espacio anular hasta igualar el desplazamiento de tubería sacada. Hay varias maneras de hacer esto, pero la mejor es circular a través del conjunto de BOP desde la línea de ahogo (kill line) hasta la línea del estrangulador (choke line) . Generalmente, son preferibles las bombas cementadoras que las bombas del equipo. Inicialmente, se mantiene una contrapresión con el estrangulador que sea 100 psi

(6,9 bar) mayor que la presión anular. A medida que se extrae la barra, el llenado del pozo a través de la parte superior resulta automático. El fluido debe provenir de un sólo tanque que tenga un sistema preciso de medición de volumen. Luego de cada pareja ( parada, tiro,lingada) se debe comparar el desplazamiento total de las tubería con el fluido que recibió el pozo. La presión en el casing debe mantenerse constante. Se pueden realizar correcciones en el volumen del pozo ajustando el estrangulador. La bomba debe funcionar durante todo el procedimiento.

Cap. 13


ANULAR

ANULAR RAM

Bomba


ANULAR RAM


RAM

Bomba




• Paso 1: empiece a circular a través del

Bomba




Tanque de maniobras

• Paso 2: verifique para asegurar que el preventor anular no tiene fuga y que el hoyo está recibiendo lodo. Pase las roscas de unión cuidadosamente por la goma. Verifique el regulador anular.

• Paso 3: asiente la tubería en las cuñas.

Durante la sacada, la presión anular debería disminuir a medida que se extraen los dril collars (portamechas) del fluido de la surgencia (arremetida, influjo) . Sin embargo, la migración ascendente del gas y un efecto de “arrastre” hacia arriba tenderán a aumentar las presiones anulares. Una vez más, se pueden corregir las presiones anulares utilizando el método volumétrico.

Una vez más, debe haber óptima comunicación entre el encargado de turno y el operador del estrangulador.

a la presión de cierre. Instalar la válvula de seguridad, y comenzar a sacar lentamente la tubería.

En las operaciones de sacada se debe tener en cuenta que en determinado momento el peso de la tubería no será suficiente para mantenerla en el pozo contra la presión ejercida. Se deben tomar precauciones para su operación segura y advertir al personal para su protección ante el evento.

• Segundo paso

Cada tres o cuatro parejas (paradas, tiros, lingadas) , es posible que resulte necesario emplear los rams (esclusas) de tubería para permitir extraer las gomas protectoras de tubería a través de un preventor anular abierto. Hay que asegurarse de purgar la presión entre el ram (esclusa) de tubería y el preventor anular antes de abrir este.

En la página siguiente se muestra una típica sacada utilizando el procedimiento anular:

hoyo con 100 psi más de presión que la presión encerrda. Instale la válvula de seguridad y empiece a jalar la tubería lentamente.

• Primer paso Comenzar a circular a través del pozo con una presión superior en 100 psi (6,9 bar)

Verifique el desplazamiento del lodo y la presión anular. Saque la parada o tiro e instale la válvula de seguridad. Repita la secuencia de nuevo empezando con el Paso 1.

Controlar que haya una pequeña “pérdida” en el preventor anular, y que el pozo esté recibiendo lodo. Deslizar las conexiones (uniones, juntas) de tubería a través de la goma del preventor. Controlar el regulador anular.

• Tercer paso Asentar la tubería en las cuñas. Controlar el desplazamiento de lodo y la presión anular. Desenroscar la pareja (parada, tiro) e instalar una válvula de seguridad. Repetir la secuencia empezando por el primer paso.

Uso de RAMS (ESCLUSAS) de tubería en la bajada Los rams (esclusas) de tubería se utilizan en la bajada de la misma manera que el preventor anular, con la diferencia de que se deben emplear dos rams (esclusas) de manera tal de poder pasar las conexiones de tubería (uniones o cuplas de barras). El material de empaque de los rams es adecuado, y en suficiente cantidad para ser empleado durante un largo período. La presión en el extremo de cierre del ram (esclusa) debe reducirse para estas operaciones para evitar que se queme el empaque que rodea la tubería a medida que este se desliza hacia abajo. No hay reglas estrictas acerca de la presión a aplicar en el extremo de cierre de los rams (esclusas), pero con frecuencia se utiliza la cifra de 400 psi (27,6), con recomendaciones que varían entre 100 (6,9 bar) y 500 psi (34,5 bar). Cuando se utilizan los rams (esclusas) en la bajada, el ram (superior) debe ser el que sufra el mayor desgaste. Si se desea utilizar los rams (esclusas) inferiores como válvula maestra, para poder operar se necesitará un conjunto de cuatro rams o, en su defecto, un BOP anular en lugar de un juego de rams (esclusas.) Debe haber suficiente separación entre los juegos de rams (esclusas) , quedando suficiente espacio entre ellas, de manera de que las conexiones (uniones) no interfieran cuando ambos estén cerrados. Por lo tanto, es necesario disponer de un preventor tipo ram ( esclusas) simple con un espaciador en el conjunto de BOP. No se podrán utilizar los rams (esclusas) adyacentes de preventores dobles o triples.

Cap. 13


Siempre se deben utilizar válvulas de seguridad, y se las debe mantener abiertas. Se puede controlar la presión constante del espacio anular mediante cálculos volumétricos cada número de parejas (paradas,tiros) determinado, si fuera necesario o si es parte de las normas operacionales.

• Quinto paso

Es imprescindible realizar cálculos. Aún 100 psi (6,9 bar) de presión impedirán que una pareja (parada, tiro) de tubería de 93 pies (28,3 metros), de 4 1/2 pulgadas (114 mm) y 16,5 libras por pie (24,6 Kg/m), descienda por su propio peso a través del empaque del BOP.

Cerrar el ram (esclusa) de escurrimiento superior y el estrangulador, usar bombas para igualar la presión entre los ram (esclusas) con la presión del pozo.

• Primer paso Con el pozo cerrado con los rams ciegos, hacer descender la tubería lentamente hasta que el conjunto válvula flotadora / niple de asiento esté justo encima de del ram ciego. Utilizar una válvula de seguridad abierta en cada pareja (parada, tiro) de tubería y mantener constante la presión en el espacio anular purgando lodo a través del estrangulador.

• Segundo paso Cerrar el ram (esclusa) de escurrimiento superior. Utilizar las bombas para aumentar la presión en el espacio entre rams (esclusas) hasta igualar la presión del pozo.

• Tercer paso Abrir el ram ciego . Bajar la unión dentro del BOP hasta que esté justo encima del ram (esclusa) de escurrimiento superior.

• Cuarto paso Cerrar el ram (esclusa) de escurrimiento inferior. Purgar la presión entre los dos rams (esclusas).

Abrir el ram (esclusa) de escurrimiento superior. Bajar la tubería hasta que la conexión (unión, junta) esté justo por debajo del ram (esclusa) de escurrimiento superior

• Sexto paso

• Séptimo paso Abrir el ram (esclusa) de escurrimiento inferior y bajar la tubería hasta que esté la conexión (unión) justo por encima del ram (esclusa) de escurrimiento superior y repetir la secuencia empezando por el cuarto paso.

Uso de RAM (ESCLUSA) de tubería en la sacada El ram (esclusa) superior debe ser la que sufra el mayor desgaste. Antes de comenzar, hay que asegurarse de que la válvula flotadora retención de la columna de sondeo esté funcionando correctamente. Además, se debe mantener una válvula de seguridad abierta en la hembra de las uniones (uniones o cuplas de barras). Cada (pareja, parada, lingada) o cada determinada cantidad de parejas (paradas, tiros. lingadas), se debe controlar el desplazamiento de acuerdo a la tabla, y se lo debe comparar con el volumen de fluido desplazado. Si el pozo no admite la incorporación de fluido en forma significativa, se pueden emplear cálculos volumétricos, dentro de ciertos límites, para corregir el desplazamiento.

Cap. 13


• USO DE RAMS (ESCLUSAS) DE TUBERÍA EN LA BAJADA

Bomba Bomba

Tanque de maniobras

Tanque de maniobras

Bomba

Tanque de maniobras

• Paso1: estando el pozo cerrado con un ariete ciego, baje la tubería hasta que el ensamble BPV/LNesté justo por encima del ariete ciego. Use una válvula de seguridad abierta en cada parada, mantenga la presión del espacio anular constante por medio de liberar lodo por el estrangulador.

• PASO 2: cierre el ariete de deslizamiento superor. Utilizando bombas, incremenet la presión entre los arietes, hasta la persión del pozo.

• PASO 3: abra el ariete ciego. baje la siguiente rosca de unión a la columna hasta que esté justo por encima del ariete de deslizamiento superior.

Primer paso

• Segundo paso

• Cuarto paso

Circular a través del conjunto de BOP, manteniendo la presión del pozo con el estrangulador.

Parar y cerrar el ram (esclusa) de escurrimiento inferior. Parar la bomba y purgar la presión entre los rams ( esclusas) de escurrimiento.

Cerrar el ram (esclusa) de escurrimiento superior, y usar la bomba para aumentar la presión en el área entre rams (esclusas, arietes) hasta igualar la presión del pozo.

• Tercer paso

• Quinto paso

Abrir el ram (esclusa) superior, sacar la conexión (unión) por encima del ram (esclusa) superior y parar.

Abrir la esclusa de escurrimiento inferior. Repetir la secuencia empezando por el primer paso.

Con el ram (esclusa) de escurrimiento superior cerrada, levantar lentamente la tubería, hasta que la primera conexión (unión) en orden descendente quede justo debajo del ram (esclusa) superior. A medida que se levanta la tubería, el lodo que se bombea a través del pozo se desplaza automáticamente al interior del pozo.

Bomba

Tanque de maniobras

Bomba

Tanque de maniobras

• PASO 4: cierre el ariete de deslizamiento inferior. Pugue la presión entre los dos arietes. Abra los arietes superiores.

• PASO 5: baje la tubería hasta que la unión de rosca estéjusto por debajo del ariete de deslizamiento superior.

Unidades de inserción de tuberías bajo presión, tuberías contínuas y tubings de diámetro pequeño

mediante el cabezal inyector de tubería en las unidades de tubería continua (coiled tubing). Estas unidades también están equipadas con dispositivos (o cabezales) de bajada/sacada bajo presión. Estos cabezales están construidos para soportar hasta 3000 psi (206,8 bar) de presión, lo que le permite a estas unidades correr tubería en el pozo sin las preocupaciones que entraña la operación con equipos convencionales y los de operación de tubing pequeños.

Las dos primeras son unidades especiales que aprovechan los principios de bajada/ sacada bajo presión. Ambas unidades pueden sacar (strip) y bajar (snub) a presión. Debe asumirse que bajar tubería contra presión (snubbing) ó “deslizar” (stripping) la tubería dentro del pozo. “Deslizar” (stripping) es, por definición, mover una tubería en un pozo con presión. Bajar una tubería forzadamente contra presión (snubbing) es, por definición, forzar el descenso de una tubería contra una presión del pozo lo suficientemente alta como para expulsar la tubería. Esto se logra mediante el empleo de ensamblajes especiales de cuñas en las unidades de bajada (unidades de snubbing), y

Una unidad de bajada forzada contra presión (unidad de snubbing ) puede operar con tanta presión como soporten sus BOPs. La única limitación es la fuerza de impulsión hacia abajo que deben generar para superar el empuje hacia arriba del área transversal de la tubería y la presión del pozo. A veces, se necesitan unidades de mayor tamaño para impulsar la tubería contra presiones altas del pozo, o para superar la presión ejer-

Bomba

Cap. 13


Tanque de maniobras

• PASO 6: cierre los arietes superiores y el estrangulador, utilizando bombas, incremente la presión entre los arietes hasta la presión del pozo.

Bomba

Tanque de maniobras

• PASO 7: abra el ariete inferior y baje la tubería hasta que la rosca de unión esté justo por encima del ariete de deslizamiento superior y repita la secuencia empezando con el Paso 4.

Cap. 13


cida en el área de una tubería de grandes dimensiones. Una vez que el peso de la tubería en el pozo es suficiente, se puede suspender la bajada forzada contra presión y comenzar la bajada simple (deslizamiento). Las unidades de snubbing ( bajada forzada contra presión) se utilizan para actividades de reacondicionamiento debido al tamaño y facilidad de traslado. También se utilizan para controlar presiones inesperadas, y para colaborar con los equipos de perforación cuando se presentan complicaciones

tales como tubería atascada, una surgencia (arremetida, influjo) cuando la tubería está fuera del pozo, o para destapar tuberías de perforación bloqueadas o taponadas, cuando se ahoga un pozo. Son lo suficientemente compactas para que se puedan instalar dentro de la mayoría de los taladros ( torres de perforación) , y como cuentan con BOPs adicionales, aportan mayor seguridad. La unidad de tubería continua (coiled tubing) puede trabajar con un máximo de 5000 psi (344,7 bar) de presión (en condi-

ciones normales).El cabezal inyector de la unidad de tubería continua (coiled tubing) provee la fuerza necesaria para bajar o sacar la tubería bajo presión. Ambas unidades pueden bajar/sacar tubería bajo presión por el interior de tubings o barras de tubería. Esto tiene muchas aplicaciones. En operaciones de reacondicionamiento, se puede bajar tubería en el interior de la sarta de producción y luego “ahogar” el pozo. En pozos donde no es posible la circulación por el tubing o tubería de perfora-

• USO DE RAM (ESCLUSA) DE TUBERÍA EN LA SACADA

Bomba

Bomba Tanque de maniobras

• PASO 1: circule por la columna manteniendo la presión del pozo en el estrangulador. Utilizando el ariete de deslizamiento superior, eleve lentamente la tubería hasta que la siguiente cupla inferior esté justo por debajo del ariete de deslizamiento superior. A cmedida que se eleva la tubería, el lodo bombeado por el hoyo debería desplzarse automáticamente por el hoyo.

Tanque de maniobras

• PASO 2: detenga la tuberia y cierre el ariete de deslizamiento inferior. Apague la bomba y purgue la presión entre los arietees de deslizamiento.

Bomba

Tanque de maniobras

• PASO 3: abra el ariete superior, levante o saque la cupla por encima del ariete superior.

ción (barra de sondeo) , (tapón de arena, barra o trépano tapados, tubería aplastada, etc.) estas unidades pueden operar dentro de las columnas, remover la obstrucción y posteriormente “ahogar” la tubería /barra de sondeo, y el pozo. Los procedimientos y operaciones que realizan estas unidades de bajada forzada contra presión y tubería continua (coiled tubing) deben ser conocidas y consideradas por todo el personal involucrado. Es aconsejable no permanecer en los alrededores si no es necesario cuando una de estas unidades está funcionando. Como con toda operación

Bomba

Tanque de maniobras

especializada, se requiere una adecuada supervisión. La compañía de servicio provee personal entrenado y experimentado para realizar el trabajo. Sin embargo, si hay complicaciones, o si se utilizan técnicas incorrectas o peligrosas, la operación debe cancelarse hasta que se hayan resuelto los problemas. Las unidades de tubing pequeño pueden bajar/ sacar bajo presión tubería del pozo. La columna de tubería que utilizan, a menudo llamada “macaroni” , puede usarse como columna de trabajo en el interior de una tubería de producción que ya esté en el

Bomba

Tanque de maniobras

• Unidad de Snubbing

• PASO 4: ciere al ariete de deslizamiento superior. Incremente la presión; utilizando bombas, circule el área entre los arietes hasta la presión del pozo.

• PASO 5: abra el ariete de deslizamiento inferior. Repita la secuencia, empezando con el paso 1.

• Unidad de Coiled Tubing

Cap. 13


Cap. 13


interior del pozo. Por razones prácticas, si la fuerza del pozo supera el área transversal de la tubería, el equipo pequeño no podrá forzar la tubería al interior del pozo.

RESUMEN Los conceptos de bajada/sacada bajo presión no son difíciles de comprender. Bajar/ sacar bajo presión (stripping) significa deslizar tuberías hacia afuera y hacia adentro del pozo bajo presión. Debe recordarse que puede presentarse un influjo adicional o presiones excesivas si no se monitorea y corrige la presión de acuerdo al desplazamiento de la tubería que se está operando. Siempre se debe actuar con precaución. Si no se mantiene el peso necesario de la tubería (ya sea bajando o sacando bajo presión) ésta puede ser expulsada del pozo. Pueden presentarse complicaciones debidas a la energización de algunos de los BOPs en distinto grado por la presión del pozo. Además, se debe tener en cuenta el factor del desgaste en los elementos de empaque, que pueden llevar a una falla del elemento y a una descarga de presión en el piso de trabajo del equipo. Si se presenta una pérdida en un preventor, se debe recordar que ésta puede conducir rápidamente a la falla de un elemento sellador y/o del preventor, y poner en peligro la operación. También existe la posibilidad de que se abra el BOP equivocado si la celeridad se impone a la precaución. Toda operación de bajada/sacada bajo presión debe realizarse extremando todos los recaudos de seguridad y cuidado, y con todo el personal bien informado y familiarizado con sus responsabilidades.

Anexo

296 Ejercicios de Simulación

Ejercicios de Simulación EJERCICIOS DE SIMULACION EJERCICIOS DE SIMULACION EJERCICIOS DE SIMULACION POZO WCI-X1 EJERCICIOS DE SIMULACION PRUEBA DE INTEGRIDAD PRUEBA DE INTEGRIDAD PRUEBA DE OINTEGRIDAD ADMISION O ADMISION O ADMISION (LEAK OFF TEST) (LEAK OFF TEST) (LEAK OFF PRUEBA DETEST) INTEGRIDAD PESO DE LODO DE 10. 4 lpg ADMISION OLODO PESO DE DE PESO DE LODO DE PRUEBA 4 lpg10. 4 lpg TEST) (LEAK OFF10. PRUEBA PRUEBA PRESION OBTENIDA EN psi PESOOBTENIDA DE LODOEN DE PRESION OBTENIDA EN1200 1200 psi PRESION LA PRUEBA 1200 9.8 psi lpg LA PRUEBA PRUEBA LA PRUEBA PROFUNDIDAD DE LA 5015 pies PROFUNDIDAD DE LA1400 PRESION OBTENIDA EN 5015 pies PROFUNDIDAD DE LA PRUEBA (TVD) 5015 pies psi PRUEBA (TVD) LA PRUEBA PRUEBA (TVD) DATOS CASING PROFUNDIDAD DE DEL LA DEL DATOS CASING 4010 pies DATOS DEL CASING (REVESTIMIENTO) PRUEBA (TVD) (REVESTIMIENTO) (REVESTIMIENTO) DIAMETRO EXTERNO 9 5/8 “ DATOSEXTERNO DEL CASING DIAMETRODIAMETRO EXTERNO 9 5/8 “ 9 5/8 “ (REVESTIMIENTO) DIAMETRO INTERNO 8.755 “ 8.755 “ DIAMETRODIAMETRO INTERNO INTERNO DIAMETRO EXTERNO 8.7558“5/8 “ PESO 43.5 lb/pie PESO 43.5 lb/pie PESO lb/pie DIAMETRO INTERNO 43.5 7.921 “ GRADO C-95 PESOGRADO C-95 GRADO C-9532 lb/pie PRESION DE 7510 psi PRESION DE PRESION DE ESTALLIDO 7510N-80 psi 7510 psi GRADO ESTALLIDO ESTALLIDO LONGITUD , PVV,TVD PVV TVD 5000 pies LONGITUD PVV TVD PRESION DETVD , PVV,TVD 5000 pies LONGITUD , PVV,TVD PVV 50005710 piespsi ESTALLIDO PM (MD) LONGITUD 5100 pies (MD) LONGITUDLONGITUD PM (MD) PM 5100 pies 5100 pies LONGITUD , PVV,TVD PVV TVD 4000 pies

DATOS DRILL PIPE DATOS DRILL LONGITUD (MD)PIPE 4050 PIPE pies DATOSPM DRILL DIAMETRO 5” DIAMETRO 5” DIAMETRO EXTERNO 5” DATOS DRILL PIPE EXTERNO EXTERNO DIAMETRO 4.276” DIAMETRO 4.276” DIAMETRO DIAMETRO INTERNO 4 1/2” 4.276” INTERNO EXTERNO INTERNO PESO 19.5 lb/pie PESO 19.5 lb/pie PESO DIAMETRO 19.5 3.826” lb/pie INTERNO CAPACIDAD bbl/pie CAPACIDAD 0.01776 0.01776 bbl/pie CAPACIDAD 0.01776 bbl/pie PESO 16.6 lb/pie LONGITUD 9405 pies LONGITUDLONGITUD 9405 pies9405 pies CAPACIDAD 0.01422 bbl/pie DATOS DRILL COLLARS DATOS DRILL COLLARS DATOS DRILL COLLARS LONGITUD 5863 DIAMETRO 6 ½”pies DIAMETRO 6 ½” DIAMETRO EXTERNO 6 ½” EXTERNO EXTERNO DATOS DRILL COLLARS DIAMETRO 2.8125” DIAMETRO 2.8125” DIAMETRO INTERNO 2.8125” DIAMETRO 5” INTERNO INTERNO EXTERNO CAPACIDAD bbl/pie CAPACIDAD 0.00768 0.00768 bbl/pie CAPACIDAD bbl/pie DIAMETRO 0.00768 2.25” LONGITUD 970 pies INTERNO LONGITUDLONGITUD 970 pies 970 pies

CAPACIDAD

0.00491 bbl/pie

LONGITUD

650 pies

WCI POZO WCI –X1 –X1 POZOPOZO WCI –X1 POZO WCI –X9

DATOS DE LA BOMBA DATOS DE LA DATOS BOMBADE LA BOMBA BOMBA #1DE (TRIPLEX) x 12’ DATOS LA BOMBA 6” BOMBA #1 (TRIPLEX) 6” x 12’ BOMBA #1 (TRIPLEX) 6” x 12’ BOMBA #1 (triplex) 6” x 9’ BOMBA # 2 (TRIPLEX) 6” x 12’ BOMBA # 2 (TRIPLEX) 6” x 12’ BOMBA # 2 (TRIPLEX) BOMBA #2(triplex) 6” x 6”12’x9”

0.105 0.105 bbl/stk bbl/stk bbl/stk bbl/stk (100%) PRESION MAXIMA DE 4665 psi PRESION MAXIMA DE 4665 psi PRESION MAXIMA DE LA BOMBA 4665 psi LA BOMBA PRESION MAXIMA LA BOMBA 3000 psi DESPLAZAMIENTO DE DESPLAZAMIENTO DE DESPLAZAMIENTO DE LAS BOMBAS (100%) 0.105 DESPLAZAMIENTO 0.079 LAS BOMBAS (100%) LAS BOMBAS (100%) DE LAS BOMBAS

DE LA BOMBA

DATOS DEL POZO DATOS DEL POZO DATOS DEL POZO

PROFUNDIDAD pies DATOS DEL POZO 6721 PROFUNDIDAD PROFUNDIDAD (PVV, TVD) 6721 pies 6721 pies (PVV, TVD) (PVV, TVD) PROFUNDIDAD 6783 pies PROFUNDIDAD PROFUNDIDAD PROFUNDIDAD (PM, MD) 67836423 piespies6783 pies (PM, MD) (PVV, TVD) (PM, MD) DIAMETRO DEL 12 1/4” DEL pies PROFUNDIDAD 12 1/4” 6513 DIAMETRO DEL DIAMETRO POZO 12 1/4” POZO (PM, MD) POZO DATOS7DE LOS TANQUES DIAMETRO DEL 7/8” DATOS DE LOS TANQUES DATOS DE LOS TANQUES POZO VOLUMEN EN 1200 bbl VOLUMEN EN 1200 bbl VOLUMEN ENTANQUES ACTIVOS 1200 bbl DATOS DE LOS TANQUES TANQUES ACTIVOS TANQUES ACTIVOS VOLUMEN EN LINEA 4.5 bbls VOLUMEN EN800 LINEA VOLUMEN EN bbl 4.5 bbls VOLUMEN ENDE LINEA SUPERFICIE 4.5 bbls DE SUPERFICIE TANQUES ACTIVOS DE SUPERFICIE PESO DE LODO lpg VOLUMEN EN LINEA PESO DE LODO bbls 11.1 11.1 lpg PESO DE LODO PRESENTE 11.1 2.5 lpg DE SUPERFICIE PRESENTE PRESENTE PESO DE LODO 11 9 lpg 11.9 l PESO DE LODO DETANQUE LODO 11 9 lpg l lpg 11.9 PESOPESO DE LODO DE 11 11.9 9 10.4 l lpg TANQUE DE PRESENTE TANQUE DE RESERVA RESERVA RESERVA PESO DE LODO 0 lpg TANQUE DE DATOS DE LOS BOPS DATOS DE LOS BOPS RESERVA DATOS DE LOS BOPS

PRESION DE LOS PRESION10000 DE LOS PRESION DEPREVENTORES LOS psi PREVENTORES DATOS DE LOS BOPS PREVENTORES

PRESION DE LOS PREVENTORES

5000 psi

10000 psi 10000 psi

Ejercicios de Simulación EJERCICIOS DE DE SIMULACION EJERCICIOS SIMULACION EJERCICIOS DE SIMULACION POZO WCI-X2 EJERCICIOS DE SIMULACION PRUEBA DE INTEGRIDAD PRUEBA DE INTEGRIDAD OINTEGRIDAD ADMISION PRUEBA DE O ADMISION OFF TEST) ADMISION O (LEAK (LEAK OFF TEST) (LEAK OFF TEST) PRUEBA DE INTEGRIDAD PESO DE LODO 9.1 lpg ADMISION O DE PESO DE LODO DE 9.1 lpg PRUEBA PESO DE LODO DE lpg OFF9.1 TEST) (LEAK PRUEBA PRUEBA PRESION OBTENIDA EN 815 psi PRESION OBTENIDA EN9.8 DE LODO DE 815 lpg psi LAPESO PRUEBA PRESION OBTENIDA EN 815 psi LA PRUEBA PRUEBA LA PRUEBA PROFUNDIDAD DE LA 3120 pies PROFUNDIDAD DE LA 1400 PRESION OBTENIDA EN 3120 pies PRUEBA (TVD) PROFUNDIDAD DE LA 3120 pies psi PRUEBA (TVD) LA PRUEBA PRUEBA (TVD) DATOS DEL CASING PROFUNDIDAD DE LA DEL4010 DATOS CASING pies (REVESTIMIENTO) DATOS DEL CASING PRUEBA (TVD) (REVESTIMIENTO) (REVESTIMIENTO) DIAMETRO EXTERNO 13 3/8 “ DIAMETRO EXTERNO DATOS DEL CASING 13 3/8 “ DIAMETRO EXTERNO 13 3/8 “ (REVESTIMIENTO) DIAMETRO INTERNO “ DIAMETRO INTERNO 12.415 12.415 “ DIAMETRO INTERNO 12.415 “ DIAMETRO EXTERNO 868 5/8 “ PESO lb/pie PESO PESODIAMETRO INTERNO 68 lb/pie68 lb/pie 7.921 “ GRADO J-55 GRADO J-55 PESO GRADO J-5532 lb/pie PRESION DE 3450 psi PRESION DE 3450 psi ESTALLIDO PRESION DE 3450N-80 psi ESTALLIDO GRADO ESTALLIDO LONGITUD , PVV,TVD PVV TVD pies LONGITUD PVV TVD 3109 3109 PRESION DETVD, PVV,TVD 5710 psi pies LONGITUD , PVV,TVD PVV 3109 pies ESTALLIDO PM (MD) LONGITUD pies LONGITUD PM (MD) 3109 3109 pies LONGITUD PM (MD) pies pies LONGITUD , PVV,TVD PVV TVD31094000

DATOS DRILL PIPE LONGITUD PMDATOS (MD) DRILL PIPE DATOS DRILL PIPE 4050 pies DIAMETRO 4 1/2” DIAMETRO 4 1/2” EXTERNO DIAMETRO 4 1/2” EXTERNO DATOS DRILL PIPE EXTERNO DIAMETRO 3.826” DIAMETRO 3.826” DIAMETRO INTERNO DIAMETRO 4 1/2” 3.826” INTERNO EXTERNO INTERNO PESO 16.6. lb/pie PESO 16.6. lb/pie PESODIAMETRO 16.6.3.826” lb/pie INTERNO CAPACIDAD 0.01422 bbl/pie CAPACIDAD 0.01422 bbl/pie CAPACIDAD 0.01422 bbl/pie PESO 16.6 LONGITUD 6293lb/pie pies LONGITUD 6293 pies LONGITUD 6293 pies CAPACIDAD 0.01422 bbl/pie DATOS DRILL COLLARS DATOS DRILL COLLARS LONGITUD DATOS DRILL COLLARS 5863 pies DIAMETRO 9 ½” DIAMETRO 9 ½” EXTERNO DIAMETRO EXTERNO 9 ½” DATOS DRILL COLLARS EXTERNO DIAMETRO 3” DIAMETRO INTERNO DIAMETRO 3” 5 ” 3” DIAMETRO INTERNO EXTERNO INTERNO CAPACIDAD bbl/pie CAPACIDAD 0.00874 0.00874 bbl/pie DIAMETRO 0.00874 CAPACIDAD 2.25” bbl/pie LONGITUD INTERNO 490 pies LONGITUD 490 pies LONGITUD 490 pies CAPACIDAD 0.00491 bbl/pie

LONGITUD

650 pies

Anexo

Ejercicios de Simulación 297

POZO WCI WCI –X2 –X2 POZO POZO WCI –X2 POZO WCI –X9

DATOS DE LA BOMBA DATOS DE LA BOMBA DATOS DE LA BOMBA BOMBA #1 (TRIPLEX) 7” x 12’ DATOS#1 DE(TRIPLEX) LA BOMBA BOMBA 7” x 12’ BOMBA #1 (TRIPLEX) 7” x 12’ BOMBA #1 (triplex) 6” x 9’ BOMBA # 2 (TRIPLEX) 7” x 12’ BOMBA # 2 (TRIPLEX) 7” x 12’ BOMBA # 2 (TRIPLEX) BOMBA #2(triplex) 7” 6” x 12’ x9” DESPLAZAMIENTO DE 0.143 DESPLAZAMIENTO DE 0.143 LAS DE BOMBAS0.143 (100%) DESPLAZAMIENTO DESPLAZAMIENTO bbl/stk 0.079 LAS BOMBAS (100%) bbl/stk LAS BOMBAS (100%) DE LAS BOMBAS bbl/stk bbl/stk (100%) PRESION MAXIMA DE 3423 psi PRESION MAXIMA DE 3423 psi LA BOMBA PRESION MAXIMA DE 3423 psi LA BOMBA PRESION MAXIMA 3000 psi LA BOMBA DE LA BOMBA DATOS DEL POZO DATOS DEL POZO DATOS DEL POZO PROFUNDIDAD 6721 pies PROFUNDIDAD DATOS DEL POZO 6721 pies (PVV, TVD) PROFUNDIDAD (PVV,6721 TVD) pies (PVV, TVD) PROFUNDIDAD 6783 pies PROFUNDIDAD PROFUNDIDAD 6783 pies (PM, MD) PROFUNDIDAD 6783 6423 pies pies (PM, MD) (PVV, TVD) (PM, MD) DIAMETRO DEL 12 1/4” DIAMETRO DEL pies PROFUNDIDAD 12 1/4” 6513 POZO DIAMETRO DEL 12 1/4” POZO (PM, POZOMD) DATOS DE LOS TANQUES DIAMETRO DEL DATOS DE LOS TANQUES 7 7/8” DATOSPOZO DE LOS TANQUES VOLUMEN EN 1500 bbl VOLUMEN EN 1500 bbl ACTIVOS VOLUMEN EN TANQUES1500 bbl TANQUES ACTIVOS DATOS DE LOS TANQUES TANQUES ACTIVOS VOLUMEN EN LINEA 3.0 bbls VOLUMEN EN LINEA 3.0 bbls VOLUMEN EN SUPERFICIE 800 bbl VOLUMEN EN DE LINEA 3.0 bbls SUPERFICIE TANQUES DE ACTIVOS DE SUPERFICIE PESO DE LODO 9.6 lpg PESO DE LODO VOLUMEN EN LINEA 2.5 bbls 9.6 lpg PRESENTE PESO DE LODO 9.6 lpg PRESENTE DE SUPERFICIE PRESENTE PESO DE LODO 10 2 lpg 10.2 PESO DE LODO 10 2 lpg PESO DETANQUE LODO DE PESO DE LODO 10.4 lpg 10.2 10 10.2 2 lpg TANQUE DE PRESENTE RESERVA TANQUE DE RESERVA RESERVA PESO DE LODO 0 lpg TANQUE DE DATOS DE LOS BOPS DATOS DE LOS BOPS RESERVA

DATOS DE LOS BOPS PRESION DE LOS PRESION DE LOS PREVENTORES PRESION DE LOS 10000 psi PREVENTORES DATOS DE LOS BOPS PREVENTORES

PRESION DE LOS PREVENTORES

5000 psi

10000 psi 10000 psi

Anexo


EJERCICIOS DE SIMULACION Ejercicios de Simulación EJERCICIOS DE SIMULACION EJERCICIOS DE SIMULACION POZO WCI-X3 EJERCICIOS DE SIMULACION PRUEBA DE INTEGRIDAD PRUEBA DE INTEGRIDAD ADMISION OINTEGRIDAD PRUEBA DE ADMISION O OFF TEST) O (LEAK ADMISION OFF TEST) (LEAK (LEAK OFF TEST) PRUEBA DE INTEGRIDAD PESO DE LODO DE O ADMISION 11.0 lpg PESO LODO DE PRUEBA PESO DE LODO DE DE lpg11.0 lpg TEST) (LEAK OFF11.0 PRUEBA PRUEBA PRESION OBTENIDA EN 1870 psi PESOOBTENIDA DE LODOEN DE PRESION PRESION OBTENIDA EN9.8 LA PRUEBA 1870 psi lpg 1870 psi PRUEBA LA PRUEBA LA PRUEBA PROFUNDIDAD DE LA 7050psi pies PRESION OBTENIDA EN PROFUNDIDAD DE LA 7050 pies7050 PROFUNDIDAD DE LA 1400 PRUEBA (TVD) pies LA PRUEBA PRUEBA (TVD) PRUEBA (TVD) PROFUNDIDAD DEDEL LA CASING DATOS DATOS DEL CASING 4010 pies PRUEBA (TVD) DATOS DEL CASING (REVESTIMIENTO) (REVESTIMIENTO) (REVESTIMIENTO) DATOS DEL CASING DIAMETRO EXTERNO DIAMETRO EXTERNO 10 3/410 “ 3/4 “ (REVESTIMIENTO) DIAMETRO EXTERNO 10 3/4 “ DIAMETRO INTERNO 9.6609.660 DIAMETRO INTERNO “ DIAMETRO EXTERNO ““ “ DIAMETRO INTERNO 8 5/8 9.660 PESO PESO lb/pie 60.7 “lb/pie DIAMETRO INTERNO 60.7 7.921 PESO 60.7 lb/pie PESO GRADO GRADO

lb/pie C-9532 C-95

PRESION DE PRESION GRADODE ESTALLIDO

8436 psi 8436 psi N-80

GRADO

C-95

PRESION DE ESTALLIDO 8436 psi PRESION DETVD ESTALLIDO LONGITUD , PVV,TVD PVV 70105710 pies psi LONGITUD PVV TVD ESTALLIDO, PVV,TVD 7010 pies LONGITUD PVV7010 TVD pies7010 pies LONGITUD PM (MD), PVV,TVD LONGITUD , PVV PVV,TVD TVD 4000 LONGITUD PM (MD) 7010pies pies LONGITUD PM (MD) 7010 pies LONGITUD (MD)PIPE 4050 DATOSPM DRILL

pies

DATOS DRILL PIPE

DIAMETRO 5” DATOS DRILL PIPE DATOS DRILL PIPE EXTERNO DIAMETRO

5”

DIAMETRO EXTERNO 5” DIAMETRO DIAMETRO 4 1/2” EXTERNO4.276” EXTERNO INTERNO DIAMETRO

4.276”

DIAMETRO INTERNO DIAMETRO PESO 4.276” 19.5.3.826” lb/pie INTERNO INTERNO PESO 19.5. lb/pie CAPACIDAD 0.01776 bbl/pie PESO PESO 16.619.5. lb/pielb/pie

CAPACIDAD 89220.01776 LONGITUD bbl/pie pies CAPACIDAD CAPACIDAD 0.01422 bbl/pie

0.01776 bbl/pie

LONGITUD 8922 pies DATOS DRILL COLLARS LONGITUD 58638922 pies pies LONGITUD

DIAMETRO 7 ½” DATOS COLLARS DATOS DRILL DRILL COLLARS EXTERNO

DATOS DRILL COLLARS

DIAMETRO 7 ”½” DIAMETRO DIAMETRO 2.8125” 5 DIAMETRO EXTERNO 7 INTERNO EXTERNO

½”

EXTERNO DIAMETRO CAPACIDAD DIAMETRO 0.00768 2.8125” bbl/pie 2.25” DIAMETRO INTERNO INTERNO 2.8125” LONGITUD INTERNO 1078 pies CAPACIDAD CAPACIDAD 0.00491 0.00768bbl/pie bbl/pie CAPACIDAD 0.00768 bbl/pie LONGITUD 650 pies LONGITUD 1078 pies LONGITUD 1078 pies

POZO WCI –X3 POZO WCI –X3 POZO WCI –X3 POZO

WCI –X9 DATOS DE LA BOMBA

DATOS DE LA BOMBA BOMBA #1 (DUPLEX) 6” x 16’ DATOS#1 DE(DUPLEX) LA BOMBA BOMBA 6” x 16’ BOMBA #1 (DUPLEX) DATOS DE LA BOMBA

6” x 16’ 6” x 9’ BOMBA # 2 (DUPLEX)

BOMBA #1 (triplex)

6” x 16’ 6” x 16’

BOMBA # 26” (DUPLEX) BOMBA # 2 (DUPLEX) x 16’ BOMBA #2(triplex) 6” x9”

0.153 0.153 bbl/stk bbl/stk 3640 psi 3640 psi

DESPLAZAMIENTO DE

DESPLAZAMIENTO DE DESPLAZAMIENTO DE LAS BOMBAS0.153 (100%) DESPLAZAMIENTO 0.079 LAS BOMBAS (100%) LAS BOMBAS (100%) DE LAS BOMBAS

bbl/stk bbl/stk

(100%) PRESION MAXIMA DE PRESION MAXIMA DE 3640 psi PRESION DE BOMBAMAXIMA PRESIONLA MAXIMA LA BOMBA 3000 psi LA BOMBA DE LA BOMBA

DATOS DEL POZO DATOS DEL POZO

DATOS DEL POZO

DATOS DEL POZO PROFUNDIDAD PROFUNDIDAD 10000 pies (PVV, TVD) (PVV, PROFUNDIDAD TVD)

10000 pies 10000 pies

(PVV, TVD) PROFUNDIDAD PROFUNDIDAD 100006423 piespies10000 PROFUNDIDAD (PVV, TVD) (PM, MD) PROFUNDIDAD (PM, MD) (PM, MD) 6513 PROFUNDIDAD DIAMETRO DEL 8 3/4”DEL DIAMETRO (PM, MD) POZO

pies 10000 pies

pies

DIAMETRO POZO DEL DIAMETRO DELPOZO 7 7/8”

8 3/4” 8 3/4”

DATOSPOZO DE LOS TANQUES

DATOS DE LOS TANQUES

DATOS DE VOLUMEN EN 1300 bblLOS TANQUES DATOS DE LOS VOLUMEN ENTANQUES 1300 bbl TANQUES ACTIVOS VOLUMEN EN TANQUES ACTIVOS

VOLUMEN EN VOLUMEN EN LINEA 800 bbl 5.0ACTIVOS bbls TANQUES TANQUES ACTIVOS EN LINEA DE SUPERFICIE VOLUMEN

VOLUMEN EN LINEA

DEEN SUPERFICIE VOLUMEN LINEA 2.5 bbls PESO DE LODO DE 13.1 lpg SUPERFICIE DE SUPERFICIE PRESENTE PESO DE LODO

PESO DE LODO PESO DEPRESENTE LODO PESO DE LODO 10.4 lpg 14 0 lpg 14.0 PRESENTE PRESENTE TANQUE DE PESO DE LODO RESERVA PESO DE LODO PESO DETANQUE LODO DE 0 lpg TANQUERESERVA DE TANQUE DE RESERVA DATOS RESERVA DE LOS BOPS

1300 bbl

5.0 bbls 5.0 bbls 13.1 lpg 13.1 lpg 14.0 14 0 lpg 14 0 lpg 14.0

PRESION DE LOS DATOS 15000DE psiLOS BOPS DATOS DE LOS BOPS PREVENTORES DATOS DE LOS BOPS

PRESION DE LOS

PRESION DE LOS 5000 psi PRESION DE LOS PREVENTORES PREVENTORES

PREVENTORES

15000 psi 15000 psi

EJERCICIOS DE SIMULACION Ejercicios de Simulación EJERCICIOS DE SIMULACION EJERCICIOS DE SIMULACION POZO WCI-X4 EJERCICIOS DE SIMULACION PRUEBA DE INTEGRIDAD PRUEBA DE INTEGRIDAD ADMISION PRUEBA DEOINTEGRIDAD ADMISION (LEAK O OFF TEST) O ADMISION (LEAK OFF TEST) (LEAK OFF TEST) PRUEBA DE INTEGRIDAD PESO DE LODO DE 9.9 lpg ADMISION PESO DEOLODO DE 9.9 lpg PRUEBA PESO DE LODO DE 9.9 lpg OFF TEST) (LEAK PRUEBA PRUEBA PRESION OBTENIDA EN 1300 psi PESO DE LODOOBTENIDA DE PRESION EN 9.8 lpg 1300 psi LA PRUEBA PRESION OBTENIDA EN 1300 psi PRUEBA LA PRUEBA LA PRUEBA PROFUNDIDAD DE LA 4805 pies PRESION OBTENIDA EN PROFUNDIDAD DE LA1400 psi pies PROFUNDIDAD DE LA PRUEBA (TVD) 4805 pies 4805 LA PRUEBA PRUEBA (TVD) PRUEBA (TVD) DATOS PROFUNDIDAD DE DEL LA CASING 4010 pies DATOS DEL CASING DATOS DEL CASING (REVESTIMIENTO) PRUEBA (TVD) (REVESTIMIENTO) (REVESTIMIENTO) DIAMETRODATOS EXTERNO 9 5/8 “ DEL CASING DIAMETRODIAMETRO EXTERNO EXTERNO 9 5/8 “ 9 5/8 “ (REVESTIMIENTO) DIAMETRO INTERNO 8.755 “ DIAMETRODIAMETRO INTERNO INTERNO 8.7558“5/88.755 “ DIAMETRO EXTERNO “ PESO 43.5 lb/pie PESO PESO INTERNO 43.5 lb/pie lb/pie DIAMETRO 7.92143.5 “ GRADO PESO GRADO GRADO PRESION DE PRESION DE PRESION DE GRADO ESTALLIDO ESTALLIDOESTALLIDO

C-75 C-7532 lb/pie C-75 5930 psi 5930N-80 psi 5930 psi

LONGITUD PVV TVD PVV,TVD PRESION DE, TVD 4800 5710 psipies LONGITUD , PVV,TVD PVV 4800 LONGITUD , PVV,TVD PVV TVD pies4800 pies ESTALLIDO LONGITUD PM (MD) 4875 pies LONGITUD PM (MD) pies LONGITUD PM 4875 (MD)4000 LONGITUD , PVV,TVD PVV TVD 4875 pies pies LONGITUD PM (MD) DATOS DRILL PIPEpies DATOS DRILL PIPE4050 DATOS DRILL PIPE DIAMETRO DIAMETRO 4 1/2” 4 1/2” DIAMETRO DATOS DRILL 4 PIPE 1/2” EXTERNO EXTERNO EXTERNO DIAMETRO 3.826” DIAMETRO DIAMETRO 43.826” 1/2” DIAMETRO EXTERNO INTERNO 3.826” INTERNO INTERNO DIAMETRO 16.6.3.826” PESO PESO lb/pielb/pie 16.6. INTERNO PESO 16.6. lb/pie CAPACIDAD CAPACIDAD 0.01422 bbl/pie 0.01422 bbl/pie PESOCAPACIDAD 16.6 lb/pie 0.01422 bbl/pie LONGITUD 96029602 pies pies LONGITUD CAPACIDAD bbl/pie LONGITUD 0.01422 9602 pies LONGITUD DATOS DRILL COLLARS 5863COLLARS pies DATOS DRILL DATOS DRILL COLLARS DIAMETRO 6 1/4” DIAMETRO 6 1/4” DATOS DRILL COLLARS EXTERNO DIAMETRO 6 1/4” EXTERNO EXTERNO DIAMETRO DIAMETRO ” 2.25”52.25” DIAMETRO EXTERNO INTERNO DIAMETRO 2.25” INTERNO INTERNO DIAMETRO CAPACIDAD 2.25” 0.00491 bbl/pie CAPACIDAD 0.00491 bbl/pie INTERNO CAPACIDAD 0.00491 bbl/pie LONGITUD 558 pies LONGITUD CAPACIDAD 558 pies 0.00491 bbl/pie LONGITUD 558 pies LONGITUD

650 pies

Anexo


POZO WCI –X4 POZO WCI –X4 POZO WCI –X4 POZO WCI –X9

DATOS DE LA BOMBA DATOS DE LA BOMBA DATOS DE LA BOMBA BOMBA #1 (TRIPLEX) 6 ¾”x 12” DATOS#1 DE(TRIPLEX) LA BOMBA 6 ¾”x 12” BOMBA BOMBA #1 (TRIPLEX) 6 ¾”x 12” BOMBA #1 (triplex) 6” x 9’ BOMBA # 2 (DUPLEX) 6 ¾”x 12 BOMBA # 2 (DUPLEX) 6 ¾”x 12 BOMBA # 2 (DUPLEX) BOMBA #2(triplex) 6 ¾”x 12

6” x9”

DESPLAZAMIENTO DE 0.133 DESPLAZAMIENTO 0.133 DESPLAZAMIENTO DE LAS BOMBAS (100%)DE 0.133 DESPLAZAMIENTO bbl/stk 0.079 LAS BOMBAS (100%) LAS BOMBAS (100%) DE LAS BOMBAS bbl/stk bbl/stk bbl/stk (100%) PRESION MAXIMA DE 3686 psi MAXIMA PRESION MAXIMA DE 3686 psi LAPRESION BOMBA 3686 psiDE PRESION MAXIMA LA BOMBA LA BOMBA 3000 psi DE LA BOMBA DATOS DEL POZO DATOS DEL POZO DATOS DEL POZO PROFUNDIDAD DATOS DEL POZO 9855 pies PROFUNDIDAD PROFUNDIDAD 9855 pies 9855 pies (PVV, TVD) (PVV, TVD) (PVV, TVD) PROFUNDIDAD PROFUNDIDAD 10160 pies 6423 PROFUNDIDAD 10160 piespies10160 pies PROFUNDIDAD (PM, MD) (PVV, TVD) (PM, MD) (PM, MD) DIAMETRO 6513 DEL PROFUNDIDAD 8 1/2” DIAMETRO DEL DIAMETRO 8 1/2”DEL pies 8 1/2” POZO (PM, MD) POZO POZO DIAMETRO DEL 7DE 7/8” DATOS LOS TANQUES DATOSPOZO DE LOS TANQUES DATOS DE LOS TANQUES EN 1000 bbl VOLUMEN EN VOLUMEN 1000 bbl VOLUMEN EN DATOS DE LOS TANQUES 1000 bbl TANQUES ACTIVOS TANQUES ACTIVOS TANQUES ACTIVOS VOLUMEN EN ENbbls LINEA VOLUMEN EN VOLUMEN LINEA 800 bbl 4.5 bbls 4.5 VOLUMEN EN LINEA TANQUES 4.5 bbls DEACTIVOS SUPERFICIE DE SUPERFICIE DE SUPERFICIE VOLUMEN EN LINEA 2.5 bbls 10.6 lpg PESO DE LODO PESO DE LODO 10.6 lpg DE SUPERFICIE PESO DE LODO 10.6 lpg PRESENTE PRESENTE PRESENTE DEPESO LODODE LODO PESO PESO DE LODO 10.4 lpg 11.0 11 0 lpg 11.0 11 0 lpg PESO DE LODO PRESENTE TANQUE DE TANQUE 11 0 lpg 11.0 DE TANQUE DE RESERVA RESERVA PESO DE LODO 0 lpg RESERVA TANQUE DE RESERVA DATOS DE LOS BOPS

DATOS DE LOS BOPS DATOS DE LOS BOPS PRESION DE PRESION LOS 10000 psi DE LOS 10000 psi DATOS DE LOS PRESION DE BOPS LOS 10000 psi PREVENTORES PREVENTORES PREVENTORES PRESION DE LOS 5000 psi PREVENTORES

Anexo


EJERCICIOS DE SIMULACION

Ejercicios de Simulación EJERCICIOS DE SIMULACION EJERCICIOS DE SIMULACION POZO WCI-X 5 EJERCICIOS DE SIMULACION PRUEBA DE INTEGRIDAD O ADMISION OFF TEST) PRUEBA (LEAK DE INTEGRIDAD PRUEBA DE INTEGRIDAD O ADMISION O ADMISION (LEAK OFF PESO DE LODO DE 16.0 lpg PRUEBA DETEST) INTEGRIDAD OFF TEST) (LEAK PRUEBA O ADMISION

PESO DE LODO DE lpg TEST) (LEAK OFF16.0 PESOOBTENIDA DE LODO EN DE PRUEBA PRESION 180016.0 psi

PRUEBA LA PRUEBA PESO DE LODOEN DE PRESION OBTENIDA 1800 9.8 psi PRUEBA LA PRUEBA PRESION OBTENIDA EN PROFUNDIDAD DE LA

lpg

lpg

1800 psi 15030 pies

LA PRUEBA PRESION OBTENIDA EN PRUEBA (TVD) 1400 PROFUNDIDAD DE LA 15030 piespsi LA PRUEBA PRUEBA (TVD) PROFUNDIDAD DE LA

15030 pies

DATOS CASING PROFUNDIDAD DE DEL LA PRUEBA (TVD) DATOS DEL CASING 4010 pies (REVESTIMIENTO) PRUEBA (TVD) (REVESTIMIENTO)

DIAMETRO INTERNO DIAMETRO EXTERNO 6.435 “ 7 5/8 DIAMETRO INTERNO DIAMETRO EXTERNO 6.4358“5/8 “

“

43.5 lb/pie 32V-150 lb/pie V-150

PRESION DE GRADO PRESION DE GRADO ESTALLIDO

20480 psi V-150 20480 psi N-80

ESTALLIDO PRESION DE PRESION DETVD 20480 psi 5710 psi LONGITUD , PVV,TVD PVV 15000 pies ESTALLIDO LONGITUD , PVV,TVD PVV TVD ESTALLIDO 15000 pies LONGITUD PM (MD) 15625 pies LONGITUD , PVV,TVD PVV ,TVD LONGITUD PVV PVV,TVD TVD4000 pies 15000

pies 15625 pies LONGITUD PM (MD) LONGITUD PM PIPE (MD)4050 15625 pies pies DATOS DRILL

LONGITUD PM (MD)

DATOS DRILL PIPE

3 1/2”

DATOS DRILLDRILL PIPE PIPE DATOS DIAMETRO 3 1/2” DIAMETRO 2.602” EXTERNO DIAMETRO DIAMETRO 4 1/2” EXTERNO INTERNO EXTERNO

3 1/2”

DIAMETRO 2.602” DIAMETRO 15.5 3.826” PESO lb/pie INTERNO DIAMETRO 2.602” INTERNO INTERNO CAPACIDAD PESO 0.00658 bbl/pie 15.5 lb/pie PESO 16.6 lb/pie PESO 15.5 lb/pie LONGITUD 157050.00658 pies CAPACIDAD CAPACIDAD bbl/pie 0.01422 bbl/pie CAPACIDAD 0.00658 bbl/pie LONGITUD LONGITUD DATOS DRILL COLLARS 5863 pies 15705 pies LONGITUD 15705 pies

DIAMETRO 4 1/4” DATOS DRILL EXTERNO DATOS DRILLCOLLARS COLLARS

DATOS DRILL COLLARS

DIAMETRO DIAMETRO DIAMETRO 2.0” 54”1/4” EXTERNO INTERNO DIAMETRO

EXTERNO

4 1/4”

EXTERNO DIAMETRO CAPACIDAD 2.25” 0.00388 bbl/pie DIAMETRO INTERNO 2.0” DIAMETRO 2.0” INTERNO LONGITUD INTERNO780 pies CAPACIDAD 0.00491 bbl/pie

CAPACIDAD CAPACIDAD LONGITUD LONGITUD LONGITUD

0.00388 bbl/pie

0.00388 bbl/pie 650 pies

780 780 piespies

DATOS DE LA BOMBA

5 1/2” x 12’

DATOS DE LA BOMBA

BOMBA #1 (TRIPLEX) 5DE1/2” x 12’ DATOS#1 LA BOMBA BOMBA (TRIPLEX)

BOMBA # 2 ,TRIPLEX

1/2” x12” x 12’ 55 1/2”

6” x 9’ 1/2” x12” BOMBA # 2 ,TRIPLEX 5 1/2” x12” BOMBA DESPLAZAMIENTO #2(triplex) 6” x9” 0.088 DE LAS BOMBAS DESPLAZAMIENTO bbl/stk (100%) 0.088 DE LASDESPLAZAMIENTO BOMBAS DESPLAZAMIENTO 0.088 bbl/stk 0.079 (100%)DE LAS BOMBAS DE LAS BOMBAS PRESION MAXIMA bbl/stk bbl/stk 4516 psi (100%) DE(100%) LA BOMBA PRESION MAXIMA 4516 psi DE LAPRESION BOMBA MAXIMA PRESION MAXIMA 3000 psi 4516 psi BOMBA #1 (triplex) BOMBA # 2 ,TRIPLEX 5

DATOS DEL POZO

PESO GRADO GRADO

DIAMETRO EXTERNO

DATOS DE LA BOMBA

DATOS DEL POZO

PESO DIAMETRO INTERNO PESO 43.56.435 lb/pie “ lb/pie DIAMETRO INTERNO 43.5 7.921 “ PESO

POZO BOMBA WCI –X9 #1 (TRIPLEX)

DE LA BOMBA DE LA BOMBA

DATOS DEL CASING DIAMETRO EXTERNO 7 5/8 “ DATOS DEL CASING (REVESTIMIENTO) DIAMETRO EXTERNO 7 5/8 “ (REVESTIMIENTO)

POZO WCI –X5 POZO POZO WCI –X5 WCI –X5

DATOS DEL POZO

DATOS DEL POZO PROFUNDIDAD PROFUNDIDAD 15840 pies (PVV, TVD) (PVV, TVD)

15840 pies

15840 pies PROFUNDIDAD PROFUNDIDAD PROFUNDIDAD (PVV,16485 TVD)6423 piespies 16485 pies (PVV, TVD) (PM, MD) (PM, MD) PROFUNDIDAD

PROFUNDIDAD PROFUNDIDAD 6513 DIAMETRO DELDIAMETRO 6 1/4” (PM, MD) DEL (PM, MD) POZO

pies16485 pies

6 1/4”

POZO DIAMETRODIAMETRO DEL 7 DEL 7/8” 6 1/4” DATOSPOZO DE LOS POZO TANQUES DATOS DE LOS TANQUES

VOLUMEN EN 1000 bbl DATOS DE LOS DATOS DE LOS TANQUES TANQUES ACTIVOS VOLUMEN ENTANQUES 1000 bbl

TANQUES ACTIVOS

VOLUMEN EN VOLUMEN VOLUMEN EN LINEA 800 bbl 3.5EN bbls TANQUES TANQUES ACTIVOS ACTIVOS DE SUPERFICIE VOLUMEN EN LINEA

1000 bbl 3.5 bbls DEEN SUPERFICIE VOLUMEN LINEA EN2.5 bbls 3.5 bbls LINEA PESO DE LODO VOLUMEN 16.4 lpg DE SUPERFICIE DE SUPERFICIE PRESENTE PESO DE LODO 16.4 lpg PESO DEPRESENTE LODO 17.5 PESO DE LODO 10.4 lpg 16.4 lpg 5 lpg PESO DE17 LODO PRESENTE TANQUE DE PRESENTE RESERVA PESO DE LODO 17 5 lpg 17.5 PESO DE LODO 0 lpg TANQUE DE PESO DE LODO 17 5 lpg 17.5 TANQUE DE RESERVA TANQUE DE RESERVA DATOS DE LOS BOPS RESERVA

PRESION DE LOS 15000 psi LOS BOPS DATOSDATOS DE LOSDE BOPS PREVENTORES

DATOS DE LOS BOPS

PRESION DE LOS DE LOS 5000 psi 15000 psi PRESION PRESION DE LOS 15000 psi PREVENTORES PREVENTORES

PREVENTORES

Ejercicios de Simulación EJERCICIOS DE SIMULACION EJERCICIOS DE SIMULACION EJERCICIOS DE SIMULACION POZOEJERCICIOS WCI-X6DE SIMULACION PRUEBA DE INTEGRIDAD PRUEBA DE INTEGRIDAD PRUEBA DE INTEGRIDAD O ADMISION O ADMISION ADMISION OOFF TEST) (LEAK (LEAK OFF TEST) PRUEBA DE INTEGRIDAD OFF TEST) (LEAK O ADMISION PESO DE LODO DE 11.0 lpg PESO DEPESO LODO DE(LEAK OFF TEST) 11.0 lpg DE LODO DE 11.0 lpg PRUEBA PRUEBA PRUEBA PESO DEOBTENIDA LODO DE EN 9.8 lpg PRESION 1740 psi PRESION OBTENIDAOBTENIDA EN 1740 PRESION EN psi 1740 psi PRUEBA LA PRUEBA LA PRUEBA LA PRUEBA PRESION OBTENIDA EN 1400 PROFUNDIDAD 6825psi pies PROFUNDIDAD DE LADE LA 6825 DE LA pies6825 pies LAPROFUNDIDAD PRUEBA PRUEBA (TVD) PRUEBA (TVD) PRUEBA (TVD) PROFUNDIDAD DE LA 4010 pies DATOS DEL CASING DATOS DEL CASING PRUEBA (TVD) DATOS DEL CASING (REVESTIMIENTO) (REVESTIMIENTO) (REVESTIMIENTO) DATOS DEL CASING DIAMETRO EXTERNO 3/4 “ DIAMETRO EXTERNO 10 3/410 “ 10 DIAMETRO EXTERNO (REVESTIMIENTO) 3/4 “ DIAMETRO INTERNO “ DIAMETRO INTERNO 9.850 9.850 “8 5/8 DIAMETRO EXTERNO DIAMETRO INTERNO “ 9.850 PESO PESO DIAMETRO INTERNO51 PESO

PESO GRADO GRADO GRADO

“ 51 lb/pie lb/pie 7.921 51 “lb/pie

lb/pie P-110 P-11032 P-110

PRESION PRESION DE DE 8060 GRADO PRESION DE ESTALLIDO ESTALLIDO ESTALLIDO PRESION LONGITUD ,TVD PVV TVD PVV,TVD LONGITUD , PVV,TVD PVVDE LONGITUD , PVV,TVD PVV6810 TVD ESTALLIDO

8060 psi psi N-80 8060 psi

5710 6810psi pies pies 6810 pies LONGITUD PM (MD) LONGITUD PM (MD) 6840 pies 6840 pies LONGITUD , PVV,TVD PVV LONGITUD PMTVD (MD) 4000 piespies 6840 LONGITUD PM (MD) 4050 pies DATOS DATOS DRILLDRILL PIPE PIPE DATOS DRILL PIPE DIAMETRO 5” DIAMETRO 5” DIAMETRO DATOS DRILL 5” PIPE EXTERNO EXTERNO EXTERNO DIAMETRO DIAMETRO 4 1/2” DIAMETRO 4.276” 4.276” DIAMETRO EXTERNO 4.276” INTERNO INTERNO INTERNO DIAMETRO PESO 3.826” PESO lb/pie 19.5 19.5 lb/pie PESO 19.5 lb/pie INTERNO CAPACIDAD 0.01776 CAPACIDAD 0.01776 bbl/pie bbl/pie PESO CAPACIDAD 16.6 lb/piebbl/pie 0.01776 LONGITUD 11618 LONGITUD 11618 pies pies CAPACIDAD LONGITUD 0.01422 11618bbl/pie pies

LONGITUD DATOS DRILL COLLARS DATOS DRILL COLLARS 5863 pies DATOS DRILL COLLARS DIAMETRO 8 1/4” DIAMETRO 8 1/4” DIAMETRO 8 COLLARS 1/4” DATOS DRILL EXTERNO EXTERNO EXTERNO DIAMETRO 3.0” 3.0” DIAMETRO DIAMETRO 5” DIAMETRO 3.0” EXTERNO INTERNO INTERNO INTERNO DIAMETRO 0.00874 CAPACIDAD CAPACIDAD 2.25” 0.00874 bbl/pie bbl/pie CAPACIDAD 0.00874 bbl/pie INTERNO LONGITUD LONGITUD 837 pies 837 pies LONGITUD CAPACIDAD 837 pies 0.00491 bbl/pie LONGITUD

650 pies

Anexo


WCI POZOPOZO WCI –X6 POZO WCI –X6 –X6 POZO WCI –X9 DATOS DE LA BOMBA

DATOS DE LA DATOS BOMBA DE LA BOMBA BOMBA #1 (TRIPLEX) 6” x 12’ BOMBA #1 (TRIPLEX) 6”DE x LA 12’BOMBA BOMBA #1 (TRIPLEX) DATOS 6” x 12’

BOMBA #1 (triplex) 6” x 9’ 6” BOMBA # 2 ,TRIPLEX BOMBA # 2 ,TRIPLEX x12” BOMBA #6” 2 ,TRIPLEX 6” BOMBA #2(triplex) 6” x9”

x12” x12”

DESPLAZAMIENTO 0.105 DESPLAZAMIENTO 0.105 DESPLAZAMIENTO 0.105 DE LAS BOMBAS DE LAS BOMBAS DESPLAZAMIENTO DE LAS BOMBAS bbl/stk0.079 bbl/stk bbl/stk (100%) DE LAS(100%) BOMBAS (100%) bbl/stk (100%)PRESION MAXIMA 3960 psi PRESION MAXIMA 3960 psi PRESION MAXIMA 3960 psi DE LA BOMBA DE LA BOMBA PRESIONDE MAXIMA LA BOMBA 3000 psi DE LA BOMBA DATOS DEL POZO DATOS DEL POZO DATOS DEL POZO

DATOS DEL POZO PROFUNDIDAD pies PROFUNDIDAD 11890 pies 11890 PROFUNDIDAD 11890 pies (PVV, TVD) (PVV, TVD) (PVV, TVD) PROFUNDIDAD 6423 pies PROFUNDIDAD pies PROFUNDIDAD 12455 pies 12455 PROFUNDIDAD (PVV, (PM, TVD) 12455 pies MD) (PM, MD) (PM, MD) PROFUNDIDAD 6513 pies 9 5/8” DIAMETRO DELDIAMETRO 9 5/8”DEL (PM, MD)DIAMETRO 9 5/8” POZO DEL POZO POZO DIAMETRO DEL 7 7/8” DATOS DE LOS TANQUES DATOS DE LOS TANQUES POZO DATOS DE LOS TANQUES EN bbl VOLUMEN EN VOLUMEN 1500 bbl VOLUMEN EN TANQUES1500 bbl DATOS DE 1500 LOS TANQUES ACTIVOS TANQUES ACTIVOS TANQUES ACTIVOS VOLUMEN EN ENbbls LINEA 800 bbl4.5 bbls VOLUMEN EN VOLUMEN LINEA 4.5 VOLUMEN TANQUES ACTIVOS EN LINEA 4.5 bbls DE SUPERFICIE DE SUPERFICIE DE SUPERFICIE VOLUMEN ENDE LINEA 2.5 bbls11.8 lpg PESO LODOlpg PESO DE LODO DE SUPERFICIE PESO DE11.8 LODO 11.8 lpg PRESENTE PRESENTE PRESENTE DE LODO PESO DE LODO 10.4 lpg12.5 PESO DEPESO LODO 12 5 lpg 12 5 lpg PESO DE12.5 LODO 12 5 lpg 12.5 TANQUEPRESENTE DE TANQUE DE TANQUE DE RESERVA RESERVA PESO DERESERVA LODO 0 lpg TANQUE DE RESERVA DATOS DE LOS BOPS

DATOS DE LOS BOPS DATOS DE LOS BOPS PRESION 10000 DE LOS 10000 psi PRESION DE LOS psi PRESION LOS DATOS DE DE LOS BOPS 10000 psi PREVENTORES PREVENTORES PREVENTORES PRESION DE LOS 5000 psi PREVENTORES

Anexo


Ejercicios de Simulación EJERCICIOS SIMULACION EJERCICIOS DEDE SIMULACION EJERCICIOS DE SIMULACION POZO WCI-X7 EJERCICIOS DE SIMULACION PRUEBA INTEGRIDAD PRUEBA DE DE INTEGRIDAD PRUEBA DE INTEGRIDAD O ADMISION O ADMISION O ADMISION OFF TEST) (LEAK (LEAK OFF TEST) OFF TEST) (LEAK

pies

8 5/8 “ DIAMETRO INTERNO 12.415 DIAMETRO INTERNO INTERNO DIAMETRO 12.415 “ “ 12.415 DIAMETRO INTERNO

7.921 “

“ “

PESO PESO PESO

lb/pie 68 68 lb/pie 68 lb/pie 32 lb/pie

GRADO GRADO GRADO GRADO

N-80N-80 N-80 N-80 5020 psi psi 5020 psi 5020

PESO

PRESION DE PRESIONPRESION DE PRESION DEDE 5710 psi ESTALLIDO ESTALLIDO ESTALLIDO ESTALLIDO LONGITUD , PVV,TVD PVV TVD pies LONGITUD , PVV,TVD PVV TVDTVD4620 4000 piespies LONGITUD , PVV,TVD PVV LONGITUD , PVV,TVD PVV TVD 4620 4620 pies LONGITUD PM PM (MD) LONGITUD (MD) 4645 4050 pies pies LONGITUDLONGITUD PM (MD)PM (MD) 4645 pies 4645 pies DATOS DRILLPIPE PIPE DATOS DRILL DATOSPIPE DRILL PIPE DATOS DRILL

DIAMETRO 5”4 1/2” EXTERNO DIAMETRO DIAMETRO 5” 5” EXTERNO EXTERNO EXTERNO DIAMETRO 3.826” DIAMETRO INTERNO 4.276” DIAMETRO DIAMETRO 4.276” 4.276” INTERNO INTERNO INTERNOPESO 16.6 lb/pie PESO 19.5 19.5 lb/pie PESO PESO CAPACIDAD19.5 lb/pie lb/pie DIAMETRO

0.01422 bbl/pie

CAPACIDAD 0.01776 bbl/pie CAPACIDAD LONGITUD CAPACIDAD 0.01776 5863 pies bbl/pie 0.01776 bbl/pie LONGITUD 71727172 piespies LONGITUDLONGITUD 7172 pies DATOS DRILL COLLARS

DIAMETRO DATOS DRILL 5DRILL ”COLLARS DATOSCOLLARS COLLARS DATOS EXTERNODRILL

BOMBA #2(duplex) BOMBA #2(duplex) BOMBA #2(duplex)

BOMBA #1 (triplex)

663/4” xx 12’ 3/4” x 12’ 3/4” 12’ 663/4” x12” 6 3/4” x12” 3/4” x12”

DIAMETRO DIAMETRO 8 ” DIAMETRO 8” DIAMETRO 8 ” 2.25” EXTERNO INTERNO EXTERNO EXTERNO DIAMETRO CAPACIDAD DIAMETRO 3.0” 3.0” bbl/pie DIAMETRO 3.0” 0.00491 INTERNO INTERNO INTERNOLONGITUD 650 pies CAPACIDAD 0.00874 bbl/pie CAPACIDAD CAPACIDAD 0.008740.00874 bbl/piebbl/pie LONGITUD 940 pies 940 pies LONGITUDLONGITUD940 pies

6” x 9’

6” x9” DESPLAZAMIENTO 0.198 DESPLAZAMIENTO DESPLAZAMIENTO 0.198 0.198 DE LAS BOMBAS DE LAS bbl/stk DEBOMBAS LAS BOMBAS bbl/stk bbl/stk (100%) (100%)(100%) DESPLAZAMIENTO 0.079 DE LAS BOMBAS bbl/stk PRESION MAXIMA 3165 PRESION MAXIMA (100%) PRESION MAXIMA 3165 psi psi 3165 psi DE LA BOMBA DE LADE BOMBA LA BOMBA BOMBA #2(triplex)

PRESION MAXIMA DE LA BOMBA

DATOS DEL CASING (REVESTIMIENTO) (REVESTIMIENTO) (REVESTIMIENTO) DATOS DEL CASING

DIAMETRO EXTERNO

WCI –X9 DATOS LA BOMBA DATOS DE DE LA DATOS DEBOMBA LA BOMBA DATOS DE LA BOMBA

PRUEBA DE INTEGRIDAD

(REVESTIMIENTO) DIAMETRO EXTERNO “ DIAMETRO EXTERNO DIAMETRO EXTERNO 13 13 3/83/8 “ 3/8 13

POZO

BOMBA #1 (duplex) BOMBA #1 (duplex) BOMBA #1 (duplex) 6

O ADMISION PESO DE LODO DE 9.5 lpg lpg PESO DE LODO DELODO lpg9.5 PESO DE DE 9.5 TEST) (LEAK OFF PRUEBA PRUEBA PRUEBA PESO OBTENIDA DE LODO DEEN PRESION 9.8 lpg psi psi PRESION OBTENIDA EN PRESION OBTENIDA EN1210 1210 psi 1210 PRUEBA LA PRUEBA LA PRUEBA LA PRUEBA PRESION OBTENIDA EN 1400 pies psi PROFUNDIDAD DE LA PROFUNDIDAD DE LA LA PRUEBA PROFUNDIDAD DE 4640 LA 4640 pies 4640 pies PRUEBA (TVD) PRUEBA (TVD) PRUEBA (TVD) PROFUNDIDAD DE LA 4010 DATOS DEL CASING PRUEBA (TVD) DATOS DEL CASING

POZO WCI –X7 POZO –X7 POZO WCI WCI –X7

3000 psi

DATOS POZO DATOS DELDEL POZO DATOS DEL POZO

DATOS DEL POZO

PROFUNDIDAD PROFUNDIDAD PROFUNDIDAD

(PVV, TVD)6423 PROFUNDIDAD (PVV, (PVV, TVD) TVD) (PVV, TVD)

8053 pies 8053 pies 8053 pies

pies

8112 pies

PROFUNDIDAD PROFUNDIDAD

PROFUNDIDAD 8112 piespies 8112 PROFUNDIDAD (PM, MD) 6513 pies (PM, MD) (PM,(PM, MD) MD) DIAMETRO DEL

DIAMETRO DIAMETRO DEL DIAMETRO DEL DEL POZO7 7/8” 12 POZOPOZOPOZO

12 1/4” 121/4” 1/4”

DATOS DE LOS TANQUES DATOS DE LOS DATOS DE LOS TANQUES DATOS DETANQUES LOS TANQUES VOLUMEN EN800 bbl 1600 bbl VOLUMEN EN VOLUMEN VOLUMEN EN EN 1600 bbl bbl TANQUESTANQUES ACTIVOS ACTIVOS 1600 TANQUES ACTIVOS TANQUES ACTIVOS

VOLUMEN EN LINEA EN2.5 bbls VOLUMEN LINEA VOLUMEN EN LINEA4.54.5 VOLUMEN EN LINEA DE SUPERFICIE 4.5bbls bbls bbls DE SUPERFICIE

DE SUPERFICIE DE SUPERFICIE

PESO DE LODO 10.4 PESO DE LODO PRESENTE DE LODO PESO PESO DE LODO

lpg

10.3 lpg

10.310.3 lpg lpg PRESENTE PRESENTE PRESENTE PESO DE LODO 0 lpg DE LODO TANQUE PESO DE 10 10.9 99 lpg PESO DE LODO PESO DE LODO 10 lpg 10 910.9 10.9 lpg RESERVA TANQUE DE TANQUE DE TANQUE DE RESERVA RESERVA RESERVA DATOS DE LOS BOPS DATOS 5000 DE LOS BOPS PRESION DATOS DE LOS DATOS DEpsi LOS BOPS DE LOS BOPS PREVENTORES

PRESION DE LOS 10000 psi PRESION DE LOS 10000 10000 PRESION DE LOS psi psi PREVENTORES PREVENTORES PREVENTORES


Ejercicios de Simulación EJERCICIOS DE SIMULACION EJERCICIOS DE SIMULACION POZO WCI-X8 PRUEBA DE INTEGRIDAD EJERCICIOS DE SIMULACION O ADMISION OFF TEST) PRUEBA(LEAK DE INTEGRIDAD PRUEBA DE INTEGRIDAD O ADMISION

O ADMISION

PESO DE LODO DE TEST) 11.9 lpg (LEAK OFF TEST) (LEAK PRUEBA DEOFF INTEGRIDAD PRUEBA

O ADMISION PESO DE LODO DE 11.9 lpg PESOOBTENIDA DE LODO DE (LEAK PRUEBA PRESION ENOFF TEST) 178011.9 psi

PRUEBA LA PRUEBA

lpg

PESO DE LODO PRESION OBTENIDA EN DE 1780 psi9.8 lpg PRESION PRUEBA OBTENIDA EN LA PRUEBA 1780 psi PROFUNDIDAD DE LA

LA PRUEBA

PRUEBA (TVD) PRESION OBTENIDA EN PROFUNDIDAD DE LA 9440 LA PRUEBA PROFUNDIDAD DE LA PRUEBA (TVD)

9440 pies 1400 psi pies

9440 pies

DATOS CASING PRUEBA (TVD)DEL PROFUNDIDAD DE LA

4010 pies DATOS DEL CASING (REVESTIMIENTO) PRUEBA (TVD)

(REVESTIMIENTO) DATOS DEL CASING

DIAMETRO EXTERNO (REVESTIMIENTO) DATOS DEL CASING 9 5/8 “

DIAMETRO EXTERNO (REVESTIMIENTO) 9 5/8 “

9 5/8 “

DIAMETRO EXTERNO DIAMETRO INTERNO

““ DIAMETRO DIAMETRO INTERNO EXTERNO 8.5358.535 “ 8 5/8 DIAMETRO INTERNO

PESO DIAMETRO INTERNO PESO 53.5 PESO PESO

8.535 “ 53.5 lb/pie 7.921 “ lb/pie

53.5 lb/pie 32 lb/pie

GRADO GRADO

P-110P-110

GRADO PRESION DEGRADO PRESION DE ESTALLIDO ESTALLIDO

P-110 N-80 1090010900 psi psi

PRESIONDE DE PRESION ESTALLIDO LONGITUD , PVV,TVD PVV TVD ESTALLIDO

5710 psi psi 10900

LONGITUD , PVV,TVD PVV TVD9400 pies LONGITUD , PVV,TVD PVV TVD

LONGITUD PVV9685 TVD LONGITUD PM (MD), PVV,TVD

LONGITUD PM (MD)

LONGITUD PM (MD)

LONGITUD PM (MD)

9400 pies

4000 pies

pies9400 pies

9685 pies 4050 pies

9685 pies

DATOS DRILL PIPE

DATOS DRILL PIPE DATOS DRILL PIPE

DIAMETRO 4DATOS 1/2” DRILL PIPE EXTERNO DIAMETRO 4 1/2” DIAMETRO EXTERNO DIAMETRO

4 1/2”

EXTERNO 4 1/2” DIAMETRO EXTERNO3.826” INTERNO DIAMETRO 3.826”

DIAMETRO 3.826” INTERNO DIAMETRO 3.826” PESO INTERNO 16.6 lb/pie INTERNO PESO

16.6 lb/pie

16.6bbl/pie lb/pie 0.01422 PESO CAPACIDAD

PESO CAPACIDAD

16.6 lb/pie 0.01422 bbl/pie

12435 pies bbl/pie 0.01422 LONGITUD CAPACIDAD

LONGITUD CAPACIDAD

5863 pies bbl/pie 0.01422

LONGITUD 12435 pies DATOS DRILL COLLARS LONGITUD

12435 pies DATOS DRILL COLLARS

DIAMETRO DIAMETRO 6 3/4 ” 5 ” DATOS DRILL COLLARS EXTERNO EXTERNO DATOS DRILL COLLARS DIAMETRO DIAMETRO DIAMETRO 2.8125” DIAMETRO 6 3/4 ” 2.25” 6 3/4 INTERNO INTERNO EXTERNO EXTERNO

”

CAPACIDAD CAPACIDAD 0.00768 0.00491 bbl/piebbl/pie DIAMETRO

DIAMETRO INTERNO INTERNO LONGITUD LONGITUD

2.8125” 2.8125”

700 pies650 pies

CAPACIDAD CAPACIDAD

0.00768 bbl/pie 0.00768 bbl/pie

LONGITUD LONGITUD

700700 piespies

POZO

Anexo


WCI –X8

POZOPOZO WCI DATOS –X8 WCI –X8 DE LA BOMBA

BOMBA #1 (triplex) POZODATOS WCI –X9 7”BOMBA x 12’ DE LADATOS BOMBADE LA BOMBA #2(triplex) BOMBA #1 (triplex) 7” x 12’ BOMBA #1 (triplex)

DATOS DE LA BOMBA

7” x12”

BOMBA #2(triplex)

BOMBA #2(triplex) BOMBA #1 (triplex) 6” x

7” x12”

7” x 12’ 7” x12”

9’

DESPLAZAMIENTO 0.143bbl/stk DE#2(triplex) LAS BOMBAS6” x9” BOMBA DESPLAZAMIENTO 0.143bbl/stk (100%) DESPLAZAMIENTO

0.143bbl/stk

DE LAS BOMBAS DE LAS BOMBAS (100%)

3423 psi

PRESION MAXIMA DESPLAZAMIENTO 0.079 (100%) DE LAS BOMBAS DE LA BOMBA PRESION MAXIMA bbl/stk 3423 psi (100%) PRESION MAXIMA DE LA BOMBA

LA BOMBA PRESIONDE MAXIMA DE LA BOMBA

3000 psi

3423 psi

DATOS DEL POZO

DATOS DEL POZO

DATOS DEL POZO

DATOS DEL POZO PROFUNDIDAD PROFUNDIDAD 12565 pies (PVV, TVD) (PVV, TVD)

12565 pies

12565 pies PROFUNDIDAD (PVV, TVD) 6423 pies (PVV, PROFUNDIDAD TVD) PROFUNDIDAD 13135pies 13135pies PROFUNDIDAD

(PM, MD)

(PM, MD)

PROFUNDIDAD PROFUNDIDAD 6513 (PM, MD) (PM, MD) DIAMETRO DEL 8 3/8”

pies13135pies

DIAMETRO DEL POZO POZO 7DEL DIAMETRO DEL DIAMETRO 7/8” POZO

POZO DATOS DE LOS TANQUES

8 3/8”

8 3/8”



VOLUMEN EN DATOS DE LOS TANQUES 1300 bbl VOLUMEN EN TANQUES ACTIVOS 1300 bbl VOLUMEN EN

800 bbl

TANQUES VOLUMEN EN TANQUES ACTIVOSACTIVOS

1300 bbl

VOLUMEN EN LINEA bbls TANQUES5.5 ACTIVOS DE SUPERFICIE VOLUMEN VOLUMEN EN LINEAEN LINEA 2.5 bbls

5.5 bbls

PESO DE LODODE SUPERFICIE 12.3 lpg PRESENTE PESO DE LODO PESO DE LODO10.4 lpg

12.3 lpg

DE SUPERFICIE EN LINEA DEVOLUMEN SUPERFICIE PRESENTEPESO DE LODO

PRESENTE 13.0 PESO DE LODO 13 0 lpg PESO LODO TANQUE DE DEPRESENTE 0 lpg PESO TANQUE DE DE LODO RESERVA PESO DE LODO RESERVA TANQUE DE

TANQUE DE RESERVA RESERVA DATOS DE LOS BOPS DATOS DE LOS BOPS

5.5 bbls 12.3 lpg

13 0 lpg 13.0

13 0 lpg 13.0

PRESION DE LOSDATOS 15000 psi LOS PRESION DE LOS 5000 psi BOPS DATOSDE DE LOS BOPS PREVENTORES PREVENTORES

PRESION PRESIONDE DELOS LOS PREVENTORES PREVENTORES

15000 15000 psi psi

Anexo



Ejercicios de Simulación EJERCICIOS DE SIMULACION EJERCICIOS DE SIMULACION POZO WCI-X 9 EJERCICIOS DE SIMULACION PRUEBA DE INTEGRIDAD O ADMISION (LEAK OFF TEST) PRUEBA DE INTEGRIDAD PRUEBA DE INTEGRIDAD O ADMISION ADMISION O PESO DE LODO DE (LEAK OFF 9.8 lpg PRUEBA DETEST) INTEGRIDAD OFF TEST) (LEAK PRUEBA

O ADMISION PESO DE LODO DE TEST) (LEAK OFF9.8 lpg PESO DE LODO EN DE PRESION OBTENIDA PRUEBA 14009.8 psilpg PRUEBA LA PRUEBA PESO DE LODO DE 9.8 lpg PRESION OBTENIDA EN 1400 psi PRUEBA PRESION OBTENIDA EN LA PRUEBA 1400 PROFUNDIDAD DE LA 4010 piespsi LA (TVD) PRUEBA PRESION OBTENIDA EN PRUEBA 1400 psi PROFUNDIDAD 4010 pies LA PRUEBADE LA PRUEBA (TVD) PROFUNDIDAD DE LA 4010 pies DATOS PRUEBA (TVD) PROFUNDIDAD DE DEL LA CASING 4010 pies (REVESTIMIENTO) DATOS DEL CASING PRUEBA (TVD) (REVESTIMIENTO) DATOS DEL CASING DIAMETRO EXTERNO 8 5/8 “ DATOS DEL CASING (REVESTIMIENTO) DIAMETRO EXTERNO 8 5/8 “ (REVESTIMIENTO)

7.921 8 DIAMETRO INTERNO DIAMETRO EXTERNO 7.9218“5/8 “ DIAMETRO INTERNO DIAMETRO EXTERNO

“ “ 5/8

PESO DIAMETRO INTERNO 32 lb/pie 7.921 “ PESO DIAMETRO INTERNO 32 lb/pie 7.921 “ PESO PESO GRADO GRADO

32 lb/pie lb/pie N-8032 N-80

GRADO PRESION DE PRESION DE GRADO ESTALLIDO ESTALLIDO

N-80 5710N-80 psi 5710 psi

PRESION 5710 psi PRESION DE DE 5710 psi LONGITUDESTALLIDO , PVV,TVD PVV TVD ESTALLIDO , PVV,TVD LONGITUD PVV TVD4000 pies 4000 pies LONGITUD PM (MD) 4050 pies pies LONGITUD PVV PVV,TVD TVD4000 LONGITUD , PVV,TVD PVV ,TVD 4000

pies 4050 pies LONGITUD PM (MD) LONGITUD PM (MD) 4050 pies DATOS DRILL PIPE 4050 pies

LONGITUD PM (MD)

DATOS DRILL PIPE DIAMETRO 4 1/2” DATOS DRILLDRILL PIPE PIPE DATOS EXTERNO DIAMETRO 4 1/2” DIAMETRO EXTERNO 4 1/2” DIAMETRO DIAMETRO 4 1/2” 3.826” EXTERNO INTERNO EXTERNO DIAMETRO 3.826” DIAMETRO 3.826” PESO INTERNO DIAMETRO 16.6 lb/pie 3.826” INTERNO INTERNO CAPACIDAD PESO 0.01422 bbl/pie 16.6 lb/pie PESO 16.6 lb/pie PESO 16.6 lb/pie LONGITUD pies bbl/pie CAPACIDAD CAPACIDAD 58630.01422 0.01422 bbl/pie CAPACIDAD 0.01422 bbl/pie LONGITUD LONGITUD 5863 DATOS DRILL COLLARS 5863pies pies LONGITUD 5863 pies

DIAMETRO 5” DATOS DRILL COLLARS EXTERNO DATOS DRILL COLLARS

DATOS DRILL COLLARS

DIAMETRO DIAMETRO 2.25”5 ” DIAMETRO EXTERNO DIAMETRO 5 ” INTERNO

EXTERNO EXTERNO

5”

DIAMETRO 2.25” CAPACIDAD 0.00491 bbl/pie DIAMETRO INTERNO DIAMETRO 2.25” 2.25” INTERNO LONGITUD INTERNO650 pies CAPACIDAD 0.00491 bbl/pie

CAPACIDAD bbl/pie CAPACIDAD 0.00491 0.00491 bbl/pie LONGITUD

LONGITUD LONGITUD

650 pies

650 650 piespies

POZO WCI –X9 POZO POZO WCI –X9 WCI –X9 POZO BOMBA WCI –X9 #1 (triplex)

DATOS DE LA BOMBA

6” x 9’

DATOS DE LA BOMBA DATOS DE LA BOMBA

BOMBA #2(triplex) BOMBA #1 (triplex) 9’BOMBA 6” DATOS 6” DE x LA

x9” 6” x 9’

BOMBA #1 (triplex)

BOMBA #2(triplex) BOMBA #1 (triplex)6”

x9” 6” x 9’ 6” x9” BOMBA #2(triplex) DESPLAZAMIENTO 0.079 BOMBA DE #2(triplex) LAS BOMBAS6” x9” bbl/stk DESPLAZAMIENTO (100%) 0.079 DE LAS BOMBASDESPLAZAMIENTO 0.079 bbl/stk DE LAS BOMBAS (100%)DESPLAZAMIENTO PRESION MAXIMA 0.079 bbl/stk 3000 psi DE LAS BOMBAS DE(100%) LA BOMBA PRESION MAXIMA 3000bbl/stk psi (100%) DE LA BOMBA PRESION MAXIMA DE LA BOMBA 3000 psi PRESION MAXIMA DE LA BOMBA

3000 psi

DATOS DEL POZO

DATOS DEL POZO

DATOS DEL POZO

DATOS DEL POZO PROFUNDIDAD PROFUNDIDAD 6423 (PVV, TVD) pies (PVV, TVD)

PROFUNDIDAD

PROFUNDIDAD (PVV,6513 TVD)6423 PROFUNDIDAD PROFUNDIDAD pies (PVV, TVD) (PM, MD) (PM, MD)

PROFUNDIDAD

PROFUNDIDAD 6513 DIAMETRO DELDIAMETRO MD) 7/8”DEL (PM, MD) (PM, 7 POZO POZO

6423 pies 6423 pies

pies 6513 pies

pies6513 pies

DIAMETRODIAMETRO DEL 7 DEL 7/8” POZO DATOSPOZO DE LOS TANQUES

7 7/8”

7 7/8”


VOLUMEN EN 800 TANQUES bbl DATOS DATOS DE LOS VOLUMEN EN DE LOS TANQUES TANQUES ACTIVOS 800 bbl

TANQUES ACTIVOS VOLUMEN EN VOLUMEN EN800 bbl VOLUMEN EN LINEA 2.5 bbls TANQUES ACTIVOS TANQUES ACTIVOS DE SUPERFICIEVOLUMEN EN LINEA

800 bbl 2.5 bbls DEVOLUMEN SUPERFICIE VOLUMEN EN LINEA EN2.5 bbls 2.5 bbls LINEA PESO DE 10.4 lpg DE LODO SUPERFICIE DE SUPERFICIE PRESENTE PESO DE LODO 10.4 lpg PESO DEPRESENTE LODO 10.4 lpg 10.4 lpg PESO DE LODO PESO DE LODO 0 lpg PRESENTE TANQUE DE PRESENTE PESO DE LODO RESERVA PESO DE LODO 0 lpg PESO DE DELODO TANQUETANQUE DE TANQUE DE RESERVARESERVA

0 lpg 0 lpg

DATOS RESERVA DE LOS BOPS

PRESION DE LOS 5000 psi DATOSDATOS DE LOS DE BOPS LOS BOPS PREVENTORES DATOS DE LOS BOPS PRESION DE LOS DE LOS 5000 psi 5000 psi PRESION PRESION DE LOS 5000 psi PREVENTORES PREVENTORES

PREVENTORES


Ejercicios de Simulación EJERCICIOS DE SIMULACION EJERCICIOS DE SIMULACION POZOEJERCICIOS WCI-X10DE SIMULACION PRUEBA DE INTEGRIDAD O ADMISION OFF TEST) PRUEBA (LEAK DE INTEGRIDAD PRUEBA O ADMISION DE INTEGRIDAD O ADMISION PESO DE LODO DE (LEAK OFF TEST) 9.4 lpg PRUEBA DE INTEGRIDAD (LEAK OFF TEST) PRUEBA

O ADMISION PESO DE LODO DE(LEAK OFF 9.4TEST) lpg PESO DE LODOEN DE PRESION OBTENIDA PRUEBA 11909.4 psilpg

PRUEBA LAPESO PRUEBA DE LODO DE 9.8 PRESION OBTENIDA EN 1190 psi PRUEBA LA PRUEBA PRESION OBTENIDA EN PROFUNDIDAD DE LA

lpg

35151190 piespsi

LA(TVD) PRUEBA PRESION OBTENIDA EN PRUEBA 1400 PROFUNDIDAD DE LA 3515 pies LA PRUEBA PRUEBA (TVD) PROFUNDIDAD DE LA

psi

DATOS DEL CASING3515 pies

PRUEBA (TVD) PROFUNDIDAD DE LA 4010 DATOS DEL CASING (REVESTIMIENTO) PRUEBA (TVD) (REVESTIMIENTO)

pies

DATOS DEL CASING

DIAMETRODATOS EXTERNO 7“ DEL CASING DIAMETRO EXTERNO (REVESTIMIENTO) 7“ (REVESTIMIENTO) DIAMETRO INTERNO

DIAMETRO EXTERNO DIAMETRO INTERNO DIAMETRO EXTERNO6.366

7“ “6.366 8 5/8 “

PESO DIAMETRO INTERNO 23 lb/pie PESO DIAMETRO INTERNO23 lb/pie 6.366 “

7.921 “

23 lb/pie 32 lb/pie

PESO

PESO GRADO GRADO

J-55 J-55

PRESION DEGRADO PRESION DE GRADO ESTALLIDO ESTALLIDO

4360 psi 4360J-55 psi N-80

PRESION DE PRESION LONGITUD , PVV,TVD PVVDE TVD 3500 ESTALLIDO LONGITUD , PVV,TVD PVV TVD ESTALLIDO

57104360 psi psi pies

3500 pies

LONGITUD LONGITUD PM (MD) , PVV,TVD 3500 PVV TVDpies LONGITUDPM , PVV,TVD PVV TVD 40003500 pies LONGITUD (MD)

3500 piespies LONGITUD PM (MD) LONGITUD PM (MD) pies pies DATOS DRILL PIPE 40503500 DATOS DRILL PIPE

DIAMETRO 4” DATOS DRILL PIPE PIPE DATOS DRILL EXTERNO DIAMETRO

4”

EXTERNO DIAMETRO DIAMETRO DIAMETRO 3.340”4 EXTERNO INTERNO EXTERNO

1/2” 4”

DIAMETRO 3.340” DIAMETRO 14.0 lb/pie PESO 3.826” INTERNO DIAMETRO 3.340” INTERNO INTERNO CAPACIDAD PESO 0.01084 bbl/pie 14.0 lb/pie PESO 16.6 lb/pie PESO 14.0 lb/pie LONGITUD pies CAPACIDAD bbl/pie CAPACIDAD4380 0.01084 0.01422 bbl/pie CAPACIDAD 0.01084 bbl/pie LONGITUD LONGITUD DATOS DRILL COLLARS 4380 pies 5863 pies LONGITUD 4380 pies

DIAMETRO 4 1/4 ” DATOSDRILL DRILL COLLARS EXTERNO DATOS COLLARS

DATOS DRILL COLLARS

DIAMETRO 2.0” DIAMETRO DIAMETRO EXTERNO DIAMETRO INTERNO

EXTERNO EXTERNO

” ” 45 1/4

4 1/4 ”

DIAMETRO 0.00388 CAPACIDAD 2.25” bbl/pie DIAMETRO INTERNO DIAMETRO 2.0” 2.0” INTERNO LONGITUD 420 pies INTERNO CAPACIDAD 0.00491 bbl/pie

CAPACIDAD bbl/pie CAPACIDAD 0.00388 0.00388 bbl/pie LONGITUD

LONGITUD LONGITUD

650 pies

420 420 piespies

Anexo


POZO WCI –X10 POZO POZO WCI –X10 WCI –X10 DATOS DE LA BOMBA

POZOBOMBAWCI –X9 5 ½” x 16” #1 (duplex) DATOS DE LA BOMBA

DATOS DE LA BOMBA

BOMBA #2(duplex) BOMBA #1 (duplex) 5 5#1½” x DATOS DE LA16” BOMBA BOMBA (duplex) BOMBA BOMBA #2(duplex) 5 #1 (triplex)

½” x 16”

5 ½” x 16”

½” x 16”

6” x 9’ BOMBA #2(duplex) 5 ½” x 16” DESPLAZAMIENTO 0.127 BOMBA DE#2(triplex) LAS BOMBAS 6” x9” bbl/stk DESPLAZAMIENTO (100%) 0.127 DE LAS BOMBAS DESPLAZAMIENTO 0.127 bbl/stk (100%) DESPLAZAMIENTO DE LAS BOMBAS PRESION MAXIMA 0.079 2735 bbl/stk psi (100%) DE LASDE BOMBAS LA BOMBA PRESION MAXIMA bbl/stk 2735 psi (100%) DE LA BOMBA PRESION MAXIMA PRESIONDE MAXIMA LA BOMBA 3000 DE LA BOMBA

2735 psi

psi

DATOS DEL POZO

DATOS DEL POZO

DATOS DEL POZO

DATOS DEL POZO PROFUNDIDADPROFUNDIDAD 4800 pies (PVV, TVD) (PVV, TVD)

PROFUNDIDAD

PROFUNDIDAD PROFUNDIDADPROFUNDIDAD (PVV, TVD) 6423 (PVV, TVD) 4800 pies (PM, MD) (PM, MD)

PROFUNDIDAD

PROFUNDIDAD 6513 DIAMETRO DELDIAMETRO 1/4”DEL (PM, MD)(PM,6MD) POZO POZO

4800 pies 4800 pies

pies 4800 pies

4800 pies pies

6 1/4”

DIAMETRO DIAMETRO DEL 7DEL 7/8” 6 1/4” DATOS DE LOS TANQUES POZO POZO DATOS DE LOS TANQUES VOLUMEN EN 600 bbl DATOS DE LOS TANQUES DATOS DE LOS VOLUMEN EN TANQUES TANQUES ACTIVOS 600 bbl

TANQUES ACTIVOS

VOLUMEN EN VOLUMEN VOLUMEN EN LINEA 2.0 EN bbls800 TANQUESTANQUES ACTIVOS ACTIVOS DE SUPERFICIE VOLUMEN EN LINEA

bbl 600 bbl

2.0 bbls bbls

DE SUPERFICIE VOLUMEN EN LINEA EN LINEA 2.5 bbls 2.0 PESO DE LODO VOLUMEN 10.0 lpg DE SUPERFICIE DE SUPERFICIE PRESENTE PESO DE LODO

10.0 lpg

DE LODODE PRESENTE PESO DEPESO LODO PESO LODO10.4 lpg10.0 lpg 0 lpg TANQUEPRESENTE DE PRESENTE PESO DE LODO RESERVA 0 lpg PESO DE LODO TANQUE DELODO0 lpg PESO DE 0 lpg TANQUE DE RESERVA TANQUE DE RESERVA

DATOS DE LOS BOPS RESERVA

PRESION DE LOS 5000 psi DATOS DE LOS BOPS DATOS DE LOS BOPS PREVENTORES DATOS DE LOS BOPS

PRESION DE LOSDE LOS 5000 psi 5000 psi PRESION PRESION DE LOS 5000 psi PREVENTORES PREVENTORES

PREVENTORES

Anexo


Ejercicios deDE Simulación Marinas WCI-SS1 EJERCICIOS SIMULACIONOperacionesPOZO EJERCICIOS DE SIMULACION POZO WCI-SS5 OPERACIONES POZO WCI-SSMARINAS 1 MARINAS OPERACIONES POZO WCI-SS1 EJERCICIOS DE SIMULACION OPERACIONES MARINAS

PRUEBA DE INTEGRIDAD PRUEBA DE INTEGRIDAD O ADMISION O ADMISION (LEAK TEST) (LEAK OFFOFF TEST)

PESO DE LODO PRESION OBTENIDA EN DE PRESION OBTENIDA EN10201830 psi9.3 psilpg PRUEBA LA PRUEBA LA PRUEBA PRESIONDEOBTENIDA EN 1020 psi PROFUNDIDAD LA PROFUNDIDAD DE LA 390510345 pies pies LA PRUEBA PRUEBA (TVD) PRUEBA (TVD)

pies

(REVESTIMIENTO)

DATOS DEL CASING DIAMETRO EXTERNO 13 3/8 “ DIAMETRO EXTERNO (REVESTIMIENTO) 10 3/4 ”

DIAMETRO INTERNOEXTERNO DIAMETRO DIAMETRO INTERNO 12.415 PESO DIAMETRO INTERNO 68

PESO

“13 3/8 “ 9.760”

lb/pie 55.512.415 lb/pie“

68 lb/pie

PESO GRADO

J-55

PRESION DE GRADO ESTALLIDO PRESION DE ESTALLIDO PRESION DE LONGITUD , PVV,TVD PVV TVD ESTALLIDO

3450 psiJ-55

V-150

GRADO

12090 psi

LONGITUD , PVV,TVD PVV TVD

3450 psi 3900 pies

10300 pies

LONGITUD PM (MD) LONGITUD , PVV,TVD PVV TVD 3900

pies 3900 pies

LONGITUD PM (MD) DATOS DRILL PIPE

3900 pies

LONGITUD PM (MD)

10385 pies

DATOS DRILL PIPE DIAMETRO 4 1/2 ” DRILL PIPE DATOS EXTERNO DIAMETRO 4 1/2 ” DIAMETRO 4 1/2 ” EXTERNO DIAMETRO EXTERNO 3.826” INTERNO DIAMETRO 3.826” DIAMETRO 3.826” PESO INTERNO INTERNO 16.6 lb/pie PESO CAPACIDAD PESO

16.6 lb/pie 0.01422 bbl/pie 16.6 lb/pie

LONGITUD CAPACIDAD CAPACIDAD 6820 pies 0.01422 bbl/pie 0.01422 bbl/pie

6820 pies pies DATOS DRILL 11530 COLLARS

LONGITUD LONGITUD

DIAMETRO DATOS COLLARS 8 DRILL ” DRILL DATOS COLLARS EXTERNO DIAMETRO 8” DIAMETRO DIAMETRO EXTERNO 3.0”7 1/4 ” EXTERNO INTERNO DIAMETRO 3.0” DIAMETRO CAPACIDAD 2.8125” INTERNO 0.00874 bbl/pie

INTERNO

CAPACIDAD LONGITUD 630

CAPACIDAD

LONGITUD

LONGITUD

0.00874 bbl/pie pies

0.00768 bbl/pie 630 pies

710 pies

BOMBA #1 (triplex)

DATOS DE LA BOMBA

7” x 12”

DATOS DE LA BOMBA 6” x 10” BOMBA #2(triplex) 12” BOMBA #1 7”x (triplex) 7” x 12”

BOMBA #1 (triplex)

PRUEBA DE INTEGRIDAD O ADMISION PESO DE LODO PESO DE LODO DE DE lpg 9.3 11.7 lpg TEST) (LEAK OFF PRUEBA PRUEBA

PROFUNDIDAD DE LA 3905 DATOS DEL CASING DATOS PRUEBA (TVD) DEL CASING (REVESTIMIENTO)

DATOS DE LA BOMBA

BOMBA #2(triplex)

6”x 10”

BOMBA #2(triplex) 7”x 12” DESPLAZAMIENTO 0.143 DE LAS BOMBAS bbl/ tk 0.123 bbl/stk DESPLAZAMIENTO (100%) DESPLAZAMIENTO DE LAS BOMBAS 0.143 DE LAS BOMBAS bbl/stk PRESION(100%) MAXIMA bbl/ tk bbl/stk 3295 psi DE LA BOMBA(100%)

PRESION MAXIMA DE LAPRESION BOMBA MAXIMA

4012 psi

3295 psi

DE LA BOMBA DATOS DEL POZO

PROFUNDIDAD (PVV, TVD)

DATOS DEL POZO

DATOS DEL POZO

7011 pies

pies PROFUNDIDAD 12145 PROFUNDIDAD (PVV,(PVV, TVD) TVD) 7450 pies 7011 pies (PM, MD) PROFUNDIDAD

PROFUNDIDAD piespies PROFUNDIDAD 12240 7450 DIAMETRO 12 1/4” (PM,DEL MD) (PM, MD) POZO DIAMETRO DEL DEL9 5/8” DIAMETRO 12 DATOS DE LOS TANQUES POZO POZO

1/4”

VOLUMEN EN 1500 DATOS DEbbl LOS TANQUES TANQUES ACTIVOS DATOS DE LOS TANQUES VOLUMEN EN 1500 bbl VOLUMEN EN LINEAEN 3.5 bbls VOLUMEN TANQUES ACTIVOS2400 bbl DE SUPERFICIE TANQUES ACTIVOS VOLUMEN EN LINEA 3.5 bbls PESO DEVOLUMEN LODO EN LINEA DE SUPERFICIE 9.5 lpg 4.5 bbls PRESENTE DE SUPERFICIE PESO DE LODO 9.5 lpg PESO DE LODO 10.5 lpg PRESENTE PESO DE LODO 11.9 lpg TANQUE DE RESERVAPRESENTE PESO DE LODO 10.5 lpg PESO TANQUE DE LODODE 12.8 lpg DATOS DE LOS BOPS RESERVA

TANQUE DE RESERVA PRESION DE LOS

10000 psiLOS BOPS DATOS DE PREVENTORES PRESIONDE DELOS LOS BOPS10000 psi DATOS PREVENTORES SUBSEA DATOS

PRESION DE LOS

15000 psi

DATOS PROF. DESDE MESA 857 SUBSEA PREVENTORES ROTARIA AL FONDO pies PROF. DESDE MESA DEL MAR 857 DATOS SUBSEA ROTARIA AL FONDO pies AIR GAP G DEL MAR 40 pie PROF. DESDE MESA

AIR G GAP DIAM. EXTERNO RISER ROTARIA AL FONDO 16”

DEL MAR

DIAM. DIAM. INTERNO RISEREXTERNO 15”RISER

5100 pies 40 pie 16”

AIR GAP

60 pie

DIAM. EXTERNO RISER DI:3”

18.75”

RISER CHOKE Y KILLDIAM. LINE INTERNO DE:4” CHOKE Y KILL LINE

DIAM. INTERNO RISER

15”

DE:4” DI:3” 17.375”

Anexo


Ejercicios deDESimulación EJERCICIOS SIMULACIONOperaciones Marinas EJERCICIOS DE SIMULACION POZOWCI-SS2 WCI-SS5 OPERACIONES EJERCICIOS DE SIMULACION POZO OPERACIONES POZO WCI-SSMARINAS 2MARINAS POZO WCI-SS2 OPERACIONES MARINAS

PRUEBA INTEGRIDAD PRUEBA DEDE INTEGRIDAD O ADMISION ADMISION OPRUEBA DE INTEGRIDAD (LEAK OFF TEST) (LEAK OFF OTEST) ADMISION

(LEAK OFF TEST) PESO DEDE LODO DE DE PESO LODO 11.8 lpg lpg 11.7 PRUEBA PRUEBA PESO DE LODO DE 11.8 lpg PRUEBA PRESION OBTENIDA EN psi psi PRESION OBTENIDA EN 1480 1830 LALA PRUEBA PRESION OBTENIDA EN PRUEBA 1480 psi LA PRUEBA PROFUNDIDAD DE LA 8340 pies PROFUNDIDAD DE LA 10345 pies PRUEBA PROFUNDIDAD (TVD) DE LA 8340 pies PRUEBA (TVD) PRUEBA (TVD) DATOS DEL CASING DATOS DEL CASING (REVESTIMIENTO) DATOS DEL CASING

DE LA BOMBA DATOS DATOS DE LA BOMBA DATOS DE LA BOMBA #1 (triplex) BOMBA BOMBA #1 (triplex) 6” x 12”6” x 10” BOMBA #1 (triplex) 6” x 12” #2(triplex) BOMBA BOMBA #2(triplex) 6”x 12” 6”x 10” BOMBA #2(triplex) 6”x 12” DESPLAZAMIENTO 0.105 0.123 DESPLAZAMIENTO DE LAS BOMBAS DE LASDESPLAZAMIENTO BOMBASbbl/stk 0.105 (100%) (100%) DE LAS BOMBAS bbl/stk bbl/stk (100%) PRESION MAXIMA 3960 psi PRESION MAXIMA DE LA BOMBA PRESION MAXIMA 4012 psi 3960 psi DE LA BOMBA DE LA BOMBA DATOS DEL POZO

DATOS DEL POZO

(REVESTIMIENTO)

(REVESTIMIENTO) DIAMETRO EXTERNO 9 5/8 ”

DIAMETRO EXTERNO DIAMETRO EXTERNO 10 3/4 9 DIAMETRO INTERNO 8.681”

” ” 5/8

DIAMETRO INTERNO DIAMETRO INTERNO 9.760”

8.681” 47 lb/pie PESO PESO 55.5 lb/pie 47 lb/pie GRADO P-110 GRADO GRADO V-150P-110 PRESION DE 9440 psi ESTALLIDO PRESION DE PRESION DE 120909440 psi psi ESTALLIDO ESTALLIDO LONGITUD , PVV,TVD PVV TVD 8300 pies LONGITUD , PVV,TVD PVV TVD 8300 pies LONGITUD , PVV PVV,TVD TVD 10300 LONGITUD PM (MD) 8569 pies pies LONGITUD PM (MD) 8569 pies LONGITUD PM (MD) PESO

10385 pies

DATOS DRILL PIPE

DATOS DRILL PIPE DIAMETRO DATOS 5 ”DRILL PIPE EXTERNO DIAMETRO 5” DIAMETRO EXTERNO 4 1/2 ” DIAMETRO

4.276”

EXTERNO INTERNO DIAMETRO DIAMETRO PESO INTERNO INTERNO

PESO CAPACIDAD

PESO

4.276” 3.826” 19.5 lb/pie lb/pie 0.01776 19.5 bbl/pie

16.6 lb/pie

0.01776 bbl/pie pies 0.01422 bbl/pie 10115 pies

CAPACIDAD LONGITUD 10115

CAPACIDAD

LONGITUD

DATOS DRILL COLLARS LONGITUD 11530 pies

DATOS DRILL COLLARS DIAMETRO 6 1/2 ” EXTERNO DATOS DRILL COLLARS DIAMETRO 6 1/2 ” EXTERNO 2.25” DIAMETRO DIAMETRO 7 1/4 ” INTERNO DIAMETRO EXTERNO 2.25” INTERNO 0.00491 bbl/pie CAPACIDAD

DIAMETRO 2.8125” CAPACIDAD 0.00491 bbl/pie INTERNO LONGITUD 1100 pies

DATOS DEL POZO

PROFUNDIDAD 13407 pies PROFUNDIDAD (PVV, TVD) PROFUNDIDAD12145

pies pies 13407

(PVV, TVD) (PVV, TVD)

PROFUNDIDAD 13625 pies (PM, MD) PROFUNDIDAD PROFUNDIDAD12240

pies pies 13625

(PM, MD) (PM, MD)

DIAMETRO DEL 8 1/2” POZO DIAMETRO DEL DIAMETRO DEL

POZO POZO

9 5/8”8 1/2”


DATOS DETANQUES LOS TANQUES LOS VOLUMEN ENDATOS DE 1800 bbl TANQUES ACTIVOS VOLUMEN EN 1800 bbl VOLUMEN EN 2400 bbl TANQUES ACTIVOS VOLUMEN EN LINEA

TANQUES ACTIVOS 3.5 bbls

DE SUPERFICIE VOLUMEN EN LINEA 3.5 bbls VOLUMEN EN LINEA 4.5 bbls DE SUPERFICIE PESO DEDE LODO SUPERFICIE 12.7 lpg PRESENTE PESO DE LODO 12.7 lpg PESO DE LODO 11.9 lpg PESO DE LODOPRESENTE

PRESENTE

13.5 lpg

TANQUE DE PESO DE LODO RESERVAPESO DE LODO TANQUE DE RESERVA TANQUE DE

13.5 lpg

12.8 lpg

RESERVA DATOS DE LOS BOPS

PRESION DE LOS DATOS 15000DE psi LOS BOPS DATOS DE LOS BOPS PREVENTORES PRESION DE LOS 15000 psi

PREVENTORES PRESION LOS 15000 psi DATOS DE SUBSEA PREVENTORES DATOS SUBSEA PROF. DESDE MESA 3150 ROTARIA AL FONDO DEL SUBSEA DATOS i PROF. DESDEpies MESA 3150 MAR

ROTARIA AL FONDO DEL MAR MESA 50 pie 5100 AIR GAPPROF. DESDE

ROTARIA AL FONDO AIR GAP DEL MAR DIAM. EXTERNO RISER

18.75”

pies

DIAM. RISER AIR GAP DIAM. INTERNO RISER EXTERNO 13.375”60

pies i

50 pie

pie 18.75”

LONGITUD CAPACIDAD

1100 pies 0.00768 bbl/pie

DIAM. INTERNO DIAM. EXTERNO RISER RISER18.75” 13.375”

LONGITUD

710 pies

DIAM. INTERNO RISER

17.375”

Anexo


Ejercicios deDE Simulación EJERCICIOS SIMULACIONOperaciones Marinas EJERCICIOS DE SIMULACION POZO WCI-SS5 OPERACIONES EJERCICIOS DE SIMULACION POZO WCI-SS3 POZO WCI-SSMARINAS 3MARINAS OPERACIONES POZO WCI-SS3 OPERACIONES MARINAS PRUEBA INTEGRIDAD PRUEBA DE DE INTEGRIDAD O ADMISION O ADMISION PRUEBA DE INTEGRIDAD (LEAK TEST) (LEAK OFF TEST) OOFF ADMISION

(LEAK OFF TEST) PESO LODO PESO DE DE LODO DE DE 12.411.7 lpg lpg PRUEBA PRUEBA PESO DE LODO DE 12.4 lpg PRUEBA PRESION OBTENIDA EN PRESION OBTENIDA EN 1850 psi psi 1830 LALA PRUEBA PRESION OBTENIDA EN PRUEBA 1850 psi LA PRUEBA PROFUNDIDAD DE LA piespies PROFUNDIDAD DE LA 11070 10345 PRUEBA (TVD) PROFUNDIDAD DE LA 11070 pies PRUEBA (TVD) PRUEBA (TVD) DATOS DEL CASING DATOS DEL CASING (REVESTIMIENTO) DATOS DEL CASING (REVESTIMIENTO) (REVESTIMIENTO) DIAMETRO EXTERNO 9 5/8 ” DIAMETRO EXTERNO ” ” DIAMETRO EXTERNO 10 3/4 9 5/8 DIAMETRO INTERNO 8.681” DIAMETRO INTERNO DIAMETRO INTERNO 9.760” 8.681” PESO 47 lb/pie PESO PESO 55.547 lb/pie lb/pie GRADO V-150 GRADO GRADO V-150 V-150 PRESION DE 12870 psi ESTALLIDO PRESION 12870 PRESION DE DE 12090 psi psi ESTALLIDO ESTALLIDO LONGITUD , PVV,TVD PVV TVD 11050 pies LONGITUD , PVV,TVD PVV TVD 11050 pies LONGITUD , PVV PVV,TVD TVD 10300 LONGITUD PM (MD) 11125 pies pies LONGITUD PM (MD) 11125 pies

LONGITUD PM (MD)

10385 pies

DATOS DRILL PIPE DATOS DRILL PIPE DIAMETRO DATOS 5 ” DRILL PIPE EXTERNO DIAMETRO 5” DIAMETRO EXTERNO 4 1/2 ” DIAMETRO 4.276” EXTERNO INTERNO DIAMETRO 4.276” INTERNO DIAMETRO 3.826” PESO 19.5 lb/pie INTERNO PESO 19.5 lb/pie CAPACIDAD 0.01776 bbl/pie PESO 16.6 lb/pie CAPACIDAD 0.01776 bbl/pie LONGITUD 12715 pies CAPACIDAD 0.01422 bbl/pie LONGITUD 12715 pies DATOS DRILL11530 COLLARS LONGITUD pies

DATOS DRILL COLLARS DIAMETRO 6 3/4 ” EXTERNO DIAMETRO DATOS DRILL6COLLARS 3/4 ” EXTERNO DIAMETRO 2.8125” DIAMETRO 7 1/4 ” INTERNO DIAMETRO 2.8125” EXTERNO INTERNO CAPACIDAD 0.00768 bbl/pie DIAMETRO CAPACIDAD 2.8125” 0.00768 bbl/pie INTERNO LONGITUD 910 pies LONGITUD 910 pies CAPACIDAD

0.00768 bbl/pie

LONGITUD

710 pies

DATOS DE LA BOMBA DATOS DE LA BOMBA DATOS DE LA BOMBA #1 (triplex) BOMBA BOMBA #1 (triplex) 7” x 12” 6” x 10” BOMBA #1 (triplex) 7” x 12” #2(triplex) BOMBA BOMBA #2(triplex) 7”x 12” 6”x 10” BOMBA #2(triplex) 7”x 12” DESPLAZAMIENTO DESPLAZAMIENTO 0.143 0.123 DE LAS BOMBAS DE LASDESPLAZAMIENTO BOMBAS 0.143 bbl/stk (100%) (100%)DE LAS BOMBAS bbl/stk bbl/stk (100%) PRESIONPRESION MAXIMA MAXIMA 3295 psi4012 psi DE LA BOMBA PRESION MAXIMA 3295 psi DE LA BOMBA DE LA BOMBA DATOS DEL POZO DATOS DEL POZO DATOS DEL POZO PROFUNDIDAD 10600 pies PROFUNDIDAD (PVV, TVD) pies pies PROFUNDIDAD 12145 10600 (PVV, (PVV, TVD) TVD) PROFUNDIDAD 11215 pies (PM, MD)PROFUNDIDAD PROFUNDIDAD 12240 pies pies 11215 (PM, MD) (PM, MD) DIAMETRO DEL 8 1/2” POZO DIAMETRO DIAMETRO DEL DEL 9 5/8”8 1/2” POZO POZO DATOS DE LOS TANQUES DATOS DETANQUES LOS TANQUES LOS VOLUMEN ENDATOS DE 1600 bbl TANQUES ACTIVOS VOLUMEN EN VOLUMEN EN 2400 1600 bbl bbl TANQUES ACTIVOS VOLUMEN EN LINEAACTIVOS TANQUES 4.0 bbls DE SUPERFICIE VOLUMEN EN LINEA 4.0 bbls VOLUMEN EN LINEA 4.5 bbls DE SUPERFICIE SUPERFICIE 12.3 lpg PESO DEDE LODO PRESENTE PESO DE LODO 12.3 lpg PESO DE LODO PRESENTE 11.9 lpg PESO DE LODO 13.1 lpg PRESENTE TANQUE DE PESO DE LODO 13.1 lpg RESERVAPESO DE TANQUE LODODE 12.8 lpg RESERVA TANQUE DE

RESERVA DATOS DE LOS BOPS DATOS DE LOS BOPS PRESION DE LOS 15000 psi DATOS DE LOS BOPS15000 psi PREVENTORES PRESION DE LOS PREVENTORES PRESION DE LOS 15000 psi DATOS SUBSEA PREVENTORES DATOS SUBSEA

PROF. DESDE MESA 1452 ROTARIA AL FONDO DATOS SUBSEA PROF. DESDE MESA 1452 pies DEL MAR ROTARIA AL FONDO pies PROF.DEL DESDE MESA MAR 5100 AIR GAP 60 pie ROTARIA AL FONDO pies 60 pie AIR GAP DEL MAR DIAM. EXTERNO RISER 20” DIAM. EXTERNO RISER AIR GAP 60 pie20” DIAM. INTERNO RISER 19” INTERNO 19” DIAM.DIAM. EXTERNO RISER RISER

18.75”

DIAM. INTERNO RISER

17.375”

Anexo


Ejercicios deDESimulación EJERCICIOS SIMULACIONOperaciones Marinas EJERCICIOS DE SIMULACION POZOWCI-SS4 WCI-SS5 OPERACIONES EJERCICIOS DE SIMULACION POZO POZO WCI-SSMARINAS 4MARINAS OPERACIONES POZO WCI-SS4 OPERACIONES MARINAS PRUEBA INTEGRIDAD PRUEBA DEDE INTEGRIDAD O ADMISION O ADMISION PRUEBA DE INTEGRIDAD (LEAK TEST) (LEAK OFF TEST) OOFF ADMISION

(LEAK OFF TEST) PESO LODO PESO DEDE LODO DE DE 9.511.7 lpg lpg PRUEBA PRUEBA PESO DE LODO DE 9.5 lpg PRUEBA PRESION OBTENIDA EN EN 1230 PRESION OBTENIDA psi psi 1830 LALA PRUEBA PRESION OBTENIDA EN PRUEBA 1230 psi LA PRUEBA PROFUNDIDAD DE LA pies pies PROFUNDIDAD DE LA 5900 10345 PRUEBA (TVD) PROFUNDIDAD DE LA 5900 pies PRUEBA (TVD) PRUEBA (TVD) DATOS DEL CASING DATOS DEL CASING (REVESTIMIENTO) DATOS DEL CASING (REVESTIMIENTO) (REVESTIMIENTO) DIAMETRO EXTERNO 13 3/8 ” DIAMETRO EXTERNO ” ” DIAMETRO EXTERNO 10 3/4 13 3/8 DIAMETRO INTERNO 12.415” DIAMETRO INTERNO DIAMETRO INTERNO 9.760” 12.415” PESO 68 lb/pie PESO PESO lb/pie 55.568 lb/pie GRADO C-95 GRADO C-95 GRADO V-150 PRESION DE 5970 psi ESTALLIDO PRESION 5970 PRESION DE DE 12090 psipsi ESTALLIDO ESTALLIDO LONGITUD , PVV,TVD PVV TVD 5885 pies LONGITUD , PVV,TVD PVV TVD 5885 pies LONGITUD , PVV PVV,TVD TVD 10300 LONGITUD PM (MD) 5885 pies pies LONGITUD PM (MD) 5885 pies

LONGITUD PM (MD)

10385 pies

DATOS DRILL PIPE DATOS DRILL PIPE DIAMETRO DATOS 5 ”DRILL PIPE EXTERNO DIAMETRO 5” EXTERNO DIAMETRO 4 1/2 ” DIAMETRO 4.276” EXTERNO INTERNO DIAMETRO 4.276” INTERNO DIAMETRO 3.826” PESO 19.5 lb/pie INTERNO PESO 19.5 lb/pie CAPACIDAD 0.01776 bbl/pie PESO 16.6 lb/pie CAPACIDAD 0.01776 bbl/pie LONGITUD 8899 pies CAPACIDAD 0.01422 LONGITUD 8899bbl/pie pies DATOS DRILL COLLARS LONGITUD 11530 pies

DATOS DRILL COLLARS DIAMETRO 8” EXTERNO DIAMETRO DATOS DRILL8COLLARS ” EXTERNO DIAMETRO 3.0” DIAMETRO 7 1/4 ” INTERNO DIAMETRO 3.0” EXTERNO INTERNO CAPACIDAD 0.00874 bbl/pie DIAMETRO CAPACIDAD 2.8125” 0.00874 bbl/pie INTERNO LONGITUD 851 pies LONGITUD 851 pies

CAPACIDAD

0.00768 bbl/pie

LONGITUD

710 pies

DATOS DE LA BOMBA

DATOS DE LA BOMBA DATOS DE LA BOMBA BOMBA #1 (triplex) BOMBA #1 (triplex) 6” x 10”6” x 10” BOMBA #1 (triplex) 6” x 10” #2(triplex) BOMBABOMBA #2(triplex) 6”x 10” 6”x 10” BOMBA #2(triplex) 6”x 10” DESPLAZAMIENTO DESPLAZAMIENTO 0.087 0.123 DE LAS BOMBAS DE LASDESPLAZAMIENTO BOMBASbbl/stk 0.087 (100%) (100%)DE LAS BOMBAS bbl/stk bbl/stk (100%) PRESIONPRESION MAXIMAMAXIMA 3615 psi4012 psi DE LA BOMBA 3615 psi DE LA PRESION BOMBA MAXIMA DE LA BOMBA DATOS DEL POZO DATOS DEL POZO DATOS DEL POZO PROFUNDIDAD 9600 pies PROFUNDIDAD (PVV, TVD) pies pies PROFUNDIDAD121459600 (PVV, (PVV, TVD) TVD) PROFUNDIDAD 9750 pies (PM, MD) PROFUNDIDAD PROFUNDIDAD122409750 pies pies (PM, MD) (PM, MD) DIAMETRO DEL 12 1/4” POZO DIAMETRO DIAMETRO DEL DEL 9 5/8”12 1/4” POZO POZO

DATOS DE LOS TANQUES DATOS DE LOS TANQUES LOS TANQUES VOLUMEN ENDATOS DE 2200 bbl TANQUES ACTIVOS VOLUMEN EN 2200 bbl VOLUMEN EN 2400 bbl TANQUES ACTIVOS TANQUES ACTIVOS VOLUMEN EN LINEA 5.0 bbls DE SUPERFICIEVOLUMEN EN LINEA 5.0 bbls VOLUMEN EN LINEA DE SUPERFICIE 4.5 bbls SUPERFICIE 10.3 lpg PESO DEDE LODO PRESENTE PESO DE LODO 10.3 lpg PRESENTE PESO DE LODO 11.9 lpg PESO DEPRESENTE LODO 10.9 lpg TANQUE DE PESO DE LODO 10.9 lpg RESERVA TANQUE PESO DE LODODE 12.8 lpg RESERVA TANQUE DE

RESERVA DATOS DE LOS BOPS DATOS DE LOS BOPS PRESION DE LOS 15000 psi DATOS DE PRESION DELOS LOS BOPS15000 psi PREVENTORES PREVENTORES PRESION DE LOS 15000 psi DATOS SUBSEA PREVENTORESDATOS SUBSEA

PROF. DESDE MESA 2366 DATOS SUBSEA ROTARIA AL FONDO PROF. DESDE MESA 2366 pies DEL MAR ROTARIA AL FONDO pies MAR PROF. DEL DESDE MESA 5100 AIR GAP 40 pie ROTARIA AL FONDO pies 40 pie AIR GAP DEL MAR DIAM. EXTERNO RISER 20” DIAM. EXTERNO RISER AIR GAP 60 pie20” DIAM. INTERNO RISER 19” DIAM. INTERNO RISER 19”

DIAM. EXTERNO RISER

18.75”

DIAM. INTERNO RISER

17.375”

Anexo


Ejercicios deDE Simulación EJERCICIOS SIMULACIONOperaciones Marinas EJERCICIOS DE SIMULACION POZOWCI-SS5 WCI-SS5 OPERACIONES EJERCICIOS DE SIMULACION POZO POZO WCI-SSMARINAS 5MARINAS OPERACIONES POZO WCI-SS5 OPERACIONES MARINAS DATOS DE LA BOMBA

PRUEBA INTEGRIDAD PRUEBA DE DE INTEGRIDAD O ADMISION ADMISION O PRUEBA DE INTEGRIDAD (LEAK OFF TEST) (LEAK OFF O TEST) ADMISION

(LEAK OFF TEST) PESO LODO PESO DE DE LODO DE DE 11.711.7 lpg lpg PRUEBA PRUEBA PESO DE LODO DE 11.7 lpg PRUEBA PRESION OBTENIDA EN EN 1830 PRESION OBTENIDA psi psi 1830 LA LA PRUEBA PRUEBA PRESION OBTENIDA EN 1830 psi LA PRUEBA PROFUNDIDAD DE LA piespies PROFUNDIDAD DE LA 10345 10345 PRUEBA (TVD) PROFUNDIDAD DE LA PRUEBA (TVD) 10345 pies PRUEBA (TVD) DATOS DEL CASING DATOS DEL CASING (REVESTIMIENTO) DATOS DEL CASING

(REVESTIMIENTO)

(REVESTIMIENTO) DIAMETRO EXTERNO 10 3/4 ” DIAMETRO EXTERNO 10 DIAMETRO INTERNO 9.760”

DIAMETRO EXTERNO

DIAMETRO INTERNO DIAMETRO INTERNO

3/4 ” ” 10 3/4

9.760” 9.760”

55.5 lb/pie 55.555.5 lb/pie lb/pie GRADO V-150 GRADO GRADO V-150 V-150 PRESION DE 12090 psi ESTALLIDO PRESION PRESION DE DE 12090 12090 psi psi ESTALLIDO ESTALLIDO LONGITUD , PVV,TVD PVV TVD 10300 pies LONGITUD , PVV,TVD PVV TVD 10300 pies LONGITUD PVV 10300 LONGITUD PM, PVV,TVD (MD)TVD 10385 piespies LONGITUD 10385 LONGITUD PM PM (MD)(MD) 10385 piespies PESO

PESO PESO

DATOS DRILL PIPE

DATOS DRILL PIPE DIAMETRO DATOS DRILL 4 1/2 ” PIPE EXTERNO DIAMETRO

4 1/2 ”

DIAMETRO 4 1/2 EXTERNO DIAMETRO 3.826” EXTERNO

”

INTERNO DIAMETRO DIAMETRO PESO INTERNO

3.826” 3.826” 16.6 lb/pie INTERNO PESO 16.6 lb/pie CAPACIDAD 0.01422 bbl/pie PESO 16.6 lb/pie CAPACIDAD 0.01422 bbl/pie LONGITUD pies CAPACIDAD 11530 0.01422 bbl/pie LONGITUD 11530 pies DATOS DRILL11530 COLLARS LONGITUD pies

DATOS DRILL COLLARS

DIAMETRO 7 1/4 ” EXTERNO DATOS DRILL COLLARS DIAMETRO 7 1/4 ” EXTERNO DIAMETRO

2.8125” DIAMETRO 7 1/4 ” INTERNO DIAMETRO EXTERNO 2.8125” INTERNO CAPACIDAD 0.00768 bbl/pie DIAMETRO 2.8125” CAPACIDAD INTERNO 0.00768 bbl/pie LONGITUD 710 pies LONGITUD CAPACIDAD 710 pies 0.00768 bbl/pie LONGITUD

710 pies

DATOS DE LA BOMBA DATOS DE LA BOMBA BOMBA #1 (triplex) BOMBA #1 (triplex) 6” x 10”6” x 10” BOMBA #1 (triplex) 6” x 10” #2(triplex) BOMBABOMBA #2(triplex) 6”x 10” 6”x 10” BOMBA #2(triplex) 6”x 10” DESPLAZAMIENTO DESPLAZAMIENTO 0.123 0.123 DE LAS BOMBAS DE LASDESPLAZAMIENTO BOMBASbbl/stk 0.123 (100%) (100%)DE LAS BOMBAS bbl/stk bbl/stk (100%) PRESIONPRESION MAXIMAMAXIMA 4012 psi4012 psi DE LA BOMBA DE LA PRESION BOMBA MAXIMA 4012 psi DE LA BOMBA DATOS DEL POZO

DATOS DEL POZO

DATOS DEL POZO

PROFUNDIDAD 12145 pies PROFUNDIDAD (PVV, TVD) pies PROFUNDIDAD 12145 12145 (PVV, (PVV, TVD) TVD) PROFUNDIDAD 12240 pies (PM, MD) PROFUNDIDAD PROFUNDIDAD 12240 pies

12240 pies

(PM, MD) (PM, MD) DIAMETRO DEL 9 5/8” POZO DIAMETRO DEL DEL DIAMETRO POZO POZO

pies

9 5/8”9 5/8”


DATOS DETANQUES LOS TANQUES DATOS DE LOS VOLUMEN EN 2400 bbl TANQUES ACTIVOS VOLUMEN EN VOLUMEN EN 2400 2400 bbl bbl TANQUES ACTIVOS TANQUES ACTIVOS VOLUMEN EN LINEA 4.5 bbls DE SUPERFICIEVOLUMEN EN LINEA

VOLUMEN EN LINEA 4.5 DE SUPERFICIE SUPERFICIE 11.9 lpg PESO DEDE LODO PRESENTE

4.5 bbls bbls

PESO DE LODO PESO DE LODO 11.9 PRESENTE PESO DEPRESENTE LODO 12.8 lpg TANQUE DE PESO DE LODO RESERVA PESO DE LODODE TANQUE

11.9 lpg

lpg

12.8 lpg

12.8 lpg

TANQUE DE RESERVA RESERVA DATOS DE LOS BOPS DATOS DE LOS BOPS PRESION DE LOS 15000 psi DATOS DE LOS BOPS PREVENTORES PRESION DE LOS 15000 psi PREVENTORES PRESION DE LOS 15000 psi DATOS SUBSEA

PREVENTORES

DATOS SUBSEA

PROF. DESDE MESA 5100 DATOS SUBSEA ROTARIA AL FONDO PROF. DESDE pies MESA DEL MAR ROTARIA AL FONDO PROF.DEL DESDE MESA 5100 MAR AIR GAP

60 pie ROTARIA AL FONDO AIR GAP DEL MAR

DIAM. EXTERNO RISER

18.75”

pies

AIR GAP DIAM. EXTERNO RISER 60 DIAM. INTERNO RISER 17.375”

5100 pies 60 pie

pie18.75”

INTERNO DIAM.DIAM. EXTERNO RISER RISER 18.75” 17.375”

DIAM. INTERNO RISER

17.375”

Anexo


Ejercicios de DE Simulación Operaciones Marinas EJERCICIOS SIMULACION EJERCICIOS DE SIMULACION POZOWCI-SS6 WCI-SS5 OPERACIONES MARINAS EJERCICIOS SIMULACION POZO POZO WCI-SSMARINAS 6DE OPERACIONES POZO WCI-SS6 OPERACIONES MARINAS

PRUEBA DE INTEGRIDAD PRUEBA DE INTEGRIDAD O ADMISION O ADMISION PRUEBA DE INTEGRIDAD (LEAK OFF TEST) (LEAK OFF ADMISION O TEST) (LEAK OFF TEST) PESO DE LODO PESO DE LODO DE DE 13.011.7 lpg lpg PRUEBA PRUEBA PESO DE LODO DE

13.0 lpg

PRUEBA PRESION OBTENIDA EN EN12801830 PRESION OBTENIDA psi psi LA PRUEBA LA PRUEBA PRESION OBTENIDA EN 1280 psi LA PRUEBA PROFUNDIDAD DE LA PROFUNDIDAD DE LA 941010345 pies pies PRUEBA (TVD) PRUEBA (TVD) PROFUNDIDAD DE LA 9410 pies PRUEBA (TVD) DATOS DEL CASING

DATOS DEL CASING

(REVESTIMIENTO) (REVESTIMIENTO) DATOS DEL CASING (REVESTIMIENTO) DIAMETRO EXTERNO 9 5/8 ”

DIAMETRO EXTERNO 10 3/4 ” DIAMETRO DIAMETRO INTERNOEXTERNO 8.535” 9 5/8 ” DIAMETRO INTERNO 9.760” PESO DIAMETRO INTERNO 8.535” 53.5 lb/pie PESO 55.5 lb/pie PESO 53.5 lb/pie

P-110

GRADO

GRADO V-150 PRESION DE GRADO 10900 psi P-110 ESTALLIDO PRESION DE 12090 psi ESTALLIDO PRESION DE 10900 psi LONGITUD , PVV,TVD PVV TVD 9400 pies ESTALLIDO LONGITUD , PVV,TVD PVV TVD 10300 pies LONGITUD PM (MD) 9400 pies LONGITUD , PVV,TVD PVV TVD 9400 pies LONGITUD PM (MD) 10385 pies LONGITUD PM (MD) 9400 pies DATOS DRILL PIPE

DATOS DRILL PIPE 5” DATOS DRILL PIPE DIAMETRO 4 1/2 ” DIAMETRO4.276” 5 ” EXTERNO DIAMETRO EXTERNO INTERNO DIAMETRO 3.826” DIAMETRO19.5 lb/pie PESO INTERNO 4.276” INTERNO PESO CAPACIDAD 0.01776 16.6 bbl/pie lb/pie PESO 19.5 lb/pie LONGITUD CAPACIDAD 10030 pies bbl/pie 0.01422 CAPACIDAD 0.01776 bbl/pie DIAMETRO EXTERNO

LONGITUD pies DATOS DRILL 11530 COLLARS LONGITUD 10030 pies

DIAMETRO 6 DRILL ” COLLARS EXTERNO DATOS DATOS DRILL COLLARS

DIAMETRO 7 1/4 ” DIAMETRO DIAMETRO2.25” 6” EXTERNO INTERNO EXTERNO

DIAMETRO CAPACIDAD 2.8125” bbl/pie DIAMETRO0.00491 2.25” INTERNO INTERNO LONGITUD 950 pies CAPACIDAD CAPACIDAD LONGITUD LONGITUD

0.00768 bbl/pie 0.00491 bbl/pie 710950 piespies

DATOS DE LA BOMBA

DATOS DE LA BOMBA DATOS DE LA BOMBA BOMBA #1 (triplex) BOMBA #1 (triplex) 7” x 12”6” x 10” BOMBA #1 (triplex) 7” x 12” #2(triplex) BOMBA BOMBA #2(triplex) 7”x 12” 6”x 10”

7”x 12”

BOMBA #2(triplex)

DESPLAZAMIENTO DESPLAZAMIENTO 0.143 0.123 DE LAS BOMBAS DE LAS BOMBASbbl/stk DESPLAZAMIENTO bbl/stk 0.143 (100%) (100%) DE LAS BOMBAS bbl/stk (100%) PRESIONPRESION MAXIMA MAXIMA 3423 psi4012 psi DE LA BOMBA DE LAPRESION BOMBA MAXIMA 3423 psi DE LA BOMBA DATOS DEL POZO DATOS DEL POZO DATOS DEL POZO PROFUNDIDAD 10980 pies PROFUNDIDAD 12145 pies (PVV, TVD) (PVV,PROFUNDIDAD TVD) 10980 pies PROFUNDIDAD (PVV, TVD) 10980 pies PROFUNDIDAD 12240 pies (PM, MD) (PM, MD) PROFUNDIDAD 10980 pies DIAMETRO DEL (PM, MD) 8 3/8” DIAMETRO DEL POZO 9 5/8” POZO DIAMETRO DEL 8 3/8” POZO DATOS DE LOS TANQUES


VOLUMEN EN 2300 DATOS DEbbl LOS TANQUES TANQUESVOLUMEN ACTIVOS EN

2400 bbl

VOLUMEN EN TANQUES ACTIVOS 2300 bbl VOLUMEN EN LINEA 3.5 bbls TANQUES ACTIVOS DE SUPERFICIE VOLUMEN EN LINEA 4.5 bbls VOLUMEN EN LINEA DE SUPERFICIE 3.5 bbls PESO DE LODO 13.5 lpg DE SUPERFICIE PRESENTE PESO DE LODO 11.9 lpg PESO DE LODO PESO DEPRESENTE LODO 13.5 lpg 14.0 lpg TANQUE DE PRESENTE RESERVAPESO DE LODO 12.8 lpg PESO TANQUE DEDE LODO 14.0 lpg TANQUE DE RESERVA DATOS DE LOS BOPS RESERVA

PRESION DE DATOS LOS 15000 psiBOPS DE LOS PREVENTORES DATOS DE LOS BOPS

PRESION DE LOS 15000 psi PRESION DE LOS 15000 psi SUBSEA DATOS PREVENTORES PREVENTORES PROF. DESDE MESA 4300 DATOS SUBSEA ROTARIA AL FONDO DATOS SUBSEA pies DEL MAR

PROF. DESDE MESA

5100 4300 pies pies

AIR GAP

60 pie 50 pie 18.75” 20”

PROF. DESDE MESA AIR GAPROTARIA AL FONDO 50 pie ROTARIA AL FONDO DEL MAR DEL MAR DIAM. EXTERNO RISER 20” AIR GAP DIAM. INTERNO RISER

19”

DIAM. EXTERNO RISER DIAM. EXTERNO RISER

DIAM. INTERNO RISER DIAM. INTERNO RISER 17.375” 19”

Anexo


Ejercicios de Simulación Operaciones de Workover EJERCICIOS DE SIMULACION POZO WCI-Wo 1 EJERCICIOS DE SIMULACION POZO WCI-WO1 OPERACIONES DE WORKOVER POZO WCI-WO1 OPERACIONES DE WORKOVER EJERCICIOS DE SIMULACION POZO WCI-WO1 DATOS DEL CASING OPERACIONES DE WORKOVER DATOS DE LA BOMBA DATOS DEL CASING DIAMETRO 9 5/8 ” DIAMETRO DATOS 9 5/8 ”DEL CASING EXTERNO EXTERNO DIAMETRO DIAMETRO9 5/8 ” 8.535” DIAMETRO EXTERNO INTERNO 8.535” INTERNO DIAMETRO 8.535” 53.5 lb/pie PESO PESO INTERNO 53.5 lb/pie GRADO

PESO

GRADO

P-110

53.5 lb/pie P-110

DE PRESION DE GRADO PRESION 10900 psi P-110 10900 psi ESTALLIDO ESTALLIDO PRESION DE 10900 psi CAPACIDAD CAPACIDAD 0.03404 bbl/pie0.03404 bbl/pie ESTALLIDO LONGITUD , LONGITUDCAPACIDAD , pies 9400 pies 0.03404 9400 bbl/pie TVD TVD LONGITUD , LONGITUD , LONGITUD , 9850 pies9400 TVD MD MD

pies 9850 pies

DATOS DE LA BOMBA BOMBA #1(triplex) 4 BOMBA #1(triplex) DATOS DEx LA 4 1/2” 8” BOMBA

BOMBA #2(triplex) BOMBA #1(triplex) BOMBA #2(triplex) 4 1/2” 4 1/2” x 8”

DATOS TUBING DIAMETRO 2 7/8” 2 7/8” EXTERNO DIAMETRO DIAMETRO 2.441” 2 7/8” 2.441” DIAMETRO INTERNO EXTERNO INTERNO DIAMETRO 6.5 lb/pie PESO 2.441” PESO 6.5 lb/pie INTERNO GRADO N-80 GRADO PESO N-80 6.5 lb/pie

PRESION 11160 PRESION N-80 11160 COLAPSOGRADO COLAPSO PRESION PRESION DE 10570 PRESION DE 11160 10570 ESTALLIDOCOLAPSO ESTALLIDO CAPACIDAD PRESION DE 0.00579 10570 bbl/pie CAPACIDAD 0.00579 bbl/pie ESTALLIDO FINAL TUBING TVD 9870 pies FINAL TUBING0.00579 TVD CAPACIDAD 9870 pies bbl/pie FINAL TUBING MD 9970 pies FINALTVD TUBING9870 MD pies FINAL TUBING 9970 pies

FORMACION FINAL TUBING MD FORMACION 9970 pies PRESION FORMACION 5564 psi p PRESIONFORMACION FORMACION 5564 psi p DENSIDAD ESTIMADA 14.5 ppg DE INTEGRIDAD DENSIDAD ESTIMADA PRESION FORMACION 5564 psi p 14.5 ppg DE INTEGRIDAD DENSIDAD ESTIMADA 14.5 ppg DE INTEGRIDAD

4 1/2” x 8” x 8”

DESPLAZAMIENTO 0.039 BOMBA #2(triplex) DESPLAZAMIENTO DE 0.039 LAS BOMBAS4 1/2” x 8” DE LAS BOMBAS bbl/stk bbl/stk (100%) DESPLAZAMIENTO (100%) 0.039 DE LAS BOMBAS PRESION MAXIMA PRESION MAXIMA 5000 psi bbl/stk 5000 psi (100%) DE LA BOMBA DE LA BOMBA PRESION MAXIMA 5000 psi DE DE LA BOMBA ARBOL DE PRODUCCION ARBOL PRODUCCION ARBOL DE psi ARBOL DE 10000 psi 10000 ARBOL DE PRODUCCION PRODUCCION PRODUCCION ARBOL DE 10000 psi FLUIDO EN ESPACIO ANULAR FLUIDOPRODUCCION EN ESPACIO ANULAR DENSIDAD

LONGITUD , 9850 pies MD DATOS TUBING DATOS TUBING DIAMETRO EXTERNO

1/2” x 8”

DENSIDAD 10.7 10.7 ppg ANULAR FLUIDO EN ESPACIO

ppg

MANGA (CAMISA) DE MANGA (CAMISA) DE DENSIDAD 10.7 ppg CIRCULACION CIRCULACION

MANGA (CAMISA) DE ASENTADO A (TVD) ASENTADO A (TVD) 9750 pies 9750 CIRCULACION ASENTADO A (MD) ASENTADO A (MD) ASENTADO A 9850 (TVD) pies 9750

pies

pies9850 pies

EMPACADURA (PACKER) EMPACADURA ASENTADO A (MD) 9850 pies(PACKER)

ASENTADO A (TVD) ASENTADO 9860 pies A (TVD) 9860 pies EMPACADURA (PACKER) ASENTADO A (MD) ASENTADO A (MD) ASENTADO A 9960 (TVD) pies 9860 pies9960 pies PERFORACIONES ASENTADO SUPERIORES A (MD) PERFORACIONES SUPERIORES 9960 pies

TVD MD

TVD9900 pies 9900 PERFORACIONES SUPERIORES

TVD

pies 10000 0000 pies i MD 0000 pies i 9900 pies10000

PERFORACIONES INFERIORES MD 10000 0000 INFERIORES pies i PERFORACIONES TVD 10000 pies TVD 10000 pies PERFORACIONES INFERIORES MD 10100 pies MD TVD 10100 pies 10000 pies

MD

10100 pies

Anexo


Ejercicios de Simulación Operaciones de Workover EJERCICIOS DE SIMULACION EJERCICIOS DE SIMULACION 2 POZO WCI-Wo POZO WCI-WO2 OPERACIONES DE WORKOVER POZO WCI-WO2 OPERACIONES DE WORKOVER EJERCICIOS DE SIMULACION DATOS DEL CASING POZO WCI-WO2 OPERACIONES DE WORKOVER DATOS DE LA BOMBA DATOS DEL CASING

DIAMETRO 7” DIAMETRO 7 ” DEL CASING DATOS EXTERNO EXTERNO DIAMETRO DIAMETRO7 ” 6.094” DIAMETRO 6.094” EXTERNO INTERNO INTERNO DIAMETRO 6.094” 32 lb/pie PESO INTERNO PESO 32 lb/pie PESO GRADO

GRADO C-75

32 lb/pie C-75

PRESION DE PRESIONGRADO DE 8490 psi C-75 ESTALLIDO ESTALLIDO

8490 psi

PRESION DE 8490 psi CAPACIDAD CAPACIDAD 0.03607 ESTALLIDO 0.03607 bbl/pie

bbl/pie

LONGITUD , LONGITUD , 7650 pies CAPACIDAD 7650 pies 0.03607 bbl/pie TVD TVD LONGITUD , 7650 pies LONGITUD , 7951 pies LONGITUD , 7951 pies TVD MD MD LONGITUD , 7951 pies MD DATOS TUBING DATOS TUBING

DATOS TUBING 2 3/8 ” DIAMETRO 2 3/8 ” EXTERNO DIAMETRO DIAMETRO 1.867” 2 3/8 ” 1.867” INTERNOEXTERNO DIAMETRO INTERNO PESO DIAMETRO 1.867” 5.95 lb/pie INTERNO PESO 5.95 lb/pie GRADO N-80 PESO 5.95 lb/pie GRADO N-80 PRESION 15280 pies GRADO PRESION N-80 15280 pies COLAPSO COLAPSO PRESIONPRESION DE 14970 pies 15280 pies ESTALLIDO COLAPSOPRESION DE 14970 pies ESTALLIDO CAPACIDAD PRESION DE 0.00339 bbl/pie 14970 pies ESTALLIDO CAPACIDAD 0.00339 bbl/pie FINAL TUBING TVD 7469 pies CAPACIDAD bbl/pie FINAL TUBING0.00339 TVD 7469 pies FINAL TUBING MD 7790 pies FINAL TUBING TVD FINAL TUBING7469 MD pies 7790 pies FORMACION FINAL TUBING MD 7790 pies FORMACION PRESION FORMACION 3900 psi p DIAMETRO EXTERNO

FORMACION PRESION FORMACION DENSIDAD ESTIMADA 15.1 ppg DE INTEGRIDAD PRESION FORMACION 3900 DENSIDAD ESTIMADA DEESTIMADA INTEGRIDAD DENSIDAD DE INTEGRIDAD

3900 psi p psi p 15.1 ppg 15.1 ppg

DATOS DE LA BOMBA

BOMBA #1(triplex) BOMBA #1(triplex) DATOS 5” xDE 8”LA BOMBA BOMBA #2(triplex) BOMBA #2(triplex) BOMBA #1(triplex) 5” x 8” 5” x

8”

DESPLAZAMIENTO DESPLAZAMIENTO BOMBA #2(triplex) 0.049 5” x 8” DE LAS BOMBAS DE LAS BOMBAS bbl/stk (100%) (100%) DESPLAZAMIENTO 0.049 DE LAS BOMBAS MAXIMA PRESION MAXIMA PRESION 5000 psibbl/stk (100%) DE LA BOMBA DE LA BOMBA

5” x 8” 5” x 8” 0.049 bbl/stk 5000 psi

PRESION MAXIMA 5000 psi DE LADE BOMBA ARBOL PRODUCCION ARBOL DE PRODUCCION ARBOL DE ARBOL DE psi 10000 10000 psi ARBOL DE PRODUCCION PRODUCCION PRODUCCION ARBOL DE 10000 psi FLUIDO EN ESPACIO ANULAR FLUIDO EN ESPACIO ANULAR PRODUCCION DENSIDAD

10.0 ppg 10.0 FLUIDODENSIDAD EN ESPACIO ANULAR

ppg

MANGA (CAMISA) DE DENSIDAD MANGA (CAMISA) DE 10.0 ppg CIRCULACION CIRCULACION DE ASENTADO A (TVD) MANGA 7444(CAMISA) pies ASENTADO A (TVD) CIRCULACION 7444 pies

ASENTADO A (MD) 7765 pies ASENTADOASENTADO A (TVD) A (MD) 7444

pies 7765 pies

EMPACADURA (PACKER) ASENTADO A (MD) EMPACADURA 7765 pies (PACKER)

ASENTADO A (TVD) 7459 pies ASENTADO A (TVD) EMPACADURA (PACKER)7459 pies ASENTADO A (MD) 7780 pies ASENTADOASENTADO A (TVD) A (MD) 7459 pies 7780 pies

PERFORACIONES SUPERIORES ASENTADO A (MD) 7780 pies PERFORACIONES SUPERIORES TVD 7500 pies PERFORACIONES SUPERIORES TVD 7500 pies MD 7821 82 pies i TVD 7500 pies 7821 MD 82 pies i

PERFORACIONES INFERIORES MD 7821 82 pies i PERFORACIONES INFERIORES TVD 7550 pies PERFORACIONES INFERIORES TVD 7550 pies MD 7871 pies TVD 7550 pies 7871 pies MD

MD

7871 pies

Anexo


Ejercicios de Simulación Operaciones de Workover EJERCICIOS DE SIMULACION EJERCICIOS DE SIMULACION POZO WCI-Wo 3DE SIMULACION POZO WCI-WO3 OPERACIONES DE WORKOVER EJERCICIOS POZO WCI-WO3 OPERACIONES DE WORKOVER POZO WCI-WO3 OPERACIONES DE WORKOVER DATOS DEL CASING DATOS DEL CASING

DIAMETRO DATOS DEL CASING 7 5/8 ” DIAMETRO 7 5/8 ” EXTERNO EXTERNO DIAMETRO 7 5/8 ” EXTERNODIAMETRO 6.435” DIAMETRO 6.435” INTERNO INTERNO DIAMETRO 6.435” INTERNOPESO 45.3 lb/pie PESO

45.3 lb/pie

GRADO

PESO

GRADO

P-110

45.3 lb/pie P-110

GRADO PRESION DE P-110 15020 psi PRESION DE 15020 psi ESTALLIDO ESTALLIDO PRESION DE 15020 psi CAPACIDAD CAPACIDAD ESTALLIDO 0.04022 bbl/pie0.04022 bbl/pie CAPACIDAD LONGITUD , LONGITUD , 0.04022 bbl/pie 12850 pies 12850 pies TVD TVD LONGITUD , 12850 pies LONGITUD , LONGITUD , 13400 pies TVD 13400 pies MD MD LONGITUD , 13400 pies MD DATOS TUBING DATOS TUBING DATOS TUBING 3 1/2 ” DIAMETRO 3 1/2 ” EXTERNO DIAMETRO DIAMETRO 2.922” 3 1/2 ” 2.922” EXTERNODIAMETRO INTERNO INTERNO DIAMETRO 2.922” PESO 10.3 lb/pie 10.3 lb/pie INTERNOPESO DIAMETRO EXTERNO

GRADO

N-80 GRADO

N-80 10.3 lb/pie PRESION 12120 pies GRADO PRESION N-80 12120 pies COLAPSO PESO

COLAPSO PRESION PRESION DE 12120 pies 11560 PRESION DEpies 11560 pies COLAPSO ESTALLIDO ESTALLIDO PRESION DE 0.00829 11560 CAPACIDAD bbl/piepies CAPACIDAD 0.00829 bbl/pie ESTALLIDO

FINAL TUBING TVD 12490 pies FINAL TUBING 0.00829 TVD CAPACIDAD 12490 pies bbl/pie FINAL TUBING MD 13040 pies FINALTVD TUBING 12490 MD FINAL TUBING 13040 pies pies FORMACION FINAL TUBING MD FORMACION 13040 pies PRESION FORMACION 9200 psi p PRESIONFORMACION FORMACION 9200 psi p DENSIDAD ESTIMADA 16.1 ppg DE INTEGRIDAD ESTIMADA PRESION DENSIDAD FORMACION 9200 psi p 16.1 ppg DE INTEGRIDAD DENSIDAD ESTIMADA 16.1 ppg DE INTEGRIDAD

DATOS DE LA BOMBA DATOS DE LA BOMBA

x 9” 5 1/2” x 9” BOMBA #1(triplex) #2(triplex) 5 1/2” x5 9” 1/2” x 9 ” BOMBA #2(triplex) BOMBA 5 1/2” x 9 ” BOMBA #2(triplex) 5 1/2”0.066 x9” DESPLAZAMIENTO DESPLAZAMIENTO 0.066 DE LAS BOMBAS DE LAS BOMBAS bbl/stk bbl/stk DESPLAZAMIENTO (100%) 0.066 (100%) DE LAS BOMBAS bbl/stk (100%) PRESION 5000 psi PRESION MAXIMA 5000MAXIMA psi

BOMBA #1(triplex)

BOMBA #1(triplex) DATOS DE LA BOMBA 5 1/2”

DE LA BOMBA DE LA BOMBA PRESION MAXIMA 5000 psi DE LA BOMBA ARBOL DE PRODUCCION ARBOL DE PRODUCCION

ARBOL DE PRODUCCION ARBOL DE ARBOL DE 10000 psi 10000 psi PRODUCCION PRODUCCION ARBOL DE 10000 psi FLUIDOPRODUCCION EN ESPACIO ANULAR FLUIDO EN ESPACIO ANULAR DENSIDAD

DENSIDAD 14.1 ppg FLUIDO EN ESPACIO ANULAR 14.1

ppg

DENSIDAD MANGA (CAMISA) DE 14.1(CAMISA) ppg MANGA DE CIRCULACION CIRCULACION MANGA (CAMISA) DE ASENTADO A (TVD) ASENTADO 12400 pies A (TVD) CIRCULACION 12400 pies ASENTADO AASENTADO (MD) ASENTADO A12950 (TVD) Apies (MD)

12400 pies 12950 pies

EMPACADURA ASENTADO A (PACKER) (MD) EMPACADURA (PACKER) 12950 pies ASENTADO A (TVD) ASENTADO 12405 pies A (TVD) 12405 EMPACADURA (PACKER) ASENTADO A (MD) 12955 ASENTADO A (MD) ASENTADO A (TVD)pies 12405 12955 pies

pies

pies

PERFORACIONES ASENTADOSUPERIORES A (MD) 12955SUPERIORES pies PERFORACIONES TVD MD

TVD 12550 pies 12550 PERFORACIONES SUPERIORES

TVD

MD

pies

13100 3 00 pies i 13100 3 00 pies i 12550 pies

PERFORACIONES INFERIORES MD 13100 3 00 pies i PERFORACIONES INFERIORES TVD 12750 pies TVD 12750 pies PERFORACIONES INFERIORES MD 13300 pies MD TVD 13300 pies 12750 pies

MD

13300 pies

Anexo


Ejercicios de Simulación Operaciones de Workover EJERCICIOS DE SIMULACION 5 POZO WCI-Wo EJERCICIOS DE SIMULACION POZO WCI-WO5 OPERACIONES DE WORKOVER POZO WCI-WO5 OPERACIONES DE DE WORKOVER EJERCICIOS SIMULACION POZO WCI-WO5 OPERACIONESDATOS DE WORKOVER DEL CASING DATOS DE LA BOMBA DATOS DEL CASING DIAMETRO 7 5/8 ” DATOS DIAMETRO 7 5/8 ”DEL CASING EXTERNO EXTERNO DIAMETRO 7 5/8 ” DIAMETRO 6.435” EXTERNO 6.435” DIAMETRO INTERNO INTERNO DIAMETRO PESO 6.435” 45.3 lb/pie PESO INTERNO 45.3 lb/pie GRADO

PESO

GRADO45.3

N-80

lb/pie N-80

PRESION DE 10920 psi PRESIONGRADO DE N-80 10920 psi ESTALLIDO ESTALLIDO PRESION DE 10920 psi CAPACIDAD CAPACIDAD ESTALLIDO0.04022 bbl/pie 0.04022 bbl/pie LONGITUD , LONGITUD , 10545 pies CAPACIDAD 10545 0.04022 pies bbl/pie TVD TVD LONGITUD , 10545 pies LONGITUD , LONGITUD , 11125 pies 11125 pies TVD MD MD

DATOS DE LA BOMBA BOMBA #1(triplex) 6” DATOS BOMBA #1(triplex) 6” x DE 10”LA BOMBA

BOMBA #2(triplex) BOMBA #1(triplex) BOMBA #2(triplex) 6” x 10 ” 6” x

DIAMETRO EXTERNO

DIAMETRO DIAMETRO 2.922” DIAMETRO INTERNOEXTERNO INTERNO PESO GRADO

DIAMETRO 10.2 PESO INTERNO PESO

PRESION GRADO COLAPSO

3 1/2 ”

3 1/2 ” 2.922”

2.922” lb/pie

10.2 lb/pie

N-80 GRADO

N-80 10.2 lb/pie 12120 pies PRESION 12120 pies N-80 COLAPSO

PRESIONPRESION DE 12120DEpies 12120 pies PRESION 12120 pies ESTALLIDO COLAPSO ESTALLIDO CAPACIDAD PRESION DE 0.0082912120 pies CAPACIDADbbl/pie 0.00829 bbl/pie ESTALLIDO FINAL TUBING TVD 10385 pies FINAL TUBING TVD 10385 pies CAPACIDAD 0.00829 bbl/pie FINAL TUBING MD 10965 pies FINAL MD 10965 pies FINAL TUBING TVDTUBING 10385 pies FORMACION FORMACION FINAL TUBING MD 10965 pies PRESION FORMACION 7420 psi p PRESION FORMACION 7420 psi p FORMACION DENSIDAD ESTIMADA 15.9 ppg DENSIDAD ESTIMADA DE INTEGRIDAD PRESION FORMACION 7420 psi p 15.9 ppg DE INTEGRIDAD

DENSIDAD ESTIMADA DE INTEGRIDAD

15.9 ppg

10” 6” x 10 ”

DESPLAZAMIENTO BOMBA #2(triplex) DESPLAZAMIENTO 6” x 10 0.087 ” DE0.087 LAS BOMBAS DE LAS BOMBAS bbl/stk bbl/stk (100%) DESPLAZAMIENTO (100%) 0.087 DE LAS BOMBAS bbl/stk 5000 psi PRESION MAXIMA PRESION MAXIMA (100%) 5000 psi DE LA BOMBA DE LA BOMBA PRESION MAXIMA 5000 psi DE LA BOMBA ARBOL DE PRODUCCION ARBOL DE PRODUCCION ARBOL DEpsi ARBOL DE ARBOL5000 DE PRODUCCION 5000 psi PRODUCCION PRODUCCION ARBOL DE 5000 psi FLUIDO EN ESPACIO ANULAR FLUIDO EN ESPACIO ANULAR PRODUCCION DENSIDAD

LONGITUD , 11125 pies MD DATOS TUBING DATOS TUBING DATOS TUBING DIAMETRO 3 1/2 ” EXTERNO

x 10”

DENSIDAD 13.7 13.7 ppg ANULAR FLUIDO EN ESPACIO

ppg

MANGA (CAMISA) DE MANGA (CAMISA) DE DENSIDAD 13.7 ppg CIRCULACION CIRCULACION

MANGA (CAMISA) DE ASENTADO A (TVD) ASENTADO A (TVD) 10360 pies 10360 CIRCULACION ASENTADO A (MD) ASENTADO (MD) 10940 A pies ASENTADO A (TVD) 10360

pies

10940 pies pies

EMPACADURA (PACKER) EMPACADURA (PACKER) ASENTADO A (MD) 10940 pies

ASENTADO A (TVD) ASENTADO 10365 pies A (TVD) 10365 pies EMPACADURA (PACKER) ASENTADO A (MD) ASENTADO 10945 pies 10945 pies ASENTADO A (TVD) A (MD) 10365 pies PERFORACIONES SUPERIORES ASENTADO APERFORACIONES (MD) SUPERIORES 10945 pies

TVD MD

TVD10405 pies 10405 PERFORACIONES SUPERIORES

TVD

pies 10995 099 pies i MD 10995 099 pies i 10405 pies

PERFORACIONES INFERIORES MD PERFORACIONES INFERIORES 10995 099 pies i TVD 10445 pies TVD 10445 pies PERFORACIONES INFERIORES MD 11035 pies MD 11035 pies TVD

10445 pies

MD

11035 pies

Anexo


Ejercicios de Simulación Operaciones de Workover EJERCICIOS DE SIMULACION EJERCICIOS DE SIMULACION POZO WCI-Wo 6 SIMULACION POZO WCI-WO6 EJERCICIOS DE OPERACIONES DE WORKOVER POZO WCI-WO6 OPERACIONES DE WORKOVER POZO WCI-WO6 OPERACIONES DE WORKOVER DATOS DEL CASING DATOS DEL CASING DATOS DEL CASING DIAMETRO 7 ” DIAMETRO 7 ” EXTERNO EXTERNODIAMETRO 7 ” EXTERNODIAMETRO 5.920” DIAMETRO 5.920” INTERNO INTERNODIAMETRO 5.920” INTERNOPESO 38 lb/pie PESO

38 lb/pie 38 lb/pie GRADO K-55 GRADO K-55 GRADO PRESION DE PRESION DE 7420 psiK-55 7420 psi PESO

ESTALLIDO ESTALLIDO PRESION DE 7420 psi CAPACIDAD 0.03404 ESTALLIDO0.03404 bbl/pie CAPACIDAD

bbl/pie

LONGITUD , pies CAPACIDAD 0.034045070 bbl/pie LONGITUD , 5070 pies TVD TVD LONGITUD , 5070 pies LONGITUD , 5070 pies LONGITUD , TVD 5070 pies MD MD LONGITUD , 5070 pies MD DATOS TUBING DATOS TUBING

DATOS TUBING DIAMETRO 2 7/8 ” EXTERNO

2 7/8 ” DIAMETRO EXTERNO DIAMETRO DIAMETRO 2 7/8 ” 2.441” DIAMETRO 2.441” EXTERNOINTERNO INTERNO PESO DIAMETRO 2.441” 6.5 lb/pie PESO 6.5 lb/pie INTERNO GRADO J-55 GRADO J-55 6.5 lb/pie PESO PRESION 7680 pies PRESION 7680 pies GRADO COLAPSO J-55 COLAPSO PRESION DE 7260 pies PRESIONPRESION DE 7680 pies 7260 pies ESTALLIDO COLAPSO ESTALLIDO CAPACIDAD 0.00579 bbl/pie PRESION DE 0.005797260 CAPACIDAD pies bbl/pie ESTALLIDO FINAL TUBING TVD 4900 pies FINAL TUBING TVD 4900 pies CAPACIDAD 0.00579 bbl/pie FINAL TUBING MD 4900 pies FINAL TUBING MD 4900 pies FINAL TUBING TVD 4900 pies FORMACION FORMACION FINAL TUBING MD FORMACION 4900 pies 2500 psi PRESION p PRESION FORMACION 2500 psi p

FORMACION DENSIDAD ESTIMADA DENSIDAD ESTIMADA 13.4 ppg DE INTEGRIDAD DE INTEGRIDAD PRESION FORMACION 2500 DENSIDAD ESTIMADA DE INTEGRIDAD

13.4 ppg

p psi

13.4 ppg

DATOS DE LA BOMBA DATOS DE LA BOMBA DATOS DE LA BOMBA BOMBA #1(triplex) 4 1/2” x 8” BOMBA #1(triplex) 4 1/2” x 8” BOMBA #1(triplex) 4 1/2” x 48”1/2” x 8 ” BOMBA #2(triplex) BOMBA #2(triplex) 4 1/2” x 8 ”

BOMBA #2(triplex) DESPLAZAMIENTO 4 1/2” 0.039 x8” DESPLAZAMIENTO 0.039 DE LAS BOMBAS DE LAS BOMBAS DESPLAZAMIENTO bbl/stk 0.039 bbl/stk (100%) (100%) DE LAS BOMBAS bbl/stk 5000 psi (100%) PRESION MAXIMA PRESION MAXIMA 5000 psi DE LA BOMBA DE LA BOMBA PRESION MAXIMA 5000 psi DE LA BOMBA ARBOL DE PRODUCCION ARBOL DE PRODUCCION

ARBOL DE 5000 psi ARBOL5000 DE PRODUCCION ARBOL DE psi PRODUCCION PRODUCCION ARBOL DE 5000 psi FLUIDO EN ESPACIO ANULAR PRODUCCION FLUIDO EN ESPACIO ANULAR DENSIDAD

DENSIDAD 9.8 FLUIDO EN ANULAR 9.8ESPACIO ppg

ppg

EMPACADURA DENSIDAD 9.8 ppg (PACKER) EMPACADURA (PACKER) ASENTADO A (TVD) 4890 ASENTADO A (TVD)EMPACADURA 4890 pies (PACKER) ASENTADO A (MD) ASENTADOASENTADO A (MD) A4890 (TVD)pies 4890

pies

4890 pies pies

SUPERIORES ASENTADO PERFORACIONES A (MD) 4890 pies PERFORACIONES SUPERIORES TVD MD

TVD 4910 pies 4910 pies PERFORACIONES SUPERIORES MD 4910 pies 4910 pies 4910 pies TVD

PERFORACIONES INFERIORES PERFORACIONES INFERIORES MD 4910 pies TVD MD

TVD

4970 pies

4970 pies

PERFORACIONES INFERIORES MD 4970 4970 pies TVD 4970 pies MD

4970 pies

pies

Glosario

Glosario de Términos 318

A A prueba de vapor.

No susceptible a los vapores ni afectado por los mismos; por ejemplo, un interruptor eléctrico se fabrica a prueba de vapor de manera de que, en presencia de gases combustibles, no se produzca una explosión por culpa de una chispa. (Vaporproof)

Abandonado

temporariamente.

en solución, produce un exceso de iones de hidrógeno. Los ácidos bajan el pH. Son ejemplos de ácidos y substancias ácidas: el ácido clorhídrico, el ácido tánico, el ácido de pirofosfato de sodio. (Acid)

Ácido acético. Compuesto de ácido orgánico que a veces se utiliza para acidificar pozos de petróleo. No es tan corrosivo como otros ácidos que se utilizan para el tratamiento de pozos. Su fórmula química es C2H4O2 o CH3COOH. (Acetic acid)

que no está entubado y 2. Aquel donde no se ha bajado sondeo o tubing. (Open)

Ácido clorhídrico. Compuesto ácido que se suele utilizar para acidificar rocas de carbonato. Se prepara mezclando gas de cloruro de hidrógeno y agua. También se lo conoce como ácido muriático. El símbolo químico es HCL. *Ver acidificar. (Hydrochloric acid)

Absorción. La penetración o aparente des-

Acido fluorhídrico clorhídrico.

Pozo cerrado temporariamente pero no taponado. (Temporarily abandoned)

Abierto. 1. Con referencia a un pozo, aquel

aparición de moléculas o iones de una o más substancias en el interior de un sólido o un líquido. Por ejemplo, en el caso de la bentonita hidratada, el agua plana atrapada entre las capas de apariencia similar a la mica es el resultado de la absorción. (Absorption)

Accionador hidráulico de terminación. Conjunto de cilindros hidráulicss

que se utilizan para retener y sacar tubería bajo presión del pozo, que se colocan en forma temporaria en la cabeza de pozo para operaciones de reparación. (Hydraulic workover)

Acelerador (de fragüe).

Aditivo químico que reduce el tiempo de fragüe del cemento. Ver materiales de cementación. (Accelerator)

Acelerador de tijera.

Herramienta hidráulica que se utiliza junto con una tijera y que se enrosca a la columna de pesca por encima de la tijera para aumentar el impacto o el poder del golpe. (Jar accelerator)

Acidez.

El grado relativo de acidez de una substancia, medida por pH. Un valor de pH menor que 7. Ver pH. (Acidity)

Acidificación. Tratamiento de estimulación de formación petrolífera. (Acidizing) Acidificar.

Fracturar un pozo utilizando ácidos. (Acid-up)

Acidificar. Tratar una formación de piedra caliza petrolífera u otro tipo de formación, mediante la utilización de una reacción química con ácido, con el fin de aumentar la producción. Se inyecta a presión ácido clorhídrico u otro ácido. Este ácido ataca la roca, agrandando los espacios porales y los pasajes a través de los cuales fluyen los fluidos de la formación. Luego se bombea el ácido al exterior, y se pistonea el pozo, para luego ponerlo a producir. Con el ácido se combinan aditivos químicos e inhibidores para que reaccionen en forma selectiva con la roca de la formación sin afectar el equipamiento metálico del pozo. (Acidize) Ácido.

Todo compuesto químico que contenga hidrógeno que pueda ser reemplazado por elementos positivos o radicales para formar sales. En términos de la teoría de la disociación, es un compuesto que, al disociarse

Mezcla de ácidos que se utiliza para eliminar el lodo del pozo. *Ver ácido de lodo. (Hydrofluoric hydrochloric acid)

Ácido fórmico.

Acido orgánico simple que se utiliza para acidificar pozos de petróleo. Es más fuerte que el ácido acético, pero menos corrosivo que el ácido fluorhídrico o el clorhídrico. Se lo suele utilizar en pozos de altas temperaturas. *Ver acidificar. (Formic Acid)

Ácido húmico. Ácidos orgánicos de com-

posición indefinida que se presentan en el lignito leonardita natural. Los ácidos húmicos son los elementos constitutivos más valiosos. *Ver lignina. (Humic acid)

Ácido inhibido. Ácido tratado químicamente antes de acidificar o hacer una fracturación ácida en un pozo, para disminuir su efecto corrosivo sobre los materiales tubulares sin afectar su eficacia. *Ver Fracturación ácida y acidificar. (Inhibited acid) Acido para remover revoque de inyección. Mezcla de ácido clorhídrico y

ácido fluorhídrico con agentes tensoactivos que se utiliza para eliminar el lodo del pozo. (Mud acid)

Ácido

sulfámico. Acido cristalino, NH2SO3H, derivado del ácido sulfúrico, y que a veces se utiliza en la acidificación. (Sulfamic acid) Ver tratamiento ácido.

Ácido tánico. El ingrediente activo del quebracho y de otros sustitutos del quebracho. (Tannic acid) Activadores de tensión superficial. Ver agentes tensoactivos. (Surface active materials)

Acumulador.

En un equipo de perforación, el acumulador almacena fluido hidráulico bajo presión de nitrógeno comprimido, para el cierre del BOP en casos de emergencia. El acumulador es un recipiente o tanque (botellón) que se utiliza para recibir y almacenar temporariamente líquidos que se utilizan en procesos continuos en plantas de producción. El acumulador por goteo recoge los hidrocarburos líquidos que provienen de la condensación de un gas húmedo que circula por una cañería. En algunos países, se llama acumulador a una batería de almacenamiento de energía eléctrica. (Accumulator)

Adherencia a las paredes. Ver adherencia por presión diferencial. (Wall sticking)

Adhesión.

La fuerza que hace que moléculas disímiles se mantengan unidas. (Adhesion)

Aditivo de EP. Ver Lubricante de extrema presión. (EP Additive)

Aditivo para lodo.

Todo material que se agregue a un fluido de perforación para un propósito en particuñar. (Mud additive) Aditivos para pérdida de circulación - Materiales que se agregan al lodo para controlar o impedir la pérdida de circulación. Estos materiales se agregan en cantidades variables y se clasifican en fibras, escamas o granulados. (Lost-circulation additives)

Adsorción. Fenómeno de superficie por el cual un sólido (adsorbente) mantiene o concentra gases, líquidos o substancias disueltas sobre su superficie, propiedad que se debe a la adhesión. Por ejemplo, el agua que existe sobre la superficie externa de la bentonita hidratada es agua adsorbida. (Adsorption) Aereación, ventilación.

Técnica que consiste en inyectar aire o gas al interior de un fluido de perforación en cantidades variables, con el fin de reducir la carga hidrostática Comparar con corte con aire. (Aeration)

Afluencia.

El flujo de fluidos de la formación al interior del pozo. (Feed-in [Influx, Inflow])

Agarre simple. Descripción de empaquetadores (packers) con un sistema de cuñas para el soporte de peso y presión desde arriba únicamente. (Single-grip). Agente espumante. Substancia que produce burbujas bastante estables en la combinación aire-líquido debido a la agitación, aireación o ebullición. En perforación con aire o con gas, se utilizan agentes espumantes para convertir la afluencia de agua en espuma aireada. Este procedimiento se suele llamar “perforación con niebla”. (Foaming agent) Agente floculador. Substancias que tienen la capacidad de espesar un fluido de perforación (son agentes floculadores la mayoría de los electrolitos, algunos polisacáridos, ciertos polímeros sintéticos o naturales) En fluidos plásticos Bingham, el punto de fluencia y la fuerza gel aumentan. (Flocculating Agent)

líquido o un sólido al concentrarse en la capa superficial. Los agentes tensoactivos reducen la tensión superficial, lo que aumenta la capacidad de penetración del fluido y la humectabilidad. Los agentes tensoactivos son de utilidad porque con ellos se puede garantizar que la superficie de una substancia u objeto quede completamente en contacto con la superficie de otra substancia. (Surfactant)

Agentes selladores. Cualquiera de los materiales que se agrega a los fluidos de perforación para recuperar la circulación. (Sealing agents) Aglomeración. Agrupamiento de partículas individuales. (Agglomeration) Aglomerado - Grandes grupos de partículas individuales, que generalmente resultan de los procesos de tamizado y secado. (Agglomerate)

Agregación.

Formación de agregados. En lo que se refiere a los fluidos de perforación, la agregación se produce por el hecho de apilar las placas de arcilla una sobre otra, lo que reduce la viscosidad y fuerza del gel. (Aggregation)

Agregación controlada. Condición en la cual las placas de arcilla se mantienen apiladas por la acción de un catión polivalente, como el calcio, y son defloculadas con algún tipo de diluyente. (Controlled aggregation) Agregado. Grupo de dos o más partículas individuales que se mantienen fuertemente unidas. Los agregados se mantienen estables aunque se los someta a agitación normal, batido o llevados a condición de polvo o suspensión. Se los puede romper mediante tratamientos más drásticos, tales como molienda/ trituración del polvo o por corte/ sacudida de la suspensión. (Aggregate) Agua de emulsión de petróleo (Emulsión lechosa). Fluido de perfo-

ración con un contenido de petróleo que suele mantenerse entre un tres y un siete por ciento y, de vez en cuando, por encima del diez por ciento (el porcentaje puede ser bastante superior). El petróleo se emulsifica en agua dulce o salada con un emulsificador químico. A veces, puede agregarse CMC, almidón o caucho a los sistemas de agua dulce o salada. (Oil emulsion water) (Milk emulsion)

Agua de fondo.

Agua que se encuentra debajo del petróleo y el gas en una formación productora. (Bottom Water)

Agente humectante.

Substancia o compuesto que, al agregarse a un líquido, aumenta la expansión del mismo en una superficie o la penetración del líquido en un material. (Wetting agent)

Agua intersticial.

Agente soporte. Substancia granular tipo arena, cáscara de nuez u otro material transportado en suspensión por medio del fluido de fractura que sirve para mantener las grietas abiertas cuando se retira el fluido, luego del tratamiento de fracturación. (Propping agent)

Agua intersticial . El agua original que queda retenida en los espacios porales (o intersticios) de una formación desde el momento de su creación, diferente de las aguas migratorias que fluyeron hasta los depositos después de su creación. (Connate water)

Agente tensoactivo.

Substancia que afecta las propiedades de la superficie de un

El agua que contienen los intersticios de la roca de un reservorio. En ingeniería de reservorio, es un sinónimo de agua connata. *Ver agua connata. (Interstitial water)

Agua salobre. Agua que contenga cualquier clase de sales solubles en baja concentración. (Brackish water)

319

Aguas marginales. El agua

que está en contacto con el borde del petróleo en el horizonte inferior de una formación. (Edgewater)

Ahogar.

1. En perforación/servicio de pozos, evitar un reventón inminente, llevando a cabo las medidas preventivas necesarias (por ejemplo, cerrar el pozo con los preventores de reventones, circular la surgencia al exterior y aumentar la densidad del fluido de perforación/terminación/reparación). 2. En producción, detener la producción de gas y petróleo de un pozo para permitir su reacondicionamiento. (Kill)

Ahogar. Controlar la presión y el flujo de un pozo. Sobrebalance extremo. (Killing) Ahogar un pozo. Controlar un pozo que sufre un reventón. También es el procedimiento de circular agua y lodo por un pozo terminado antes de comenzar las operaciones de servicio de pozo. (Killing a well) Aislar. Colocar empaquetadores por arriba y por debajo de una zona de interés. (Isolate) Ala - Conjunto de válvulas laterales de un árbol. (Wing)

Amarre. Dispositivo al cual se pude amarrar un cable o una abrazadera; el dispositivo de anclaje para la línea muerta de un aparejo de elevación. (Tie-down) Análisis de lodo.

Examen y ensayo del fluido de perforación para determinar sus propiedades físico-químicas. (Mud analysis)

Analisis de lodo o fluido de perforación. Examen y ensayo del fluido de perforación para determinar sus propiedades físicas y químicas y su condición. (Analysis, mud or drilling fluid)

Análisis de malla. Ver Análisis de Tami-

zación. (Sieve analysis)

Análisis de tamizado.

Sirve para determinar los porcentajes relativos de substancias, por ejemplo: los elementos sólidos en suspensión de un fluido de perforación que pasan por una sucesión de mallas de tamaños cada vez menores o que son retenidos. El análisis se puede efectuar mediante métodos húmedos o secos. También conocido como “análisis tamiz”. (Screen analysis) Ver MESH

Análisis de testigos.

Todo compuesto de propiedades principalmente básicas. (Alkali)

Análisis de laboratorio de una muestra testigo corona para determinar la porosidad, permeabilidad, litología, contenido de fluido, ángulo de inclinación, edad geológica y probable productividad de la formación. (Core analysis) Ancla - Mecanismo que evita el movimiento ascendente de ciertas piezas del equipamiento instalado en un pozo. Una bomba de varillas puede utilizar un ancla

Alcalinidad. Buscar en diccionario de química. (Alkalinity)

mecánica para fijarse a un niple de asiento. (Hold down)

Alivianar el pozo. Circular un fluido de

Ancla. Todo dispositivo cuya función sea la de asegurar o sujetar un equipamiento. Dispositivo que se utiliza para asegurar el tubing de producción ante la posibilidad de expansiones/contracciones; es similar a un empaquetador pero sin los elementos de caucho. En equipamiento de interior de pozo, este término se suele utilizar para referirse al ancla de entubación/caño de cola (tail pipe). En perforaciones marítimas, se suele sujetar a las embarcaciones de perforación sobre la zona de perforación con anclajes metálicos de grandes dimensiones, similares a los que se utilizan en los barcos. Ver ancla de entubación/caño de cola (tail pipe). (Anchor)

Alambique/retorta

para

lodo.

Instrumento que se utiliza para destilar petróleo, agua y otros materiales volátiles para determinar los contenidos de petróleo, agua y totales de sólidos en porcentaje de volumen. (Mud still/retort)

Álcali.

menor densidad para subbalancear la presión de la formación y así iniciar el flujo. (Jettingthe-well-in)

Almacenar un equipo.

Operación de embalaje de un equipo una vez terminado el trabajo, cuando se debe retirar el equipo del lugar de operaciones por un tiempo. (Stacking a rig)

Almidón. Grupo de carbohidratos presentes en muchas células vegetales. Se somete al almidón a un proceso especial (pre-gelatinización) y se lo agrega a los lodos para reducir la velocidad de filtración y ocasionalmente para aumentar la viscosidad. Si no se toman los recaudos apropiados, el almidón puede llegar a fermentar. (Starch) Alojamiento.

Término que describe la ubicación, pero no el anclaje, del tubing de producción en el interior de un empaquetador. (Locator)

Alojamiento de interior pulido. (AIP) un componente de la columna del casing que sirve para facilitar el apoyo del tubing de producción (casing). (PBR)

Alojar.

Bajar barras/tubing y asentarlos en una herramienta de pozo abajo. (Tagging)

Alojar.

Colocar en posición el tubing de manera de atravesar el orificio de un empaquetador. (Locating)

Anclaje de contraviento.

Peso o anclaje enterrado al cual se ata un cable contraviento. Ver muerto. (Guy line anchor)

Anclaje hidráulico.

Accesorio o parte integral de un empaquetador que se utiliza para limitar el movimiento ascendente del empaquetador bajo presión. (Hydraulic holddown)

Anclar.

Asegurar la cabeza de pozo u otros componentes. (Buttoning-up)

Angostamiento.

Restricción del diámetro interno del casing. (Bridging-off)

Ángulo de desviación. En perforación dirigida, el ángulo en el que se desvía el pozo con respecto al eje vertical mediante el uso de una cuña desviadora u otra herramienta

de desviación. Ver cuña desviadora. (Angle of deflection)

Anhidrita. Ver Sulfato de Calcio. En el curso de una perforación se suele encontrar anhidrita. Suele presentarse como intrusiones delgadas o formaciones masivas. (Anhydrite) Anhidro. Sin agua (Anhydrous) Anillo “O”. Sello circular muy común en la industria petrolera, que requiere deformación (inyección a presión) para energizar y sellar. (O-ring) Anillo guía. Anillo cilíndrico de metal que se utiliza para guiar a los empaquetadores a través de obstrucciones en el casing. (Guide ring) Anión.

Átomo o radical de carga negativa, como por ejemplo el CI-, OH-, SO4=, etc, en solución de un electrolito. Los aniones se mueven en dirección al ánodo (electrodo positivo) bajo la influencia de un potencial eléctrico. (Anion)

Antepozo.

Pileta que proporciona una separación adicional entre el piso del equipo y la cabeza del pozo, donde se ubica parte de la instalación de los preventores de reventones, etc. También sirven para colectar agua de drenaje y otros fluidos para su posterior eliminación. (Cellar)

Antiespumante.

Substancia que se utiliza para evitar la formación de espuma aumentando en gran medida la tensión de superficie. Comparar con defoamer. (Antifoam)

Antiespumante o agente antiespumante. Toda substancia que se utilize

para reducir o eliminar la espuma por reducción de la tensión de superficie. Comparar con antiespuma. (Defoamer or defoaming agent)

Anulus. El espacio en derredor de una tubería suspendida en el pozo. La pared exterior del anulus puede ser la pared del pozo o la del casing. (Annulus) Anulus o espacio anular.

El espacio entre la columna de sondeo y la pared del pozo o del casing. (Annulus or annular space)

Glosario

Glosario de Términos

El cable de perforación sube y baja el aparejo que está en la torre o mástil. Cuando se colocan elevadores en el gancho del aparejo, y cuando se enganchan barras de sondeo a los elevadores, se pueden subir y bajar las barras que están en la torre. Ver corona, elevadores, gancho, roldana, y aparejo. También ver aparejo de perforación. (Block)

Aparejo para enroscar/cabeza giratoria. Dispositivo conectado al eje del

cuadro de maniobras, que se utiliza como fuente de energía para enroscar barras, por lo general está del mismo lado que el perforador en el cuadro de maniobras. *Ver aparejo de maniobras. (Make out cathead)

Aparejo rápido.

Motón móvil de sacada continua de dos velocidades que permite que un elevador tome los tiros a medida que se los desenrosca mientras el motón móvil continúa su movimiento. (Speed kit)

API.

Instituto Estadounidense del Petróleo (American Petroleum Institute)

API segundos. Unidad de viscosidad medida con un embudo Marsh de acuerdo con el procedimiento API. (Seconds API) Ver API RP 13B y Viscosidad de embudo Marsh. APR. Nombre de marca de una válvula anular sensible a la presión; para columna de ensayo de pozo (DST) (APR) Apretar el gatillo.

Término referido a la detonación de una herramienta de cable de acero que se opera pozo abajo dentro del camión de servicio. (Pulling-the-trigger) Aprisionamiento - Condición por la cual barras de sondeo, casing u otros dispositivos quedan atrapados en el pozo. Puede ocurrir durante la perforación, cuando se esta bajando casing o cuando se están sacando las barras de sondeo. Cuando esto sucede, con frecuencia es necesario realizar operaciones de pesca. (Stuck)

Araña. Dispositivo circular de acero con cuñas que sostienen una columna suspendida de barras de sondeo, casing o tubing. La araña puede ser de una sola pieza o dividida. (Spider) Árbol. Cabeza de pozo. (Tree)

(SP)

Árbol de Producción / Arbol de Surgencia - Las válvulas de control, manómetros y estrangulador conectados en el extremo superior de un pozo para controlar el flujo de petróleo y gas una vez que concluyen las operaciones de perforación y terminación. (Christmas tree)

Aparejar.

Arcilla (lutita).

AOSC. Asociación de Contratistas de Servicio de Pozos Petrolíferos. (Association of Oilwell Servicing Contractors) AP.

Auto-potencial o potencial espontáneo.

Hacer pasar la línea de perforación por las roldanas de la corona de torre y del motón móvil de aparejo. Un extremo de la línea se asegura el tambor del cable de aparejo y el otro se asegura a la subestructura de la torre. (String up) Ver roldana.

Aparejo.

Todo ensamblaje de poleas que forme parte de una única estructura. En mecánica, una o más poleas, o roldanas, montadas para rotar en un único eje. La corona de la torre o mástil (crown block) es un ensamblaje de roldanas montadas en vigas en la parte superior de la torre. El cable de perforación se pasa por las roldanas de la corona de torre en forma alternada con las roldanas del aparejo.

Roca sedimentaria de grano fino compuesta por limo y lodo consolidados. Constituye la roca sedimentaria que aparece con mayor frecuencia. (Shale).

Arcilla. Tierra plástica, blanda, de colores variados, por lo general es un hidrosilicato de alúmina, que se forma por la descomposición del feldespato y otros silicatos de aluminio. Ver también Attapulgita, Bentonita, de Alto Rendimiento, de Bajo Rendimiento, y arcillas naturales. Los minerales de arcilla son esencialmente insolubles en agua, pero bajo condiciones tales como hidratación, fuerzas de corte como la pulverización, efectos de la velocidad, se dispersan en particulas

Glosario


extremadamente pequeñas, que van desde tamaños inferiores a 1 micrón hasta 100 micrones. (Clay)

Arena, mapa de espesor de.

Arcilla Atapulgita.

Arenisca.

Arcilla coloidal, viscosificadora, que se utiliza principalmente en lodos de agua salada. La atapulgita, una variedad de arcilla, es un hidrosilicato de aluminio y magnesio. (Attapulgite clay)

Arcilla de agua salada.

(Salt water

clay) Ver arcilla atapulguita.

Arcilla de perforación de alto rendimiento. Clasificación que se da a

un grupode preparados de arcillas de perforación comerciales cuyo rendimiento es de 35 a 50 bbl/tonelada. Este es un grupo intermedio entre la bentonita y las arcillas de bajo rendimiento. Estas arcillas se preparan por peptización de arcillas de montmorillonite de calcio de bajo rendimiento o, en algunos casos, mezclando bentonita con la arcilla de bajo rendimiento peptizada. (High-yield drilling clay)

Arcilla Peptizada.

Arcilla a la que se le ha agregado un agente para aumentar su rendimiento inicial. Por ejemplo, suele agregarse ceniza de soda a la arcilla montmorilonita de calcio. (Peptized clay)

Arcilla plástica.

Toda formación relativamente pegajosa, como la arcilla, que se encuentre durante la perforación. (Gumbo)

Arcillas de bajo rendimiento.

Arcillas comerciales generalmente del tipo de la montmorillonita de calcio cuyo rendimiento es de alrededor de 15 a 30 barriles por tonelada. (Low-yield clays)

Arcillas naturales.

Arcillas naturales, en contraposición a las comerciales, son aquellas que se encuentran al perforar varias formaciones. El rendimiento de estas arcillas es muy variable y pueden ser incorporadas a discresión en el sistema de lodo (Natural clays)

Mapa de contorno que muestra el espesor de las arenas subterráneas. (Sand thickness map)

Roca detríctica y sedimentaria compuesta por granos de arena individuales (el más común es el cuarzo) que se cementan juntos por acción del sílice, carbonato de calcio, óxido ferroso, etc. La arenisca es una roca común en la que se acumula tanto el petróleo como el agua. (Sandstone)

Aro calibre.

Aro cilíndrico de metal que se utiliza para guiar y centrar empaquetadores y herramientas en el interior del casing. (Gage ring)

Aro cuña. Sistema de cuña en configuración de anillo. (Slip ring). Aro de apoyo.

Aro cilindrico, generalmente con forma de “V” que se utiliza como refuerzo (o apoyo) de un miembro sellador, para evitar su expulsión en caso de temperaturas o presiones altas. (Back-up ring)

Estrato de arena o piedra arenisca porosa de donde se puede extraer gas natural. (Gas sand)

Arena productora o formación productora. Formación productora a ni-

vel comercial que, por lo general, no constituye ni siquiera arenisca. También denominada zona productora o de producción. (Pay sand or pay formation)

Arena, control de. Idem empaquetadura de grava. (Sand control) Arena, filtro de. Unión filtro colocada frente a las perforaciones para el control de arena. (Sand screen)

Átomo. De acuerdo a la teoría atómica, es la cantidad más pequeña que puede integrar una combinación química, o que puede existir individualmente. (Atom)

Autopotencial.

Reemplazo de ciertas piezas (por ejemplo o-rings) de las herramientas. El uso de accesorios de tamaño específico para tamaños y pesos de casing determinados. (Dressing)

Elemento de acero de sección circular (similar al asa de un balde, pero mucho más grande) que sirve de sostén de la cabeza de inyección y que permite conectarla al gancho. En algunas ocasiones, las dos barras cilíndricas que sirven de sostén de los elevadores (amelas) y que los sujetan al gancho también se denominan “asas” .(Bail)

Asbesto.

Arena gasífera.

OrganizaciónAsociación que establece algunos estándares, principios y políticas para las empresas de servicio de pozos petrolíferos, cuya sede se encuentra en Dallas, Texas. (Association of Oilwell Servicing Contractors)

Asa (Grillete).

Arreglo.

Área de perforación.

Material blando en grano que resulta de la desintegración de rocas, por lo general de sílice. (Sand)

Asociación de Contratistas de Servicio de Pozos Petrolíferos.

Arrendador. Quien otorga una concesión (por ejemplo, una concesión de gas y petróleo). (Lessor)

Mecanismo interno empleado en algunas herramientas para trabar conos al mandril. (Body lock ring)

Asas del elevador.

Arena.

Asiento de casing. La ubicación del extremo inferior de una columna de casing cementada en un pozo. Habitualmente, en este punto se enrosca un zapato en el extremo del casing. (Casing seat)

Atrapar muestras. Obtener recortes para información geológica a medida que el trépano penetra en la formación. Las muestras se obtienen del fluido de perforación, a medida que este emerge a la superficie o, en perforación con herramienta de cable, de la cuchara/achicador. Se lavan los recortes cuidadosamente hasta que quedan limpios de elementos extraños; se los seca y se les coloca una etiqueta en donde se indica la profundidad a la que se tomaron las muestras. (Catch samples). Ver cuchara/ achicador, perforación con herramienta de cable y recortes.

Aro traba del cuerpo.

Area. Campo potencialmente productor de hidrocarburos. (Play) Una o varias concesiones de terrenos adyacentes que constituyen una unidad de superficie suficiente como para justificar la perforación de un pozo exploratorio. (Drilling block)

ponente de lodos de base- petróleo, material de pérdida de circulación, agente de control de pérdida de fluido, agente de revoque de paredes, etc. (Asphalt)

La unión entre el elevador y el aparejo. *Ver aparejo. (Elevator bails)

Término que se aplica a muchos minerales de silicatos fibrosos, algunos de los cuales se utilizan en cierto tipo de fluidos de perforación. (Asbestos)

Ver *potencial espontá-

neo. (Self potential)

Ayudante de boca de pozo.

Operario que trabaja en el piso del equipo. (Floor hand)

B B/D. barriles por día. (B/D) Backside. El área encima del empaquetador, entre el diámetro interno del casing y el diámetro externo del tubing. (Backside)

Asentar el casing. Instalar el casing de manera que quede sostenido por cuñas en la cabeza de casing. Generalmente, el casing se asienta sobre la cabeza de casing en la misma posición en la que estaba colgando cuando el tapón de cemento alcanzo su punto más bajo. *Ver cabeza de casing y cuñas. (Land casing)

Bache. Bombear una determinada cantidad

Asentar peso (Slacking off). Bajar

Bajada bajo presión del pozo.

Asfalto.

Bajada de tubería bajo presión del pozo. Bajar el sondeo cuando el pozo

la columna de trabajo/tubing al empaquetador (packer). (Slacking off)

mezcla natural o mecánica de bitúmenes sólidos o viscosos que se encuentran en estratos naturales o se obtienen como residuo de petróleo. Asfalto, mezclas que contienen asfalto, y materiales asfálticos alterados (por ej. asfalto soplado, o modificado químicamente), todos estos elementos se agregan a ciertos fluidos de perforación con propósitos muy diferentes; como com-

de una substancia (por ejemplo, cemento o ácido) a un intervalo específico del pozo. Por ejemplo, se pueden bombear 10 barriles de diesel oil a un área del pozo para liberar portamechas que se atascaron en las paredes del pozo. (Spot) Ver

Bajada/sacada de tubería bajo presión.

está cerrado por causa de una surgencia. (Stripping in)

Bajada/sacada de tubería bajo presión del pozo. Introducción o ex-

tracción de tuberías con el pozo presurizado y sin permitir el flujo vertical en el extremo superior del pozo. (Stripping)

Bajar bajo presión del pozo (snub). Bajar tubería o herramientas en un

pozo que no ha sido ahogado, en condiciones de alta presión (por ejemplo, bajar tubería en un pozo contra presión). El “snubbing” generalmente requiere de un conjunto de aparejos y cable de acero que fuerzan la tubería o las herramientas dentro del pozo a través de una cabeza limpiadora o preventor de reventones hasta que la columna alcance el peso suficiente para compensar en el stripper el efecto levantador de la presión del pozo. Ver stripper head. (Snub).

Balanza de lodo.

Balanza de brazos que se utiliza para determinar la densidad del lodo. Consta principalmente de una base, un brazo graduado con una copa de volumen constante, tapa, rider, knife edge y contrapeso. (Balance, mud)

Bandera. 1. Tira de tela, soga, o nylon que se utiliza para marcar el cable/alambre durante operaciones de pistoneo o cuchareo. 2. Indicador de la dirección del viento para aquellas perforaciones o reparaciones en las que se sospecha la presencia de ácido sulfídrico (gas agrio). (Flag) BAP (RIH [Run-in-hole]).

Bajar al

pozo.

Barco perforador.

Barco construido para perforación de pozos marítimos. Si bien no es tan estable como otras estructuras flotantes, (como los semisumergibles), los barcos de perforación (o shipshape) , pueden perforar pozos de exploración en aguas relativamente profundas. Pueden tener casco de barco, de catamarán, de trimarán, etc. (Ver equipo de perforación semisumergible). (Drill ship)

Baritina. Sulfato de bario natural (BaSO4)

que se utiliza para aumentar la densidad de los fluidos de perforación. Si se requiere, se lo puede mejorar con aditivos para que alcance una gravedad específica de 4.20 (es decir, 4.2 veces más pesado que el agua). Este material suele presentarse en vetas blancas, grisáceas, verdosas y rojizas, o en masas cristalinas. (Barite, baryte, or heavy spar)

Barra de peso. Barra pesada que se colo-

ca sobre o cerca de una herramienta de cable de perfilaje. Le brinda el peso suficiente a la herramienta para facilitar su bajada al pozo. (Sinker bar)

Barras de sondeo.

Tubería de paredes gruesas que se usa como sarta de perforación. (Drill pipe)

Barras de sondeo. Tubería gruesa, sin costura que se utiliza para rotar el trépano y circular el fluido de perforación. Se conectan tiros de tubería de 30 pies (9,144 m) de largo por medio de las uniones. (Drill pipe) Barras de sondeo con unión lisa. Barras de sondeo en las que el diámetro externo de la unión es igual al diámetro externo del caño. La unión también puede ser lisa en lo que respecta al diámetro interno. (Flushjoint pipe)

Barreno/taladro empaquetador. B/TE recuperable anclado en la parte superior

321

de la empaquetadura de producción para fijar un conjunto de sello de tubing. (Packer- bore receptacle)

Barril. (Bbl) Barril. Unidad de volumen para productos de petróleo. Un barril equivale a 42 galones US o 0,15699 metros cúbicos. Un metro cúbico equivale a 6,2897 barriles. (Barrel) Barril equivalente - Unidad de laboratorio que se utiliza para evaluar o ensayar fluidos de perforación. Un gramo de material que se agrega a 350 ml de fluido equivale a 1 libra de material que se le agrega a 1 barril (42 galones) de fluido. (Barrel equivalent) Barriles por día.

Medida del caudal de flujo de un pozo; el total de la producción o procesamiento de petróleo de un pozo por día. (Barrels per day)

Base.

Bloque de arrastre.

Accesorios que se utilizan para proporcionar “arrastre” a una herramienta. Similares a los resortes de arrastre, pero más resistentes. (Dragblock) Bloqueo por agua - Reducción de la permeabilidad de una formación (por la presencia de una acumulación de agua?). (Water block)

Bloqueo por gas.

Condición que se encuentra a veces en un pozo en bombeo en el que un gas disuelto que se liberó de una solución durante el movimiento ascendente del émbolo, aparece como gas libre entre las válvulas. Si la presión del gas es suficiente, la válvula fija se cierra y, por lo tanto, no entra fluido al tubing. (Gas lock)

Bola/pesa deslizante/apoyo.

Objeto esférico que se utiliza para bombear el pozo desde superficie, liberar, o realizar otra operación con ciertas herramientas hidráulicas. (Ball)

Compuesto de metal, o de un grupo del tipo de los metales, con hidrógeno y oxígeno en proporción como para formar un radical de OH, que se ioniza en una solución acuosa, produciendo un exceso de iones hidróxilos. las bases se forman cuando los óxidos de metales reaccionan con el agua. las bases aumentan el pH. Ejemplos de bases son la soda cáustica y la cal. (base)

Bolsa. (Sack) Contenedor de cemento, bentonita, ilmenita, sulfato de bario, cáustico, etc. Sack (bolsas) contiene las siguientes cantidades de los elementos mencionados: Cemento 94 libras (1 pie cúbico) , Bentonita 100 libras, Ilmenita 100 libras, Sulfato de bario 100 libras

Basicidad.

Bolsillo lateral .

Valor de pH por encima de 7. Capacidad de neutralizar o aceptar protones de ácidos. (Basicity)

Batería.

1. Instalación de piezas de equipamiento idénticas o casi idénticas (por ej. una batería de tanques, o una batería de manómetros) 2. Dispositivo de almacenamiento de electricidad. (Battery)

Batería de tanques. Grupo de tanques de producción ubicados en el yacimiento para almacenar petróleo crudo. (Tank battery) Bentonita. Arcilla plástica, coloidal, constituida en su mayor parte por el mineral montmorilonita de sodio (un silicato de aluminio hidratado) que se expande cuando se humedece. Debido a sus propiedades de formación de gel, la bentonita es un componente importante de los lodos de perforación. Para su uso en fluidos de perforación, la bentonita tiene un rendimiento que sobrepasa los 85 bbl/ton. El término genérico “bentonita” no es un término exacto desde el punto de vista mineralógico, ni tampoco es la arcilla de composición mineralógica definida. (Bentonite) Bicarb. Ver Bicarbonato de Sodio. (Bicarb) Bicarbonato de Sodio. NaHCO3 - Material de uso común para el tratamiento de contaminación del cemento y ocasionalmente contaminación de calcio en los fluidos de perforación. Es la sal de sodio de media neutralización del ácido carbónico. (Bicarbonato de Sodio) Bicromato de Sodio. Na2Cr2O7 - Tam-

bién denominado “dichromato de sodio” - Ver cromato.

Blocks. Mecanismo pesado de elevación que se utiliza en los equipos para favorecer las operaciones de bajada y sacada. (Blocks)

Unión compensadora de paredes pesadas en la columna de producción para colocación de válvulas de gas lift, etc. (Side pocket).

Bolson. Término de slang que describe una

surgencia en oleadas/bocanadas. (Belching)

Bomba. Instrumento que aumenta la presión de un fluido. Las distintas clases de bomba son: alternativa, centrífuga, giratoria, de chorro de agua, de varilla de succión, hidráulica, de lodo, sumergible y de fondo de pozo. (Pump) Bomba alternativa.

Bomba que consiste en un pistón que se mueve en sentido vertical y horizontal. El cilindro cuenta con un equipamiento con válvulas de entrada (succión) y de salida (descarga). Durante la embolada de succión, las válvulas de succión se abren y el fluido se vierte en el cilindro. Durante la descarga, las válvulas de succión se cierran, las de descarga se abren y el fluido sale con fuerza del cilindro. (Reciprocating pump)

Bomba centrífuga. Bomba provista de un propulsor o rotor, un eje y una cubierta, que descarga fluido por fuerza centrífuga. (Centrifugal pump)

Bomba de unidad de cierre.

Otro término para designar a una bomba eléctrica o hidráulica ubicada en un acumulador cuya función es bombear fluido de alta presión a los preventores de reventones para cerrarlos o abrirlos. (Closing unit pump)

Bomba de varillas. Conjunto de pozo abajo que se utiliza para elevar fluido hacia la superficie por la acción recíproca de la columna de varillas de bombeo. Los componentes básicos son el cilindro de bomba, el émbolo, las válvulas y el anclaje pendular?. La bomba de tubing, en la que el cilindro está conectado al tubing, y la bomba insertable, que se baja al pozo como una unidad completa, son dos tipos de bombas de varillas. (Sucker rod pump) Bomba duplex.

Bomba recíproca que consta de dos pistones y dos cilindros, de uso muy difundido como bomba de lodo equipos de perforación. (Duplex pump)

Bombeo. Una de las actividades de servicio de pozos “a través de la línea de flujo” que permite acceder al pozo bajo presión para realizar diferentes tareas, bombeando cable no conductor pozo abajo. (Pumpdown)

función de sello a presión entre las dos bridas. (Ring-joint-flange)

Buffer.

Toda substancia o combinación de substancias que, al disolverse en agua, produce una solución que resiste las variaciones en la concentración del ion de hidrógeno cuando se le agrega ácido o base. (Buffer)

Buje. Accesorio de tubería que permite conectar dos secciones de tubería de diferentes tamaños. (Bushing) Buje de estrangulación.

Accesorio tubular que se utiliza en un estrangulador de superficie. Estrangulador que se utiliza para regular el flujo de un pozo. Ver estrangulador. (Bean)

Buje de impulso del vástago de perforación. Dispositivo especial conec-

tado al buje rotativo que transmite torque al vástago de perforación y simultáneamente permite el movimiento vertical del vástago para poder perforar. Puede ser cuadrado o hexagonal y encajar en la abertura rotativa o puede estar provisto de uniones macho para transmitir torque. También se lo llama buje de transmisión. *Ver vástago de perforación y buje maestro. (Kelly bushing)

Bonete. En los preventores de esclusas, el componente que sella la parte posterior del cilindro de la esclusa. (Bonnet)

Buje de transmisión. También llamado buje del vástago. *Ver buje del vástago. (Drive bushing)

BOP. Iniciales de blowout preventer, preventor de reventones. (BOP)

Buje maestro. Dispositivo que forma parte de la mesa rotativa. En el encajan las cuñas, y sirve para impulsar el buje del vástago de perforación, de manera de transmitir el movimiento de lamesa rotativa al vástago de perforación. También llamado buje rotativo. *Ver cuñas y buje del vástago de perforación. (Master bushing)

Boquilla. Conducto a través del trépano que permite que el fluido de perforación llegue al fondo del pozo y empareje los cortes a través del espacio anular. Las boquillas presentan diferentes tamaños que pueden intercambiarse de acuerdo con el trépano para permitir mayor o menor flujo. (Nozzle) Bota.

Dispositivo tubular que se coloca en posición vertical, ya sea adentro o afuera de un recipiente más grande, a través del cual circulan fluidos del pozo antes de entrar al recipiente más grande. La bota ayuda a separar el gas de la humedad del petróleo. También llamado tubo separador de gas, o tubo conductor. (Boot)

BPD. Barriles por día. (BPD) Bppd.

Barriles de petróleo por día (Bopd [Barrels of oil per day])

Brida.

Borde o reborde (presente en las conexiones de tubería y en las bocas de bombas y recipientes) que se proyecta en ángulo recto y que sirve de refuerzo o conexión con otra pieza. Las bridas tienen orificios para ajustarlas con pernos a otras bridas. (Flange)

Bomba de inyección. Bomba recíproca de grandes dimensiones que se utiliza para circular el lodo en un equipo de perforación o el fluido de terminación/reparación en un equipo de servicio. La bomba de inyección típica es una bomba a pistón de doble efecto o de simple efecto, de dos o tres cilindros, cuyos pistones corren por tuberías auxiliares reemplazables y son impulsados por un cigueñal accionado por un motor. (Mud pump)

Brida aisladora. Brida provista de piezas de plástico que aíslan las piezas metálicas con el fin de impedir el flujo de corriente eléctrica. Se las suele utilizar en sistemas de protección catódica para evitar la corrosión electrolítica. A menudo se las instala cuando se está conectando una línea de salida a la cabeza del pozo. (Insulating flange)

Bomba de tubing.

Brida con aro.

Bomba de varillas en la que el cilindro está conectado al tubing. (Tubing pump) Ver bomba de varillas.

Glosario


Tipo de conexión especial con bridas en la que un anillo de metal (apoyado en una ranura de la brida) cumple la

Bullheading (Inyección de fluido sin purga). 1. Término que designa la

operación de bombeo al interior de un pozo cerrado sin retornos. 2. Impulsión forzada de fluido al interior de un pozo. (Bullheading)

BUNA-N Caucho de nitrilo que se usa habitualmente en yacimientos petrolíferos como sello elastómetro, es decir en O-rings, V-rings, etc. (BUNA-N) Butano. Hidrocarburo parafínico, C4H10 , que en condiciones atmosféricas es un gas, pero que bajo presión se licúa con facilidad. Es un elemento constitutivo del gas licuado de petróleo. Ver gas licuado de petróleo. (Butane)

C C-A; C/A.

Cable alambre. (W-A; W/A - [Wi-

reline])

Caballete de tubería. 1. Colocar una tubería retirada del pozo sobre una tarima para tubería. 2. Disponer la tubería en forma vertical sobre el piso de la torre al sacarla del pozo. (Rack pipe) Caballete, cabría, trípode. Torre o grúa que se utiliza para manejar cargas pe-

Glosario


sadas, cuya forma es similar a la de la letra A (A-Frame)

Cabeza de casing.

La sección de la columna de casing de paredes más gruesas, generalmente ubicada justo por debajo de los preventores o el árbol. (Gage joint) Cabeza de casing - Accesorio de acero, pesado, embridado, que contiene cuñas y empaquetaduras del que se suspenden secciones intermedias de casing y se sella el espacio anular. También se lo llama carretel. (Casing head)

Cabeza de circulación.

Dispositivo conectado al extremo superior del sondeo o del tubing, cuya función es permitir el bombeo al interior del pozo sin necesidad de usar el vástago de perforación. (Circulating head)

Cabeza de control. Extensión de una herramienta recuperable, por ejemplo un tapón puente recuperable, que se utiliza para fijar y liberar la herramienta. (Control head) Cabeza de gato.

giratoria permite seguir perforando, incluso cuando hay una presión tal en el annulus que no puede ser superada por la densidad del fluido de perforación. Además, la cabeza giratoria impide que el pozo experimente un reventón. Se utiliza principalmente para la perforación de formaciones con presión baja y fluidos de alta presión. La velocidad de invasión a través de tales formaciones suele ser rápida. (Rotating head)

Cable.

Cuerda compuesta por alambres de acero trenzados alrededor de un alma de cáñamo o de cualquier otra fibra. El resultado es una cuerda muy fuerte y bastante flexible. El cable se utiliza como línea de perforación, como línea de malacate/ guinche, etc. Se los suele llamar cable/alambre, aunque este último en realidad es una única varilla delgada de metal, generalmente muy flexible. (Wire rope) Comparar con cable/alambre.

Cable. Cable no eléctrico. (Slickline).

Accesorio con forma de carretel colocado en un guinche alrededor del cual se enrolla una cuerda para elevar cargas o tirar. (Cathead). Ver carretel de afloje (breackout cathead) y carretel de apriete (make-up cathead).

Cable de maniobras. Líneas para elevación de tiro que se opera desde uno o dos carreteles de maniobra ubicados en el equipo.. (Catline) Ver cabeza de gato.

Cabeza de Gato.

gran capacidad para extracción de cargas, en contraposición al cable conductor eléctrico de acero. Se utiliza en equipos para servicio de pozos con el objeto de operar un pistón o cuchara. Suele medir entre 9/16 pulgadas de diámetro y varios pies de longitud. (Sand line)

Dispositivo conectado al eje del cuadro de maniobras, que se utiliza como fuente de energía para desenroscar tubulares, por lo general está del lado del frente del perforador en el cuadro de maniobras. Ver aparejo de maniobras. (Break out cathead)

Cabeza de inyección.

Herramienta rotativa que cuelga del gancho rotativo y del motón móvil de aparejo, de la que se suspende la columna de sondeo, lo que permite la libre rotación de la misma. También proporciona una conexión para la manguera de inyección y un pasaje para el flujo de fluido de perforación al interior de la columna de sondeo. (Swivel)

Cable de pistoneo. Cable de acero con

Cable/alambre. Pieza de metal de tipo varilla, generalmente de diámetro reducido, que se utiliza para bajar herramientas especiales al pozo (tales como sondas de perfilaje, cañones de punzamiento, etc.). (Wireline) Cadena de enrosque.

Cadena con forma de Y que se utiliza para enroscar (ajustar) uniones de barras de sondeo entre sí. Un extremo de la cadena está enganchado a las llaves de enrosque, otro extremo se engancha en el aparejo para enroscar/cabeza giratoria, y el tercer extremo queda libre. Se enrolla la cadena alrededor de la unión, se tira de la misma mediante el aparejo y la unión gira con velocidad y se enrosca. Una vez que se saca la cadena de la unión, se colocan las llaves en el mismo lugar y se sigue tirando de la cadena con el aparejo, lo cual termina de ajustar la unión. (Spinning chain)

Caldera.

Campana terraja.

Calentador. Recipiente que contiene un montaje de tuberías y un hogar de caldera que se utiliza para calentar una emulsión para su posterior tratamiento. (Heater) Calibrar - Acción de bajar un calibre con tubing o con cable de pistoneo para verificar las dimensiones del casing. (Gage trip)

Campo petrolífero.

Recipiente cerrado y presurizado que tiene un horno equipado para quemar carbón, petróleo o gas y que se utiliza para generar vapor de agua. (Boiler)

Calibre no pasa. Medidor que se corre pozo abajo para comprobar dimensiones. (No-go)

1. Terreno sobre el que yace un reservorio o reservorios de petróleo. Por lo general, el término no sólo incluye el terreno, sino que también puede incluir el reservorio, los pozos y el equipo de producción. 2. Lugar en el que se desarrolla la industria de la perforación, terminación, reparación y servicio de pozos. (Oil field)

Caliper.

Canaleta.

Registro cuyo objetivo es determinar el diámetro del pozo, que sirve para indicar agrandamientos debido a derrumbes, inundación u otras causas. Este perfilaje también detecta corrosión en sus diversas formas en los accesorios tubulares. (Caliper log)

Calor específico. El numero de calorías que se requiere para elevar en 1 grado centígrado la temperatura de 1 gramo de una substancia. El calor específico de un fluido de perforación es un indicador de la capacidad del fluido de enfriar el trépano a un caudal de circulación determinado. (Specific heat) Cambio brusco de penetración.

Aumento repentino de la velocidad de penetración del trépano. A veces es una señal de que el trépano ha penetrado una zona de alta presión, por lo que constituye una advertencia de la posibilidad de un reventón. (Drilling break)

Cambio de esclusas. Acto de cambiar el tamaño de las esclusas del preventor de reventones cuando se opera con barras de sondeo o tubing de un tamaño diferente al que se estaba usando previamente. (Changing rams) Camisa de bomba.

Accesorio embridado que sostiene la columna de tubing, sella y bloquea la presión entre el casing y el exterior del tubing y provee una conexión que sostiene al árbol de producción. (Tubing head) Ver árbol de producción.

Caja de prensaestopa. Parte metálica

Sección metálica, cilíndrica de dimensiones exactas, que forma el barril de trabajo o ciertas bombas alternativas. Las camisas de bomba brindan la posibilidad de reemplazar las camisas desgastadas a bajo costo y, en algunas bombas, constituyen un método adecuado para el cambio de caudal y presión de las bombas. Las secciones, utilizadas en algunos tipos de bomba de pozos petrolíferos permiten instalar, sin demora, una bomba de pozo de cualquier tipo de longitud de embolada al agregar secciones extremo a extremo. (Pump liner)

Cabeza empaquetadora.

Cal. Presentación comercial del hidróxido de

Camisa de Separación. Camisa diseñada para aislar al tubing del flujo del anulus en caso que la unión de circulación deslizable dejara de operar. (Separation sleeve)

Cabeza de pozo.

El equipamiento que se utiliza para mantener el control del pozo en superficie. También se refiere a diferentes parámetros que tienen que ver con la cabeza de pozo, como por ejemplo la presión en cabeza de pozo, el precio del petróleo en cabeza de pozo, etc. Esta formado por la cabeza del casing y el árbol de producción. (Wellhead)

Cabeza de tubing.

Dispositivo de prevención de reventones constituido por un casquillo y empaquetadura atornillados a la cabeza de pozo. Se lo suele utilizar para sellar el espacio anular entre el tubing y el casing. (Stripper head)

Cabeza giratoria.

Elemento sellador utilizado para cerrar el espacio anular alrededor del vástago al perforar con presión la superficie; por lo general, se la instala por encima de los preventores de reventones principales. Evita la formación de nube de polvo o de fluidos alrededor del rotary. La cabeza

que comprime y sostiene la empaquetadura en su lugar en una caja de estopas. (Packing gland) Ver caja de estopas.

calcio. (Lime)

Cal rápida.

Oxido de calcio (CaO). Se utiliza en determinados lodos a base de petróleo para neutralizar el ácido orgánico. (Quicklime)

Calcio.

Una de las tierras alcalinas, cuya valencia es 2 y su peso atómico alrededor de 40. Los compuestos de calcio suelen ser responsables de la dureza del agua. También es un componente de la cal, el yeso, la piedra caliza, etc. (Calcium)

1. Herramienta de rosca hembra, cónica, autoenroscable, que se atornilla en forma externa a una pesca para recuperarla. 2. Una roscadora a la vieja usanza, con ranuras longitudinales que atraviesan la roscas. Ver roscadora y macho terraja. (Box tap)

Campana de pesca.

Unión o junta de acero, con rosca interna, que se utiliza para recuperar tubería del pozo en operaciones de pesca; contraparte hembra del pescador de rosca macho. La campana de pesca se enrosca en el sondeo y se baja al pozo hasta que hace contacto con la tubería perdida. La rotación de la campana de pesca hace una rosca en la parte exterior de la tubería, lo que proporciona una conexión firme. Luego se retira la tubería del pozo. (Die collar)

1. Acanaladura o ranura que se produce en la pared del pozo, paralela al eje del mismo. Es el resultado de la fricción de la tubería contra un codo muy pronunciado del pozo. 2. Sección del pozo, generalmente de formación muy blanda y con una desviación anormal, en donde las barras de sondeo han producido una erosión o acanaladura de tamaño menor que las uniones dobles o los portamechas. Esta configuración de tipo cerradura provoca el atascamiento de estos miembros en la sacada. (Key seat)

Canalización. Fenómeno que suele ocurrir en un pozo de inyección en el que el fluido que se está inyectando no entra en contacto con el reservorio en su totalidad, sino que desvía porciones de los fluidos del reservorio formando canales en forma de dedos. Este fenómeno no es deseable porque no hay contacto entre algunas porciones del reservorio y el fluido inyectado. (Fingering) Canalización.

Pasaje de fluido a través del cemento o la formación. (Channel)

Canasta. 1. Dispositivo para pescar herramientas atascadas agarrándolas firmemente. 2. La pieza de una herramienta de pesca (overshot o cangreso) que engancha la pesca (Grapple) Canasta.

Dispositivo que se coloca justo encima del trépano o de la fresa en la columna de sondeo para atrapar pequeños desechos no perforables que circulan por el espacio anular (Basket).

Canasta.

Dispositivo que se utiliza para atrapar desechos provenientes de herramientas perforables, punzadores, etc. (Basket)

Canasta calibradora de cable/ alambre. Herramienta que se utiliza para

calibrar el casing, además de limpiarlo de residuos y detritos cuando se la utiliza con un atrapador de residuos. (Feeler, Wireline)

Canasta recuperadora.

Herramienta cilíndrica diseñada para la remoción de desechos, recortes u objetos extraños del pozo. Se suele correr cuando se perforan o se fresan herramientas perforables o no peforables. (Junk basket)

Cangrejo.

Herramienta de pesca que se utiliza para rescatar tubería perdida en un pozo. El cangrejo se baja al pozo por dentro de la tubería perdida, y cuando se aplica torque o peso o ambos a la columna, las cuñas del cangrejo se expanden y aferran la pared interior

323

de la tubería. Luego toda la columna se saca a superficie. (Spear)

Cangrejo.

Herramienta que se utiliza para penetrar el diámetro de otra. Por lo general consiste en una herramienta de agarre que va por dentro de una pesca tubular y la atrapa con una cuñas.

Cañería guía.

La primera columna de casing (luego del caño conductor) que se asienta en un pozo, con una longitud que puede ser de varios cientos o de varios miles de pies. Algunos estados exigen una longitud mínima para proteger las arenas de agua potable. (Surface pipe) Comparar con caño conductor.

Cañería lavadora.

Cañería del tamaño apropiado para la pesca en pozo abierto o en casing o para lavar o perforar la obstrucción de manera de liberar la pesca. (Wash out pipe [or washpipe])

Cañería vertical de alimentación de inyección. Cañería vertical que se ele-

va a un lado de la torre o mástil, que conecta la línea de descarga que va desde la bomba de inyección hasta la manguera de inyección, y a través de la cual se bombea el lodo al interior del pozo. (Standpipe)

Caño conductor.

1. Columna corta de casing de diámetro grande que se utiliza para mantener abierto el extremo superior del pozo y para derivar el fluido de perforación ascendente a las piletas de lodo. (Conductor pipe)

Caño conductor.

Tubería por la que circula líquido en sentido vertical; caño conductor de tubería. (Riser) Ver caño conductor de tubería.

Caño conductor de tubería submarino. Tubería y conexiones especiales

utilizadas en equipos offshore de perforación flotante para fijar un sello entre la parte superior del pozo, que se encuentra sobre el lecho marino, y el equipo de perforación, ubicado en la superficie del agua. El caño conductor de tubería sirve como guía para la barra de sondeo desde el buque de perforación hasta el cabezal del pozo y como conductor del fluido de perforación desde el pozo hasta el buque. El caño conductor consta de diferentes secciones de tubería e incluye dispositivos especiales para compensar cualquier movimiento del equipo de perforación provocado por las olas. También se denomina caño conductor marino. (Riser pipe)

Caño de cola.

1. Sección corta de caño espaciador que se utiliza por debajo de una herramienta de inyección a presión durante cementaciones de reacondicionamiento. 2. Caño que se corre en un pozo por debajo de una empaquetador. (Tail pipe)

terior de la cabeza de inyección y que sirve como conducto para el fluido de perforación a través de la cabeza de inyección. 2. A veces se emplea este término para referirse a la cañería lavadora. (Wash pipe)

Cañón de punzamiento.

Dispositivo explosivo con cargas o balas moldeadas, que se corre hasta la profundidad deseada en el pozo y se detona para crear agujeros de invasión en el casing, en al área cementada y en la formación. (Perforating gun) Ver punzado selectivo (gun-perforate).

Cañón semi-consumible.

cañón de punzamiento a través del tubing; no recuperable. (Semi-expendable gun).

Cañones. Dispositivos explosivos que se utilizan para punzamiento. (Guns) Capataz de perforación.

Supervisor de las operaciones de perforación y reparación en un equipo; también llamado jefe de pozo o superintendente de equipo. (Drilling foreman)

Características de filtración.

Características de filtración de un lodo de perforación. Generalmente, estas características están en proporción inversa al diámetro del revoque depositado en la superficie de un medio poroso y a la cantidad de filtrado que se pierde del fluido de perforación,ya sea en el medio poroso o a través del mismo. (Filtration qualities)

Carbonato de Calcio. CaCo3 - Sal de calcio insoluble que a veces se utiliza como densificador (piedra caliza, conchas de ostras, etc.) en fluidos de perforación especializados. (Calcium Carbonate - CaCo3) Carbonato de Sodio.

Na2CO3 - Material de uso común para el tratamiento de varias clases de contaminación de calcio. Generalmente se lo denomina “ceniza de soda”. Cuando se agrega carbonato de sodio a un fluido, aumenta el pH del fluido por hidrólisis. Puede agregarse carbonato de sodio al agua salada (NaCI) para aumentar la densidad de la fase del fluido. (Sodium Carbonate).

Carboximetilcelulosa de Sodio.

Comúnmente llamada CMC. Se encuentra disponible en varios grados de viscosidad y pureza. Material orgánico que se utiliza para controlar filtración, suspender material de densificación, y formar viscosidad en fluidos de perforación. Se utiliza junto con bentonita cuando se desea obtener lodos de bajo contenido sólido. (Sodium carboxymethilcelluse).

También denominado tubo filtro. (Screen pipe) Ver tubo filtro.

Carburo tungsteno. Polvo cristalino fino, muy duro, de color gris, compuesto de carbono y tungsteno. Este compuesto se aglutina con cobalto y níquel en composiciones cementadas de carburo y se utiliza en herramientas de corte, abrasivos y terrajas. (Tungsten carbide)

Caño filtro.

Tubería auxiliar de revestimiento con agujeros realizados con un cañón de punzamiento. (Perforated liner) Ver Tubería auxiliar de revestimiento.

Carga en el gancho. El peso de la tube-

Caño lavador.

lizada en punzamiento, con forma de jet para penetrar fácilmente en el la pared del casing y

Caño filtro.

1. Sección corta de caño resistente de superficie que encaja en el in-

ría suspendida en el peso según el indicador de peso del equipo. (Hook load)

Carga moldeada. 1. Carga explosiva uti-

en la formación. 2. Recipiente relativamente pequeño que contiene explosivo de alta detonación y que se carga en un cañón de punzamiento. Al detonar, la carga libera un jet de partículas pequeñas a gran velocidad que penetra el casing, cemento y la formación. Ver * punzamiento con cañón. (Shape charge/ Shaped charge).

Carretel.

Unión embridada que se coloca entre el preventor de reventones y la válvula de perforación y que sirve de espaciador. (Spool)

Carretel Adaptador. Carretel que se utiliza para conectar a la cabeza del casing preventores de reventones de diferentes medidas presión. (Adapter spool). Carretel de perforación.

Conexión del conjunto de BOP equipada con bridas en ambos extremos . Generalmente tiene el mismo diámetro que el preventor de reventones. Puede o no tener salidas laterales para conexión con líneas auxiliares. Accesorio utilizado como espaciador en el equipamiento de cabeza de pozo. Proporciona espacio entre los diferentes componentes de la cabeza del pozo (como los preventores de reventones) de manera de poder alojar distintos dispositivos del sondeo (como las cuplas de herramientas). (Drilling spool)

Casilla de herramientas.

Casilla en la que se guardan las herramientas. (Tool house)

Casilla de lodo. Estructura del equipo que se utiliza para almacenar bolsas de materiales para fluidos de perforación. (Mud house) Casilla del Perforador.

1. Pequeño cobertizo ubicado en el piso del equipo que se utiliza como oficina del perforador o para guardar objetos pequeños. 2. Toda construcción pequeña que se utilice como oficina o para almacenamiento. (Doghouse)

Casilla del Personal.

Casilla que utilizan las dotaciones de equipos de perforación para cambiarse de ropa. (Change house) Ver casilla del perforador (doghouse).

Casing.

Glosario


Catión. Partícula de carga positiva en una solución de electrolito que, bajo la influencia de un potencial eléctrico, se dirige hacia el cátodo (electrodo negativo). Ejemplos: Na+, H*, NH4 , Ca++ , Mg++, AI+++. (Cation) Caudal circulación. El volumen de caudal de flujo del fluido de perforación en circulación expresado generalmente en litros o metros cúbicos por minuto. (Circulating rate) Caudal de ahogo.

Caudal de circulación de fluido predeterminado, expresado en volumen de fluido por unidad de tiempo, que se utiliza para circular bajo condiciones de surgencia. Generalmente, el caudal de ahogo es una fracción seleccionada del caudal de circulación que se utiliza durante la perforación. (Kill rate)

Caudal de perdida.

La velocidad a la que un fluido de fracturación deja la fractura e ingresa a la formación que la rodea. Generalmente, es recomendable que los fluidos de perforación tengan un bajo caudal de pérdida. (es decir, debe ingresar muy poco fluido a la formación que se está fracturando) de manera que la fractura se pueda extender por la formación con mayor eficacia. (Leak-off rate)

CBL. Perfil de aislaciones de cemento. (CBL) CC o centímetro cúbico. Una unidad de volumen del sistema métrico. Un centímetro de agua a temperatura ambiente pesa aproximadamente 1 gramo. (CC or cubic centimeter) CDF (RRC).

Comisión de ferrocarriles. Cuerpo regulador del petróleo y del gas del Estado de Texas. (Railroad commission)

Cementación.

Aplicación de una lechada líquida de cemento y agua a varios puntos del exterior y el interior del casing. Ver cementación primaria, cementación secundaria, e inyección de cemento. (Cementing)

Cementación a presión.

Operación de reacondicionamiento en servicio de pozos por la cual se bombea una lechada de cemento al interior de punzados abiertos, grietas en el casing, etc., con el fin de bloquearlos. (Squeeze job)

Tubería de acero que se coloca en un pozo de petróleo o de gas a medida que avanza la perforación para evitar que las paredes del pozo se derrumben durante la perforación y para extraer petróleo si el pozo resulta ser productivo. (Casing)

cundaria que consiste en colocar un tapón de cemento en un punto determinado del pozo y permitirle asentarse. (Plug-back cementing)

Casing de cupla lisa.

Cementación primaria.

Ver Barras de sondeo con unión lisa (Flush-joint casing)

Cementación de retrotaponamiento. Operación de cementación se-

casing)

Operación de cementación que tiene lugar inmediatamente después de entubar. Se utiliza como cubierta protectora al rededor del casing, de manera de segregar la formación en producción e impedir la migración de fluidos indeseables. (Primary cementing) Ver cementación secundaria e inyección de cemento a presión.

Casquillo de prensaestopa.

Cementación secundaria.

Casing de superficie.

También llamado cañería guía. (Surface casing) Ver cañería guía.

Casing liso.

Casing sin punzados. (Blank

Dispositivo que se utiliza para formar un sello alrededor de un vástago recíprocante o rotativo (como en una bomba) para evitar la filtración de fluido. Específicamente, es la parte desplazable de un prensaestopa mediante la cual se comprime la estopa. Ver prensaestopa. (Gland)

Cualquier operación de cementación posterior a la primaria. Incluye una tarea de retrotaponamiento mediante la cual se coloca un tapón de cemento en un punto determinado del pozo y se lo deja fraguar. Los pozos se taponan para cerrar el paso del agua del fondo y reducir la profundidad del pozo por otras razones. (Se-

Glosario


condary cementing) Ver cementaión primaria e inyección de cemento a presión.

Cementador.

Término genérico que se utiliza para describir una herramienta recuperable de servicio de inyección de cemento; se lo utiliza en cementaciones de reacondiconamiento. (Cementer)

Cemento. Mezcla de alúmina, sílice, arcillas, cal y otras substancias que se endurece cuando se la mezcla con agua. De uso intensivo en la industria petrolera para ligar el casing a las paredes del pozo. El cemento apagado contiene alrededor de un 62,5 % de hidróxido de calcio, lo que constituye la causa principal de los problemas de contaminación del lodo. (Cement) Cemento portland.

(Portland cement)

Ver cemento.

Cemento puro.

Mezcla de cemento portland y agua. (Neat cement)

Ceniza de Soda.

Ver Carbonato de So-

dio. (Soda Ash)

Centipoise (Cp).

Unidad de viscosidad que equivale a 0,01 poise. Un poise equivale a 1g por metro-segundo, y 1 centipoise es igual a 1 g por centímetro-segundo. La viscosidad del agua a 20 ° C es igual a 1,005 cp (1 cp = 0.000672 lb/pie-segundo). (Centipoise)

Centralizador.

Dispositivo que se utiliza para “centrar” el casing en el pozo, o el tubing en el diámetro interno del casing. (Centralizer)

Centrifuga. Dispositivo que se utiliza para separar sólidos de alta gravedad específica de un fluido de perforación. Se utiliza usualmente con lodos densificados para recuperar el densificante y descartar los sólidos provenientes de la perforación. La centrifuga utiliza rotación mecánica de alta velocidad para lograr la separación. En esto se diferencia del separador de tipo ciclón, que solamente utiliza la propia energía del fluido para lograr la separación. (Centrifuga) Cerrar.

1. Cerrar temporariamente un pozo con capacidad para producir petróleo o gas. 2. Cerrar los preventores de reventones de un pozo para controlar una surgencia. Los preventores de reventones cierran el espacio anular de manera que la presión que viene de abajo no pueda fluir a la superficie. (Close in)

Certificado.

Certificaciones de los materiales en cuanto a sus propiedades físicas y químicas. (Certs)

Certificado por ANIC.

Dísese de las herramienta que cumple con los estándares que determina la Asociación Nacional de Ingeniería en Corrosión. (Asociación Nacional de Ingeniería en Corrosión) (NACE (National Association of Corrosion Engineer) Certified)

Certificado por API.

Herramienta que cumple con los estándares aplicables del API. (API-certified)

Ciclo del fluido de perforación.

La duración de un ciclo, o el circuito de lodo de bajar al pozo y volver a subir, es el tiempo que tarda la bomba en impulsar el fluido de

perforación en el pozo. El ciclo en minutos es igual a la cantidad de barriles de lodo en el pozo dividida por la cantidad de barriles por minuto. (Cycle time, Drilling fluid)

Ciclón. Dispositivo para separar partículas diversas de un fluido de perforación; su uso más corriente es como desarenador. Se bombea el fluido en forma tangencial al interior de un cono; la rotación del fluido proporciona suficiente fuerza centrífuga como para separar las partículas por masa. (Cyclone)

Circulación normal. Circulación lenta, ininterrumpida de fluido hacia abajo por la tubería de perforación, por fuera del trépano, en la parte superior del espacio anular entre la tubería y el pozo, y de regreso a la superficie. (Normal circulation) Ver Circulación de lodo y circulación inversa. Circulación perdida.

*Ver circulación, pérdida de. (Circulation loss)

Circular.

1. Efecto de cerrar las válvulas en un pozo a fin de interrumpir la producción. 2. Ahogar un pozo en el que ha ocurrido una surgencia. 3. Tapar la cabeza de pozo. (Shut in).

Partir desde un punto y recorrer todo un sistema hasta volver al punto de partida. El fluido de terminación circula desde las piletas de inyección, pasa por la columna de tubing, llega al fondo del pozo y vuelve por el espacio anular. (Circulate)

Cierre blando.

Circular el fondo.

Cierre.

Cerrar un pozo cerrando un preventor de reventones con el estrangulador y la válvula de línea del estrangulador abiertos, y luego cerrar el estrangulador mientras se controla la presión de casing para que no supere los máximos recomendables. (Soft shut in) Cierre de emergencia - Sistema de plataforma automática de cierre de SCSSV y/o SSV. (ESD)

Cierre duro.

Operación de cierre de pozo mediante el cierre de un preventor de reventones con el estrangulador y/o la válvula de la línea del estrangulador cerrados. (Hard shut in)

Cinta de freno.

Parte del mecanismo de freno, que consiste en una banda flexible de acero recubierta con asbesto, que aprisiona un tambor cuando se la tensa. En un equipo de perforación, la cinta de freno actúa sobre las campanas del tambor en el cuadro de maniobras para controlar el descenso del aparejo y su carga, es decir, el sondeo, el casing, o el tubing. Ver casing, cuadro de maniobras, barras de sondeo, aparejo y tubing. (Brake band)

Circulación. El movimiento del fluido de perforación desde la pileta de inyección, pasando por la bomba, el sondeo, el trépano, el espacio anular del pozo, y de vuelta a la pileta de inyección. El tiempo que toma este proceso generalmente se denomina tiempo de circulación. (Circulation) Circulación de agua salada.

Influjo de agua salada desde la formación hacia el pozo. (Salt water flow)

Circulación del lodo.

Acción de bombear lodo hacia abajo hasta el trépano y de vuelta hasta la superficie por circulación normal o por circulación inversa. *Ver circulación normal y circulación inversa. (Mud circulation)

Circulación inversa. Retorno del fluido

de perforación a través de la barra de sondeo. El curso normal de la circulación del fluido de perforación es hacia abajo de la columna de perforación y hacia arriba por el espacio anular que rodea la columna de perforación. Cuando surgen algunos problemas especiales, se suele invertir la circulación normal, haciendo que el fluido retorne a la superficie a través de la columna de sondeo o el tubing mediante bombeo hacia abajo por el espacio anular. (Reverse circulation)

Desde el fondo del pozo hasta la superficie. (Bottoms up)

Cloruro de Calcio - CaCl2.

Sal de calcio muy soluble que a veces se agrega a fluidos de perforación para comunicarles propiedades especiales, pero fundamentalmente para densificar la fase fluida. (Calcium Chloride - CaCl2)

Cloruro de Sodio - NaCI.

Conocido como sal. La sal puede estar presente en al lodo como contaminante o bien ser agregada por varias razones. Ver sal.(Sodium Chloride)

Cloruro de zinc - ZnCl2. Sal muy soluble que se utiliza para aumentar la densidad del agua a más del doble de su valor. Generalmente se agrega a un sistema previamente saturado con cloruro de calcio. (Zinc chloride) CMC. Ver Carboximetilcelulosa de sodio. (CMC) Coagulación.

En terminología de fluidos de perforación, sinónimo de floculación. (coagulation)

Coalescencia.

Pasaje del estado de líquido a un estado semisólido, espeso, producido por una reacción química. También es la combinación de globulos en una emulsión causada por la atracción molecular de las superficies. (Coalescence)

Colgador de bomba. Dispositivo ubicado en el tubing, sobre todo en las cuplas, que facilita el asentamiento de bombas/de registradores de presión. (Bomb hanger)

Colgador de instrumentos.

Colgador que se utiliza para fijar instrumentos en un niple de asiento (registradores de presión/ temperatura). (Instrument hanger)

Colgador de tubería. 1. Elemento circular con una disposición para agarre friccional, utilizada para suspener el casing y el tubing en el pozo. (Pipe hanger) Colgador de tubería auxiliar de revestimiento. Dispositivo de cuñas o

sostén que se utiliza para colgar las tuberías sin que toquen la pared interior del casing. Pueden ser de operación mecánica o hidráulica. *Ver cañería auxiliar de revestimiento. (Liner hanger)

Colgador de tubing. Conjunto de cuñas dispuestas en una estructura de acero, enganchadas al extremo superior de la cabeza de pozo, que sirven de sostén de la columna de tubing suspendida. (Tubing hanger) Ver cuñas. Colgar varillas. Colgar varillas de bombeo en una torre o mástil en lugar de colocarlas horizontales en una plataforma. (Hang rods) Coloide.

Estado de subdivisión de la materia que puede consistir en moléculas simples grandes o en conjuntos de moléculas más pequeñas dispersas a tal grado que las fuerzas de superficie se convierten en un importante factor determinante de sus propiedades. El tamaño y la carga eléctrica de las partículas determinan los diferentes fenómenos que se observan con los coloides, por ejemplo, el movimiento Browniano. El tamaño de los coloides va desde 1 x 10-7 cm hasta 5 x 10-5 cm (0,001 a 0,5 micrones) de diámetro, aunque el tamaño de las partículas de ciertos emulsoides puede alcanzar 1 micrón. (Colloid)

Cocinar.

Hacer un informe de las condiciones existentes sin la debida corroboración. (Boilerhouse/Doghouse)

Coloide liofílico. Coloide que no se precipita con facilidad cuando está en solución y que, una vez precipitado, se dispersa con facilidad si se le agrega el solvente. (Lyophobic colloid)

Coeficiente de cierre. La relación entre la presión del pozo y la presión del pistón en operación que se necesita para cerrar las esclusas. (Closing ratio)

Coloide liófobo. Coloide que se precipita con facilidad cuando está en solución y que no se puede volver a dispersar agregando la solución. (Lyphobic colloid)

Cohesión.

Columna. 1. La extensión total de casing, tubing o barras de sondeo que se corren en un pozo; ej: la columna de casing. *Comparar columna de sondeo y sondeo. 2. Cantidad indeterminada de uniones conectadas de casing/barras/tubing; ej: tubing de producción. (String)

La fuerza de atracción entre moléculas de un mismo tipo, es decir la fuerza que mantiene unidas a las moléculas de una substancia. (Cohesion)

Cola de milano. Corte de una sección en un cono que permite el movimiento positivo de las cuñas sin la ayuda de los resortes convencionales de retorno de las cuñas. (Dovetail) Colear varillas. Acción de sacar del pozo

el extremo inferior de una varilla de bombeo cuando se está apilando las varillas en plataforma. (Tail out rods)

Colgador. Dispositivo que se utiliza para “colgar” y/o colocar herramientas en el casing o en el tubing. (Hanger)

Columna de casing.

La longitud total de casing que se baja a un pozo. En pozos profundos, se requiere una gran resistencia a la tracción en las uniones superiores del casing para soportar la carga, mientras que en las uniones inferiores se requiere una gran resistencia al aplastamiento y a la presión interna. En el medio de la columna alcanza con que estas resistencias alcancen los valores promedio. (Casing string)

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Columna de casing intermedia.

Columna de casing colocada en el pozo a continuación del casing de superficie. Su función es evitar que el pozo se derrumbe y, algunas veces, constituir una columna resistente de tubería a la que se le puedan conectar los preventores de reventones. (Intermediate casing string)

Columna de reparación.

Columna de barras de sondeo suspendida en un pozo, a la cual se conecta una herramienta o dispositivo especial que se utiliza para llevar a cabo una determinada tarea, como por ejemplo una inyección de cemento a presión o una operación de pesca. (Workover string)

Columna de sondeo.

La columna de barras de sondeo con cuplas de herramientas que transmite fluido y movimiento rotativo desde el vástago de perforación a los portamechas y al trépano. En el terreno, es habitual utilizar este término en referencia a las barras de sondeo y los portamechas. Comparar con Sondeo. (Drill string)

Columna de trabajo. Columna de barras de sondeo suspendida en un pozo, a la cual se conecta una herramienta o dispositivo especial que se utiliza para llevar a cabo una determinada tarea, como por ejemplo una inyección de cemento a presión o una operación de pesca. (Workstring) Columna de trabajo. Columna de tubería que se utiliza en operaciones de reparación o de servicio de pozos. No se la suele considerar como tubing de producción. (Workstring) Columna

macaroni/spaghetti.

Columna de tubing o de barras de diámetro muy pequeño, generalmente de 3⁄4 a 1 pulgada, que se utiliza para servicio de pozos con tubing de producción de 2 3/8. (Macaroni string)

Columna telescópica.

Columna de tubing producción con diferentes tamaños de tubería. (Tapered string)

Collar de flujo. Sustituto ubicado en la columna de producción para limitar las velocidades de flujo por encima y por debajo de otras herramientas de pozo abajo. (Flow coupling) Composición coloidal.

Suspensión coloidal que contiene uno o más elementos constitutivos coloidales. (Colloidal composition)

Compresión.

1. Aumento rápido de la presión de pozo abajo que se produce cuando se baja la columna de sondeo con demasiada velocidad o cuando se aumenta la velocidad de la bomba una vez comenzado el bombeo. (Surging)

Concentración en iones de hidrógeno. Medida de la acidez o de la al-

calinidad de una solución, expresada normalmente como pH. *Ver pH. (Hiydrogen ion concentration)

Concentración o contenido de sólidos. Cantidad total de sólidos en un

fluido de perforación según determina la destilación, incluyendo tanto los sólidos disueltos como los que se encuentren en suspensión o no disueltos. El contenido de sólidos suspendidos puede ser una combinación de sólidos de alto o bajo peso específico y de sólidos nativos o comerciales. Ejemplos de sólidos disueltos son las sales solubles de sodio, calcio y magnesio. Los sólidos suspendidos forman el revoque; los disueltos quedan en el filtro. El total de sólidos suspendidos y disueltos se expresa comúnmente como porcentaje por volumen, y con menor frecuencia como porcentaje por peso. (Solids concentration or content).

Concesión. 1. Documento legal que se ejecuta entre un propietario de un terreno, el arrendador, y una compañía o individuo, el arrendatario. Dicho documento concede el derecho de explotar el área en busca de minerales u otros productos. 2. El área en que se encuentran los pozos de producción, los tanques de almacenamiento, separadores, las unidades de LACT y otros equipamientos de producción. (Lease) Concesionario.

El destinatario de una concesión (por ejemplo, una concesión de gas y petróleo). (Lessee)

Condensado.

Líquido de hidrocarburo liviano obtenido por condensación de vapores de hidrocarburo. Esta compuesto (en proporciones variables) por butano, propano, pentano, y fracciones más pesadas, sin etano o pentano, o con muy poca cantidad. Ver butano, etano, metano, pentano y propano. (Condensate)

Conductibilidad. Medida de la cantidad de electricidad que atraviesa una unidad de área por unidad de gradiente de potencial por unidad de tiempo. Es la recíproca de la resistividad. Se le pueden agregar electrolitos al fluido de perforación para alterar su conductividad y así realizar un perfilaje. (Conductivity) Conectar Arbol de Surgencia.

Conexiones finales del árbol de superficie y de las líneas de flujo del tubing de producción, etc. (Nippling up)

Conejo.

Se aplica la misma definición de tapón de prueba (pig). (Rabbit)

Conexiones de tubería. Partes auxiliares (tales como uniones, codos, tes, cruces, etc.) utilizadas para conectar tuberías de distinta longitud. (Pipe fittings)

fijar herramientas permanentes en el cable de acero eléctrico, por medio de la fuerza de explosivos. (PSA)

Conjunto de BOP.

Preventores de reventones que se utilizan para control mecánico o automatizado del pozo durante trabajos de perforación, o durante trabajos con cable/ alambre. (BOP stack)

Conjunto de lubricación. Dispositivo

de superficie que se utiliza en operaciones de cable simple para mantener lubricado el cable y proporcionar grasa para el control de presión. (Lubricator stack)

MESH.

Suele expresarse como porcentaje del volumen total de arena en un fluido de perforación. Se trata de una prueba elemental porque los sólidos atrapados no necesariamente son sílice, como tampoco son todos abrasivos. Para mayor información respecto del tipo de sólidos retenidos en el colador de 200 MESH será necesario realizar más pruebas específicas. (Sand content) Ver MESH.

Conjunto sellador de agarre.

Contra - back up. Sostener firmemente una sección de un objeto (por ej. un tubo) mientras se le enrosca o se le desenrosca otro objeto. Se utiliza una contrallave para sostener un tubo o un perno, evitando de esta manera que gire mientras se ajusta o se afloja otro tubo o una tuerca. (Back up)

control de pozos, que incluye preventores, carreteles, válvulas y niples conectados al extremo superior de la cabeza de pozo. (Blowout preventer stack)

Conjunto de sellos que se baja con el tubing de producción para que éste último pueda tensionarse o para que se mantenga dentro del área de sello en casos en que el peso del tubing sea insuficiente. (Anchor seal assembly)

Conjuntos de niples empaquetadores. Elementos selladores que se colocan

en el extremo del tubing de producción y que favorecen el asiento dentro del diámetro del sello del empaquetador (packer). (Seal nipple assemblies)

Cono. Componente de una herramienta de interior de pozo, por ejemplo un packer que se utiliza para calzar las cuñas contra la pared del casing. (Cone) Consistencia.

Viscosidad de un fluido no reversible, expresada en poises, durante un intervalo determinado y a presión y temperatura dadas. (Consistency)

Consistencial de revoque.

Según el API RP 13B, se pueden utilizar los términos “blando”, “duro, “resistente”, “elástico”, “firme”, para describir de alguna manera la consistencia del revoque. (Cake consistency)

Consistómetro.

Medidor de tiempo de espesamiento que consta de un elemento mezclador para medir el tiempo relativo de espesamiento para lechadas de lodo o cemento bajo presiones y temperaturas predeterminadas. (Consistometer)

Contaminación. Presencia de un material extraño en un fluido de perforación que puede generarle propiedades perjudiciales. (Contamination) Contaminación por calcio.

Conjunto. Disposición vertical del equipo preventor de reventones. También llamado conjunto preventor de reventones. *Ver preventor de reventones. (Stack)

Con la bocina.

Conjunto calibrador a presión.

Contenedor de Tapón. Contenedor de

Término genérico para el conjunto calibrador de presión; herramienta utilizada para

El contenido de arena de un fluido de perforación es el contenido de sólidos no solubles, abrasivos, desechados a través de un colador de 200

Contenido de petróleo. El contenido de petróleo de cualquier fluido de perforación es la cantidad de petróleo existente por porcentaje de volumen. (Oil content)

succión para eliminar los desechos de los punzados abiertos. (Surging) Hablar por radio con alguien que se encuentra a una distancia muy grande. (On-the-horn)

Contenido de arena.

Conjunto del preventor de reventones. Conjunto de equipamiento de

Iones disueltos de calcio en suficiente concentración como para comunicar propiedades no deseadas a un fluido, tales como floculación, disminución del rendimiento de la bentonita, aumento de la pérdida de fluido, etc. Ver también Sulfato de Calcio, Yeso, Anhidrita, Cal, Carbonato de Calcio. (Calcium contamination)

Compresión. 2. Método de

Glosario


superficie que se utiliza para bajar tapones de cemento bajo presión. (Plug container)

Contrapresión (Presión de casing, Presión de estrangulador).

La presión en superficie sobre el lado del casing del sistema de flujo de barra de sondeo/ espacio anular. (Back pressure, Casing pressure, Choke pressure)

Contrapresión. La presión mantenida sobre el equipamiento o los sistemas por los que circula un fluido. (Back pressure) Contraviento.

Cable que se utiliza para sujetar y estabilizar un mástil o una torre. Los cables que constituyen el soporte principal de la estructura son los cables de carga. (Load guys) . Los cables que están sujetos a los anclajes en el suelo para proporcionar apoyo lateral son los contravientos. (Wind guy )

Control de dirección

Método de perfilaje que registra la desviación del pozo respecto del eje vertical y la dirección de dicha desviación. Una herramienta de disparo simple para control de la dirección toma una única fotografía de una brújula que indica en qué dirección y ángulo se desvía el pozo con respecto al eje vertical. Un instrumento de disparo múltiple obtiene muchas lecturas del pozo a medida que se lo saca. (Directional survey)

Control primario de pozos. Consiste

en evitar la circulación del fluido de la formación manteniendo una presión hidrostática igual o superior a la presión de la formación. (Primary well control)

Convertidor de torque.

Dispositivo que conecta un motor de impulso con la máquina a la que acciona. Los elementos que bombean el fluido en el torque del motor sobre el cual se aplica torque. Los convertidores de cupla motriz se utilizan en equipos mecánicos que tienen una máquina compound?. (Torque converter) Ver equipo mecánico.

Copa para pistón de extracción. Copa de succión de goma que se corre en cable simple o que se bombea desde superficie para terminar un pozo. 2. Cilindro hueco fo-

Glosario


rrado de caucho que se monta en un mandril hueco con una unión macho para conectar a la línea de pistoneo. Una válvula de retención de apertura ascendente en el extremo inferior proporciona un medio para extraer el fluido del pozo cuando la presión es insuficiente para impulsar el flujo. El pistoneo es una operación temporaria cuya finalidad es determinar si se puede hacer fluir el pozo. Si el pozo no fluye después del pistoneo, se hace necesario instalar una bomba como dispositivo elevador permanente para traer el petróleo a la superficie. (Swab) Ver mandril.

Copa probadora.

Dispositivo que se enrosca en la columna de sondeo y se baja al pozo para realizar un ensayo de presión del casing y de los preventores de reventones. El dispositivo sellador tiene forma de copa, por lo que se lo llama copa. (Cup packer)

Copolímero.

Substancia que se forma cuando dos o más substancias polimerizan al mismo tiempo. El resultado de un producto que no es una mezcla de polímeros separados, sino un complejo que tiene propiedades diferentes a las de los polímeros que lo componen. Ver polímero. Ejemplos: copolímetro anhidrido polivinilo acetomaleico (extendedor de arcilla y floculante selectivo), acrilamida carbosilicia copolímero, etc. (Copolymer).

Corona de torre. Conjunto de roldanas montadas en vigas situadas en el extremo superior de la torre que se utilizan para conducir el cable de perforación. (Crown block) Correlacionar.

Relacionar infromación de subsuelo obtenida de un pozo con la de otros pozos, para poder hacer un diagrama de las formaciones y llevar un registro de las diferentes profundidades y espesores. Las correlaciones se llevan a cabo mediante la comparación de perfiles eléctricos y radiactivos y de muestras testigo de diferentes pozos. (Correlate)

Corriente de flujo.

Movimiento de fluido por el interior de una tubería. (Flow stream)

Corrosión.

Proceso químico o electroquímico complejo por el cual el metal se altera o se destruye por reacción con su ambiente (agua, humedad, productos químicos, temperatura, etc.) Por ejemplo, el óxido es corrosión. (Corrosion)

Corrosión agria. Quebradura y desgaste del metal, causado por contacto con sulfuro de hidrógeno u otro compuesto sulfúrico. También conocido como SULFIDE STRESS CRACKING (SSC)(Sour corrosion). Corrosión dulce. Deterioro de un metal

causado por contacto con dióxido de carbono y ácidos. (Sweet corrosion)

Corrosión galvánica. Tipo de corrosión que ocurre cuando una pequeña corriente eléctrica fluye desde una pieza de equipamiento metálico hasta otra. Se presenta sobre todo cuando se juntan dos objetos metálicos disímiles en un medio conductor de electricidad (por ejemplo, dos secciones diferentes de tuibería en un pozo de petróleo o de gas. (Galvanic corrosion)

Cortador a chorro.

Craterizado.

Cortador de tubería interno.

Crique. Término genérico para describir ciertos movimientos de las herramientas, tales como un engranaje cono a cuña en empaquetadores (packers)/tapones permanentes. (Ratchet)

Herramienta que se utiliza para cortar casing, barras, o tuberías atascadas o que deben ser recuperadas. Generalmente se utiliza un corte químico o con arena. (Jet cutter)

Herramienta de pesca que contiene cuchillas para cortar metal, que se baja por el interior de una tubería atascada en el pozo para cortarla desde adentro. Una vez cortada, se la puede traer a la superficie. (Internal cutter)

Cortador externo. Herramienta de pesca que contiene cuchillas de corte de metal que se baja al pozo por el lado externo de una tubería para cortarla. Luego la parte cortada de la tubería se puede traer a la superficie. (external Cutter)

Descarga de fluidos a la superficie o al lecho marino a través de vias que se producen por atrás del casing. (Broaching)

Cromato. Compuesto en el que el cromo tiene una valencia 6, por ejemplo, el bicromato de sodio. Se le puede agregar cromato a los fluidos de perforación en forma directa o como elemento constitutivo de cromo lignitos o cromo lignosulforato. En ciertas áreas está muy difundido el uso de cromo como inhibidor anódico de la corrosión, por lo general en combinación con la cal. (Chromate)

Cortador por arena. Instrumento para recuperar el casing en una operación de

Cromato de Sodio - Na2CrO4.

T&A. (Sand cutter)

Crossover.

Corte (esfuerzo cortante).

Acción o corte resultante de aplicar fuerza sobre un cuerpo provocando el deslizamiento de dos partes adyacentes que se separan

Corte a chorro. Procedimiento para cortar tubería atascada en el pozo mediante la detonación de cargas moldeadas explosivas similares a las que se utilizan en el punzamiento a chorro. El explosivo se baja por el interior de la tubería hasta la profundidad deseada y se lo detona. La fuerza de la explosión hace cortes horizontales radiales en la tubería, luego de lo cual se puede recuperar la porción cortada. (Jet cutoff) Corte con aire. Incorporación y

dispersión mecánica involuntaria de aire en el interior de un sistema de fluido de perforación. Comparar con aereación/ventilación. (Air cutting)

Corte con gas. Gas arrastrado por un fluido de perforación. (Gas cut) Corte químico.

Método para cortar caños de acero en el interior de un pozo aplicando chorros de sustancias muy corrosivas a alta presión contra la pared del caño. El corte resultante es muy parejo. (Chemical cutoff)

Corte selectivo. Habilidad para determinar en forma selectiva si una herramienta se puede fijar de acuerdo a la cantidad de tornillos pernos de corte. (Selective shear). Corte, fijación selectiva - Capacidad para determinar en qué punto una herramienta queda fija o suelta. (Selective-set, Shear) Corto.

Sección corta del tubing o de la tubería de perforación utilizada para un espaciamiento adecuado. (PUP)

Costa Afuera. Que está fuera de la costa o dentro de los límites de una zona cuya extensión se considera abarca hasta tres millas desde la línea de baja marea (tal como las reservas de petróleo offshore) (Offshore). Crater. (Vulgar) Derrumbe, falla. Luego de un reventón violento, la fuerza de los fluidos que escapan del pozo crean a veces una cavidad con forma de embudo o agujero en el suelo. En este caso se dice que un pozo “hizo crater”. El equipamiento “hace crater” cuando falla. (Crater)

Ver

Cromato. (Sodium chromate)

Unión que se utiliza para vincular entre si diferentes tipos de conexiones roscadas; también es un dispositivo que se utiliza en herramientas de colocado de filtro de grava para permitir el “cruce” de fluidos del tubing al espacio anular y viceversa. (Crossover)

Cuña desviadora. Casing de acero de gran longitud que utiliza un plano inclinado para desviar el pozo en un ángulo suave. Las cuñas desviadoras se suelen utilizar en perforación direccional controlada, para enderezar pozos torcidos, y para una desviación con el propósito de esquivar una pesca no recuperada. (Whipstock) Ver perforación direccional, pesca, y desviar. Cuñas. Piezas de metal de forma cónica con dientes u otros elementos de agarre que se utilizan para evitar el deslizamiento de la tubería pozo abajo o para mantenerla en su lugar. Las cuñas rotativas se ajustan alrededor de la tubería y se encajan contra el buje maestro para sostenerla. Las cuñas de potencia se activan en forma neumática o hidráulica evitando a la dotación el manipuleo de las cuñas al realizar una conexión. Los empaquetadores (packers) y otros equipos de fondo de pozo quedan asegurados en su posición mediante cuñas que sostienen la tubería y que son comandadas desde la superficie. (Slips). Cuñas de barras de sondeo.

Crudo dulce.

Piezas de metal con forma de cuña provistas de elementos de agarre diversos que se utilizan para impedir el deslizamiento de la barras al interior del pozo o para mantenerlas en su lugar. (Drill pipe slips)

Cruso agrio.

Cuñas de tubing. Cuñas diseñadas específicamente para ser usadas con tubing. (Tubing slips) Ver cuñas.

También llamado petróleo crudo dulce. (Sweet crude) Ver petróleo crudo dulce.

También denominado petróleo crudo. Ver petróleo agrio crudo. (Sour crude).

Cuadro de maniobras.

Mecanisno de izaje en un equipo de perforación. Es básicamente un guinche de gran tamaño que deja correr o enrolla el cable de perforación, con lo que baja o sube el sondeo y el trépano. (Draw works)

Cuchara.

Dispositivo cilíndrico alargado provisto de una válvula en el extremo inferior, que se suele utilizar con cable de cuchareo (pistoneo), y cuya función es extraer o “cucharear” arena, lodo, agua o petróleo del pozo o del tubing. (Bailer)

Cuchara vertedora.

Dispositivo de cuchareo, generalmente del tipo de disco o del tipo charnela, que se utiliza para colocar material (por ejemplo una lechada de cemento), en el fondo del pozo. (Dump bailer)

Cucharear.

Recobrar fluidos de fondo de pozo, muestras o recortes de perforación bajando hasta el fondo del pozo un recipiente cilíndrico llamado cuchara o achicador, para luego llenarlo y recuperarlo. (Bail)

Cuello de cisne. Conexión curva entre la

manguera de inyección y la cabeza de inyección. Ver manguerote de inyección y cabeza de inyección. (Gooseneck)

Cuello de pesca. Segmento de tubería que se utiliza para la pesca a mordaza en operaciones de pesca. (Fishing neck) Cuña de botones. Tipo de cuña provista de botones de acero al carburo de tungsteno en lugar de dientes convencionales. Se utiliza para fijar herramientas en casing de extrema dureza. (Button slip)

Cupla.

1. En lo que se refiere tuberías, es una unión de metal con roscas internas que se utiliza para unir dos secciones de tubería roscada. 2. En transmisión de energía, es una conexión que vincula en forma longitudinal un eje impulsor y un eje impulsado. La mayoría son flexibles, para compensar los posibles diferencias de alineación mínimas entre ambos ejes. (Coupling)

Cupla de casing. Sección tubular de cañería con rosca interna que se utiliza para conectar dos secciones de casing. (Casing coupling) Cupla de retención/collar de retención/cupla flotadora/collar flotador. Unión ubicada en la columna

de casing que se utiliza en operaciones de cementación primaria para asentar tapones escurridores y para limitar el contraflujo de cemento. (Float collar)

Custodio. También llamado operador de la concesión o supervisor de bomba. Ver supervisor de bomba. (Custodian) Chorro. En un cañón de punzamiento que utiliza carga moldeada, es una corriente de partículas muy penetrante y veloz producida por una explosión, que atraviesa el casing, el cemento y la formación. (Jet)

D Daño de formación.

Reducción de la permeabilidad de una roca de reservorio causada por la invasión de fluidos de perforación

327

y de tratamiento en la sección adyacente al pozo. Se lo suele llamar Efecto pelicular (sline effect). (Formation damage)

ralmente expresado en libras por galón o en libras por pie cúbico. *Ver altura hidrostática. (Mud density)

Daño del lodo.

Densidad equivalente de circulación (DEC). La suma de la presión ejercida

Reducción de la productividad como consecuencia del efecto de penetración, sellado o revoque del fluido de perforación. (Mudding off)

Darcy. Unidad de permeabilidad. Un medio poroso tiene una permeabilidad de 1 darcy si, cuando se ejerce una presión de 1 atm sobre una muestra de 1 cm de largo y 1 cm2 de sección transversal, dicha presión impulsa un líquido cuya viscosidad es de 1 cp a través de la muestra a una velocidad de 1 cc por segundo. (Darcy) Dardo. Dispositivo parecido a una bola de bombeo pozo abajo, que se utiliza para manipular herramientas de interior de pozo de operación hidráulica. (Dart) Datos del pozo referente.

Información que se obtiene de los pozos que se perforan en un área cercana a la de un pozo que se está perforando o reparando. Esta información puede resultar muy útil para determinar la forma en que un pozo puede comportarse o reaccionar como resultado de la aplicación de ciertos tratamientos o técnicas. (Offset well data)

Datos sísmicos.

Información detallada que se obtiene de cada vibración de la tierra, producida en forma natural o artificial (ej. prospección geofísica). (Seismic data). Defloculación - Acción de deshacer las masas flocosas de gel mediante el uso de un diluyente. (Deflocculation)

Delicuescencia.

Licuefacción de una substancia sólida como consecuencia de la disolución por el proceso de adsorción de humedad del aire; por ejemplo, el cloruro de calcio. (Deliquescence)

Densidad. Masa o peso de una substancia; se la suele expresar en peso por unidad de volumen. Por ejemplo, la densidad de un lodo de perforación puede ser de 10 libras por galón (ppg), 74,8 libras por pie cúbico (lb/ pie3), o 1198,2 kilogramos por metro cúbico (Kg/m³). La gravedad específica y la gravedad API son otras unidades de densidad. Ver gravedad API y gravedad específica. (Density)

por la altura hidrostática de un fluido, más los sólidos perforados, más las pérdidas de presión por fricción en el espacio anular, dividido por la profundidad de interés y por .052, si se expresa la DEC en libras por galón. (Equivalent circulating density)

Densificar.

Agregar materiales de densificación tales como baritina, etc., a fluidos de un pozo. (Weight’n up)

Densímetro radioactivo. instrumento de medición que permite conocer la densidad de un fluido. (Radioactive densiometer - RAD)

Densímetro, Hidrómetro.

Instrumento flotante que se utiliza para determinar la gravedad específica o densidad de líquidos, soluciones y lechadas. Un ejemplo es el densímetro Mudwate que se utiliza para determinar la densidad del lodo. (Hydrometer)

Depreciación.

Reducción del valor de un bien (por ejemplo un equipo), como consecuencia del desgaste normal o del paso de tiempo. Al incluir en la tarifa una suma por depreciación, el contratista puede acumular fondos para reemplazar un equipo cuando éste ya no está en condiciones operativas. (Depreciation)

Derechos mineros. Derechos de propiedad, conferidos por escritura, sobre el gas el petróleo u otros minerales que se encuentren bajo la superficie terrestre. En los EE. UU. los derechos mineros pertenecen al propietario de superficie a menos que hayan sido concedidos previamente. (Mineral rights) Derivación. Pasaje incorporado al interior de una herramienta para facilitar la derivación de fluidos desde el tubing al espacio anular o viceversa. (By-pass)

libras por galón) elegida para el fluido que se utilizará para contener una formación en surgencia. (Kill drilling fluid density)

Derivador. Dispositivo que se conecta a la cabeza de pozo o a un caño conductor submarino para cerrar el acceso vertical y derivar todo flujo a una línea que se aparta del equipo. Se suele usar para controlar reventones de pozo que ocurren a relativamente poca profundidad y para proteger a los equipos flotantes durante un reventón, derivando el flujo de manera que se aparte del equipo. Esta línea de derivación también es llamada línea de salida al separador. Ver línea de salida al separador. (Diverter)

Densidad de fluido.

Derrumbe.

Densidad de ahogo de fluido de perforación. La unidad de densidad (ej.

Unidad de densidad de fluido; por ejemplo, libras por galón (lb/gal). (Fluid density)

Densidad de lodo.

Medida de la densidad de un fluido de perforación expresada en libras por galón (ppg), libras por pie cúbico (lb/fpie³), o kilogramos por metro cúbico (Kg/m³). la densidad del lodo está directamente relacionada con la cantidad de presión que ejerce la columna de fluido de perforación en el fondo del pozo. (Mud weight)

Densidad del lodo. Peso por unidad de volumen de un fluido de perforación, gerne-

Desmoronamiento severo.. (Cave-in) Ver desmoronamiento

Derrumbe.

Colapso total o parcial de las paredes de un pozo como consecuencia de presiones internas, expansión por hidratación o presiones de gas de formación. *Ver desmoronamiento. (Heaving)

Derrumbe.

Desprendimiento total o parcial de las paredes del pozo debido a formaciones incompetentes o no consolidadas, ángulo de reposo excesivo, humedad en los planos de capa internos. Ver derrumbe y desmoronamiento. (Sloughing)

Desabollador rotativo de casing.

Herramienta resistente, compuesta por un mandril provisto de una serie de superficies de rotación excéntricas, cada una de las cuales esta ensamblada a poderosos rodillos. Se la utiliza para restaurar el diámetro interno de casings aplastados, abollados o deformados. Se la enrosca al tubing o al sondeo, y se la baja por el pozo hasta la profundidad a la que se encuentra la deformación. Se hace rotar la herramienta lentamente, permitiendo que los rodillos entren en contacto con los laterales del casing para así restaurar, al menos en parte, su condición original. (Casing roller)

Desarenador. Ver Ciclón. (Desander) Desarmando.

Acción de retirar la columna de trabajo o el tubing de producción del pozo para luego apilar las secciones en caballetes. *Ver apilar cañería en cancha. (Laying down)

Desarmar tubería. Sacar barras de sondeo o tubing del pozo y colocar las secciones en posición horizontal sobre una plataforma. *Comparar con set back. (Lay down pipe) Desarmar. Desmontar las diferentes secciones de la columna de sondeo en unidades y colocarlas en los caballetes. Esta operación se lleva a cabo cuando se termina el pozo, antes de bajar el casing, cuando las barras de sondeo no se van a volver a utilizar, o cuando se cambia de tamaño de tubería. También se la denomina laying down. Ver lay down pipe. (Breaking down) Descarga. Alivio de la presión hidrostática del pozo para poder elevar los medios fluidos. (Unloading)

Descomposición térmica.

Descomposición química de un compuesto o una substancia en substancias simples o en sus elementos constitutivos por efecto de la temperatura. El almidón sufre una descomposición térmica en los fluidos de perforación cuando la temperatura se acerca al los 300 ° F (148 ° C). (Thermal decomposition)

Desechos. 1- Desperdicios metálicos sueltos en un pozo. Pueden ser parte de un trépano perdido, piezas fresadas de tubería, llaves, o todo objeto pequeño que obstaculice las operaciones de perforación o terminación y que deba ser extraído del pozo. 2. desechar: abandonar (un pozo no productivo). (Junk) Desengrasar.

Ciertas substancias orgánicas (generalmente derivados de ácidos grasos) que se agregan a fluidos de perforación como emulsificantes, lubricantes de presión extrema, etc. pueden reaccionar con iones tales como el calcio o el magnesio que ya están o que pueden llegar a estar presentes en el sistema. Un material graso no soluble en agua se separa. (Greasing out)

Desenroscar (back off). Desenroscar una pieza roscada (por ej. una sección de tubería) de otra. (Back off)

Desenroscar. 1- Desmontar una sección de tubería de otra sección, especialmente barras de sondeo, cuando se la saca del pozo. En esta operación, se utilizan las llaves para comenzar el desenrosque. Ver llaves. 2. Break

Glosario


out - separar, por ejemplo, gas de un líquido. (Break out)

Desenroscar - back-up.

Rotación del tubo en dirección opuesta a la de enroscar. Cuando se baja una herramienta de interior de pozo de instalación por rotación se realiza esta maniobra cada dos o tres tiros de tubería que se bajan, para evitar que la herramienta se pueda fijar fuera de su lugar. (Back-up)

Desenroscar - backing-off.

Hacer girar la tubería en la dirección opuesta a la de enroscar. Posibilidad de desenroscar y dejar caer la tubería. (Backing-off)

Desgasificador. Equipamiento que elimina el gas no deseado de un líquido, especialmente de fluidos de perforación/ terminación. Es un recipiente que utiliza la reducción de presión y/o la inercia para separar los gases arrastrados de las fases líquidas. (Degasser) Deshidratación. Eliminación de agua libre o combinada de un compuesto. (Dehydration) Desplazamiento.

El volumen de acero de las tuberías y dispositivos que se bajan o se sacan de un pozo. (Displacement)

Desplazamiento corto (Shortway). Desplazamiento de fluidos del pozo por el tubing desde el espacio anular. (Shortway)

Destilación. Proceso por el cual se vaporiza un líquido, para luego condensar el vapor para que retome el estado líquido (producto de destilación), eliminando del líquido substancias no volátiles, el contenido total de sólidos de un fluido de perforación. El producto de la destilación es el contenido de agua y/o petróleo de un fluido. (Distillation) Desviación. Inclinación del pozo con respecto al eje vertical. El ángulo en grados que indica la desviación con respecto del eje vertical en un relevamiento de la desviación. Ver relevamiento de la desviación. (Deviation) Desviación. Modificación del ángulo del pozo. En perforación dirigida se mide en grados, tomando como referencia el eje vertical. (Deflection) Desviar. Perforar alrededor de barra de sondeo o casing dañados que se han atascado en forma permanente en el pozo, utilizando una cuña desviadora, turbodrill u otro impulsor de lodo. Ver perforación direccional, turbodrill y cuña desviadora. (Sidetrack). Detector de punto libre.

Herramienta diseñada para medir el estiramiento de un caño atascado y para indicar el punto más profundo en el cual el caño está libre. El indicador de punto libre se baja al pozo con un cable conductor . Ambos extremos del elemento medidor de esfuerzo se fijan por medio de resortes de fricción o imanes y, a medida que se aumenta el esfuerzo a que se somete al caño, se transmite una medición precisa del estiramiento a la superficie. Las mediciones del estiramiento indican la profundidad a la que se atascó el caño. Free point indicator)

Glosario


Detonación. Efecto de disparar cañones de punzamiento. (Shooting). Detonar.

1. Acción de explotar nitroglicerina u otro explosivo de alto poder detonante en un pozo a fin de romper la roca e incrementar el flujo de petróleo. Prácticamente reemplazada en la actualidad por fractura de formación. Ver fractura de la formación. 2. En trabajo sismográfico, efecto de detonar explosivos para crear vibraciones en la corteza terrestre. (Shoot).

Diámetro. La distancia transversal de un

círculo medida a través del centro. En lo que se refiere a la medición de diámetros de tubería, el diámetro interno (D.I.) es el diámetro del círculo interior, mientras que el diámetro externo (D.E.) es el diámetro que corresponde a la superficie exterior de la tubería. (Diameter)

Diámetro del Pozo. El orificio perforado por el trépano. El pozo puede tratarse de un pozo entubado o de un pozo abierto (es decir, sin casing), o también puede tener un casing parcial. (Wellbore) Ver pozo entubado y pozo abierto.

tratamiento ácido. Ver detonar y disparo de nitroglicerina. 2. Momento en que se toma una fotografía durante un registro de disparo simple. Ver relevamiento de dirección (Shot).

Disparo de nitroglicerina.

Proceso de estimulación de la formación utilizado por primera vez hace aproximadamente cien años en Pensilvania. Se coloca nitroglicerina en el pozo y se la hace explotar para fracturar la roca. Suele utilizarse arena y grava sobre la carga explosiva para mejorar la eficacia del disparo. En la actualidad, el disparo de nitrogiserina ha sido reemplazado en gran parte por la fractura de la formación. (Nitro shooting) Ver fractura de la formación.

Dispersante. Todo producto químico que estimule la dispersión de la fase dispersa. (Dispersant) Dispersión. Subdivisión de agregados. La

dispersión aumenta la superficie específica de la partícula; por lo tanto, el resultado es un aumento de la viscosidad y la fuerza del gel. (Dispersion)

Disperso. Un coloide o substancia dividida en partículas muy finas. (Dispersoid)

de calcio y magnesio y es independiente de la presencia de los iones ácidos. La dureza total se expresa en partes por millón de carbonato de calcio o de calcio y, a veces, en equivalentes por millón de calcio. Para ensayos de dureza, *Ver API RP 13B. (Hardness [of water])

Dureza Rockwell.

Medida de la fuerza de un material ferroso convertido en fuerza de rotura o resistencia tensora en PSI. (Rockwell hardness)

Dureza total.

Ver dureza del agua. (Total

hardness)

Dutchman.

Pedazo de caño roto o torcido en una conexión hembra. A veces puede sobrepasar la conexión. (Dutchman)

Dyna-Drill.

Motor de fondo de pozo impulsado por el fluido de perforación que imprime movimiento rotativo a un trépano conectado a la herramienta, por lo que se elimina la necesidad de rotar toda la columna para perforar el pozo. El Dyna-Drill, que es un nombre de marca, se utiliza en perforación vertical y en perforación dirigida. (Dyna-Drill)

Diez filetes. Lo mismo que “de ocho vueltas”, pero con diez vueltas de rosca por pulgada. (Ten round)

Dispositivo de traba. Dispositivo que traba el mandril de un empaquetador a su alojamiento del encastre. (Lock segment)

E

Difusión.

Dispositivo registrador de presión de fondo de pozo. Dispositi-

EBOP. Iniciales de equipamiento preventor de reventones. (BOPE)

La expansión, dispersión o mezcla de un material. (gaseoso, líquido o sólido). (Diffusion)

Diluyente.

vo que se utiliza para registrar la presión en un pozo frente a la formación productora. (Bottom hole pressure bomb)

Diluyente.

Dispositivos para mezcla de lodo. El dispositivo más común para agregar

Líquido que se agrega para diluir una solución. (Diluent) Cualquiera de los diferentes agentes orgánicos (taninas, ligninas, lignosulfonatos, etc. ) e inorgánicos (pirofosfatos, tetrafosfatos, etc.) que se agregan a los fluidos de perforación para reducir la viscosidad y/o las propiedades tixotrópicas. (Thinner)

Dinámico. Estado de actividad o movimiento. Opuesto al estado estático. (Dynamic) Disco de vidrio - Sustituto que tiene un tope de vidrio en su interior, que se utiliza para aislar una cámara de surgencia en operaciones de limpieza de engravado o punzado. (Glass disc) Disminución de la densidad por corte. En terminología de lodos, se refiere a

la disminución de la densidad de un fluido de perforación como consecuencia del arrastre de fluidos de la formación o de aire. (Weight cut)

Disociación.

La separación de un compuesto en dos o más moléculas, átomos o iones simples. Se aplica generalmente al efecto de la acción del calor o de solventes sobre substancias disueltas. La reacción es reversible, a diferencia de la descomposición, que es permanente; es decir, cuando se elimina el solvente, los iones se recombinan. (Dissociation)

Disparo.

Una carga de explosivos de alto poder detonante, generalmente nitroglicerina, que se detona en un pozo para quebrar la formación y acelerar la recuperación de petróleo. Ha sido prácticamente reemplazado por la fracturación de la formación y

sólidos al lodo es el embudo de mescla . Otros dispositivos de mezcla son: los eyectores, los agitadores eléctricos, las boquillas mezcladoras de inyección, los barriles químicos, etc. (Mud mixing devices)

Dolomita. Tipo de roca sedimentaria similar a la piedra caliza, pero rica en carbonato de magnesio; a veces es roca de reservorio de petróleo. (Dolomite) Dotación de perforación/dotación de reparación. El perforador, el enganchador, y dos o mas ayudantes que operan un equipo de perforación o de reparación en cada turno por día.. (Drilling crew/ workover crew) Ver enganchador, perforador y turno

Drenaje por gravedad. Movimiento de

petróleo de reservorio hacia la boca del pozo por intervención de la fuerza de gravedad. Ante la falta de desplazamiento por agua o desplazamiento efectivo por gas, el drenaje es una importante fuente de energia para la producción de petróleo. También se lo llama desplazamiento por segregación. (Gravitiy drainage)

DST - Drill stem test. Ensayo de pozo. (DST)

Duplex. Bomba de dos cilindros; bomba de lodo de un equipo. (Duplex)

Dureza (del agua).

La dureza del agua se debe principalmente a la presencia de iones

Efecto de Jones. Cuando se aumenta la concentración de una solución salina, la tensión neta de superficie primero disminuye, luego alcanza un mínimo, y finalmente comienza a aumentar junto con la concentración. (Jones effect) Efecto de valencia.

En general, cuanto más alta es la valencia de un ion, mayor será el efecto de pérdida de estabilidad que ejercerán estos iones polivalentes sobre las emulsiones, las suspensiones coloidales, etc. (Valence effect)

Ejercicio con preventor de reventones. Procedimiento de entrenamiento

para asegurar que las dotaciones estén totalmente familiarizadas con las prácticas correctas de operación que se deben realizar para el uso del equipamiento del preventor de reventones. Prueba “en seco” de la operación de prevención de reventones. (Blowout preventer drill)

Elastómero. Sello, elemento sellador de caucho, por ejemplo un O-ring, un V-ring, o un sello de junta. (Elastomer) Electrólisis.

Descomposición de un compuesto químico causada por el pasaje de una corriente eléctrica a través del compuesto o a través de la solución que lo contiene. La acción corrosiva de las corrientes vagabundas es causada por la electrólisis. *Ver corrosión. (Electrolysis)

Electrolito.

Substancia que se disocia en iones de carga positiva y negativa cuando está en solución o en estado de fusión y que luego conduce una corriente eléctrica. Los ácidos, las bases y las sales son electrólitos comunes. (Electrolyte)

Elemento de refuerzo. Aro sellador situado a cada lado del elemento empaquetador central, cuya función es evitar que éste sea expulsado. (Back-up element) Elemento empaquetador. Parte elastomérica de una empaquetadura. (Packer element) Elementos de tipo copa.

Sellos de caucho que se activan solamente por presión, y no mecanicamente; tapones y herramientas de lavado. (Cup-type elements)

Elementos de tipo empaque.

Elastómeros que requieren deformación para poder sellar. (Packer-type elements)

Elevador para transferencia de varillas. Un tipo de elevador especial diseñado

para ubicar en el lugar adecuado el extremo de una varilla de succión. Permite al encargado de la torre transferir la varilla a la plataforma entarimada, desde el elevador regular que se utiliza para sacar la varilla del pozo. (Rodtransfer elevator) Ver plataforma entarimada.

Elevadores.

Conjunto de grampas que sujetan un tiro o una columna de casing, tubing y barras de sondeo o varillas de bombeo de manera de que se las pueda sacar y bajar al pozo. (Elevators)

Elevadores de tubing. Aparato de sujeción que se utiliza para sacar tubing. Los elevadores agarran la tubería justo por debajo del collar superior y se conectan al gancho por medio de eslabones de acero o asas/orejas?. (Tubing elevators) Embocar.

Guiar una herramienta de pozo abajo hacia el interior del pozo o hacia arriba al piso del equipo. (Tailing in)

Embocar para enroscar.

Guiar el extremo de un caño hacia una junta o una unión doble cuando se enrosca una conexión. *Ver junta y unión doble

Embolo. Componente básico de la bomba a varillas. (Plunger) Ver bomba a varillas. Embrague neumático. Elemento provisto de una cámara inflable que, al inflarse, acciona el embrague y, al desinflarse, lo desconecta. (Air-tube clutch) Embridar. Unir tubería por medio de bridas durante las conexiones finales de un sistema de tuberías; en terminología petrolífera, embridar significa también completar cualquier operación. (Flange-up) Embudo.

*Ver dispositivos para mezcla de lodo. Dispositivo para agregar o alimentar aditivos de lodo de perforación. (Hopper, jet)

Embudo Marsh.

Instrumento que se utiliza para determinar la viscosidad de embudo Marsh. El embudo Marsh es un recipiente con un orificio fijo en el fondo. Cuando se lo llena con 1500 cc de agua dulce, un cuarto de galón (946 ml) fluye en 26 +/- 0,5 segundos. El tiempo de efusión para 1000 cc es de 27,5 +/- 0,5 segundos. Ver especificaciones en API RP 13B. (Marsh funnel)

Empaque. Elemento del equipo de pozo abajo que consiste en un dispositivo sella-

329

dor, otro para sostener o instalar y un pasaje interior para los fluidos; se utiliza para obstruir la circulación de fluidos a través del espacio anular entre el tubing y la pared del pozo al sellar el espacio existente entre ellos. Suele estar enroscado a la columna del tubing a cierta distancia por encima de la zona de producción. El elemento sellador se expande para impedir la circulación de fluido, salvo a través del interior de la empaquetadura y del tubing. Los empaquetadores se clasifican de acuerdo con la configuración, el uso y el método utilizado para fijarlos y conforme a su posibilidad de ser recuperables (es decir, si pueden removerse cuando resulta necesario o cuando se deben fresar o perforar y luego destruir). (Packer)

durante interrupciones causadas por tormentas. (Storm packers)

Empaquetado de casing.

unidad de material empaquetador cuyo cierre depende de la presión del fondo del pozo. Se utilizan fundamentalmente para extraer la tubería a través del pozo, o permitir que la tubería se mueva con presión en el espacio anular. (Pack off or Stripper Preventer)

Método para cementar el casing en un pozo que permite, en caso necesario, recuperar el casing sin demasiada dificultad. Una vez que se baja el casing, y antes de inyectar el cemento, se coloca en el pozo un lodo especial, generalmente de base petróleo. Este lodo no se solidifica, por lo que no se pega al casing en el área que está por encima del cemento. Como el lodo no se gelifica aún después de largos períodos, se puede cortar y recuperar el casing por encima de la sección cementada. Se utiliza este procedimiento en pozos en que la producción no es segura o es limitada, para poder recuperar parte del casing, el cual es muy valioso. (Casing pack)

Empaquetador. Elemento que se utiliza para sellar las pérdidas del tubing. (Pack off) Empaquetador de cuña desviadora. Empaquetador para propósitos especiales

que se coloca en el casing para permitir una operación de desviación.

Empaquetador de engravado.

Empaquetador que se utiliza en el método de terminación de pozos llamado “engravado”. *Ver engravado. (Gravel-pack packer) Empaquetador de pared - Empaquetador equipado con bloques de fricción o resortes de arrastre y cuñas, diseñado de manera tal que la rotación de la tubería libera las cuñas. Los resortes de fricción impiden que las cuñas y el gancho giren con la tubería y ayudan a que las cuñas al desplazarse sobre un manguito de forma cónica se fijen a la pared de la tubería a medida que aumenta el peso sobre el empaquetador. También se lo llama empaquetador de gancho de pared. *Ver empaquetador. (Hook-wall packer)

Empaquetador de tipo tándem. Empaquetador provisto de dos elementos de empaque/copas que se utiliza para tomar un grupo de punzados. (Straddle packer) Empaquetador inflable - Tipo de empaquetador con elementos empaquetadores inflables que se utiliza para operaciones a pozo abierto. (Inflatable packer) Empaquetador para inyección a presión - Empaquetador perforable para servicio. Retenedor. (Squeeze packer)

Empaquetadores de tormenta.

Herramienta de servicio para inyección a presión, de tipo mandril, provista de actuador, que se utiliza en operaciones de perforación

Empaquetadura. Dispositivo de cable no conductor que se utiliza para taponar el tubing de producción al proceder a la reparación del pozo. (Packoff) Empaquetadura de grava. 1- Colocar

una tubería auxiliar de revestimiento ranurada o perforada en el pozo y rodearla de grava fina. *Ver engravado. 2. Masa de grava muy fina colocada alrededor de una cañería auxiliar ranurada. Ver cañería auxiliar. (Gravel pack)

Empaquetadura o Preventor de Stripper. Preventores que contienen una

Empaquetadura pobre de grava.

Empaquetadura de cabezal de prensaestopa; sin packer, capacidad de presión de empaquetadura muy limitada. (Poor-boy gravel pack) Emparchador de cañería - Herramienta provista de un empaquetador de caucho o un sello de plomo que se utiliza para reparar el casing. Cuando se daña el casing dentro del pozo, se lo corta por debajo del área dañada, se retira la sección del pozo y se saca de la columna el tiro de casing dañado. Se enrosca la herramienta y se baja al pozo hasta que se conecta con la parte superior del casing que quedó en el pozo. El empaquetador de caucho o el sello de plomo de la herramienta forman un sello con el casing. Esta es un herramienta del tipo de pescador de tubería (overshot) y a veces se la denomina pescador de casing. (Casing patch tool)

Empujar.

Unidad de inserción de tubería contra presión (snubbing); instrumento utilizado para aplicar fuerza adicional a la barra de sondeo cuando resulta necesario colocarla en el pozo en caso de presión elevada en el mismo. (Pull down)

Empuje de gas.

Utilización de la energía que proviene del gas comprimido de un reservorio para impulsar petróleo crudo hacia el interior de un pozo. Este procedimiento también se utiliza en un tipo de recuperación secundaria, en la que se inyecta el gas a un pozo inyector para barrer el petróleo que queda, hacia un pozo productor.. (Gas drive) Ver pozo de inyección y recuperación secundaria

Emulsificante o Agente emulsionador. Substancia que se utiliza para

producir la emulsión de dos líquidos que no se mezclan. Los emulsificantes pueden clasificarse, de acuerdo a su comportamiento, en agentes ionicos y agentes no ionicos. Los del tipo ionico se pueden clasificar también en anionicos, cationicos, y amfotéricos, teniendo en cuenta la naturaleza de los grupos de iones activos. (Emulsifiers or Emulsifying agent)

Emulsión.

Mezcla líquida, heterogénea, substancialmente permanente, compuesta por dos líquidos que normalmente no se

disuelven el uno en el otro, pero que pueden mantenerse en suspensión o dispersión mediante agitación mecánica o, mas frecuentemente, mediante el agregado de pequeñas cantidades de substancias conocidas como emulsificantes. Los emulsificantes pueden ser mecánicos, químicos, o una combinación de ambos. Pueden ser del tipo petróleo-en-agua o del tipo agua- en-petróleo. (emulsion)

Emulsión de agua en petróleo.

Ver emulsión de petróleo invertida. (Waterin-oil emulsion)

Emulsión inversa de petróleo.

Emulsión de agua en petróleo en la que la fase dispersa es agua dulce o salada y la fase continua es diesel, crudo o algún otro petróleo. El agua aumenta la viscosidad y el petróleo la reduce. (Invert oil-emulsion)

Glosario


ción y/o de terminación y de la maquinaria de circulación. (Derrickman)

Engravado.

Método de terminación de pozo por el cual se coloca en el pozo una tubería auxiliar de revestimiento ranurada y perforada, y se la rodea de grava fina. Se hace un ensanchamiento del pozo en el punto en que se coloca el engravado. La masa de la grava evita que entre arena al pozo, pero permite una producción rápida y continua. (Gravel packing)

Enjotar.

Preparativos para usar una herramienta o empaquetador con ranura en forma de J. (Jaying-up)

Enrollar/arrollar.

Emulsión lechosa. *Ver agua con emulsión de petróleo. (Milk emulsion)

Enrollar en un carretel o en un tambor de cable/alambre. (Spool) Enroscar - Conectar secciones de tubería, a mano o con la mesa rotativa. (Make-up) Ensanchar - Agrandar el pozo por debajo del casing. (Underream)

Emulsoide.

Partículas coloidales que absorben agua. (Emulsoid)

Ensayador.

En bombeo. Con referencia a un pozo, ser bombeado. (On-the-pump) en dirección paralela a su plano de contacto. (Shear)

Ensayador de formación.

En fragüe de cemento.

Relativo al tiempo durante el cual se suspenden las operaciones de perforación o de terminación para dar tiempo a que el cemento en el pozo pueda fraguar. (Waiting on cement) En los cañones de punzamiento a chorro, pieza metálica de forma cónica que forma parte de una carga moldeada. Aumenta la eficacia de la carga al aumentar la capacidad de penetración del chorro. *Ver chorro. (Liner)

Encadenar. Ver Anclar. (Buckled-up) Encastre. Dispositivos tipo dedo que se utilizan para trabar o ubicar ciertos componentes de herramientas manipulando la columna de tubing o una herramienta de interior de pozo. (Collet) Encastre J. Tipo de mecanismo en empaquetadores/herramientas en el que la rotación de la tubería impulsa el mandril de la herramienta para realizar una serie de movimientos, similares a la letra J, para fijar y liberar la herramienta. (J-slot) Encremado de Emulsión.

Sedimentación o flotación de las partículas de la fase dispersa de una emulsión, que se observa por una diferencia de matiz del color de las capas formadas. Este fenómeno puede ser ascendente o descendente, dependiendo ésto de las densidades relativas de las fases continua y dipersa. (Creaming of emulsion)

Energía diesel eléctrica.

Energía suministrada a un equipo de perforación, generada por un motor diesel que da impulso a generadores eléctricos. De uso extensivo en operaciones marítimas, su uso también está difundido en operaciones terrestres. (Dieselelectric power)

Enganchador. Miembro de la dotación encargado de controlar el extremo de la columna de sondeo a medida que se la saca o se la baja al pozo. También es el responsable del acondicionamiento del fluido de perfora-

Persona que ensaya la tubería y el casing en busca de filtraciones. (Tester)

Dispositivo que se utiliza para obtener datos de una formación. *Ver ensayo de formación. (Formation tester)

Ensayador de tubing.

Válvula de operación mecánica (por rotación del tubing) que se utiliza para bloquear la presión de la formación por encima de un empaquetador con el fin de comprobar todas las conexiones desde el empaquetador hasta el árbol. (Tubing tester)

Ensayo de asiento de casing. Procedimiento por el cual se somete a la formación que está inmediatamente debajo del zapato del casing a una presión equivalente a la ejercida por una mezcla de perforación de mayor densidad, o a la ejercida por la presión resultante de un fluido más denso sumado a la contrapresión originada por una surgencia. (Casing seat test)

Ensayo de copa. También llamado ensayo de empaquetador (packer). Ver ensayo de packer. (Cup test)

Ensayo de flujo. Ensayo preliminar que se utiliza para confirmar el caudal de flujo de un pozo. (Flow test) Ensayo de formación.

Acción de obtener datos de una formación para determinar su potencial de produtividad antes de instalar el casing en un pozo. El método convencional es el ensayo de pozo abierto. La herramienta de ensayo de pozo consta de empaquetadores, válvulas o compuertas que pueden abrirse y cerrarse desde la superficie, y un dispositivo para registrar la presión. Se baja la herramienta hasta el fondo, con una columna de barras de sondeo, y se fija el empaquetador, para aislar la formación que se va a ensayar de las formaciones superiores y para sostener la columna de fluido que está por encima del empaquetador. Se abre una compuerta de la herramienta para purgar la presión que está por debajo del empaquetador al interior de la columna de sondeo. De esta manera la formación es expuesta gradualmente a la presión atmosférica y se

Glosario


permite que el pozo produzca a la superficie, en donde se toman muestras de los fluidos del pozo para su posterior inspección. A partir del registro de las presiones obtenidas se pueden inferir características de la formación. (Formation testing)

Ensayo de integridad de la formación. Presión que se ejerce sobre una

columna de fluido por superimposición de presión de superficie, con el objeto de determinar la resistencia de una zona de subsuelo a una presión hidrostática dada. (Formation competency test [Formation integrity test])

Ensayo de pérdida. Procedimiento por el cual se ejerce presión por superimposición de una presión de superficie sobre una columna de fluido para determinar la presión a la cual la formación expuesta permite el ingreso de fluido. (Leak-off test) Ensayo de pozo (DST).

Método para obtener información acerca del potencial de productividad de una formación antes de instalar el casing en un pozo, para determinar la existencia de petróleo o gas en cantidades comerciales. Ver ensayo de pozo. (Drill stem test [DST])

Entrar en la formación productiva. Operación durante el procedimiento

de perforación en la que se está a punto de perforar la formación productiva. (Drilling In)

Entubado.

Dícese de un pozo en el que se ha bajado y cementado el casing. (Cased)

Entubar. Instalación de sondeo o casing en un pozo. Generalmente requiere tratamiento de lodo, reacondicionamiento o al menos verificación de las propiedades del fluido de perforación. (Set casing) -

Equipo de perforación Jmarino.

Estructura de perforación marítima con patas tubulares o tipo torre que sostienen la cubierta y el casco. Cuando se la ubica encima del lugar de perforación, los extremos inferiores de las patas se apoyan en el lecho marino. Esta estructura se remolca o impulsa hasta un lugar determinado con las patas elevadas. Una vez que las patas están firmemente asentadas en el fondo, se regula y se nivela la altura de la cubierta y del casco. (Jackup drilling rig)

Equipo móvil. Unidad autropopulsada sobre ruedas, que se utiliza para servicio de pozos de petróleo o gas. Los equipos modernos son generalmente unidades móviles que tienen el mástil, el cuadro, los motores y otros equipamientos auxiliares necesarios para el servicio o la reparación de un pozo montados en un chasis propulsado por los mismos que se utilizan para las operaciones del cuadro. Ver unidad de back-in y unidad de drive-in. (Carrier rig)

Equipo de perforación semisumergible. Estructura flotante de per-

Equipo para transferencia de varillas. Maquinaria diseñada para que la

foración offshore cuyos cascos están sumergidos en el agua pero no apoyados sobre el lecho marino. Los espacios para vivienda, almacenamiento, etc. están armados sobre la cubierta. Los equipos semi-sumergibles pueden ser autopropulsados, remolcados o una combinación de ambos. Son más estables que las barcazas de perforación y se utilizan con frecuencia en pozos exploratorios en aguas turbulentas como las del Mar del Norte. Ver * posición dinámica. (Semisubmersible drilling rig)

Equipo de poste simple.

Unidad de servicio de pozo cuyo mástil consiste de un solo tubo de acero, de 19,8m de longitud. Ver mástil. (Single-pole rig).

Equipo de reparación. Ver equipo de producción y unidad de tracción. (Workover rig) Equipo de reparación modular. Equipo de plataforma diseñado en

Unidad de peso químico de un soluto en un millón de unidades de peso químico de solución. El epm de un soluto en solución equivale a las ppm (partes por millón) divididas por el peso equivalente. *Ver también Ppm. (EPM or Equivalent per Million)

“paquetes” de equipamiento o modulos lo suficientemente livianos para ser elevados a una plataforma con la ayuda de una grua de plataforma. En la mayoría de los casos, el peso máximo de un módulo es de 12000 libras (5500 kg). Una vez que se lo retira de la embarcación de trabajo, el equipo puede ser armado en un lapso de entre 24 y 36 horas. Como en todos los equipos de tipo mástil, la profundidad de trabajo estará limitada por la resistencia del mástil. Generalmente, es de 12000 a 14000 pies (3700 a 4300 m). (Modular-space workover rig)

Equilibrio Hidrófilo-Lipófilo (EHL). Una de las propiedades más impor-

Equipo de servicio y reparaciones de pozos. Conjunto de aparejos para

EPM o Equivalente por Millón.

tantes de los emulsificadores. Es una expresión de la atracción relativa de un emulsificador hacia el agua o el petróleo, determinada en gran medida por la composición química y las características de ionización de un emulsificador dado. El EHL de un emulsificador no esta relacionado en forma directa con la solubilidad, pero sí determina el tipo de emulsión que tiende a formarse. Es un indicador de las características de comportamiento, no un indicador de la eficiencia del emulsificador. (Hydrophilic- Lipophilic balance)

Equipamiento (kit) adaptador.

Equipamiento que consta de una camisa fijadora, un vástago adaptador y una tuerca de ajuste, que se utiliza para fijar herramientas perforables/permanentes en cable/alambre o en herramientas de fijación hidráulicas. (Adapter kit)

Equipo.

La torre, el cuadro de maniobras y el equipo auxiliar de superficie de una unidad de perforación o reparación. (Rig)

servicio de pozos utilizado en las varillas de tracción y el tubing del pozo. (Pulling unit) Ver equipo de producción.

Equipo macaroni/spaghetti.

Equipo de reparación, generalmente liviano, que se construye especialmente para correr tubing de 3⁄4 de pulgada y de 1 pulgada de diámetro. *Ver columna macaroni. (Macaroni rig)

Equipo mecánico. Equipo de perforación en el que la fuente de impulso proviene de uno o más motores de combustión interna y en el que el impulso se distribuye a los componentes del equipo mediante dispositivos mecánicos (cadenas, engranajes, embragues y ejes). Tambiénse lo llama equipo de potencia. (Mechanical rig) Equipo montado sobre camión.

Equipo de servicio y reparación de pozos que se monta en el chasis de un camión. (Truckmounted rig)

dotación de reparación pueda extraer las varillas de succión de un pozo y suspenderlas del mástil del equipo de reparación, de manera que las varillas nunca toquen el piso. Se utilizan dos elevadores: uno sostiene la sarta de varillas en el pozo, mientras que el otro se baja para la siguiente extracción. (Rod-transfer equipment)

Equivalente libra. Unidad de laborato-

rio utilizada en la prueba piloto. Al agregársele 350 ml de fluido, un gramo o equivalente libra resulta equivalente a 1 libra por barril. (Pound equivalent)

Erupción de pozo. Pozo de petróleo cuya presión es tan alta que lanza chorros a la superficie con la fuerza de un geyser; también se lo llama “pozo salvaje”. En realidad, una erupción es un reventón, e implica un enorme desperdicio de fluidos del reservorio y de energía de desplazamiento. En los comienzos de la explotación petrolífera, las erupciones de pozos eran habituales, y muchas veces eran la única señal de que se había encontrado un reservorio importante de gas o petróleo. (Gusher) Escala de carga. En relación a varillas de

bombeo, la cantidad de peso que la columna de la varilla de bombeo puede levantar. (Range of load)

Esclusa (ariete). Componente de cierre

y sello del preventor de reventones. Uno de los tres tipos de esclusas (ciegas, de tubería o de corte) pueden instalarse en varios preventores montados en un conjunto en la parte superior del pozo. Al cerrarse, los arietes ciegos forman un sello en los pozos que no tienen tubería de perforación; las esclusas de corte cierran sobre la tubería de perforación formando un sello. (Ram) Ver esclusa ciega, esclusa de tubería y esclusa de corte.

Esclusa (ariete) de tubería.

Elemento sellador para preventores de reventones (BOP) con dientes y empaquetadura para tubería de perforación, collares de perforación o casing, que cierra el espacio anular entre la tubería y el BOP o cabezal del pozo. Para cada tamaño (diámetro exterior) de tubería en uso se requieren esclusas (arietes) diferentes. (Pipe ram)

Esclusa de corte. Componente en un preventor de reventones cuya función es cortar o cerrar sobre tubería y formar un sello para controlar la presión del pozo. Se las utiliza en operaciones móviles de perforación offshore como método rápido de movilizar el equipo desde el pozo cuando no hay tiempo

suficiente para sacar el sondeo fuera del pozo. (Shear ram).

Esclusas ciegas. También llamadas “Esclusas de cierre total” o “Esclusas maestras”. Se sellan una contra la otra, con lo cual el pozo queda totalmente cerrado por debajo de ellas. (Blind rams) Esclusas ciegas/de corte.

Esclusas ciegas que constan de un borde afilado para cortar barras de sondeo o casing. Se sellan una contra la otra para que el pozo quede cerrado. (Blind rams/Shear rams).

Esclusas del preventor de reventones. Componentes de cierre y sellado de

un preventor. Se corresponden con la esclusa en la válvula esclusa. (Blowout preventer rams)

Escopeta.

1. Dispositivo hidráulico operado por presión de bomba que se utiliza para limpiar las piletas de inyección y los tanques en perforación rotativa y para mezclar componentes del lodo. (Jet)

Escopetear en piletas.

Agitación mecánica del fluido de perforación en las piletas por medio de una escopeta mezcladora de inyección, una mezcladora eléctrica o un agitador. (Gunning the pits)

Esferas selladoras. Esferas de nylon, caucho duro, o ambos materiales, que se utilizan para cerrar punzados que producen pérdidas excesivas de fluido. (Ball seallers) Espaciador de tubería con abertura. Extensión de tubo de producción con

compuerta que se utiliza a modo de paso alternativo para los dispositivos de medición de cable de acero. (Perforated spacer tube)

Espaciamiento.

Posicionamiento de la cantidad correcta de pies o juntas de tubería desde el empaquetador (packer) hasta el árbol de producción en superficie, o desde el piso de trabajo del equipo hasta el conjunto preventor de reventones. (Spacing-out)

Espaciar.

Procedimiento que se realiza para posicionar una longitud predeterminada de barra de sondeo sobre la mesa rotativa de modo que la junta de herramienta quede ubicada sobre las esclusas del preventor submarino del que se suspenderá la barra de sondeo, de modo que ninguna junta de herramientas quede opuesta a un conjunto de esclusas una vez que cuelgue la barra de sondeo. (Space out).

Espacio anular. 1. El espacio en derredor de un objeto cilindrico que está en el interior de un cilindro. 2. El espacio en derredor de una tubería que está dentro de un pozo, cuya pared exterior puede ser la pared del pozo o la del casing; a veces se lo denomina anulus. (Annular space) Espesor de revoque.

Espesor de los sólidos depositados durante 30 minutos que requiere el ensayo de filtro de la API en un papel filtro medido en fracciones de 1/32 de pulgada. Ver grosor de la torta. En ciertas áreas, el grosor de la torta de filtrado resulta de la medición de los sólidos depositados en papel filtro durante 7 1⁄2 minutos. (Filter cake thickness)

331

Espuma.

Sistema de dos fases, similar a una emulsión, en el que la fase dispersa es gas o aire. (Foam)

Estabilizador.

Dispositivo de tipo centralizador que se utiliza para mantener componentes de herramientas en posición concéntrica durante la sacada y la bajada. (Stabilizer)

Estabilizador. Elemento que sobresale de ambos lados de un mástil portátil, y proporciona estabilidad para reducir la posibilidad de caída del mástil. (Outrigger) Ver mástil. Estabilizar la Emulsión o el lodo.

En la jerga de los fluidos de perforación, se aplica a los sistemas a los que se agrega petróleo, el cual se separa y sube a la superficie. Todo método mecánico o químico que sirva para emulsificar el petróleo libre se denomina “tightening up”. (Tighten up emulsion or mud)

sale del pozo cuando se lo cierra con el preventor de reventones y se circula la surgencia al exterior.. (Choke) Ver estrangulador ajustable, Árbol de producción o surgencia, surgencia, niple y estrangulador positivo.

Estrangulador ajustable.

Estrangulador en el cual una aguja y un asiento cónicos modifican el caudal de flujo. También llamado estrangulador automático. Ver estrangulador. (Adjustable choke)

Estrangulador de fondo de pozo.

Dispositivo con una abertura restringida que se coloca en el extremo inferior del tubing, cuya función es controlar el caudal de flujo. Ver estrangulador. (Bottom hole choke)

Estrangulador de tormenta.

Válvula de velocidad que en condiciones normales está abierta, y que se cierra cuando se presenta un flujo que excede un determinado caudal. (Storm choke)

Estrangulador positivo.

Conjunto auxiliar de controles que se utiliza para operar las unidades preventoras de reventones. (Remote station)

Estrangulador en el que se debe modificar el tamaño del orificio para cambiar la velocidad de circulación a través del estrangulador. (Positive choke) Ver estrangulador y orificio.

Estático. Lo opuesto a “dinámico”. *Ver estado de reposo. (Static)

Estrangulador recuperable por cable/alambre. Estrangulador de fondo

Estación a distancia.

Estearato. Sal de ácido esteárico (Ácido graso saturado C18). Ciertos compuestos, como el estearato de aluminio, el estearato de calcio, y el estearato de zinc, se utilizan en fluidos de perforación para uno o más de los siguientes propósitos: como antiespumantes, para lubricación, para perforación con aire en los casos en que se encuentra una pequeña cantidad de agua, etc. (Stearate) Estearato de aluminio.

Sal de aluminio de ácido esteárico que se utiliza para eliminar la espuma. (Aluminum stearate)

Estibar en peine. Colocar tiros de barra

de sondeo y portamechas en posición vertical a un costado de la mesa rotativa en la torre o mástil del equipo de perforación de terminación. (set back)

Estimulación.

1- Operación por la cual se aumenta artificialmente el potencial de flujo de un pozo mediante una inyección de productos químicos al interior del reservorio. 2. Término descriptivo que se aplica a una variedad de procesos cuya finalidad es la de agrandar pasajes antiguos o crear nuevos pasajes en la formación productora de un pozo, por ejemplo, acidificación, fracturación, o tratamientos con explosivos. (Stimulation)

Estimulación ácida.

Método de estimulación de pozos en el que se utilizan ácidos. (Acid stimulation)

Estrangulador.

Dispositivo con un orificio de tamaño fijo o variable instalado en una línea para restringir el flujo y/o controlar el caudal de producción. Los estranguladores de superficie forman parte del árbol de producción y contienen un orificio de estrangulación con un calibre de diámetro reducido que sirve para restringir el flujo. Los estranguladores también se utilizan para restringir el caudal de flujo del lodo de perforación que

de pozo que se baja con cable/alambre y que se asienta en un perfil de niple en la columna de tubing. (Choke, wireline, retrievable)

Estrangulamiento. Tendencia de una barra o tubería de metal a ahusarse, tomando un diámetro reducido en un punto determinado, como consecuencia de un esfuerzo longitudinal excesiva. (Necking)

palanca. Sin embargo, es aconsejable utilizar una llave más grande. (Cheater)

Extensión. Piezas tubulares conectadas al fondo de un empaquetador para extender su agujero. (Extension)

Extensión del sello de boca.

Tubo que extiende la boca del sello de empaque; se utiliza en los casos en que se prevé una expansión/contracción excesivas de la tubería. (Seal bore extension)

Extractor de muestras. Unión de una

Floculación.

Porcentaje de petróleo o gas en un reservorio que, puede obtenerse mediante técnicas primarias y/o secundarias; porcentaje de petróleo o gas en el lugar (expresado en barriles tanque de almacenamiento o en miles de pies cúbicos) que se van a recuperar. (Recovery factor)

Falla. Término geológico referente a un rompimiento ascendente o descendente de una formación en los estratos de subsuelo. A menudo los estratos de un lado de la formación sufren un desplazamiento (hacia arriba, hacia abajo o lateralmente) con respecto de su posición original. Las fallas pueden afectar en forma significativa los programas de lodo y de casing para un área determinada. (Fault) Fase continua.

Evaluación de Formación Múltiple. Nombre de marca de una columna de

Fase dispersa. La fase expandida (sólido, líquido o gas) de una dispersión., dividida en partículas muy finas rodeadas por la fase continua. (Dispersed phase)

Expansor a resorte.

Anillo o banda metálica (casquete) accionada a resorte que se utiliza para expandir un parche de revestimiento cuando se efectúan reparaciones al casing. Ver parche de revestimiento. (Spring collet)

Exposición limitada.

Término genérico que describe ciertos tipos de empaquetadores en los que elemento empaquetador está colocado de manera tal de “limitar” la “exposición” de los mecanismos de fijación y liberación de la herramienta a el ambiente del pozo. (Limited exposure)

Extendedor de arcilla.

Cualquiera de varias substancias -generalmente compuestos orgánicos de mucho peso molecular- que, agregados en concentraciones bajas a la bentonita u otras lechadas de arcilla, aumentan la viscosidad del sistema, por ejemplo, el copolimero anhidro polivinilo aceto maleico. (Clay extender) Ver lodos de bajo contenido de sólidos.

Extensión.

Pedazo de caño que se agrega al mango de una llave para poder hacer más

Filtro de grava convencional. Tipo de filtro de grava, en el que se retira el packer de producción del pozo y se baja un packer de servicio con un conjunto del filtro de grava. Una vez terminada la operación, se recupera la herramienta de servicio y se vuelve a bajar el packer de producción. (Conventional gravel pack)

F

Fase fluida que rodea completamente a la fase dispersa que puede ser coloides, petróleo, etc. (Continuous phase)

ensayo de pozo (DST). Múltiple Formation Evaluation (MFE)

Líquido que se impulsa a través de un medio poroso durante el proceso de filtración. (Filtrate) Para ensayo, ver Pérdida de fluido.

Filtro prensa.

Etano.

Hidrocarburo liviano, C2H6, que se encuentra en el gas natural. En condiciones atmosféricas es un gas. (Ethane)

Filtrado.

columna de sondeo que permite obtener una muestra de la formación. (Sampler)

Factor de recuperación.

Fermentación.

Proceso de descomposición de ciertas substancias orgánicas, como por ejemplo, los cambios químicos que producen enzimas, bacterias y otros microorganismos en el almidón. Se lo suele llamar “agriado”. (Fermentation)

Fibra o Material fibroso.

Todo material resistente y fibroso que se utilice para impedir la pérdida de circulación o para restaurar la circulación. En el trabajo de yacimiento se le suele llamar “fibra” a las fibras más grandes de origen vegetal. (Fiber or Fibrous Material)

Fijado a compresión.

Empaquetador (packer) de compresión. (Set-down tool)

Fijar. Fijar herramientas en el casing. (Getting-a-bite) Filtración.

Proceso por el cual se separan los sólidos en suspensión de su medio líquido, impulsando a este último a través de un medio poroso. En un pozo ocurren dos tipos de filtración: la filtración dinámica durante la circulación, y la estática, durante las pausas en la circulación. (Filtration)

Glosario


Dispositivo que se utiliza para determinar la pérdida de fluido de un fluido de perforación según las especificaciones del API RP 13B. (Filter press)

Asociación dispersa de partículas en grupos entrelazados débilmente, asociación no paralela de plaquetas de arcilla . En suspensiones concentradas, tales como los fluidos de perforación, se forma gelatina como resultado de la floculación. En ciertos fluidos de perforación, una secuela de la floculación puede ser la precipitación irreversible de coloides y otras substancias. (Flocculation)

Flotabilidad.

La pérdida de peso aparente de u objeto sumergido en un fluido. Si el objeto está flotando, la porción sumergida desplaza un volumen de fluido cuyo peso es igual al peso del objeto. (Buoyancy)

Fluidez. Lo

opuesto a la viscosidad. Es la medida de la velocidad a la que es continuamente deformado un fluido sometido a un esfuerzo de corte. Ver facilidad de movimiento de flujo. (Fluidity)

Fluido.

Toda substancia que fluye y que no opone resistencia a una fuerza que tienda a modificar su forma. El término incluye tanto a los líquidos como a los gases. Es una substancia que, sometida a cualquier sistema de esfuerzo (salvo la presión hidrostática) sufrirá deformación creciente y continua, sin relación alguna con el tiempo de deformación en un momento dado y la magnitud del esfuerzos en ese momento. Los fluidos de perforación son newtonianos y plásticos, rara vez son pseudoplásticos, y casi nunca dilatantes. (Fluid)

Fluido de empaque. Cualquier fluido bombeado al espacio anular entre el tubing y el casing sobre la empaquetadura. Líquido generalmente inhibidor de agua dulce o de petróleo, utilizado en un pozo cuando la empaquetadura se coloca entre el tubing y el casing. Es lo suficientemente pesado como para cerrar el paso de la presión de la formación que está produciendo, no impide el asentamiento de sólidos durante un período de tiempo demasiado prolongado y es anticorrosivo. (Packer fluid) Fluido de formación. Fluido (gas, petróleo, agua) que se encuentra presente en una formación rocosa de subsuelo. (Formation fluid) Fluido de perforación cortado.

Fluido de control de pozo que ha sufrido una reducción en la densidad o en la unidad de

Glosario


peso, debido al arrastre de aire o de fluidos de formación de menor densidad . (Cut drilling fluid)

Fluido de reparación.

Todo fluido que se utiliza en una operación de reparación de pozos. (Workover fluid) Ver fluido de terminación.

Fluido de terminación.

Todo fluido utilizado durante una operación de terminación o reparación, de suficiente densidad como para controlar la presión del reservorio, y cuyas propiedades minimizen los daños a la formación. (Completion fluid)

Fluido dilatante.

Un fluido dilatant o fluido plástico invertido está compuesto generalmente por una alta concentración de sólidos dispersos. Exhibe una curva de consistencia no lineal que pasa a través del origen. La viscosidad aparente aumenta instantáneamente con el aumento de la velocidad de corte. El punto de fluencia, según lo determinan los cálculos convencionales de las lecturas directas del viscosímetro, es negativo. Sin embargo, el punto de fluencia real es 0 (Dilatant fluid)

Fluido Newtoniano. Es el más básico y

simple de los fluidos, en relación a la viscosidad en base a la cual la fuerza de corte resulta directamente proporcional a la velocidad de corte. Estos fluidos comenzarán a moverse de inmediato al aplicar una presión o fuerza superior a cero. (Newtonian fluid).

Fluido plástico.

Fluido complejo, no Newtoniano, en el que la fuerza de corte no es proporcional a la velocidad de corte. Se requiere una presión exacta para comenzar a mover el fluido y mantenerlo en movimiento. El flujo tapón es un tipo inicial de circulación y sólo ocurre en el caso de fluidos plásticos. La mayoría de los lodos de perforación son fluidos plásticos. El punto cedente, de acuerdo con un viscosímetro de información directa, supera ampliamente el cero. (Plastic fluid)

Fluido seudoplástico. Un complejo fluido no-Newtoniano que no posee tixotropía. Presión o fuerza superior a cero que provocará el comienzo del flujo de fluido. La aparente viscosidad o consistencia disminuye en forma instantánea, acompañada por una velocidad de corte en aumento, hasta que, en determinado punto, la viscosidad se torna constante. El punto cedente, según el viscosímetro, es positivo, al igual que en el caso de los fluidos plásticos Bingham; sin embargo, el verdadero punto cedente es cero. El caucho GUAR en agua dulce o salada es un ejemplo de un fluido seudoplástico. (Pseudoplastic fluid) Fluido/lodo de perforación.

Fluido de circulación que se utiliza en perforación rotativa para desempeñar una o varias de las funciones que se requieren en una operación de perforación. Una de las funciones es la de impulsar los recortes al exterior del pozo y a la superficie. Si bien el fluido de perforación más común está constituido por una mezcla de arcilla, agua, y otros aditivos químicos, también se pueden perforar pozos utilizando aire, gas o agua como fluidos de perforación. También llamados fluidos de circulación.. (Drilling fluid/mud) Ver lodo.

Flujo.

Corriente de fluido. (Flow)

Flujo de fluido. En el campo de la diná-

mica de los fluidos, el estado de un fluido en movimiento se determina por el tipo de fluido (por ejemplo, newtoniano, plástico, pseudoplástico, dilatante), por propiedades del fluido, tales como la viscosidad y la densidad, por la geometría del sistema y por la velocidad. Por lo tanto, bajo condiciones específicas y con determinadas propiedades del fluido, el flujo de fluido puede describirse como flujo tapón, flujo laminar (también llamado newtoniano, corriente, paralelo, o viscoso) o flujo turbulento. *Ver los términos mencionados y Número de Reynold. (Fluid flow)

Flujo laminar.

Elementos fluidos que corren en corrientes tranquilas paralelas a las paredes del canal de flujo. En el flujo laminar, el flujo se mueve en placas o secciones con una velocidad diferencial en todo el frente que va desde cero en las paredes hasta un punto máximo hacia el centro del flujo. El flujo laminar es la primera etapa de flujo de un fluido Newtoniano; es la segunda etapa de flujo de un fluido plástico Bingham. Este tipo de movimiento también se llama flujo paralelo, tranquilo o viscoso. *Ver flujo tapón y flujo turbulento?. (Laminar flow)

Flujo Newtoniano.

Ver fluido Newto-

niano. (Newtonian flow)

Flujo paralelo.

Ver flujo laminar. (Para-

llel flow)

Flujo tapón. Movimiento de un

material como una unidad, sin consolidarse con la masa. (Plug flow)

Flujo tranquilo.

Ver flujo laminar.

(Streaming flow)

Flujo turbulento.

Flujo de fluido en el cual la velocidad y la dirección de flujo en cualquier punto dado cambian constantemente; el curso del fluido es variado y errático. El flujo turbulento es la segunda y última etapa de flujo en un fluido Newtoniano y la tercera y última etapa en un fluido plástico de Bingham. (Turbulent flow) Ver velocidad crítica y número de reynolds.

Flujo viscoso. Ver flujo laminar. (Viscous flow)

Fluorescencia.

Re-emisión instantánea de luz de mayor longitud de onda que la luz absorbida originalmente. (Fluorescence)

Fondo perforable. Término que se utiliza para describir una herramienta permanente perforable a la que se le deben cortar las cuñas antes de abrir el orificio de la herramienta y que potencialmente actue la presión de formación (Bottom drill) Formación. Estrato o depósito compuesto

en su totalidad por la misma clase de roca. Una unidad litológica. A cada formación individual se le da un nombre, con frecuencia como resultado del estudio del afloramiento en la superficie. A veces, el nombre hace referencia a los fósiles encontrados en la formación. (Formation)

Formación compacta. Formación que contiene petróleo o agua, cuya permeabilidad y porosidad son relativamente bajas. (Tight formation) Ver porosidad y permeabilidad. Formaciones cavernosas - Formación que presenta espacios vacíos de amplias dimensiones, generalmente el resultado de la acción disolvente de aguas de formación que pueden no estar presentes. (Cavernous formations) Fosfato.

Algunos fosfatos complejos, por lo general el tetrafosfato (Na6P4O13) y el pirofosfato ácido de sodio (SAPP, Na2H2P2O7), se utilizan tanto como diluyente de lodo como para el tratamiento de diversas formas de contaminación de calcio o de magnesio. (Phosphate)

Fractura de la formación. Cuando la

presión sobre el pozo es de tal magnitud que la formación expuesta no la soporta, se dice que ocurre una fractura de la formación. (Formation breakdown)

Fracturación ácida. Se ejerce presión hidráulica sobre formaciones que se presume son de carbonatos (piedra caliza, dolomíticas), para abrir grietas, o para que la formación se rompa, produciéndose así una fractura mediante la utilización de una combinación de petróleo y ácido o agua a alta presión. (Acid fracture) Fracturación de la formación.

Método para estimular la producción mediante el aumento de la permeabilidad de la formación productiva. Se bombea un fluido por el tubing o la columna de sondeo (agua, petróleo, alcohol, ácido clorhídrico diluído, gas licuado de petróleo, o espuma) bajo presión hidráulica extremadamente alta, y se lo impulsa a través de los punzados en el casing. El fluido entra a la formación y la rompe o la fractura. El fluido lleva granos de arena, esferas de aluminio o de vidrio en suspensión al interior de las fracturas. Estos elementos se llaman agentes de sostén. Cuando se libera la presión en la superficie, el fluido de fracturación vuelve al pozo, y las fracturas se cierran sobre los agentes de sostén, dejando canales que permiten el flujo de hidrocarburos hacia el pozo. A este proceso se lo suele llamar trabajo de fracturación.*Ver agente de sostén. (Formation fracture)

Fracturación hidráulica.

Operación mediante la cual se bombea por un pozo una mezcla especial de líquido al interior de una formación, con una presión lo suficientemente alta como para que la formación se abra. Las grietas o fracturas resultantes permiten flujo de petróleo al interior del pozo. *Ver fracturación de la formación. (Hydraulic fracturing)

Fracturas inducidas. Fracturas creadas por medio de presión hidráulica o mecánica ejercida sobre la formación. (Created fractures) Fragüe instantáneo.

Deshidratación rápida del cemento en el interior del pozo. (Flash set)

Fresado piloto. Fresadora especial que cuenta con una extensión pesada y tubular debajo de ella denominada piloto/guía o

aguijón/espolón. El piloto, de diámetro inferior al de la fresadora, presenta un diseño tal que le permite entrar en la tubería de perforación o tubing perdido en el pozo. Actúa como guía de la fresadora hasta la parte superior de la tubería y la centra por encima de ella, evitando de esta manera que la fresadora desvíe la tubería. (Pilot mill)

Fresadora.

1. Herramienta que se utiliza para fresar 2. Herramienta de corte que se utiliza para eliminar herramientas perforables y para empujar herramientas al fondo. También se utiliza para fresar herramientas recuperables.*Ver fresadora. (Milling tool)

Fresadora. Herramienta de pozo abajo provista de superficies cortantes extremadamente filosas, duras y resistentes, que se utiliza para cortar o fresar metal con el proposito de retirarlo del pozo. Las fresadoras se corren en barras de sondeo o en tubing para fresar desechos del interior del pozo, retirar secciones atascadas de la columna de sondeo o secciones de casing para operaciones de desviación, o para escariar obstrucciones en el casing. Tambien se las llama fresadoras para desechos, fresadoras escariadoras, etc., de acuerdo a la función para la que se las utilize. (Mill) Fresar.

Utilizar una fresadora para cortaro fresar objetos de metal que hay que retirar del pozo. (Mill [to])

Fresar. La utilización de una fresadora en el extremo de una columna de trabajo para eliminar una herramienta permanente o una pesca. (Mill-out) Funciones de los fluidos de perforación. La función más importante de

los fluidos de perforación en la perforación rotativa es llevar a la superficie los recortes del fondo del pozo. Otras funciones importantes son: controlar las presiones de subsuelo, enfriar y lubricar el trépano y la columna de sondeo, depositar una capa impermeable en las paredes, etcétera. (Functions of drilling fluids)

G Gabarra con asiento. Barcaza provista de una acanaladura lateral en la que se coloca un mástil para operaciones de perforación y reparación. (Key seat barge) Galena. Sulfuro de plomo (PbS). En níveles puros (peso específico de alrededor de 7) se utiliza para aumentar la densidad de fluidos de perforación a niveles que, con la bentonita, resultarían poco prácticos o imposibles de alcanzar. (Galena) Gancho. Dispositivo de gran tamaño y for-

ma de garfio del que se suspenden las asas del elevador o la cabeza de inyección. Esta diseñado para soportar una carga máxima que va desde las 100 a las 500 toneladas. Un (os) resorte (s) contenido (s) en el conjunto, amortiguan el peso de tiros de 90 pies (27 cm) de barras de sondeo, permitiendo el trabajo sin dañar las roscas de las uniones. Ganchos mas

333

chicos, sin resortes, se utilizan con tubing y varillas de bombeo (Hook)

Gancho centrador de pared.

Dispositivo que se usa en operaciones de pesca de barras de sondeo. Si el extremo superior del caño atascado está apoyado contra uno de los lados del pozo, el gancho lo centra en el pozo para poder recuperarlo con un pescador hembra a mordaza, que se corre en la columna de pesca, conectado al gancho centrador de pared. (Wall hook)

Gas.

Substancia fluida y comprimible que ocupa por completo todo recipiente en que se la encierre, su volumen depende de la cantidad de presión que se ejerza sobre el recipiente. (Gas)

Gas agrio. Gas natural que contiene sulfuro de hidrógeno. (Sour gas).

Gas buster.

Denominación petrolera que se aplica a un separador primario de lodogas. (Gas buster)

Gas de almacenamiento.

Gas que se encuentra acumulado en un reservorio subterráneo. (Storage gas)

Gas de casing. Gas producido con petró-

leo. (Casinghead gas)

Gas de conexión.

Cantidad de gas relativamente escasa que entra al pozo cuando se detiene la bomba para poder hacer una conexión. (Connection gas)

Gas de maniobra.

Acumulación de gas que entra al pozo durante una maniobra. (Trip gas)

Gas en cabeza de casing. Gas producido con petróleo. (Casing head gas)

Gas entrampado. gas de la formación que ingresa al fluido de perforación en el espacio anular.. (Entrained gas) Ver lodo cortado con gas Gas inyectado. Inyección de gas

a alta presión al interior de una formación para mantener o recuperar la presión del reservorio; gas inyectado en operaciones de gas- lift. (Injected gas)

Gas licuado de petróleo.

Mezcla de hidrocarburos parafínicos gaseosos pesados, principalmente butano y propano. Estos gases que se licúan con facilidad a presiones moderadas pueden transportarse como líquidos y convertirse en gases en cuanto se los descomprime. Por lo tanto, el gas licuado de petróleo constituye una fuente portátil de energía térmica que tiene múltiples aplicaciones en áreas en que la distribución de gas natural no es posible. También se lo utiliza como combustible para motores de combustión interna y tiene muchos usos domésticos e industriales. Las principales fuentes son el gas natural y el de refinería, de los que se separa el gas licuado de petróleo por fraccionamiento. (Liquefied pet. gas)

Gas natural. mezcla de hidrocarburos de

gran compresión y expansión, que posee bajo peso específico y suele presentarse en estado gaseoso. Los principales elementos gaseosos que componen el gas y sus porcenta-

jes aproximados son Metano 80,0%, Metano 7,0%, Propano 6,0% , Butano 2,5%, Isobutano 1,5%, Pentano Plus 3,0%. Además de estos gases, el gas natural puede contener cantidades aperciables de nitrógeno, helio, dióxido de carbono y contaminantes (tales como ácido sulfídrico y vapor de agua). A pesar de su estado gaseoso a presiones y temperaturas normales, algunos de los gases componentes de esta mezcla denominada gas natural varían en cuanto a su forma, y pueden encontrarse tanto en estado gaseoso como líquido, bajo condiciones adecuadas de temperatura y presión. (Natural gas)

Gas-lift.

Procedimiento de elevación de fluido de un pozo por medio de la inyección de gas al interior del pozo a través del tubing o a través del espacio anular entre el casing y el tubing. El gas inyectado aeréa el fluido para que ejerza menos presión que la formación; de tal manera, la presión de la formación, al ser más alta, impulsa al fluido al exterior del pozo. La inyección de gas puede ser continua o intermitente, dependiendo esto de las características de producción del pozo y la disposición del equipamiento de gas-lift. (Gas-lift)

Gasing-up. Inyección de nitrógeno para operaciones con válvula de gas-lift. (Gasingup)

Gel plano.

Gamma-ray-neutron - perfil de rayos gamma - (GRN)

Gelificado. En jerga petrolera, todo fluido con valores altos de fuerza gel y/o alta viscosidad. Suele referirse a un estado de floculación severa. (Gelled up)

Grosor del revoque. Medida del grosor de la torta de filtrado depositada por un fluido de perforación contra un medio poroso. Esta medida por lo general concuerda con el ensayo de filtrado estándar de la API. Se suele medir el grosor de la torta hasta 1/32 de pulgada. Ver torta de filtrado y revoque de pared. (Cake thickness)

Condición en que la fuerza gel no manifiesta a los 10 minutos una modificación substancial con respecto a la fuerza gel inicial.

Gelificar. Preparar fluidos en estado de gel para bombeo. (Gelling-up) Geología. La ciencia que estudia la estructura, origen, historia y desarrollo de la tierra y sus habitantes, mediante el análisis de rocas, formaciones y fósiles. (Geology)

Geólogo. Científico que recaba e interpreta información acerca de los estratos de la corteza terrestre. (Geologist) Goma.

Polisacárido hidrofílico vegetal que, al agregarse al agua, se hincha y produce una dispersión viscosa o solución. A diferencia de las resinas, las gomas son solubles en agua pero no en alcohol. (Gum)

Goma de stripper.

El elemento sellador que bloquea la presión en un preventor de reventones stripper. (Stripper rubber) Ver stripper head.

Goma guar.

mezcla de hidrocarburos líquidos que se obtiene del gas natural húmedo; gasolina de cabezal de la tubería de revestimiento. (Natural gasoline) Ver gasolina de cabezal de tubería de revestimiento.

Polisacárido hidrofílico de origen natural derivado de la semilla de la planta de guar. Esta goma está clasificada químicamente como un galactomanan. La lechadas de goma guar y agua dulce o agua salada presentan propiedades de flujo pseudoplástico. (Guar gum)

Gel.

Goma limpiadora.

Gasolina natural.

Glosario


Guardarosca. Dispositivo que se enrosca sobre o por dentro de las roscas de un caño para protegerlas cuando no está en uso. Los guardaroscas pueden ser metálicos o de plástico. (Thread protector) Guía para entrada cable/alambre. Sustituto con extremo acampanado

que se corre en el extremo de la columna de tubing para facilitar el acceso de herramientas de cable/alambre al diámetro interno del tubing. (Wireline entry guide)

Guinche.

Máquina para elevar o sacar que opera enrollando un cable alrededor de un carretel. (Winch)

Guinche.

Montaje de poleas y cable/ alambre o cadenas que se utiliza para elevar objetos pesados. El cuadro de maniobras. *Ver cuadro de maniobras. (Hoist)

H H2S. Abreviatura de Ácido Sulfídrico. (H2S)

1. Estado semisólido, gelatinoso, que adquieren algunas dispersiones coloidales en reposo. Cuando se lo agita, el gel pasa al estado fluido. 2. Estado de una suspensión coloidal en el que una fuerzas de corte que esté por debajo de un cierto valor finito no produce deformación permanente. El esfuerzo de corte mínimo que produce deformación permanente se conoce como fuerza de gel. Las partículas coloidales tienen una gran afinidad con el medio de dispersión, es decir, son liofílicas. Estos geles suelen ocurrir cuando se combinan bentonita y agua. 2. Término que se aplica a arcillas viscosificadoras comerciales altamente coloidales, de gran rendimiento, como la bentonita, que se utiliza como relleno y/o para reducir el peso de la lechada. *Ver fuerza de gel, resistencia de gel inicial y a 10 minutos, y tapón de gasoil bentonital. (Gel)

Disco de goma que rodea a las barras de sondeo o al tubing y que se utiliza para eliminar el lodo a medida que se extrae la tubería del pozo. (Stripper rubber)

Hacer señales. Gesticular con manos y brazos para señalar o advertir de algo. Colocar marcas en líneas como las que se utilizan para el pistoneo, para poder observar las posiciones preestablecidas de las líneas. (Flagging)

GPG o granos por galón.

Hacer una conexión. Conectar una unión de barras de sondeo/tubing a la columna de sondeo/de trabajo que está suspendida en el pozo llegar a mayor profundidad. (Make a connection)

Gel cero-cero. Condición en la que el fluido de perforación no logra formar cantidades apreciables de geles durante un intervalo de inmovilidad (generalmente de 10 minutos). (Zero-zero gel)

Grasa para roscas. Grasa que se utiliza para lubricar herramientas de interior de pozo y conexiones de tubería. (Dope)

Gel de diez minutos.

Ver fuerza gel,

10 min. (Ten minute gel)

Gel de sílice.

Substancia porosa que consiste SiO2. Se utiliza como agente deshidratante en perforación con aire o gas donde se encuentran pequeñas cantidades de agua.. (Silica gel).

Gel inicial. tial gel)

*Ver fuerza gel inicial. (Ini-

Partes por millón (*Véase) es igual a gpg x 17,1. (GPG or grains per gallon)

Gradiente de fractura. El gradiente de presión al cual la formación acepta la totalidad del fluido del pozo. (Fracture gradient/ Frac gradient) Grampa espaciadora. Grampa que se utiliza para sostener la sarta de varillas en posición de bombeo cuando el pozo se encuentra en sus etapas finales de ponerlo en bombeo. (Spacing clamp).

Gravedad. La atracción que ejerce la masa terrestre sobre objetos que están sobre su superficie. El peso de un cuerpo. *Ver gravedad API y gravedad específica. (Gravity) Gravedad API - La gravedad (peso por unidad de volumen) del petróleo crudo u otros fluidos relacionados, según medición realizada con el sistema recomendado por el API.

Su relación con la gravedad específica se representa con la siguiente fórmula: gravedad API = (141,5 dividido por la gravedad específica) - 131,5. (API gravity) GRN -

Hacer una maniobra. Elevar la columna de sondeo/de trabajo y sacarla del pozo para llevar a cabo alguna de las diversas operaciones, tales como cambiar el trépano, sacar un testigo, hacer el servicio de las herramientas de pozo abajo, etc. Una vez hecho esto, la carrera se completa con la bajada de la columna de sondeo/de trabajo al interior del pozo. (Make a trip) Herradura de mula. Unión espaciadora cortada de tal forma que provee una apertura debajo del empaquetador para permitir la entrada de fluido. (Mule shoe) Herramienta actuadora - Se utiliza para abrir o cerrar una válvula pozo abajo; también puede utilizarse para fijar o liberar una herramienta que se encuentra en el fondo del pozo, tal como un tapón puente recuperable. (On-off tool) Herramienta de doble agarre.

Herramienta provista de dispositivos de agarre para limitar el movimiento de las herramientas originado por presión desde arriba o desde abajo de las mismas. (Double-grip)

Glosario


Herramienta de DST . Herramienta de ensayo de pozo, que se utiliza para evaluar la formación. (DST tool) Herramienta de etapas.

Sección del casing del tipo de unión de circulación que se utiliza en cementación por etapas. (Stage tool)

Hidrato. Substancia que contiene agua combinada en forma molecular (por ejemplo CaSO4 2h2O). Substancia cristalina que contiene agua de cristalización. (Hydrate) Hidráulico - 1. Dícese de lo perteneciente o relacionado con el agua u otro líquido en movimiento. 2. Operado, movido o afectado por el agua u otro líquido. (Hydraulic)

Herramienta de fijación.

Hidrófílo/a.

Componente recuperable de una herramienta de fondo de pozo utilizada para la operación de bajada (y a veces de recuperación), similar al de un tapón puente recuperable. (Running tool)

Herramienta de pesca.

Herramienta diseñada para recuperar equipamiento perdido en el pozo. (Fishing tool)

Herramienta de protección del árbol. Dispositivo tubular que se utiliza

como herramienta aisladora en el interior del árbol de producción para aumentar la resistencia a la presión del árbol durante la estimulación. (Tree-saver tool)

Herramienta de solo bajada. Se co-

rre pozo abajo y no es recuperable. (One-trip)

Herramienta de tensión.

Empaquetador perforable o recuperable que se utiliza cuando no se dispone de suficiente peso de tubería como para fijar la herramienta en compresión. (Tension tool)

Herramienta de tracción.

Herramienta de operación hidráulica que se corre por encima de la herramienta de pesca y se fija al casing por medio de cuñas. Ejerce una fuerte tracción vertical sobre la tubería rescatada mediante energía hidráulica derivada del fluido bombeado hacia abajo de la columna de pesca. (Pulling tool)

Herramienta DV.

Término genérico, originalmente un nombre de marca, que describe una herramienta de etapas que se utiliza en cementación primaria de zona selectiva. (DV tool)

Herramienta hydro-set. Herramienta

de cable/alambre de fijado por presión que se utiliza para asentar herramientas permanentes de fondo de pozo. (Hydro-set tools) Herramienta impresora - Dispositivo cilíndrico con plomo en su interior que se utiliza para determinar la forma de una pesca. (Impression tool)

Herramienta para inyección a presión. Término genérico que se aplica

a un empaquetador recuperable para servicio. (Squeeze tool)

Heterogéneo/a. Substancia que consiste de más de una fase y que no es uniforme, como los coloides, las emulsiones, etc. Cada parte tiene propiedades diferentes. (Heterogeneous) Hi-lo cam. mecanismo de algunos empaquetadores que permite fijar y liberar la herramienta con una rotación mínima. (Hi-lo cam) Hidratación.

Capacidad de una substancia de incorporar agua por medio de procesos de absorción u adsorción. (Hydration)

Propiedad de afinidad de una substancia con el agua. (Hydrophilic)

Hidrófilo/a.

Substancia en estado coloidal o emulsión que se humecta con agua, es decir, que atrae agua o a la cual se adhiere el agua. (Hydrophile)

Hidrofóbico.

Término que describe a una substancia que repele el agua. (Hydrophobic)

Hidrófobo.

Substancia, generalmente en estado coloidal, que no se humecta con el agua. (Hydrophobe)

Hidrólisis.

Reacción de una sal con el agua para formar un ácido y una base. Por ejemplo, el carbonato de sodio (Na2CO3) se hidroliza en forma básica, y la hidrólisis es responsable del aumento del pH del agua cuando se le agrega carbonato de sodio. (Hydrolisis)

I IADC. International Association of Drilling Contractors - Asociación internacional de Contratistas de Perforación, antes conocida como la American Association of Oilwell Drilling Contractors (AAOODC). (IADC) Imán.

Imán o electroimán permanente que se coloca en un cuerpo de herramienta para recuperar desechos de metales ferrosos relativamente pequeños. (Magnet)

Imán de pesca. Este es un imán poderoso, permanente, diseñado para recuperar objetos metálicos perdidos en el pozo. (Fishing magnet)

Impermeable.

Que impide el pasaje de fluido. Una formación puede ser porosa e impermeable a la vez, si no existen pasajes que conecten los espacios en su interior. *Ver Permeabilidad. (Impermeable)

Impresor.

Herramienta hecha de material blando, como el plomo o el alquitrán de hulla, que se utiliza para obtener una impresión del contorno de una pesca. (Impression block)

Hidróxido.

Impulsor de desechos. Dispositivo rascador que se recorre por debajo de retenedores y empaquetadores para eliminar los residuos del diámetro interno del casing. (Junk pusher)

Hidróxido de Calcio. Ca (OH)2 - Ingrediente activo de la cal apagada. También es el elemento constitutivo principal del cemento (cuando está fresco). Este material se conoce como “cal” en la terminología de la explotación petrolífera. (Calcium Hydroxide)

Indicador. 1. Medidor de dial que se

Denominación de los compuestos básicos que contienen el radical OH. Cuando estas substancias se disuelven en agua, aumentan el pH de la solución. *Ver Base. (Hydroxide)

Hidróxido de Sodio. NaOH - Conocido como soda cáustica. Químico que se utiliza principalmente para lograr mayor pH. (Sodium hydroxide). Higroscópico/a. Propiedad de una substancia que le permite absorber agua del aire. (Hygroscopic) Hinchamiento.

Ver hidratación. (Swe-

lling)

Histograma radioactivo de un Informe de las características pozo.

radioactivas naturales o inducidas de las formaciones de subsuelo. Registro de radioactividad, también conocido como registro de radiación, que normalmente consiste en dos curvas registradas: una curva de rayo gama y una curva de neutrón. Ambas indican los tipos de roca de la formación y las clases de fluidos que existen en esas rocas. Los dos registros pueden realizar en forma simultánea, junto con el collar locator en un pozo abierto o entubado. (Radioactive well logging)

Homogéneo.

De naturaleza uniforme o similar; substancia o fluido que tiene en todos los puntos las mismas propiedades o composición. (Homogeneous)

Humectación. Adhesión de un líquido a la superficie de un sólido. (Wetting)

utiliza en el equipo para medir la carga en el gancho. 2. Substancias en titulaciones ácidas/ básicas que en solución cambian de color o se vuelven incoloros cuando la concentración del ion de hidrógeno alcanza un valor definido. Dicho valor varía de acuerdo al indicador utilizado. En otras titulaciones, tales como la determinación del cloruro, la dureza, y otras, estas substancias cambian de color cuando la reacción llega a su fin. Se utilizan habitualmente como indicadores la fenolftaleína, el cromato de potasio, etc. (Indicator)

Indicador de flujo del lodo. Dispo-

sitivo que mide y registra en forma continua el volumen de lodo que vuelve desde el espacio anulary que fluye por la línea de retorno de lodo. Si el lodo no fluye con un relativamente caudal constante, es posible que haya ocurrido una surgencia. (Mud flow indicator)

Indicador de peso.

Instrumento ubicado cerca de la posición del perforador en un equipo de perforación o de reparación, que indica el peso que soporta el gancho cuando el trépano no está tocando fondo. Con esta lectura se pude estimar el peso que soporta el trépano durante la perforación. (Weight indicator)

Indicador del nivel de la pileta.

Uno de los elementos de una serie que monitorean en forma contínua el nivel del lodo de perforación en las piletas de lodo. Por lo general, contiene dispositivos de flotación que se colocan en las piletas de lodo para conocer el nivel de lodo, y transmitir la información a un aparato que funciona a modo de regis-

tro y de alarma (denominado registrador del volumen de pileta), el cual se arma cerca del perforador en el piso del equipo. En caso que el nivel de lodo descendiera demasiado o se elevara excesivamente, la alarma sonará para advertir al perforador que algo debe hacerse para impedir un reventón. (Pit level indicator)

Índice de bromo. La cantidad de centigramos de bromo que son absorbidos por 1 g de petróleo bajo ciertas condiciones. Esto sirve para comprobar el grado de no saturación de un petróleo dado. (Bromine Value) Influjo. *Ver afluencia. (Inflow - Influx) Ingresante. Operario sin experiencia. Novato. (Weevil)

Inhibidor (de corrosión). Todo agente que, agregado a un sistema, retrasa o impide una reacción química o la corrosión. Los inhibidores de la corrosión son de uso ampliamente difundido en las operaciones de perforación y producción para evitar la corrosión del equipamiento metálico que provocan el sulfuro de hidrógeno, el dióxido de carbono, el oxígeno, el agua salada, etc. Se usan habitualmente como inhibidores las películas de aminas, los cromatos y la cal. (Inhibitor [Corrosion]) Inhibidor (del lodo). Se suele denominar inhibidores a ciertas substancias generalmente consideradas como contaminantes del lodo de perforación, tales como la sal y el sulfato de calcio, cuando se las agrega intencionalmente al lodo de manera que el filtrado del fluido de perforación impida o retrase la hidratación de las arcillas de la formación. (Inhibitor [mud]) Inhibidor.

Aditivo que se utiliza para retrasar acciones químicas no deseadas en un producto. Se agregan inhibidores en cantidades relativamente pequeñas a las gasolinas para impedir la oxidación y la formación de gomas, a los aceites lubricantes, para evitar el cambio de color, y a los ambientes corrosivos, para disminuir la acción corrosiva. (Inhibitor)

Instituto Americano del Petróleo. 1. Fundada en 1920, esta organización

estadounidense de comercio de petróleo es el organismo principal para el establecimiento de estándares en lo que se refiere a equipamiento de perforación y explotación de pozos petrolíferos. Tiene dependencias de transporte, refinería y marketing en Washington. D.C., y de producción en Dallas. 2. También se utiliza para referirse a un trabajo bien hecho (“Trabaja a la manera del API”). 3. Grados API; se los utiliza para designar la gravedad API. Ver gravedad API. (American Petroleum Institute)

Integridad de la formación. La capacidad de la formación para soportar la presión que se le ejerce. (Formation competency [Formation integrity]) Intensificador. Bomba móvil de servicio de pozo para multiplicación de la presión. (Intensifier) Intercambio de base.

Reemplazo de cationes asociados a la superficie de la arcilla

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por cationes de otra especie, por ejemplo, la conversión de arcilla de sodio a arcilla de calcio. (Base exchange)

Interior de pozo. Referente a lo que está adentro o a lo que atañe al pozo. (Downhole) International Association of Drilling Contractors. Asociación Interna-

cional de Contratistas de Perforación. Esta organización, ampliamente reconocida, cuya sede central se encuentra en Houston, Texas, promueve o desarrolla investigaciones en lo que respecta a la educación, prevención de accidentes, tecnología de perforación y otros temas de interés para los contratistas de perforación y sus empleados. (International Association of Drilling Contractors)

Inundación artificial. Método de recuperación secundaria por el que se inyecta agua al interior de un reservorio para extraer cantidades adicionales de petróleo que quedan luego de una recuperación primaria. Generalmente, la inundación artificial implica la inyección de agua a través de pozos especialmente establecidos para inyección de agua y para la extracción del agua y el petróleo desde el pozo adyacente a los pozos de inyección. (Waterflood) Inundar.

1. Impulsar petróleo desde un reservorio hacia el pozo mediante la inyección de agua bajo presión en la formación del reservorio. *Ver inundación con agua. 2. Ahogar un pozo con agua. (Flood)

Inyección a presión.

1. Operación de cementación por la cual se impulsan lechadas de cemento, de lodo o tapones de Diesel-oil al interior de la formación o por detrás del casing ejerciendo alta presión, con el fin de recementar áreas canalizadas o para bloquear una zona no cementada. 2. Operación de estimulación en la cual no se excede la presión de fractura. (Squeeze)

Inyección de cemento a presión. El impulso forzado bajo presión de una lechada de cemento a puntos específicos del pozo para efectuar sellos en dichos puntos. Es un método de cementación secundaria que se utiliza para aislar una formación productora, para sellar y bloquear el acceso de agua, reparar filtraciones en el casing, etc. *Ver cementación. (Squeeze cementing)

Inyección de gasoil bentonita.

Procedimiento por el cual se bombea una lechada de gasoil-bentonita al interior de una zona de subsuelo. (Gunk squeeze)

Inyección gasificada. Fluido de perforación que arrastra gas de la formación, lo que le da al lodo una textura esponjosa característica. Si no se libera este gas arrastrado antes de que el fluido regrese a la superficie, se reduce el peso o la densidad de la columna de fluido. El lodo cortado con gas suele ser una señal de una posible surgencia o reventón y, como tal, se lo debe tratar como una advertencia de que la presión de la formación está cambiando. (Gas-cut mud) Inyección por cabezal.

Proceso por el cual se aplica presión hidráulica a un pozo

Una única sección de barra de sondeo, portamechas, casing, tubing o varilla, con conexiones roscadas en los extremos. Varias uniones conectadas constituyen un tiro de tubería. *Ver doble, triple, cuádruple. (Joint)

Lenguetas. Accesorio de la canasta recuperadora que actúa como puerta trampa para atrapar los residuos. (Catcher)

Libras por galón.

Inyección de cemento a presión con punzados abiertos por encima del empaquetador. (Suicide squeeze)

Junta de Abrasión. Sustituto de paredes gruesas que se coloca en la columna de producción, frente a los punzados, para desviar y reducir la fuerza del chorro. (Blast joint)

Inyeccionista. Experto en fluidos de per-

Junta de expansión.

tas ligninas son lignitos naturales especiales, ej. la leonardite, que se obtienen por explotación minera a cielo abierto de depósitos de lignitos especiales. Los ingredientes activos son los ácidos húmicos. Se las usa principalmente como disolventes, químicamente modificadas o no. Sin embargo, también se las suele usar como emulsificadores. (Lignins, Mined or Humic acids)

para impulsar el fluido o el cemento fuera del pozo. Cuando se realiza una inyección de este tipo, se cierra la cabeza empaquetadora, o cabeza de casing, para bloquear el espacio anular. Aunque este término todavía se utiliza, la palabra bradenhead se ha vuelto obsoleta. Ver espacio anular, colgador de casing e inyección. (Bradenhead squeeze)

Inyección suicida.

foración cuyas responsabilidades incluyen el control, la operación y el mantenimiento de los diferentes programas de lodo para pozos petrolíferos. (Engineer, Mud or Drilling Fluid)

Ion.

Los ácidos, las bases y las sales (electrolitos) sufren, al ser disueltos en agua, una disociación en iones o partes de las moléculas con carga eléctrica, como consecuencia de la pérdida o ganancia de uno o más electrones. La pérdida de electrones tiene como resultado cargas positivas que producen un catión. La ganancia de electrones tiene como consecuencia la formación de un anión con cargas negativas. La valencia de un ion es igual al número de cargas que contiene el ion. (Ion)

J J automática. Tipo de mecanismo en em-

paquetadores/herramientas. Mediante este mecanismo, la acción de levantar o de bajar verticalmente fija o libera la herramienta. (Automatic “J”)

Jabón.

Sal de sodio o potasio de un ácido grasoso del alto peso molecular. Cuando contienen algún metal distinto de sodio o potasio, se los denomina “jabones metálicos”. Los jabones se utilizan generalmente en fluidos de perforación para favorecer la lubricación, emulsificación, tamaño de las muestras, espumosidad, etc. (Soap) Jaula - En una bomba de varillas, el dispositivo que contiene y retiene la bola de válvula, y la mantiene a la distancia apropiada de los asientos de válvula. (Cage)

Jefe de Equipo.

Jefe de equipo. (Rig

manager)

Jefe de la cuadrilla. El perforador o el encargado principal a cargo de las operaciones en un equipo de servicio de pozo cuya función es extraer varillas de bombeo o tubing. (Crew Chief) Jefe de Pozo. Encargado del equipo. El capataz de perforación suele ser el representante senior del contratista en la concesión. (Tool pusher) Ver capataz de perforación. Jetting.

El proceso de remover periódicamente una parte o todo el lodo, el agua, y/o los sólidos, de las piletas, generalmente mediante bombeo . (Jetting)

Junta.

Material (papel, corcho, asbesto, caucho) que se utiliza para sellar dos superficies básicamente estacionarias. (Gasket)

Junta.

Glosario


Sustituto deslizante que se baja en la columna de tubing para permitir la expansión/contracción del tubing. (Expansion joint)

Junta espaciadora. La junta de barra de sondeo que se utiliza en operaciones de colgado de modo que ninguna junta de herramientas quede opuesta al conjunto de esclusas del preventor. (Space-out joint). Junta lisa.

Sustituto de paredes gruesas que se coloca frente a punzados que fluyen. (Blank joint)

K Kalrez. Nombre de marca de un fluroelastómero? de composición especial para servicio en ambientes de temperaturas/presión extremas. (Kairez) Keeper. Pozo de exploración con posibilidades de ser terminado. (Keeper)

L

Lignito natural oxidado. *Ver ligninas. (Leonardite) Medida de la densidad de un fluido, tal como el lodo de perforación. (Pounds per gallon)

Ligninas obtenidas por explotación minera o ácidos húmicos. Es-

Lignosulfonatos. Aditivos orgánicos para fluidos de perforación, derivados de subproductos del proceso de manufacturación del papel sulfito a partir de maderas de coníferas. Algunas de las sales comunes, tales como el ferrocromo, el cromo, el calcio y el sodio se utilizan como agentes dispersantes universales, mientras que otras se usan en forma selectiva para el control de la pérdida de fluido y para inhibición de arcillas. (Lignosulphonates) Limo. Materiales que exhiben escasa o ninguna intumescencia y cuyo tamaño de partícula oscila entre los 2 micrones y el tamaño de arena según API y 74 micrones (malla 200). Una cierta categoría de arcillas dispersas y baritina tienen también un tamaño de partícula similar. (Silt). Limpiar.

LACT.

Lease automatic custody transfer - Transferencia automática de custodia por concesión?. (LACT)

Latigueo de varillas de bombeo. Movimiento de latigueo de la columna de varillas de bombeo que se produce cuando la columna no esta conectada correctamente a la bomba de varillas. (Sucker rod whip)

Lavado.

Leonardita.

Acción de limpiar los punzados.

(Washing)

Lavado.

Eliminación de una herramienta de pozo abajo por fresado y limpieza con fluido. (Washover)

Lechada de baritina.

Mezcla de sulfato de bario, productos químicos y agua, cuya unidad de densidad está entre 18 y 22 libras por galón (lb/gal) [2160 y 2640 g/l]. (Barite slurry)

Lechada de gasoil-bentonita.

Término petrolero que se aplica a una mezcla de gasoil y bentonita. (Gunk slurry)

Lechada. Mezcla plástica de cemento y agua que se bombea hacia el interior del pozo para formar una capa dura que sostenga el casing y brinde un sello en el díámetro del pozo a fin de evitar la migración de fluidos. (Slurry).

Eliminar arena, costras, y otros depósitos de la sección productora de un pozo y para recobrar o aumentar la producción. (Clean out)

Línea articulada. Conexión de la línea de tratamiento durante operaciones de servicio de pozo, desde los camiones de bombeo hasta el árbol de surgencia. -(Hammeringup) Línea de ahogo.

Línea de alta presión que conecta a la bomba de lodo con el conjunto de preventor de reventones, por la cual se puede bombear fluido de perforación para controlar la presión del pozo mientras se cierran los preventores. (Kill line)

Línea de control.

Línea hidráulica pequeña que se utiliza para comunicar fluido desde la superficie hasta una herramienta de interior de pozo, por ejemplo una válvula de seguridad de subsuelo. (Control line)

Línea de flujo del estrangulador.

Extensión que se conecta al conjunto de preventor de reventones y que se utiliza para derivar y controlar el flujo de fluidos del pozo que provienen del espacio anular. (Choke flowline)

Línea de llenado. El accesorio lateral más pequeño del T de salida. Se utiliza para llenar el pozo cuando se sacan las barras de sondeo. (Fill-up line)

Glosario


Línea de llenado.

La línea por la que se agrega fluido al pozo. (Fillup line)

uno o más acondicionadores. *Ver fluido de perforación. (Mud)

Línea de retorno de lodo.

Lodo.

Canaleta o tubería ubicada entre las conexiones de superficie del pozo y de la zaranda vibratoria, a través de la cual fluye el lodo cuando vuelve a la superficie desde el pozo. (Mud return line)

Línea de salida.

Cañería de superficie a través de la cual se desplazan los efluentes desde el pozo al equipamiento de procesamiento o almacenaje. (Flow line)

Línea de salida.

Línea de salida desde el árbol par permitir el movimiento de fluido. (Flowline)

Línea de salida al separador.

Línea de salida en perforación con aire o con gas. Ésta es una línea de salida de diámetro grande que deriva el flujo de aire desde el equipo hasta un área de piletas. Ver derivador. (Blooie line)

Línea del estrangulador. Cañería de alta presión que conecta las salidas del preventor de reventones o las salidas de la cabeza del pozo con el manifold del estrangulador, y que se utiliza para derivar y controlar los fluidos del pozo que provienen del espacio anular. (Choke line) Línea eléctrica.

Cable de acero provisto de un conductor eléctrico en su interior. (Electric line)

Liófilo.

Que tiene afinidad con el medio de suspensión, como la bentonita en agua. (Lyophilic)

Lipófílo/a. Propiedad de afinidad de una substancia con el petróleo. (Lipophilic) Lipófilo/a.

Substancia generalmente coloidal que se humecta fácilmente con petróleo. (Lipophile)

Localizador de cuplas.

Fluido de perforación de base agua o de base petróleo cuyas propiedades han sido alteradas mediante sólidos comerciales o naturales, disueltos o en suspensión. Se utiliza para circular recortes al exterior y para muchas otras funciones relacionadas con la perforación de un pozo. Lodo es el término más habitual para los fluidos de perforación (*Véase). (Mud)

Lodo convencional.

Fluido de perforación compuesto esencialmente de arcilla y agua. (Conventional mud)

Lodo de alto pH. Fluido de perforación cuyo pH está por encima de 10,5. Lodo de alta alcalinidad. (High-pH mud) Lodo de base agua.

Fluido de perforación convencional. El agua es el medio de suspensión para sólidos y constituye la fase continua, con o sin la presencia de petróleo. (Water base mud)

Lodo de base agua. Fluido de perfora-

ción el que la fase continua es agua. N(Water base mud)

Lodo de base petróleo. Tipo especial

de fluido de perforación en el que el petróleo constituye la fase continua y el agua, la dispersa. El lodo a base de petróleo contiene asfalto soplado y, por lo general, entre un 1 y un 5 por ciento de agua emulsificada en el sistema con soda cáustica o cal rápida y un ácido orgánico. También puede contener silicato, sal y fosfato. Los lodos de base petróleo se diferencian de los de emulsión inversa (ambos, emulsiones de agua en petróleo) por la cantidad de agua utilizada, el método de control de viscosidad y las propiedades tixotrópicas, los materiales de reboque y la pérdida de fluido. (Oil base mud)

Lodo de emulsión de agua en petróleo. Conocido como “lodo de emulsifica-

Instrumento de perfilaje para correlación de profundidad, que se opera en forma mecánica o magnética para realizar un perfil que muestre la ubicación de cada una de las uniones o cuplas del casing o del tubing en un pozo. Es una forma precisa de medir la profundidad de un pozo. (Collar locator)

do”. Cualquier lodo especial o convencional a base de agua al que se le ha agregado petróleo. El petróleo constituye la fase dispersa y puede quedar emulsificado en el lodo, tanto mecánica como químicamente. (Oil in water emulsion mud)

Lockset (Lokset). Nombre de marca de

Lodo de inicio.

un empaquetador con cuñas bidireccionales que se usa para terminación. (Lockset)

Lodo.

El líquido que se circula por el pozo durante las operaciones de perforación rotativa y de reparación. Además de su función de traer los recortes a la superficie, el lodo de perforación enfría y lubrica el trépano y la columna de sondeo, sirve de protección contra los reventones al contrarrestar las presiones de subsuelo y deposita un revoque de lodo en las paredes del pozo para impedir la pérdida de fluido al interior de la formación. Aunque originalmente se utilizaban sólidos terrosos (especialmente arcillas) suspendidos en agua, el lodo que se utiliza en la perforación moderna es una mezcla más compleja de tres fases, de líquidos, sólidos reactivos y sólidos inertes. La fase líquida puede ser agua dulce, diesel oil, o petróleo crudo, y puede contener

El fluido que se utiliza cuando se comienza la perforación en superficie, generalmente es una lechada de bentonita/cal. (Spud mud)

Lodo de perforación. El líquido que se circula por el pozo durante operaciones de perforación.. (Drilling mud) Ver fluido/lodo de perforación Lodo no conductivo.

efecto que no era posible con el fluido anterior, que generalmente es agua, aire o gas. (Mudding up)

Lodo rojo.

Arcilla, fluido de perforación de base acuosa, con cantidad suficiente de soda cáustica tanato para dar una coloración rojiza intensa. Por lo general, un lodo con elevado pH. (Red mud)

Lodo rojo de cal. Lodo rojo que se convierte en lodo tratado con cal. Por lo general el pH es 12.0 a 13.0. (Red lime mud) Lodo tensoactivo.

Fluido de perforación que contiene un agente tensoactivo. Generalmente se aplica a un fluido de perforación al que se le agrega un material tensoactivo para controlar el grado de agregación y dispersión o de emulsificación. (Surfactant mud)

Lodos de agua de mar. Clase especial de lodos de agua salada en los que el agua de mar constituye la fase de fluido. (Sea water muds) Lodos de agua salada. Cualquier fluido de perforación con agua disuelta (salobre a saturada). Estos fluidos también pueden contener sólidos nativos, petróleo y/o aditivos comerciales tales como arcilla, almidón, etc. (Salt water muds) Lodos de bajo contenido de sólidos. Término que designa a cualquier tipo

de lodo en el que se sustituyen las arcillas comerciales o naturales por aditivos de alta performance, como el CMC. En viscosidad y densidades similares (densificación con baritina), el lodo de bajo contenido de sólidos tiene un menor volumen porcentual de contenido de sólidos. (Low-solids mud)

Lodos de Silicato de Sodio.

Clase especial de lodos químicos inhibidos que tienen de base silicato de sodio, agua, sal y arcilla. (Sodium silicate muds)

Lodos tratados con cal.

Se los suele llamar “lodos de base cal”. Estos sistemas de alto pH contienen de la mayoría de los aditivos para agua dulce, con la adición de cal apagada que aporta propiedades especiales. Las alcalinidades y contenidos de cal varían de mínimo a máximo. (Lime-treated muds)

Lodos tratados con Calcio.

Fluidos de perforación a los que se les agregan cantidades específicas de compuestos solubles de calcio (que también pueden provenir de la formación perforada), con el fin de comunicarles propiedades especiales. (Calcium treated muds)

Long string.

1. La ultima columna de casing asentada en un pozo. 2. La columna de casing que atraviesa la zona productora, también llamada columna de petróleo o columna de producción. (Long string)

Cualquier fluido de perforación, por lo general, lodos a base de petróleo o de emulsión invertida cuya fase continua no conduce electricidad, por ejemplo, petróleo. No puede registrarse el potencial espontáneo (SP en inglés) ni la resistividad normal, a pesar de que sí se pueden correr otros tipos de registros, tales como inducción, velocidad acústica, etc. (Non-conducting mud)

Long way. Desplazamiento de fluido desde el tubing hacia la parte superior del espacio anular. (Long way)

Lodo nuevo. Proceso de mezcla de aditivos con el lodo con el propósito de lograr un

Lpg (Ppg). Abreviatura de libras por galón (pounds per gallon (lb/gal)).

Lpc (Psi). Abreviatura de libras por pulgada cuadrada. Ver presión.

LPG - Liquefied petroleum gas. Gas licuado de petróleo. (LPG)

Lubricación.

Acción de bombear un volumen relativamente pequeño de fluido al interior de un pozo cerrado y esperar a que el fluido caiga hasta el fondo del pozo para repetir la operación. (Lubrication)

Lubricador. Dispositivo de superficie que se utiliza para el control de presión en cable simple. (Grease injector) Lubricantes de extrema presión.

Aditivos que, cuando se agregan a los fluidos de perforación, lubrican las superficies de contacto cuando están sometidas a presión extrema. (Extreme pressure lubricants)

Llave de cadena. Herramienta compuesta por un mango y una cadena ajustable que se utiliza para hacer girar caños o accesorios de un diámetro mayor al de las llaves normales. Se ajusta la cadena al caño o al accesorio, y luego se lo hace girar por medio del mango. (Chain tongs) Llave de desenrosque de tipo rueda. Llave con forma de rueda que se co-

necta a la columna de varillas de bombeo en la superficie y que se acciona manualmente para desenroscar la columna y así sacarla del pozo. También llamada rueda de desenroscar o llave circular. (Wheel-type back-off wrench)

Llave en mano.

Término que se aplica a la realización de un trabajo completo, de principio a fin. (Turnkey)

Llave para jaula. Llave especial diseñada para conectar la jaula de una bomba de varillas a la columna de las varillas. (Cage wrench) Llaves de enroscar. Llaves de gran tamaño que se utilizan para hacer girar barras de sondeo, casing, tubing u otro tipo de tubería cuando se enrosca o desenrosca. Se las llama llaves de casing, llaves de barras de sondeo, etc., de acuerdo a su uso específico. Las llaves de fuerza son herramientas de operación neumática o hidráulica que sirven para ajustar fuertemente la tubería y, en algunos casos, para aplicar el torque final de enrosque. (Tongs) Ver también llaves cadena. Llaves de varilla.

Llaves que se ponen en funcionamiento a través de un fluido neumático o hidráulico y se utilizan para empalmar o quebrar varillas de bombeo. (Power rod tongs) Ver llaves.

Llaves para casing.

Llaves de gran tamaño que se utilizan para hacer girar el casing cuando se lo está enroscando o desenroscando.. (Casing tongs) Ver llaves de enroscar Llaves para tubing - Llaves de gran tamaño que se utilizan para enroscar y desenroscar tubing. Pueden ser de operación manual, neumática, o hidráulica. (Tubing tongs)

Llenado del pozo. Bombeo de fluido al interior del pozo a medida que se retira la tubería, con el fín de mantener el nivel de fluido en el casing cerca de la superficie. El propósito es el de evitar un reventón, una intrusión de agua, y/o el derrumbe del pozo cuando, por ejemplo, se está sacando tubería. (Filling the hole)

337

Llenar. Llenar un pozo hasta la superficie. (Topping off)

solo, o para redirigir un flujo a cualquiera de varios destinos posibles. *Ver manifold del estrangulador. (Manifold)

M

Manifold de bomba.

M1. La alcalinidad metilo naranja del filtrado, expresada como el número de milímetros de ácido normal 0.02 (N/50) requerido por milímetro de filtrado para alcanzar el punto final/punto seco del metilo naranja? (pH 43). (M1) Macho cónico.

Terraja que carece de acanaladuras longitudinales y que se utiliza como herramienta de pesca para elementos huecos (como un portamechas). Es una herramienta macho autoenroscable que se enrosca a la pesca en forma interna para poder recuperarla. El macho fusiforme se corre por el interior de la pesca hueca y se hace girar los suficiente como para cortar roscas que aporten el agarre necesario, lo que permite recuperar la pesca. (Taper tap)

Macho pescador. Conexión macho que

se introduce en tubería perdida en el pozo que se utiliza para sujetar firmemente y recuperar la pesca. A veces se la utiliza en lugar de un cangrejo. Ver pesca, cangrejo, macho terraja pescador y macho. (Fishing tap)

Malla (número de).

Medida de la fineza de un material tejido, una zaranda, un tamiz, etc. Por ejemplo, un tamiz con un número de malla de 200 tiene 200 aberturas por pulgada lineal. Una zaranda de 200,. con un diámetro de alambre de 0,0021 pulgadas (0,0053 mm), tiene aberturas de 0,074, y dejará pasar partículas de 74 micrones. *Ver micrón. (Mesh)

Mandril. 1. Barra o eje cilíndrico alrededor

del cual se disponen o conectan otras piezas, o que encaja en el interior de un tubo o cilindro. 2. El miembro que bloquea la presión en un empaquetador; el miembro que se usa para transferir energía a las cuñas; también es el miembro de alojamiento de una válvula de gas lift. (Mandrel)

Martin-Decker.

Manifold del estrangulador.

Mástil. Torre portátil que, a diferencia de la

El conjunto de cañerías y válvulas especiales, llamadas estranguladores, a través del cual se circula el lodo de perforación cuando se cierran los preventores anulares para controlar las presiones que se presentan durante una surgencia. Ver estrangulador y preventor de reventones. (Choke manifold)

Manifold.

Sistema accesorio de cañerías, parte de un sistema principal (o de otro conductor) que sirve para dividir el flujo en varias partes, para combinar muchos flujos en uno

Mástil de corona abierta.

trabajos de inyección de cemento a presión. (Squeeze manifold)

Maniobra.

Mástil de poste doble. Unidad de ser-

Operación que consiste primero en sacar y luego en bajar la columna de sondeo al pozo. (Trip) Ver hacer una maniobra.

Maniobra completa. Acción de extraer y luego correr hasta el pozo una sarta de tubería de perforación o de tubing. También conocida como bajada o sacada de tubería. (Round trip) Maniobra de bajada.

Acción de correr herramientas y/o tubería al interior del pozo. (Tripping-in)

Maniobra de tubing.

Acción de sacar el tubing y volver a bajarlo al interior del pozo. (Tubing job)

Manómetro Cameron. Manómetro que

se utiliza en líneas o en manifolds. (Cameron gauge)

Manómetro de barras de sondeo.

Indicador montado en el sistema de circulación de lodo para medir la cantidad de presión en la columna de sondeo. (Drill-pipe pressure gauge)

Manómetro de libras por pulgada cuadrada. Presión en un tanque o conte-

Manómetro de presión de fondo de pozo. Manómetro que se utiliza para

Tubería flexible, reforzada, de un equipo de perforación giratorio, que conduce el fluido de perforación desde la bomba de lodo y caño-soporte de manguera hasta la cabeza giratoria y el vástago. También se la conoce con el nombre de manguera de lodo o manguera del vástago. (Rotary hose) Ver vástago, bomba de lodo, caño-soporte de tubería y cabeza giratoria.

torre estándar, se puede levantar armada en una sola unidad. Para el transporte terrestre, se puede dividir el mástil en dos o más secciónes, para evitar que su excesiva longitud complique su transporte en camiones. (Mast)

Manifold para inyección a presión. Tipo de manifold que se utiliza en

Manguera de lodo.

Manguera rotatoria.

Término habitual que designa a un indicador de peso del equipo. (Martin-Decker)

Mástil en una unidad de servicio de pozo que utiliza una polea móvil y corona con separación (abertura a lo largo), lo que posibilita maniobrar con tiros de 20,4216 metros (60 pies) en un mástil de 15,24 metros (50 pies). (Sky-top mast).

nedor según lo indicado por el manómetro de presión que se encuentra adosado al contenedor. Esta lectura de presión incluye la presión atmosférica fuera del contenedor. (Pounds per square inch gauge)

También llamada manguera de inyección. *Ver manguera de inyección. (Mud hose)

Incremento progresivo de la densidad del fluido de perforación para aumentar el sobrebalance de manera de compensar los efectos del pistoneo. (Trip margin)

Disposición de válvulas y tuberías que permite varias alternativas durante el proceso de succión y descarga de fluidos entre dos o más bombas. (Pump manifold)

Mandriles de enganche. Herramien-

tas de cable simple provistas de cuñas y copas de goma para contener la presión y sellar el tubing en pozos que carecen de niples de alojamiento. (Locking mandrels)

Margen de maniobra.

medir la presión de fondo de pozo. Ver presión de fondo de pozo. (Bottom hole pressure gauge)

Mapa estructural.

Mapa que tiene líneas marcadas que indican puntos de igual elevación sobre o por debajo del nivel del mar. Los geólogos los utilizan a menudo para representar características del subsuelo. (Contour map)

Marcar. En operaciones de pistoneo o cuchareo, acción de colocar un pedazo de tela al cable para que el operador pueda estimar la posición del pistón o de la cuchara en el interior del pozo. (Flag)

vicio de pozo cuyo mástil consta de dos tubos de acero. Los mástiles de poste doble proporcionan plataformas para acomodar y manipular varillas y tubing en tiros. Alcanzan una altura de 65 (19,812 m) a 67 pies (20,4216 m), lo que permite suspender las varillas en tiros dobles de 50 pies (15,24 m) y el tubing en tiros simples de 30 pies (9,144 m). Ver mástil de poste. (Double-pole mast)

Mástil poste.

Mástil portátil construido con elementos tubulares. Un mástil puede ser un poste simple, por lo general de dos tamaños de tubería diferentes, en forma telescópica para moverse o extenderse y cerrarse, y lograr una altura máxima por encima del pozo. Los mástiles de doble poste brindan mayor fuerza y estabilidad. (Pole mast) Ver mástil.

Mástil transportable.

Mástil que se monta en un camión y puede mantenérselo erguido como una unidad. (Portable mast) Ver torre telescópica..

Materia volátil. Productos normalmente

gaseosos (salvo la humedad) que despide una substancia, como por ejemplo el gas que se separa del petróleo crudo que se agrega a un lodo. En la destilación de fluidos de perforación, la materia volátil ( el agua, el petróleo, el gas, etc.) se vaporiza y quedan los sólidos, que pueden ser tanto sólidos disueltos como en suspensión. (Volatile matter)

Material de densificación.

Material cuya gravedad específica es superior a la del cemento. Se lo utiliza para aumentar la densidad de fluidos de perforación o lechadas de cemento. (Weighing material)

Material densificador.

Cualquiera de los materiales de gravedad específica alta que se utilizan para aumentar la densidad de fluidos de perforación. Generalmente se trata de baritina, pero a veces también se utiliza galena, etc. En ciertas aplicaciones especiales también se le llama material densificador a la piedra caliza. (Weight material)

Material para pérdida de circulación. Substancia que se agrega a las lechadas de cemento o al fluido de perforación para impedir la pérdida de cemento o de lodo de

Glosario


perforación al interior de la formación. (Lost circulation material)

Material para taponamiento.

Material que se presenta en fibras, escamas, o gránulos, que se agrega a una lechada de cemento o a un fluido de perforación para ayudar a sellar formaciones en las que ha habido pérdida de circulación. Ver pérdida de circulación y material para pérdida de circulación. (Bridging material)

Materiales de cementación. Lecha-

da de cemento portland y agua y, algunas veces, uno o más aditivos, que pueden afectar la densidad o el tiempo de fragüe de la mezcla. El portland que se utiliza puede ser de fragüe rápido, común (o estándar), o de fragüe lento. Entre los aditivos se cuentan los aceleradores, (como el cloruro de calcio), los retardadores (como el yeso), los densificadores (como el sulfato de bario), los aditivos livianos (como la bentonita), y una variedad de materiales para pérdida de circulación (como las escamas de mica). Ver acelerador, materiales para pérdida de circulación, retardadores y densificadores. (Cementing materials)

Materiales tubulares. Cualquier tipo de tubería; también llamados tubulares. Entre los materiales tubulares para yacimiento petrolífero se incluyen tubings, casings, barras de sondeo, y caños de conducción. (Tubular goods) Mcf.

1000 pies cúbicos de gas, medida que se suele utilizar para expresar el volumen de gas producido, transmitido o consumido en un período determinado. (Mcf)

Mecanismo de anclaje. Herramienta que se utiliza para fijar instrumentos perforables/permanentes, como empaquetadores (packers), retenedores, tapones; puede ser mecánica, eléctrica o hidráulica. (Setting tool) Media pata de mula. Cola corta colo-

cada por debajo de un empaquetador como dispositivo para entrada de fluido y/o como guía de conjuntos de sello. (Half-mule shoe)

Medición de la desviación. Opera-

ción para determinar el ángulo en el que se ha apartado el trépano del eje vertical durante la perforación. Existen dos tipos básicos de intrumentos para medición de la desviación; uno mide solamente el ángulo de desviación, mientras que el otro indica el ángulo y la dirección de la desviación. (Deviation survey)

Medidor de corte. Instrumento que se

utiliza para determinar la resistencia al corte o fuerza del gel de un fluido de perforación. Ver especificaciones y procedimientos API RP 13B. Ver fuerza del gel. Shearometer/Sherometer.

Medidor de desplazamiento Positivo. Instrumento mecánico que efectúa la

medición de fluidos, llenando o vaciando las cámaras con un volumen determinado, también conocido como medidor de volumen o volúmetro. El desplazamiento de un volumen fijo de fluido puede llevarse a cabo al alternar o hacer oscilar pistones, haciendo rotar cubos o paletas, apuntando discos/platos o

Glosario


utilizando tanques u otros contenedores que se llenen y se vacíen en forma automática. (Positive-displacement meter)

Medidor de estabilidad. Instrumento que se utiliza para medir el voltaje de desintegración de emulsiones invertidas/ inversas. (Stability meter) Medidor de línea de salida. Dispositivo para monitorear el caudal de un fluido que proviene del espacio anular. (Flowline sensor)

Medidor de profundidad. Instrumen-

to que se utiliza para medir la profundidad de un pozo o la profundidad hasta un punto específico del pozo (hasta la parte superior de una cañería auxiliar de revestimiento, o hasta una pesca). Este instrumento consta de un contador que cuenta las vueltas de una rueda calibrada que gira en torno a un cable/alambre a medida que se lo baja o se lo saca de un pozo. Ver cañería auxiliar de revestimiento y pesca. (Depthometer)

Medidor de resistividad. Instrumen-

to para medir la resistividad de los fluidos de perforación y sus revoques. (Resistivity meter)

Medir en la bajada. Obtener una me-

dición precisa de la profundidad alcanzada en un pozo, mediante la medición de las barras de sondeo o el tubing que se está bajando al pozo. (Measure in)

Medir en la sacada. Medir las barras de sondeo o el tubing a medida que se los saca del pozo, generalmente para determinar la profundidad del pozo o la profundiadad hasta donde se bajaron las barras o el tubing. (Measure out) Menisco. La superficie superior de una co-

lumna de líquido, de forma cóncava cuando las paredes que contienen a la columna están mojadas por el líquido, y de forma convexa cuando no lo están. (Meniscus)

Mesa rotary. Componente principal de un

rotativo o una máquina rotary, utilizada para girar la barra de sondeo y soportar el conjunto de perforación. Tiene engranajes biselados para lograr el movimiento rotatorio y una abertura con bujes dispuestos de manera tal que les permite operar y soportar el conjunto del equipo de perforación. (Rotary table)

Metano. Hidrocarburo parafínico liviano, gaseoso e inflamable, CH4 , cuyo punto de ebullición es de -284 °F. Es el principal componente del gas natural, además de ser un importante hidrocarburo básico para la manufactura petroquíomica. (Methane) Método concurrente. También llamado método de circular y densificar. Ver método de circular y densificar. (Concurrent method) Método de circule y densifique.

Método para ahogar la presión de pozo en el que se comienza la circulación inmediatamente y se aumenta la densidad del lodo en forma gradual, siguiendo un programa definido. También llamado método Concurrente. (Circulate and weight method)

Método de inyección de empaque. Método de inyección de cemento en el

que el empaquetador se fija para formar un sello entre la columna de trabajo (tubería a través de la cual se bombea el cemento) y el casing. Se fija otro empaquetador o tapón de cemento debajo del lugar en el que se va a proceder a la inyección de cemento. Al instalar empaquetadores, el punto de inyección queda aislado del resto del pozo. (Packer squeeze method) Ver empaquetadura e inyección de cemento.

Método de nivel constante en pileta. Método de ahogo de pozo por el

cual se mantiene constante el nivel de lodo en las piletas mientras se reduce la apertura del estrangulador y se disminuye el caudal de bombeo. No es un método eficaz, porque la presión del casing aumenta hasta un punto tal que se produce la fractura de la formación o el casing se rompe y se pierde el control del pozo. (Constant pit level method)

Método de presión de estrangulador constante. Método de ahogo de

un pozo en surgencia, por el cual se ajusta la apertura del estrangulador para mantener presión de casing constante. Este método no funciona a menos que la surgencia sea o esté compuesta mayormente de agua salada; si la surgencia es de gas, no hay manera de mantener presión de fondo de pozo constante, ya que el gas se expande a medida que sube por el espacio anular. (Constant choke pressure method)

Método del perforador.

Método de ahogo de pozo en el que se realizan dos circulaciones completas por separado. La primera circula la surgencia al exterior, y la segunda circula lodo más denso por el pozo (Driller Method).

Mezclador.

Dispositivo generalmente móvil que se utiliza para mezclar lechadas o geles. (Blender)

Mica. Material natural en escamas de tamaño

variable que se utiliza para combatir la pérdida de circulación. El nombre químico es silicato de aluminio alcalino. (Mica) Micelas: Agregados orgánicos e inorgánicos moleculares que se presentan en las soluciones coloidales. Son largas cadenas de unidades estructurales individuales unidas químicamente entre sí y dispuestas una al lado de la otra formando “paquetes”. Cuando se hidrata la bentonita, ciertos iones de sodio u otros iones metálicos se disuelven en solución. En este proceso se conoce a la partícula de arcilla más su atmósfera de iones como micela. (Micelle)

Micron u = MU. Unidad de longitud que

un litro. En el trabajode análisis de lodos ete término es intercambiable con centímetor cúbico (cc). Un cuarto de galón equivale a 946 ml. (Ml o milímetro)

Posición del indicador de peso del equipo en el que la carga del gancho es cero. (Neutral)

MMS.

Neutralización.

Mineral Management Service - Una división del ministerio del interior que regula las actividades en operaciones marítimas en EE. UU. (MMS)

Molécula. Cuando los átomos se combinan

forman una molécula. En el caso de un elemento o de un compuesto, la molécula es la unidad más pequeña que puede conserva las propiedades de la substancia. (Molecule)

Montaje.

Efecto de dejar todo listo para comenzar el trabajo. (Rigging up)

Montar. Armar el equipo de perforación necesario para perforar un pozo; instalar herramientas y maquinaria antes de comenzar la perforación. (Rig up) Montar BOP. En perforación, instalar el conjunto de BOP sobre el cabezal de pozo en la superficie. (Nipple up) Montmorillonita.

Material arcilloso utilizado habitualmente como aditivo para lodos de perforación. La montmorillonita de sodio es el elemento constitutivo principal de la bentonita. La estructura de la motmorillonita tiene una forma característica, una placa delgada de ancho y largo indefinidos, del espesor de la molécula. El espesor de la molécula es de tres capas. En la superficie hay iones adheridos que son reemplazables. La montmorillonita de calcio es el elemento constitutivo principal de las arcillas de bajo rendimiento. (Montmorillonite)

Reacción mediante la cual el ion de hidrógeno de un ácido y el de hidroxilo de una base se unen para formar agua; la sal es otro producto iónico. (Neutralization)

Niple campana. Sección tubular corta que se instala en el extremo superior del preventor de reventones. El extemo superior del niple está expandido, o acampanado, para guiar las herramientas de perforación al interior del pozo. Por lo general, tiene conexiones laterales para la línea de llenado y para la de retorno de lodo. (Bell nipple) Niple de alojamiento. Sustituto para alojar herramientas de interior de tubing, tales como tapones, medidores de flujo, herramientas de perfilaje, etc. (Landing nipple) Niple de asiento No-go - Unión con rosca en ambos extremos para conectar tubos de diámetros distintos, que permite conocer la ubicación de los distintos dispositivos para control de flujo del cable de acero; además, disminuye la posibilidad de caída de herramientas al fondo del pozo. (No-go Seating nipple) Niple de unión de circulación. Unión con orificios y camisa interna que se coloca en una columna para abrir y cerrar aberturas. Permite la circulación entre el tubing y el espacio anular o el paso o interrupción de la producción de un pozo entre intervalos. (Sliding sleeve nipple)

Motón de aparejo. Conjunto de poleas o roldanas a través de las cuales se pasa el cable de perforación y que se mueve hacia arriba y hacia abajo en la torre o mástil. (Travelling block) Ver aparejo de poleas, corona de torre y roldana.

Niple empaquetador de alojamiento de tubing. Dispositivo de alo-

Mousetrap. Herramienta de pesca que se

tiene un tipo de rosca en el extremo macho y otra rosca diferente en la cupla, que se utiliza para pasar de un tipo de rosca a otra en la columna de casing. (Crossover joint)

utiliza para recuperar una columna partida de varillas de bombeo u otra pesca de tipo tubular del interior del pozo. (Mousetrap) Movimiento browniano - Movimiento irregular continuo que exhiben las partículas en suspensión en un medio líquido o gaseoso, generalmente una dispersión coloidal. (Brownian Movement)

Muerto (Anclaje de contraviento). Anclaje enterrado al cual se atan los

contravientos de cable de acero para estabilizar la torre, el mástil, los aparejos, etc. (Deadman)

Migración. 1- El movimiento de hidrocarburos desde el área en que se formaron hasta la roca de reservorio en que se acumulan. 2. Movimiento de una zona a otra. (Migration) Milidarcy - 1/1000 darcy. *Ver darcy. (Millidarcy)

Muestra de lodo. Fluido de perforación

Unidad de volumen del sistema métrico. Literalmente, 1/1000 de

Neutral.

libras por pulgada cuadrada.

Mlpc (Psig). Abreviatura de medidor de

equivale a la millonésima parte de un metro o a la milésima parte de un milímetro. (Micron u = MU).

Ml o milímetro.

N

con propiedades que permiten realizar muestras adecuadas. (Sample mud)

Muestras. Recortes para información geo-

lógica, provenientes del fluido de perforación a medida que sale del pozo. Se lavan, se secan y se les coloca una etiqueta indicando la profundidad. (Samples)

jamiento en el interior de un sello de empaquetador que impide que se mueva el tubing. (Locator tubing seal assembly)

Niple reducción. Sección de casing que

Niple. Cañería tubular con roscas en ambos extremos y menos de 12 pulgadas (305 mm) de longitud. (Nipple) Nitrógeno.

Gas inerte (NO2 ) que se utiliza para lavar a presión las paredes de un pozo. (Nitrogen)

Nivel de fluido. La distancia desde la superficie hasta el extremo superior de la columna de fluido en el tubing o el casing de un pozo. El nivel de fluido estático se toma cuando el pozo no está produciendo y se ha estabilizado. El nivel dinámico, o de bombeo, es el punto al que cae el nivel estático bajo condiciones de producción. *Ver nivel de fluido estático. (Fluid level) Nivel de fluido estático. El nivel que

alcanza un fluido en un pozo cerrado. (Static fluid level)

339

Nivel de la pileta.

Altura que alcanza el lodo de perforación en las piletas de lodo. (Pit level)

No localizadas.

Término que se utiliza para describir el pasaje de entrada de los conjuntos de sellos dentro del packer que no cierran en el lugar que corresponde. (Non locator)

Nomograma.

Operario boca de pozo.

Persona que trabaja en un equipo de perforación o de reparación, que depende del perforador; también se denomina ayudante, hombre de planta o miembro de la dotación del equipo. (Roughneck)

Operario de herramientas.

Quien opera las herramientas. Operario de empaquetador. Operario de la compañía de servicio. (Tool hand)

Gráfico que representa una ecuación que contiene una serie de variables en forma de escala, de manera que una línea recta corta la escala en los valores de las variables que corresponden a esa ecuación. (Nomograph)

Operario de limpieza. Operario que se ocupa de la limpieza del pozo. (Reversing hand)

Novato.

Operario de playa.

Ver ingresantes sin experiencia.

(Worms)

Número atómico.

El peso relativo del átomo de un elemento, comparado con el peso de un átomo de oxígeno, siendo 16 el peso del átomo de oxígeno. (Atomic number)

Número de yodo. El número que indica

la cantidad de iodo que absorben petróleos, grasas y ceras, que aporta una medida de los encadenamientos no saturados presentes. Generalmente, mientras más alto es el número de yodo, mas severo es el efecto del petróleo sobre el caucho. (Iodine number)

Número Reynolds. Número sin dimensión, Re, que forma parte de la teoría de la dinámica de los fluidos. El diámetro, la velocidad, la densidad y la viscosidad (unidades consistentes) de un fluido que circula a través de un conductor cilíndrico se relacionan de la siguiente manera: Re = diámetro X velocidad X densidad X viscosidad ó, Re = Dv p/u. El número es importante en los cálculos de fluidos hidráulicos para determinar el tipo de circulación del fluido, es decir, si es laminar o turbulento. El margen de transición tiene lugar aproximadamente entre los 2.000 y 3000; debajo de 2.000, el flujo es laminar, por encima de 3.000 el flujo es turbulento. (Reynolds number)

O Ocho vueltas.

Conexión de rosca cónica con ocho (8) filetes por pulgada, cada vuelta equivale a 0.125 de pulgada de carrera. Esta conexión es muy común en la industria petrolífera. (Eight-round)

Operario que asiste al capataz en las tareas generales relacionadas con la producción de pozos petrolíferos, por lo general propiedad de la empresa petrolera. También puede ser un ayudante en una unidad de servicio de pozo o la persona que se ocupa del trabajo de servicio en un equipo de perforación offshore. (Roustabout) Ver go-fer.

Oquedad. Cavidad en una roca. (Vug) Orificio. Instrumento con una abertura cuyo diámetro es menor al de la tubería o encaje en el que se encuentra ubicado de manera tal de restringir en forma parcial la circulación a través de la tubería. La diferencia de presión a ambos lados de un disco de orificio, según un medidor de orificio, se puede utilizar para conocer el volumen de circulación a través de la tubería. (Orifice) Orificio estrangulador de surgencias. Orificio o paso para estranguladores de

fondo de pozo, cuya apertura se presenta en incrementos de 1/64 de pulgada. (Flow bean)

P P. Delta-P: Diferencia de presión, generalmente se refiere a la que se produce en el espacio anular entre casing y el tubing. P1.

Alcalinidad de fenolftaleína del filtrado considerado como el número de milímetros de 0.02 ácido normal (N/50) que se requiere por mililitro de filtrado para alcanzar el punto seco de fenolftaleína.

Packer reperforable de inyección forzada. Empaquetador (packer) perma-

Panel de control. Maestro o Primario Sistema múltiple de válvulas, generalmente situado en la fuente de energía, que puede operarse en forma manual (o a control remoto) para derivar fluido presurizado hacia los dispositivos de cierre ubicados en la cabeza de pozo. (Control panel - Master or Primary) Panel de control del preventor de reventones (BOP) - Conjunto de controles, generalmente ubicados cerca de la posición del perforador en el piso del equipo, que se manipula para abrir y cerrar los preventores de reventones. (Blowout preventer [BOP] control panel) Panel del estrangulador a control remoto - Conjunto de controles, generalmente ubicados en el piso del equipo, que se utiliza para controlar la cantidad de fluido de perforación que se circula a través del manifold de ahogo. Este procedimiento resulta necesario al hacer circular una surgencia fuera del pozo. (Remote choke panel) Papel filtro. Papel poroso sin apresto para filtrado de líquidos. El ensayo de filtración de la API especifica un papel filtro Whatman No. 50,S & S No.576, de un diámetro de 90 mm, o equivalente. (Filter paper) Parafina.

Hidrocarburo cuya fórmula es: CnH2n + 2 (por ejemplo, metano, CH4; etano, C2H6, etc.). Los hidrocarburos de parafina de mayor densidad (es decir, aquellos de C18H38 y de densidad superior) forman una substancia de tipo cera denominada parafina. Las parafinas más densas suelen acumularse en las paredes del tubing y de otro equipo de producción, restringiendo o deteniendo la circulación de parafinas deseables más livianas. (Paraffin)

Parche de revestimiento.

Tubería de metal corrugado que se baja por el interior de un casing ya instalado en un pozo para reparar un orificio o una filtración. El parche se cementa al casing con fibra de vidrio y resina epoxy. (Liner patch)

Pared del pozo.

El pozo, el orificio resultante de la perforación. Ver boca de pozo. (Borehole)

PCIC.

Glosario


Presión de cierre interior de casing.

(SICP).

PCIS. Presión de cierre interior de sondeo; se utiliza en reportes de perforación. Pegamiento (de pared) por presión diferencial. Adherencia que ocu-

rre porque parte de la columna de sondeo (generalmente los portamechas) se incrusta en el revoque de filtración lo que tiene como consecuencia una distribución no uniforme de la presión alrededor de la circunferencia de la tubería. Para que ocurra este fenómeno son imprescindibles las siguientes condiciones: una formación permeable y una presión diferencial en conjunto con un revoque de filtrado impermeable y una columna de sondeo. (Differential pressure wall sticking)

Penetración, velocidad de. La cantidad de pies perforados por hora. (Penetration, rate of) Pentano. Cualquiera de los tres hidrocarburos isoméricos C5H12 de la serie del metano del petróleo. (Pentane) Peón.

Trabajador no especializado cuya función es llevar y traer equipamiento del equipo. (Go-fer - gopher)

Peón de boca de pozo.

Miembro de la dotación de perforación cuyo puesto de trabajo está situado en el piso de la torre. En equipos de perforación rotativa, hay por lo menos dos de estos operarios por dotación, pero en la mayoría de los equipos trabajan tres o más. (Floorman)

Peptización. Incremento de la dispersión por el agregado de electrolitos u otras substancias químicas. (Peptization) Ver Defloculación o dispersión. Pera desabolladora. Herramienta que se utiliza para enderezar tuberías o casings dañados o aplastados en el interior de un pozo. (Swage [or Swage mandrel]) Percutor.

million)

1. Dispositivo que se deja caer o se bombea al interior del pozo, generalmente por las barras de sondeo o por el tubing. 2. Go-devil: Toda herramienta que se deja “caer” al pozo. (Go-devil)

Partícula.

Pérdida de agua.

Partes por millón.

Ver Ppm. (Parts per

Unidad diminuta de materia, por lo general un cristal simple o de forma regular, con un peso específico similar al de un cristal simple. (Particle)

Ver pérdida de fluido.

(Water loss)

Pérdida de altura o pérdida por fricción. *Ver pérdida por caída de pre-

Operador. Persona o empresa, tanto el dueño como el arrendatario, que efectivamente opera un pozo petrolífero o tierra arrendada. (Operator)

nente, reperforable, capaz de soportar presiones extremas, para operaciones de reparación. Cuenta con un válvula de control de flujo positivo. (Drillable squeeze packer)

Pasaje.

sión. (Loss of head or friction loss)

Pasar. Pasar (el extremo de la soga) a través

Operador de explotación unificada. Compañía petrolera a cargo del desarro-

Packoff o stripper. Instrumento con un elemento obturador elastomérico que depende de la presión debajo de la empaquetadura para provocar un sello en el espacio anular. Se utiliza principalmente para correr o extraer la tubería bajo presión baja o moderada. No es confiable en servicios bajo presiones diferenciales elevadas.

de un agujero o abertura en una polea o instrumento similar. Reeve

del escape de fluido dentro de la formación a través de fisuras o medios porosos. (Circulation, Loss of [or Lost])

llo y la producción en un yacimiento petrolífero en el que se realiza un esfuerzo conjunto entre varias compañías para la producción del yacimiento. (Unit operator)

Operador de la concesión.

También llamado encargado de pozos. *Ver encargado de pozos. (Lease operator)

Operario. Persona que trabaja en un pozo petrolífero. (Hand)

Pájaro campana.

Persona que somete a otra a una supervisión demasiado intensa o continua (N. del T: no es común esta denominación en espanol). (Birddog)

El diámetro más pequeño de casing, barras de sondeo o tubing. (Drift)

Pata de perro. 1- Sección torcida del ca-

sing en un pozo desviado. 2. El codo causado por un cambio brusco de dirección (en la perforación) del pozo. (Dog leg)

Patín. Montaje que se utiliza para la movilización de equipos de una locación a otra que se carga por lo general sobre tractores y que requiere un desarmado mínimo. (Skid).

PCC. Perfil de cupla de casing. (CCL)

Perdida de circulación. Consecuencia

Pérdida de circulación. Pérdida de una cantidad de lodo en el interior de la formación, generalmente en lechos cavernosos, fisurados, o permeables. Esta pérdida se manifiesta por la falta total o parcial de retorno del lodo a la superficie durante la circulación. La circulación perdida puede provocar un reventón y en general, reducir la eficacia de la operación de perforación. También se la llama pérdida de retorno. *Ver reventón. (Lost circulation)

Glosario


Pérdida de fluido.

Medida de la cantidad relativa de fluido perdido (filtrado) en formaciones porosas o membranas al ser sometido (el fluido de perforación) a la presión diferencial. *Ver API RP 13B para procedimiento estándar de ensayo de filtración de la API. (Fluid loss)

Pérdida de presión. 1. Reducción de la fuerza que un fluido ejerce contra una superficie, y que suele ocurrir a causa del movimiento de ese fluido contra esa superficie. 2. Cantidad de presión que indica un manómetro de presión de tubería de perforación cuando el fluido de perforación circula por acción de la bomba de lodo. Las pérdidas de presión tienen lugar a medida que se circula el fluido. (Pressure loss) Pérdida de retorno. Pérdida de circulación provocada por el ingreso de fluido de perforación desde el pozo al interior de una formación porosa, fracturada o cavernosa. También llamada circulación perdida. *Ver pérdida de circulación. (Lost returns) Pérdida por filtración. El flujo de flui-

dos y sólidos que ocurre en las etapas iniciales de una filtración, antes de que las aberturas porales queden taponadas y antes de que se forme una torta de filtrado. (Surge loss)

Pérdida por filtración. Ver pérdida de fluido. (Filter loss)

Perfil.

1. Registro sistemático de la información de un pozo, por ejemplo, el perfil del perforador, el perfil del lodo, el perfil eléctrico de pozo o el perfil radioactivo. En un pozo en producción se desarrollan diferentes perfiles para obtener diferentes características de las formaciones del pozo. 2. to log: registrar información. (Log)

Perfil CPP. Perfil de control de profundidad de perforación. (PDC log) Perfil de lodo.

Registro de información derivada del examen y análisis del fluido de perforación y de los recortes del trépano. *Ver perfilaje de lodo. (Mud log)

Perfil eléctrico.

También llamado perfil eléctrico de pozo. (Electric log)Ver perfil eléctrico de pozo.

Perfil eléctrico de pozo. Registro de

ciertas características eléctricas de formaciones atravesadas por el pozo, que se realizan para identificar las formaciones, para determinar la naturaleza y cantidad de fluidos que contienen, y para estimar su profundidad. También llamado perfil eléctrico o relevamiento eléctrico. (Electric well log)

Perfilaje. *Ver perfilaje de lodo y perfilaje eléctrico. (Logging)

Perfilaje de lodo. El regitro de información derivada del examen y análisis de los recortes de la formación y del lodo que circula al exterior del pozo. Una parte del lodo se deriva hacia un dispositivo detector de gas. Los recortes traidos a la superficie por el lodo se examinan bajo una luz ultravioleta para detectar la presencia de petróleo o gas El perfilaje del lodo se suele llevar a cabo en un laboratorio portátil instalado cerca del pozo. (Mud logging)

Perfilaje de pozos.

Registro de información acerca de las formaciones geológicas del subsuelo. Entre los métodos de perfilaje se cuentan los registros que lleva el perforador, los análisis de lodo y recortes, los análisis de testigos, las columnas de ensayo de pozo y los procedimientos eléctricos y radioactivos. (Well logging) Ver perfil eléctrico de pozos, perfilaje de lodo, perfilaje radioactivo y perfilaje sónico.

Perfilaje de temperatura.

Operación que se lleva a cabo para determinar la temperatura a diferentes profundidades en el pozo. Este perfilaje se utiliza para encontrar afluencias de agua al interior del pozo, cuando se sospecha que el casing no está cementado correctamente, o por otras razones. (Temperature survey)

Perfilaje eléctrico.

Se corren perfiles eléctricos con cable de perfilaje para obtener información acerca de la porosidad, permeabilidad, contenido de fluido de la formación perforada, etcétera. A veces es necesario modificar las propiedades del fluido de perforación para obtener buenos perfiles. (Electric logging)

Perfilaje Sónico.

Registro del tiempo que requiere una onda sonora para desplazarse una distancia determinada a través de una formación. La diferencia en el tiempo de traslado observado se debe en gran medida a las variaciones en las porosidades del medio. El perfil sónico, o perfil de rayos gama, es útil para la correlación y se lo utiliza con frecuencia combinado con otros servicios de perfilaje para la determinación de porosidades. Se corre a pozo abierto. (Sonic Log)

Perforación con cable.

Método por el cual se utiliza un trépano con punta afilada que se deja caer hasta el fondo del pozo. Este trépano está vinculado al extremo de un cable, que se eleva y deja caer una y otra vez para perforar el pozo. (Cable tool drilling)

Perforación con niebla.

Método de perforación rotativa en el que se dispersa agua y/o petróleo en aire y se utiliza como fluido de perforación. (Mist drilling)

Perforación Costa Afuera.

Perforación para obtener petróleo en un océano o lago grande. Una unidad de perforación para operaciones offshore puede ser un buque flotante móvil con un barco o barcaza de casco, una base sumergible o semisumergible, una estructura auto-impulsada o remolcada con soportes levantados a gato (equipo de perforación de plataforma autoelevadiza- jackup) o una estructura permanente utilizada como plataforma de producción una vez que se completa la perforación. En general, los pozos exploratorios se perforan desde buques flotantes móviles (tales como equipos semisumergibles y barcos de perforación) o desde plataformas autoelevadizas, mientras que los pozos de desarrollo se perforan desde las plataformas. (Offshore drilling) Ver barcos de perforación, equipo de perforación de plataformas autoelevadizas, plataforma, equipo de perforación semisumergible y pozos exploratorios.

Perforación dirigida. Desviación intencional de un pozo con respecto del eje ver-

tical. Aunque los pozos normalmente se perforan verticalmente, a veces es necesario o ventajoso perforar en ángulo. La perforación dirigida controlada posibilita alcanzar un área del subsuelo que está alejada lateralmente del punto en que el trépano penetra en el suelo. Esta operación implica el uso de turbodrills, dyna-drills, cuñas desviadoras, u otras herramientas de desviación. Ver Dyna-drill, turbodrill y cuñas desviadoras. (Directional drilling)

Perforación rotatoria.

Método de perforación por el cual un trépano giratorio al que se le aplica una fuerza en dirección hacia abajo perfora un pozo. El trépano se enrosca a la barra de sondeo y ésta lo hace rotar; este procedimiento también permite la formación de un paso a través del cual puede circular el fluido. Las juntas adicionales de la tubería de perforación se agregan a medida que se realiza la perforación. (Rotary drilling)

Perforador. 1. Encargado de turno. Empleado que está a cargo en forma directa de un equipo de perforación y de su dotación. Su tarea principal es la operación del equipo de maniobra y perforación, pero también es responsable de las condiciones en el interior del pozo, de la operación de las herramientas de interior de pozo y de las mediciones de las tuberías. (Driller) Perforadora de cable de pistoneo. Dispositivo que se corre con el cable

de pistoneo de un equipo rotary para perforar herramientas, remover despojos del fondo del pozo, etc. (Sand line drill)

Perforar. Hacer un pozo en el suelo, generalmente para encontrar y extraer fluidos de formaciones de subsuelo tales como el petróleo y el gas. (Drill) Permeabilidad.

1. Medida de la facultad o posibilidad de una roca para circular un fluido de una fase bajo condiciones de flujo laminar para que los fluidos puedan circular a través de una roca porosa. La unidad de permeabilidad es el darcy. 2. Conductibilidad del fluido de un medio poroso. 3. Capacidad de un fluido para circular dentro de la red poral interconectada de un medio poroso. (Permeability) Ver permeabilidad absoluta, eficaz y relativa (absolute permeability, effective permeability and realtive permeability).

Permeabilidad absoluta. Medida de la capacidad de un fluido simple (como el agua, el gas o el petróleo) de fluir a través de una formación rocosa cuando ésta está totalmente llena (saturada) con el fluido simple. La medida de la permeabilidad de una roca saturada con un fluido simple es diferente de la medida de la permeabilidad de la misma roca llena con dos o más fluidos. Comparar con permeabilidad efectiva. (Absolute permeability) Permeabilidad

efectiva. Medida de la capacidad de un fluido simple de fluir a través de una formación rocosa cuando los espacios porales de la misma no están totalmente saturados con el fluido. *Comparar con permeabilidad absoluta y con permeabilidad relativa. (Effective permeability)

Permeabilidad relativa.

Medida de la capacidad de dos o más fluidos (tales como agua, gas y petróleo) para circular a través de una formación rocosa cuando la formación se encuentra colmada de diferentes fluidos. La medida de permeabilidad de una roca llena de dos o más fluidos es diferente de la medida de permeabilidad de la misma roca con un solo fluido. (Relative permeability) Comparar con permeabilidad absoluta.

Permiso para pozo. Autorización para la perforación de un pozo, generalmente otorgada una dependencia gubernamental para la conservación de recursos naturales. En algunas ocasiones también se requiere un permiso para trabajos de profundización o de reacondicionamiento. Perno. Pieza exterior roscada. (Pin) Perros.

Componentes pequeños de herramientas cuya función es trabar/liberar cierto equipamiento del equipo, y también para fijar/liberar herramientas en posición en la columna de tubing; también para mover componentes or movimiento del tubing. (Dog[s])

Pesca. Operación del equipo cuyo propósito es recuperar del interior del pozo secciones de tubería, cuplas, residuos, u otros elementos que obstruyan el pozo. (Fishing) Pescador. 1. Herramienta de rescate o instrumento que se agrega al tubing o a la tubería de perforación, y se baja por fuera de la tubería rescatada, la tubería o varillas de succión perdidas o atascadas en el pozo. Dispositivo de fricción del pescador, por lo general, una canasta o arpeo en espiral, que agarra con firmeza la tubería rescatada, permitiendo su extracción del pozo. 2. Herramienta de agarre exterior que se coloca sobre la tubería rescatada y que permite agarrarla en la superficie con una cuña. (Overshot) Pescador de Casing.

Ver Parche de ca-

ñería (Casing overshot)

Pescar (pesca). 1. Objeto dejado en el

pozo durante operaciones de perforación o reparación que debe ser recuperado antes de proseguir con el trabajo. Puede tratarse de cualquier objeto, desde un pedazo de metal hasta parte del sondeo. 2. Recuperar equipamiento del interior del pozo, como por ejemplo un trepano o portamechas perdido, o parte de la columna de sondeo. 3. Recuperar ciertas piezas del equipamiento de un pozo antiguo (empaquetadores, tubería auxiliar de revestimiento, o cañería filtro) para permitir el reacondicionamiento del pozo. (Fish)

Peso específico. La relación entre la densidad de un volumen dado de una substancia a una temperatura determinada y la densidad del mismo volumen de una substancia estándar a la misma temperatura. Por ejemplo, si una pulgada cúbica tiene a 39 ° F una densidad de 1 unidad, y una pulgada cúbica de otro sólido o líquido tiene a 39 ° F una densidad de 0.95 unidades, entonces la gravedad específica de esa substancia será de 0.95. Para determinar la gravedad específica de los gases se utiliza el aire o el hidrógeno como estándar. *Ver gravedad. (Specific gravitiy)

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Peso equivalente o peso combinado. El peso atómico de un elemento,

compuesto o ion dividido por su valencia. Los elementos siempre se combinan en cantidades proporcionales a sus pesos equivalentes. (Equivalent or Combining weight)

Peso específico.

El peso de un volumen particular de cualquier substancia, comparado con el peso de igual volumen de agua a una temperatura de referencia. Para los gases, la substancia de referencia es el aire, aunque a veces se utiliza el hidrógeno. (Specific gravity)

Peso molecular. La suma de los pesos atómicos de todos los átomos que constituyen la molécula de un elemento o compuesto. (Molecular weight) Petróleo agrio crudo. Petróleo que contiene sulfuro de hidrógeno u otro compuesto sulfúrico. (Sour crude oil). Petróleo con gas.

Petróleo crudo que contiene gas y que no ha sido oreado/ meteorizado?. Este petróleo puede producir una inyección gasificada cuando se lo agrega al lodo, y constituye una amenaza potencial de incendio. (Live oil)

Petróleo crudo. Petróleo líquido sin refinar cuya gravedad puede variar entre 9 y 55 grados API. El color fluctúa entre el amarillo y el negro, y puede ser de base parafínica, asfáltica o mixta. Si un petróleo crudo, o crudo, contiene una cantidad apreciable de sulfuro o de compuestos de sulfuro, se lo llama crudo agrio; si no tiene sulfuro, o tiene muy poco, se lo llama crudo dulce. Además, el petróleo puede ser catalogado como “pesado” o “liviano” según su gravedad API. El petróleo liviano tiene una gravedad API más alta. Ver petróleo crudo agrio y petróleo crudo dulce. (Crude oil) Petróleo crudo dulce.

Petróleo que no contiene, o que casi no contiene sulfuro, especialmente ácido sulfídrico. (Sweet crude oil)

Petróleo de carga. Petróleo crudo o refinado que se utiliza para fracturar una formación y estimular un pozo, denominado así para diferenciarlo del petróleo normal que produce el pozo. (Load oil) Petróleo de tanque de almacePetróleo en condiciones namiento.

atmosféricas en el interior de un tanque de almacenaje. Este petróleo carece de gran parte del gas disuelto que se encuentra presente a presiones y temperaturas de reservorio. (Stock- tank oil)

pH.

Abreviatura de ión potencial de hidrógeno. Los números de pH varían de 0 a 14,7 en su estado natural, y son indicativos de la acidez (inferior a 7) o alcalinidad (superior a 7) del fluido. Los números son una función de la concentración de ión de hidrógeno en densidades/pesos iónicas/os de gramos por litro que, a su vez, constituye una función de la disociación de agua de la siguiente manera: (H)(OH) dividido por (H2O) = KH2O = 1 X 10 -u El pH se puede expresar como el logaritmo (base 10) de la recíproca (o el logaritmo negativo) de la concentración de ión de hidróge-

no. El pH de una solución ofrece información valiosa en relación a la acidez o alcalinidad, en contraste con la acidez o alcalinidad total (que se puede someter a un análisis volumétrico).

Pie cúbico. Volumen de un cubo cuyos bordes miden 1 pie. En America del Norte el gas natural se suele medir en pies cúbicos. El pie cúbico estándar es una unidad de gas a 60°F y 14.65 psia. (Cubic foot) Piedra caliza.

Roca sedimentaria rica en carbonato de calcio que suele ser roca de reservorio de petróleo. *Ver Carbonato de Calcio. (Limestone)

Piel.

1. Area de la formación que está dañada por invasión de substancias externas a la sección expuesta de la formación adyacente al pozo durante tareas de perforación o terminación. 2. Caída de presión de los límites exteriores de drenaje al pozo causada por la corteza relativamente delgada de la formación. La piel se expresa en unidades no dimensionales; un valor positivo denota daño en la formación, un valor negativo, indica mejora. 3. Medición de la resistencia de un pozo a iniciar el flujo de producción, a mayor número de piel, menor potencial de producción para iniciar el flujo; Ecuaciones de flujo Darcy. (Skin)

Píldora. Fluido viscoso gelatinoso. (Pill) Pileta. Contenedor temporario de los fluidos del pozo; suele tratarse de una excavación. (Pit) Pileta de Inyección.

Pileta de lodo en la cual se separan los recortes de la perforación del lodo en circulación o en las que se trata el lodo con aditivos o se lo almacena temporariamente antes de volver a bombearlo dentro del pozo. Los equipos rotativos modernos de perforación cuentan por lo general con tres piletas o más. Por lo común se trata de tanques de acero equipados con válvulas y agitadores de lodo. Ver Pileta de lodo. (Slush pit).

Pileta de succión. Pileta de lodo de la cual se aspira el lodo mediante las bombas de succión. También llamada pileta de aspiración. (Suction pit) Pileta decantadora.

Pileta de lodo en la cual el lodo flujo y que permite asentar sólidos pesados. A menudo se instala equipamiento auxiliar (como los desarenadores) para acelerar el proceso. También denominada tanque asentador. (Settling pit)

Pileta sacudidora. Pileta de lodo adyacente a la zaranda, que es por lo general la primera pileta donde fluye el lodo a su retorno desde el pozo. También denominada tanque sacudidor. (Shaker pit). Piletas de inyección. Una serie de tanques abiertos, instalaciones de almacenamiento excavadas en la tierra o de acero, en las que se deja descansar el lodo o fluido de perforación para permitir que la arena y los sedimentos se decanten. También se utiliza para mezclar los aditivos con el lodo ompara almacenar el flñuido temporariamente antes de volver a bombearlo al pozo. Los equipos

modernos de perforación generalmente están provistos de tres o más piletas, por lo general tanques de acero con cañerías, válvulas y agitadores del lodo incorporados. Las piletas de inyección también se denominan piletas de mezcla, piletas de decantación, y piletas de succión, según au función principal. También llamadas tanques de inyección. *Ver piletas de mezcla, piletas de decantación y piletas de succión. (Mud pits)

Piloto. Un controlador de presión que se utiliza para detectar cambios de presión en la línea de flujo. (Pilot) Piso de enganche. Plataforma pequeña con proyecciones salientes de acero, adosadas al lateral del mástil, en una unidad de servicio de pozo. Al extraer de un pozo las varillas de bombeo o el tubing, el extremo superior de la varilla o del tubing se coloca (arruma) entre las proyecciones de acero y se mantiene en posición vertical sobre el mástil. (Racking platform) Pistón concéntrico. La presión de tubing que actúa sobre el área neta de pistón hace que se ejerza una fuerza sobre un mandril. (Concentric piston) Pistoneo. 1. Descenso de la presión hidrostática del pozo debido al movimiento ascendente de materiales tubulares y/o herramientas. 2. Operación de una copa para pistón de extracción con cable/alambre para traer fluidos del pozo a la superficie cuando el pozo no fluye naturalmente. Esta es una operación temporaria para determinar si se puede hacer fluir al pozo o para determinar el volumen de fluidos que entra al pozo (ensayo de pistoneo). Si el pozo no fluye después del pistoneo, se hace necesario instalar una bomba como dispositivo elevador permanente para traer el petróleo a la superficie. (Swabbing) Planchada. 1. Plataforma situada al costado o al frente del equipo de perforación, en donde se colocan los caños previo a ser levantados al piso de la torre mediante el cable de maniobras. 2. Todo pasillo elevado. (Catwalk) Plasticidad.

Propiedad que poseen algunos sólidos, en especial las arcillas y lechadas de arcilla, de cambiar de forma o flujo cuando se los somete a presión, sin formar planos cortados o fracturas. Tales materiales tienen puntos cedentes y debe aplicárseles tensión antes de que comience el movimiento. Superado el punto cedente, el nivel de movimiento es proporcional a la tensión aplicada, pero cesa al eliminar esa tensión. (Plasticity) Ver fluido.

Plataforma. Estructura inmóvil, offshore que se construye sobre pilotes desde los cuales los pozos se perforan o se ponen a producir o ambas cosas. (Platform) Plataforma continental submarina de los Estados Unidos. Area de

operación offshore. (Outer Continental Shelf of the United States - OCS)

Pm. Alcalinidad de la fenolftaleína del lodo. Se conoce como la cantidad de mililitros de ácido 0.02 Normal (n/50) que se requiere por mililitro de lodo.

Glosario


Polea. Roldana ranurada. Sheave. Polea acanalada simple - El extremo superior de un mástil de montaje de cable simple por donde pasa la línea que viene del camión. (Hay pulley)

Poliacrilato de Sodio.

Polímero acrilonitrilo ??? sintético de alto peso molecular que se utiliza principalmente como agente de control de pérdida de circulación. (Sodium polyacrylate)

Polímero. Substancia formada por la unión de dos o más moléculas de la misma clase, unidas de punta a punta con otro compuesto que tiene los mismos elementos, en la misma proporción, aunque con un peso molecular superior y distintas propiedades físicas; por ejemplo, la paraformaldeida. (Polymer) Ver copolímero. Poner bajo control el pozo. Controlar un reventón colocando una válvula muy resistente en la cabeza del pozo. Ver reventón. (Cap a well)

Poner en producción un pozo.

Terminar un pozo y ponerlo en condiciones de producción. (Bring in a well)

Por ciento. Para porcentaje por peso, ver Ppm. El porcentaje por volumen es la cantidad de partes volumétricas de cualquier constituyente líquido o sólido por 100, como partes volumétricas del todo. El porcentaje por volumen es el método más común de llevar un registro de los contenidos de sólidos, de petróleo y de agua de los fluidos de perforación. (Percent) Por etapas. Colocar varios medios fluidos en un pozo. (Staging)

Poro. Apertura o espacio dentro de una roca o masa de rocas, por lo general pequeño y lleno de fluido (agua, petróleo, gas o los tres). (Pore) Comparar con cavidad. Porosidad. Espacio vacío en una roca de la formación que suele expresarse como porcentaje de espacios vacíos por volumen. Se entiende por porosidad absoluta, el total de espacio poral de una roca, independientemente de que ese espacio resulte accesible para la invasión del fluido. El término porosidad eficaz hace referencia a la cantidad de espacios porales conectados, es decir, el espacio disponible para la invasión de fluido. (Porosity) Ver permeabilidad. Poroso. Condición de algo que contiene poros (tal como una roca de formación). (Porous) Ver poro. Portacable.

Dispositivo que se utiliza para conectar el cable de acero a la sarta de herramientas. (Rope socket)

Portacamisa. Pieza tubular de acero que forma parte de una bomba de varillas dentro de la cual se encuentra una camisa calibrada y pulida con precisión. En este tipo de bomba de varillas, el émbolo de la bomba sube y baja por el interior de la camisa y ésta se encuentra en el interior del soporte camisa. (Jacket) Portamechas. Tubería pesada, de paredes gruesas, generalmente de acero, que se

Glosario


utiliza entre las barras de sondeo y el trépano en el sondeo para proporcionar peso y/o un efecto pendular a la columna de sondeo. (Drill Collars)

Posicionamiento dinámico.

Método por el cual se mantiene un equipo flotante de perforación marina en posición sobre la zona de ubicación de un pozo. Generalmente, en el casco hay varios motores llamados impulsores que se accionan mediante un sistema sensor. Este sistema envía señales a una computadora que controla los impulsores para que mantengan la posición del equipo. (Dynamic positioning)

Potasio. Uno de los elementos alcalinos de

mente uno de cada seis pozos de exploración resultan ser productores, aunque no necesariamente rentables. (Wildcat)

Pozo de explotación.

Pozo perforado para permitir mayor eficacia en la extracción de petróleo del reservorio. A veces se lo denomina pozo de desarrollo. *Ver pozo de desarrollo. (Exploitation well)

Pozo de inyección.

Un pozo en el que se han inyectado fluidos al interior de un estrato subterráneo para aumentar la presión del reservorio. (Injection well)

Pozo entubado. Pozo al que se ha bajado el casing. Ver casing. (Cased hole)

metal de valencia 1 y un peso atómico de alrededor de 39. Los componentes del potasio, más comúnmente conocido como hidróxido de potasio (KOH) se agregan a veces a los fluidos de perforación para adquirir propiedades especiales, generalmente inhibición. (Potassium)

Pozo gasífero. Pozo cuya producción principal es de gas. (Gas well)

Potencial.

Pozo inyector de gas. Pozo al que se inyecta gas con el propósito de mantener o complementar la presión de un reservoio de petróleo. Este es su nombre más común. (Gasinjection well)

Columna máxima de petróleo o de gas que puede producir un pozo. (Potential)

Potencial de flujo de circulación.

La sección electrocinética de la curva de potencial espontáneo (PE) de un perfil eléctrico, que puede verse afectada significativamente por las características de filtrado y de torta del fluido que se utilizó para perforar un pozo. (Streaming potential)

Potencial espontáneo. Una de las características eléctricas naturales que exhibe una formación, registrada mediante una herramienta de perfilaje que se baja al pozo. También llamado autopotencial, es una de las curvas básicas obtenidas mediante el perfilaje eléctrico. Se suelen utilizar las iniciales PE (SP en inglés). (Spontaneous potential) Potencial zeta.

Potencial electrocinético de una partícula, determinado por su movilidad electroforésica. Este potencial eléctrico provoca que las partículas coloidales se rechacen entre sí y se mantengan en suspensión. (Zeta potential)

Pozo Abierto. 1. Cualquier pozo que no se ha entubado 2. Pozo abierto o entubado donde no se ha bajado el sondeo ni el tubing. (Open hole)

Pozo inyector.

Pozo de inyección que se utiliza para inyectar fluidos al interior de un estrato subterráneo para aumentar la presión del reservorio. (Input well)

Pozo marginal. Pozo que llega a un punto tal de agotamiento de sus recursos naturales que se duda de la rentabilidad de continuar la producción. (Marginal well)

Pozo muerto.

1- Pozo que deja de producir petróleo o gas, ya sea temporaria o permanentemente. 2. Pozo que fue ahogado luego de una surgencia. (Dead well)

Pozo pobre.

Pozo que está casi agotado y que produce cantidades muy pequeñas de petróleo o gas. (Stripper)

Pozo referente. Pozo perforado en una extensión de tierra próxima a la de otro propietario, en la que ya existe un pozo en producción. (Offset well) Pozo seco. Todo pozo que no produzca pe-

tróleo o gas en cantidad comercial. De un pozo seco puede fluir agua, gas, y hasta petróleo, pero no en cantidad suficiente como para justificar la producción. (Dry hole)

Pozo surgente. Pozo que produce petró-

Pozo abierto. Pozo no entubado ni ce-

mentado. (Open-hole)

leo o gas por la propia presión del reservorio sin necesidad de emplear un medio de elevación artificial. (Flowing well)

Pozo agrio.

Pozo torcido.

Pozo o formación del que se sabe contiene gas sulfhídrico. (Sour hole).

Pozo de alivio.

Pozo perforado para impedir un reventón; se utiliza para hacer circular lodo hacia el pozo en surgencia. (Relief well)

Pozo de desarrollo.

1. Perforación de un pozo en territorio comprobado para completar un esquema de producción. 2. Pozo de explotación. Ver pozo de explotación. (Development well)

Pozo de exploración. 1. Pozo perforado en un área en que no existe producción de petróleo o de gas. Con lo métodos y el equipamiento de exploración actuales, aproximada-

Un pozo que se ha desviado del eje vertical. Esto sucede generalmente cuando cuando existen secciones alternadas de estratos duros y blandos que presentan un ángulo de inclinación muy pronunciado. (Crooked hole)

Ppm o partes por millón. Unidad de

peso de soluto por millón de unidades de peso de solución (soluto más solvente), que corresponde al porcentaje de peso, salvo que la base sea un millón en lugar de cien. Los resultados de la titulación estándar API de cloruro, de dureza, etc. son correctos si se expresan en miligramos (mg) por litro, pero no en ppm. En bajas concentraciones, mg/l es prácticamente igual en números a ppm. Una corrección para

la solución de peso específico o densidad en g/ml debe realizarse de la siguiente manera: ppm = mg/l dividido por la densidad de la solución (g/ml) % por peso = mg/l dividido por (densidad de solución x 10.000) = ppm dividido por 10.000 Por lo tanto, 316.000 mg/l de sal suele denominarse 316.000 ppm ó 31,6 por ciento que, para ser correcto, debería tener 264.000 ppm ó 26,4 por ciento, respectivamente. (Ppm or parts per million)

Precipitación.

Material que se separa de la solución o lechada en calidad de sólido. La precipitación de sólidos en un fluido de perforación puede darse luego de la floculación o coagulación en forma de capas continentales dispersas de arcillas rojizas, al agregar al fluido un agente floculizador. (Precipitation)

Prensaestopa.

Casquillo de empaque que se enrosca en el extremo superior de la cabeza de pozo, a través del cual opera el vástago de bombeo en un pozo en bombeo. Este dispositivo impide el escape de petróleo, al derivarlo a una salida lateral conectada a la línea de salida que conduce al separador de gas/petróleo o al tanque de almacenaje del yacimiento. (Stuffing box)

Preservativo. Generalmente paraformaldeido. Cualquier material utilizado para impedir que el almidón o cualquier otra substancia fermente por acción bactericida. (Preservative) Presión interior máxima que puede soportar el casing. La can-

tidad de presión que, cuando se aplica a una columna de casing, provoca que la pared del casing ceda. Esta presión es de importancia crítica cuando se está circulando una surgencia de gas al exterior, porque el gas que se dirige a la superficie se expande y ejerce más presión que la que ejerce en el fondo del pozo.. (Casing burst pressure) Ver surgencia

Presión. 1. Fuerza por unidad de área que se ejerce sobre una superficie (tal como la que ejerce un fluido contra la pared interior de un sistema contenedor o de tubería o la que ejerce una columna de gas sobre el cabezal de un pozo). En los Estados Unidos, la presión suele expresarse en libras por pulgada cuadrada (psi (bar)); mientras que en otros países, la unidad más común es el kilopascal (kPa). 2. Fuerza que ejerce un fluido (líquido o gas) cuando se encuentra aprisionado de alguna manera en un recipiente, tubería, hoyo en el suelo, etc., tal como la que se ejerce contra la pared interior de un tanque o la que ejerce el lodo de perforación en el fondo del pozo. A menudo se expresa en términos de fuerza por unidad de área, es decir, en libras por pulgada cuadrada (psi). (Pressure) Presión anormal. Presión poral que supera la presión resultante de la presión hidrostática ejercida por una columna vertical de agua cuya salinidad es normal para el área geográfica. (Abnormal Pressure) Presión de barras de sondeo.

Cantidad de presión que se ejerce sobre las barras de sondeo como resultado de la presión de circulación, del ingreso de presión de la formación al pozo, o de ambas. (Drill-pipe pressure)

Presión de casing. La presión acumulada en un pozo entre el casing y el tubing, o entre el casing y las barras de sondeo. Ver contrapresión. (Casing pressure) Presión de cierre en el fondo del pozo. Presión en el fondo de un pozo cuando las válvulas de superficie están completamente cerradas. La presión se debe a los fluidos de la formación en el fondo del pozo. (Shut in bottomhole pressure).

Presión de cierre interior de casing. Presión del fluido anular en el casing cuando se cierra un pozo. (Shut in casing pressure).

Presión de cierre interior de sondeo. Presión del fluido de perforación en el

interior del sondeo; se utiliza para medir la diferencia entre presión hidrostática y presión de formación cuando se cierra un pozo y se interrumpe el bombeo. (Shut in drill pipe pressure).

Presión de circulación. La presión generada por las bombas de lodo que se ejerce sobre la columna de sondeo. (Circulating pressure) Presión de circulación de caudal de ahogo. Presión de bombeo requerida

para circular un volumen de caudal de ahogo cuando no hay una surgencia. (Kill rate circulating pressure)

Presión de ensayo.

Presión de operación de un equipamiento que aporta un factor de seguridad. (Test pressure)

Presión de fondo de pozo.

Dependiendo del contexto, puede ser la presión que ejerce una columna de fluido contenida en un pozo, o la presión de formación a la profundidad de interés. (Bottom hole pressure)

Presión de fondo de pozo. Aumento

repentino de presión. En caso que la tubería o el casing se corran en el pozo demasiado rápido se producirá un aumento de la presión hidrostática, que puede resultar lo suficientemente grande como para provocar la pérdida de circulación. (Pressure surge)

Presión de formación. La fuerza que

ejercen los fluidos de una formación, registrada en el pozo al nivel de la formación con el pozo cerrado. también se la llama presión de reservorio o presión de cierre de fondo de pozo. *Ver presión de reservorio y presión de cierre de fondo de pozo. (Formation pressure)

Presión de reservorio.

La presión de un reservorio en condiciones normales. (Reservoir pressure)

Presión de trabajo.

El límite de presión establecido para una determinada pieza de equipamiento. (Working pressure)

Presión del estrangulador.

(Choke

pressure) Ver contrapresión.

Presión del pozo. Presión total que ejerce una columna de fluido sobre el pozo y/o contrapresión ejercida en la superficie. (Borehole pressure)

343

Presión diferencial. La diferencia de presión entre la carga hidrostática de la columna de fluido de perforación y la presión de la formación a una profundidad dada en el pozo. Puede ser positiva, cero, o negativa con respecto a la carga hidrostática. (Differential pressure) Presión final de circulación.

Presión de barras de sondeo que se requiere para circular al caudal de ahogo seleccionado, ajustada para contemplar el aumento de la densidad del fluido de ahogo por sobre la densidad original del fluido de perforación. Se utiliza desde el momento en que el fluido de ahogo llega al fondo de la columna de sondeo hasta el momento en que se termina la operación de ahogo o hasta que se modifica la densidad del fluido de ahogo o el caudal de ahogo. (Final circulating pressure)

Presión hidrostática.

La presión ejercida por una columna de fluido, generalmente expresada en libras por pulgada cuadrada. Para determinar la altura hidrostática a una profundidad dada en psi, se debe multiplicar la profundidad en pies por la densidad en libras por galón por 0.052. La altura hidrostática del agua dulce es de 0.433 libras por pie de altura (9,81 kPa por metro) . La fuerza ejercida por un volumen de fluido en reposo. La presión hidrostática es directamente proporcional a la densidad y profundidad del fluido. En perforación, este término describe a la presión ejercida por la columna de fluido en el pozo. *Ver Gradiente de presión - *Ver Altura hidrostática. (Hydrostatic pressure) (Hydrostatic head) (Hydraulic head)

Presión inicial de circulación.

Presión de barras de sondeo que se requiere para la circulación inicial al caudal de ahogo seleccionado mientras se mantiene la presión del casing en la válvula de cierre ; es numéricamente igual a la presión de circulación de caudal de ahogo más la presión de cierre de barras de sondeo. (Initial circulating pressure)

Presión mínima de fluencia interna. La menor presión interna a la cual se produce una falla (en la tubería). (Minimum internal yield pressure)

Presión normal. Presión de la formación equivalente a la presión que ejerce una columna vertical de agua con salinidad normal para el área geográfica. (Normal pressure) Presión poral (Presión de la formación). Presión que ejercen los fluidos

dentro del espacio poral de una formación. (Pore pressure)

Presión, caída de.

Pérdida de presión por la fricción que se produce al pasar fluido a través de una tubería o canería. (Pressure drop)

Presión, control de.

Comúnmente conocido como bajada de tubería contra presión (snubbing); bajar las herramientas y/o sacar el tubing bajo presión del pozo. (Pressure control)

Presión, gradiente de (normal).

Presión normal dividida por la profundidad vertical verdadera. (Pressure gradient, normal)

Presión, gradiente de. Cambio de presión en relación a la profundidad, generalmente expresado en libras por pulgada cuadrada por pie. Escala de diferencias de presión en la que se verifica una variación uniforme de la presión de punto a punto. Por ejemplo, el gradiente de presión de una columna de agua se aproxima a los 0.433 psi/ft de elevación vertical (9.79 kPa/m). El gradiente de presión normal en un pozo es equivalente a la presión que ejerce a una profundidad determinada una columna de 10% de agua salada extendida desde esa profundidad hacia la superficie. Es decir 0,465 psi/ft ó 10,51 kPa/m). (Pressure gradient)

es evitar el escape de presión, ya sea en el espacio anular entre el casing y el sondeo o en un pozo abierto (es decir, pozo sin barras de sondeo) en el curso de operaciones de perforación y terminación. El preventor de reventones está ubicado debajo del piso del equipo en instalaciones terrestres o en operaciones marítimas de “conjunto en superficie”, y sobre el lecho marino en operaciones de “plataforma submarina” o en equipos marítimos flotantes. Ver preventor anular de reventones y preventor de reventones con esclusas (Blowout preventer)

Presión, manómetro de.

nes que utiliza esclusas (arietes) para cerrar la presión del pozo, con o sin tubería. También se denomina preventor de esclusa (ariete). (Ram blowout preventer) Ver preventor de reventones y esclusa (ariete).

Instrumento para medir la presión del fluido, que registra la diferencia entre la presión atmosférica y la del fluido, e indica el efecto de tales presiones sobre elementos como una columna de líquido, un tubo Bourdon, un pistón pesado/ densificado, un diafragma u otro elemento sensible a la presión). (Pressure gauge) Ver tubo Bourdon.

Presión, pérdida de caída de.

Presión que se pierde en una tubería o espacio anular debido a la velocidad de circulación del líquido en esa tubería, a las propiedades del fluido,a las condiciones de la pared de la tubería y al alineamiento de la misma. En ciertos sistemas de mezcla de lodo dicha pérdida puede ser substancial. (Pressure drop loss)

Preventor anular de reventones.

Dispositivo que se suele instalar por encima de los preventores de esclusas que se utiliza para controlar la presión de la cabeza de pozo. La compresión de un elemento empaquetador de caucho reforzado mediante presión hidráulica acciona el dispositivo, el cual actúa como sello. Un preventor anular estándar permitirá bloquear la presión anular, la presión de pozo abierto, y la bajada/sacada de tubería/o barras de sondeo, al la vez que contiene la presión del pozo. (Annular blowout preventer)

Preventor de cable alambre.

Preventor de esclusas de operación manual adaptado especialmente para cerrase sobre un cable/alambre. (Wireline preventer)

Preventor de esclusa (ariete) de tubería. BOP que utiliza esclusas (arietes)

de tubería como elementos de cierre. (Pipe ram preventer) Ver Esclusa de tubería (pipe ram).

Preventor de esclusa.

También conocido como preventor de reventones de esclusa (ariete). (Ram preventer) Ver preventor de reventones de esclusa (ariete).

Preventor de esclusas ciegas.

Preventor de reventones en el que los elementos de cierre son esclusas ciegas. (Blind ram preventer)

Preventor de reventones de esclusa (ariete). Preventor de revento-

Preventor de reventones de tipo dardo. Preventor de reventones que se ins-

tala en el extremo superior de la columna de sondeo cuando la surgencia asciende por la misma. Se lo enrosca en posición abierta y se cierra contra la presión. La válvula de cierre tiene forma de dardo, y a eso se debe su nombre. (Dart-type blowout preventer) Preventor de reventones interior (interno) - Válvula instalada en la columna de sondeo que se utiliza para evitar un reventón en el interior de la columna. De esta manera, solo es posible el flujo descendente, lo que permite bombear lodo al interior pero impide que el flujo vuelva hacia arriba por la columna. También se lo llama Preventor de reventones interno (IBOP). (Inside blowout preventer) (Internal blowout preventer)

Preventor de reventones submarino. Preventor de reventones ubicado en el lecho marino que se utiliza en equipos flotantes de perforación marina. (Subsea blowout preventer)

Preventor interno. También llamado preventor de reventones interno”. Válvula de retención colocada en la columna de sondeo, que permite la circulación descendente pero que impide que el flujo ascienda. (Internal preventer) Preventores de cable alambre. Preventores que se instalan en el extremo superior del pozo o de la columna de sondeo como medida de precaución durante las maniobras con cable/alambre. La empaquetadura del preventor esta diseñada para cerrarse sobre cable/alambre. (Wireline preventers)

Producción. 1. Fase de la industria petrolera que se ocupa de traer los fluidos del pozo a la superficie y separarlos, almacenarlos, medirlos y otras actividades destinadas a preparar el producto para la tubería. 2. Cantidad de petróleo o producido en un período determinado. (Production)

Preventor de esclusas de corte - Preventor de reventones que utiliza esclusas (arietes) de corte como elementos de cierre. Ver esclusa de corte. (Shear ram preventer).

Producción bruta.

Preventor de reventones.

Producción comercial. Producción de una cantidad suficiente como para justificar

Equipo instalado en la cabeza de pozo, cuya función

La producción total de un pozo o una concesión durante un período de tiempo específico. (Gross production)

Glosario


el mantenimiento en producción de un pozo. (Commercial production)

Producción inicial. Alto caudal de flujo proveniente de un pozo recién perforado. (Flush production) Producción permisible/producción regimentada. Cantidad de gas o

petróleo que se produce de un pozo por unidad de tiempo. En aquellos estados en que se utiliza producción prorrateada, esta cifra la establece el organismo local de conservación. (Allowable)

Producción, empaque de.

Cualquier empaquetador (packer) que presente un diseño tal que le permite sellar el área entre el tubing y el casing durante la producción. (Production packer)

Producción, equipo de.

Conjunto portátil de aparejos para servicios y reparaciones que suele montarse sobre ruedas y se autoimpulsa. Unidad de servicios de pozo que consiste en un gancho y un motor que se arma sobre un chasis a rueda con un mástil autoelevadizo. Un equipo de reparación consta básicamente de los mismos elementos, más una subestructura con mesa rotary, bomba, piletas y otros dispositivos auxiliares que permiten la operación o el funcionamiento de una columna de perforación. (Production rig)

Producción, prueba de.

Prueba del potencial de producción del pozo, que suele realizarse durante la fase inicial de terminación. (Production test)

Producción, sello de.

Aplícase la misma definición de conjuntos de niple empaquetador (seal nipple). (Production seal unit)

Producción, tanque de. Tanque que se utiliza en el campo para recibir petróleo crudo tal como sale del pozo; también denominado tanque de flujo o de arrendamiento. (Production tank) Ver tanque de flujo. Producción, tubing de. Columna de tubing utilizada para producir el pozo, que facilita el control de pozos y la preservación de energía. (Production tubing) Productos de floculación. Grupos de agregados o partículas en suspensión sometidas a rompimiento por agitación y sacudida normales y que en reposo recuperan su antigua forma.(Flocculates)

Productos químicos.

En la terminología de los fluidos de perforación, un producto químico es todo aquel material que modifica la viscosidad, el punto de fluencia, la resistencia del gel, la pérdida de fluido y la tensión superficial. (Chemicals)

Profundidad total (PT). La extensión o profundidad máxima a la que se llega en un pozo. (Total depth [TD])

Programa de lodo. Plan o procedimmiento que se delinea o que se sigue con respecto al tipo y a las propiedades del fluido de perforación que se utilizará en la perforación de un pozo teniendo en cuenta la profundidad. Algunos factores que influyen sobre el programa de lodo son el programa de casing

Glosario


y características de la formación tales como el tipo, la competencia, la solubilidad, la temperatura, la presión, etc. (Mud program)

Prolongación

para

fresadora.

Unión provista espaciadora que se utiliza para aportar el diámetro y la longitud adicionales que se requieren para la utilización de una fresadora estándar. (Mill-out extension)

Propano.

Hidracarburo de parafina (C3H8), es decir, gas en condiciones atmosféricas normales pero que, bajo presión, se lícua con facililidad. Se trata de un constituyente de GLP (gas licuado de petróleo (en inglés, LPG = Liquefied petroleum gas). (Propane) Ver gas licuado de petróleo.

Prorrateo. Sistema puesto en vigor por parte de un organismo estatal o mediante acuerdo entre los operadores que consiste en limitar la cantidad de petróleo que puede producirse de un pozo o yacimiento dentro de un período de tiempo determinado. (Proration) Protector de casing.

Niple corto y roscado que se enrosca en el extremo abierto de la cupla y por encima de la sección roscada para proteger a las roscas contra daños y acumulación de tierra. También se lo llama protector de rosca y está hecho de acero o plástico. Ver protector de rosca. (Casing protector)

Prueba de empaque. Prueba de presión del fluido del casing. También denominado prueba de Copa. (Packer test) Prueba piloto.

Método que se utiliza para predecir el comportamiento de los sistemas de lodo al mezclar pequeñas cantidades y aditivos del mismo, y luego proceder a verificar los resultados. (Pilot testing)

Puente. Obstrucción en el pozo formada por una intrusión de formaciones del subsuelo. (Bridge) Puerta en V.

Apertura a nivel del suelo en uno de los lados de una torre o mástil. Esta puerta está ubicada frente al cuadro de maniobras y se utiliza para barras de sondeo, casing y otras herramientas desde la plataforma para caños. El nombre proviene del viejo diseño de las torres, en las cuales esta abertura tenía la forma de una V invertida. (V-door)

Punto congelado.

La profundidad a la que se atascó el tubing, el casing o las barras de sondeo. Ver indicador de punto libre. (Freeze point)

Punto de anilina.

La temperatura más baja a la cual volúmenes iguales de anilina recién destilada y un petróleo que está siendo analizado se mezclan por completo. Este análisis sirve para determinar las características del petróleo (parafínico, nafténico, asfáltico, aromático, (mid-continent), etc.) El punto de anilina de los diesel o de los crudos utilizados en lodos de perforación también sirve para determinar el deterioro que estos materiales pueden provocar al caucho natural o sintético. Mientras más bajo es el punto de anilina de un petróleo, más grave suele ser el daño a las piezas de caucho. (Aniline point)

Punto de aprisionamiento.

Profundidad a la cual se encuentran atascadas las

barras de sondeo, el tubing o el casing. (Stuck point)

Punto de fluencia. En terminología de fluidos de perforación, el punto de fluencia es el valor de fluencia (véase). De las dos expresiones, la más habitual es “punto de fluencia”. (Yield point) Punto final .

Indica el final de una operación o el punto en que se observa un cambio definido. En la titulación titrado este cambio suele manifestarse como un cambio de color de un indicador que se le agrega a la solución o como la desaparición de un reactivo de color. (End point)

Punto libre.

La profundidad a la que se encuentra una tubería atascada en el pozo o, más específicamente, la profundidad de un punto que está justo arriba del caño atascado. (Free point)

Puntos.

Método que se utiliza para indicar la carga o fuerza del gancho, lectura del indicador del equipo; 1 punto = 1.000 libras. (Points)

Punzado. Punzados en el casing para la invasión de hidrocarburos y de gas. Punzado a chorro.

Crear un orificio que atraviese el casing mediante la detonación de una carga moldeada de poderosos explosivos en lugar de utilizar un cañón que dispare proyectiles. Las cargas se bajan por el pozo hasta la profundidad deseada. Una vez detonadas, las cargas emiten chorros cortos y penetrantes de gases a altas velocidades que agujerean el casing, el cemento y la formación hasta cierta distancia. Luego los fluidos de la formación fluyen al interior del pozo a través de estos punzados. *Ver punzador a balas y punzado con cañón. (Jet-perforate)

Punzador.

Dispositivo tubular que se baja a una profundidad determinada, donde dispara un proyectil que atraviesa el casing para crear orificios por los que puedan ingresar los fluidos de la formación. (Bullet perforator)

Punzador de casing.

Punzador que se baja dentro de columna de casing. (Casing gun)

Punzamiento.

Agujero realizado en el casing, en la cementación y en la formación a través del cual los fluidos de la formación ingresan al pozo. Se suelen realizar varias perforaciones a la vez. (Perforation)

Punzar.

Agujerear la pared del casing y de cemento para realizar punzamientos a través de los cuales los fluidos de perforación puedan penetrar al espacio anular entre el casing y la pared del pozo. El punzamiento se lleva a cabo bajando un cañón de punzamiento al pozo o una punzadora, que dispara balas de detonación eléctrica o cargas moldeadas desde la superficie. (Perforate) Ver cañón de punzamiento.

Punzar con cañón.

Agujerear el casing y el cemento colocados a través de una formación productiva. Un método habitual de terminación de pozo consiste en fijar el casing atravesando la formación productiva y cementarlo. Luego se baja un cañón de punza-

miento que lanza unos chorros poderosos de fuego de alta energía o dispara proyectiles de acero (balas) para atravesar el casing y el cemento y llegar a la zona productora. Los fluidos de la formación fluyen por los punzados al interior del pozo. Ver perforación a chorro y cañón de punzamiento. (Gun perforate)

Purga. Liberación controlada de fluidos de un sistema cerrado y presurizado, con el fin de reducir la presión. (Bleeding)

Raspador. Dispositivo que se utiliza para acondicionar la boca del pozo. (Scratcher) Rastros durante la perforación.

Indicios de gas o petróleo por perforación de una formación. El petróleo o gas contenidos en la formación se mezclan con el lodo que se circula a la superficie cuando la presión de la formación apenas supera a la presión hidrostática de la columna de lodo. (Drilled show)

Realizar agujero.

(Bleeding-off)

Operaciones de perforación; término común que se aplica a la bajada de casing o de tubería. (Making hole)

Purgar.

Liberar líquido o gas, por lo general lentamente, a través de una válvula llamada purgador/grifo de purga. Purgar (bleed down o bleed off) significa liberar lentamente la presión de un pozo, o de equipamiento que esté bajo presión. (Bleed)

Receptáculo de sello de casing.

PV (TD - Total depth - Tool depth). Profundidad verdadera - Profundi-

Reciprocar. Mover la columna de sondeo hacia arriba y hacia abajo en el interior del pozo en tramos cortos y sin rotación. Si esta maniobra se realiza en forma descuidada, se pueden provocar oleadas de presión que podrían desencadenar una fractura de la formación y la consiguiente pérdida de circulación. (Spud)

Purga. Evacuación de la presión de un pozo.

dad de la herramienta. (TD)

Q

Sustituto de casing que contiene un sello y una rosca izquierda, que se utiliza como adaptador entre tamaños diferentes de casing para funcionar como anclaje de tubing. (Casing seal receptacle)

Quebracho.

Recorredor.

Quemar. Utilizar una fresa para eliminar el

Recortes. Fragmentos de roca que se

Un aditivo de los fluidos de perforación que se utiliza en gran medida para el adelgazamiento o dispersión, y permite controlar la viscosidad y la tixotropía. Se trata de un extracto critstalino del árbol del quebracho que contiene fundamentalmente ácido tánico. (Quebracho) área exterior de una herramienta permanente de interior de pozo. (Burn-over)

Queso.

Término vulgar que habitualmente se usa para describir una floculación del lodo de moderada a severa debida a contaminantes diversos; también llamada (“gelledup”), gelificación. (Clabbered)

Quietud. Estado de reposo o quietud (estar fijo). Estático. (Quiescence)

R Radiación ultravioleta. Ondas de radiación más cortas que las ondas azul-violeta del espectro. El petróleo crudo, los destilados coloreados, los residuos, algunos fluidos de perforación y ciertos minerales y productos químicos se tornan fluorescentes en presencia de la radiación ultravioleta. Cuando estas substancias se hallan presentes en el lodo de perforación pueden hacerlo fluorescente. (Ultraviolet light) Radical.

Dos o más átomos que se comportan como una unidad química simple, es decir, como un átomo; por ejemplo, sulfato, fosfato, nitrato. (Radical)

Rascador de cañería.

Herramienta de cuchillas que se utiliza para raspar residuos del interior del casing. Se baja con tubing o con el sondeo. (Casing scraper)

Empleado de la empresa petrolera que se ocupa de los pozos en producción. Se encarga de la supervisión de un número indeterminado de pozos, asegurando una producción continua, preparando informes, haciendo pruebas, tomando mediciones, etc. (Pumper)

desprenden por la acción del trépano, traídos a la superficie por el lodo de perforación. Los geólogos analizan muestras lavadas y secas de los recortes para obtener información acerca de las formaciones que se están perforando. (Cuttings)

Rectificador.

Herramienta utilizada en perforación para alisar la pared del pozo, agrandar el diámetro del pozo hasta el tamaño especificado, estabilizar el trépano, enderezar el pozo en caso de encontrar torceduras de cables o dobleces, y perforar en forma dirigida. (Reamer) Ver rectificar una perforación.

Rectificar una perforación.

Alargar el pozo perforando nuevamente con una mecha especial. Por lo general, el barreno de fondo se rectifica o abre hasta alcanzar el mismo tamaño del pozo. (Ream) Ver Barrreno de fondo.

Recuento. Medición y registro de la extensión de barras o tubing que se saca de un pozo antes de apilarlos en plataforma. (Tally)

Recuperación

primaria. Producción de petróleo en la que sólo las fuentes de energía natural del reservorio facilitan la circulación de los fluidos del pozo. (Primary recovery)

Reflujo. Fluidos que retroceden en el pozo. (Flowback)

Refracturación.

Fracturar nuevamente una formación. (Refracturing) Ver fractura de la formación.

345

Regalía.

Parte del petróleo, gas o minerales, o su valor en efectivo, que paga el arrendatario al propietario o a quien haya adquirido la posesión de los derechos de regalía, basándose en determinado porcentaje de la producción bruta obtenida en la propiedad. (Royalty)

el rendimiento, las arcillas se clasifican como: bentonita, de alto rendimiento, de bajo rendimiento, etc. Consultar procedimientos en API RP 13B. (Yield)

Registrador del peso del lodo.

cabo una o más de una variedad de operaciones de reacondicionamiento en un pozo de petróleo en producción, para tratar de aumentar la producción. Ejemplos de operaciones de reparación: Profundización, retrotaponamiento, sacada y recolocación de tuberías auxiliares de revestimiento (liners), inyección de cemento a presión, etc. (Workover)

Instrumento instalado en el sistema de lodo registra en forma mecánica el peso del lodo. (Mud weight recorder)

Registrador del volumen de pileta. Medidor que se encuentra en el lugar

del perforador y registra la información proveniente del indicador del nivel de la pileta. (Pit-volume recorder)

Registro de control de la profundidad de punzamiento. Registro

especial de radioactividad que mide la profundidad de cada collar de casing. Una vez que se conoce la profundidad de los collares es fácil determinar la profundidad exacta de la formación a perforar al trazar una relación recíproca a la profundidad del collar del casing con la profundidad de la formación. (Perforating depth control log)

Regulador.

Instrumento que reduce la presión o el volumen del fluido que circula por una línea y mantiene la presión o volumen a un nivel determinado. (Regulator)

Relación de apertura.

Relación existente entre la presión necesaria para abrir el preventor y la del pozo debajo de las esclusas (arietes). (Opening ratio)

Relación gas-petróleo.

Medida del volumen de gas producido con el petróleo, expresada en pes cúbicos por barril, o en metros cúbicos por tonelada métrica, o en metros cúbicos por metro cúbico. (Gas-oil ratio)

Relevamiento acústico.

Método de perfilaje de pozos que, al medir el tiempo que tardan los impulsos sonoros en viajar una distancia dada a través de la roca, permite estimar la porosidad de la roca de una formación y el tipo de fluido que contiene. Este proceso también se denomina perfilaje sónico. Ver perfilaje sónico. (Acoustic survey)

Relevamiento de la aislación de cemento. (CBL) Método de relevamiento

acústico o perfilaje sónico que registra la calidad o dureza del cemento que se encuentra en el espacio anular, y que se usa para ligar el casing a la formación. Un casing que está bien ligado a la formación transmite una señal acústica con rapidez, mientras que un casing que no está bien ligado transmite la señal con lentitud. (Cement bond survey)

Relevamiento por cable/alambre. Término genérico que se suele utilizar

para referirse a toda operación de perfilaje que se realiza en un pozo. (Wireline survey) Ver perfilaje.

Rendimiento.

Término que define la calidad de una arcilla al describir el número de barriles de una lechada con determinado valor en centipioses se pueden obtener de una tonelada de arcilla. Tomando como referencia

Reología.

Ciencia que se ocupa de la deformación y la circulación de agua. (Rheology)

Reparar. Llevar a

Reperforable.

Resistividad. Resistencia eléctrica al paso de una corriente, que se expresa en ohmímetros; la recíproca de conductibilidad. Los lodos de agua dulce se suelen caracterizar por su alta resistividad, mientras que los lodos de agua salada, por su baja resistividad. (Resistivity)

(GLR)

Resorte de arrastre.

Roca reservorio. Roca permeable que contiene petróleo o gas en cantidad considerable. (Reservoir rock)

Resorte de fricción que proporciona un “arrastre” en el D.I. del casing lo que brinda un punto de apoyo para las herramientas, centralización, y/o resistencia a la rotación. (Drag spring)

Retardador.

Compuesto químico (por ejemplo, yeso, tanato de sodio calcificado, etc.) que se utiliza para prolongar el espesamiento, fijación o el tiempo de endurecimiento de los cementos de pozos petrolíferos. Opuesto a un acelerador. (Retarder)

Relativo a empaquetadores (packers) y otras herramientas que se dejan en el pozo para ser eliminadas luego con el trépano. El equipo reperforable está hecho de fundición, aluminio, plástico, o algún otro material blando y frágil. (Drillable)

Retenedor. Empaquetador de inyección de cemento perforable que provee un control de flujo positivo. (Retainer)

Resina.

Retenedor de cemento.

Complejo semisólido o sólido, mezcla amorfa de compuestos orgánicos que no tiene un punto de ebullición definitivo ni tendencia a cristalizarse. Las resinas pueden ser un conjunto de materiales compuestos que se puede agregar a los fluidos de perforación para conceder propiedades especiales al sistema, a la pared de revoque, etc. (Resin)

Resistencia al corte.

Medición del valor de corte del fluido. Esfuerzo cortante mínimo capaz de producir deformación permanente. Ver fuerza del gel. (Shear strength).

Resistencia de gel. capacidad, o medida de la capacidad, de un colide de desarrollar y mantener estado de gel. La resistencia de gel de un fluido de perforación determina su capacidad de mantener sólidos en suspensión. A veces se agrega bentonita y otras arcillas coloidales a los fluidos de perforación para aumentar su fuerza gel. La resistencia de gel es una unidad de presión que se suele expresar en libras/100 pies cuadrados. Es una medida de las mismas fuerzas interpartículas de un fluido que se determinan por el punto de fluencia, con la diferencia de que la resistencia gel se considera bajo condiciones estáticas, mientras que el punto de fluencia se considera bajo condiciones dinámicas. Las mediciones habituales de resistencia gel son la resistencia de gel inicial y la fuerza gel a 10 minutos. (Véase). Ver corte, medidor de fuerza de corte y Tixotropía. (Gel strength) Resistencia de gel a 10 minutos.

La resistencia de gel de un fluido a 10 minutos es la lectura máxima de un viscosimetro de lectura directa luego de que el fluido permanece en reposo por 10 minutos. La lectura se expresa en libras/100 pies cuadrados. *Ver API RP 13B para detalles de procedimiento del ensayo. (Gel strength, 10-min)

Resistencia de gel inicial.

La resistencia de gel inicial de un fluido es la lectura máxima de un viscosímetro de lectura directa luego de que el fluido permanece en reposo por 10 segundos. La lectura se expresa en libras/100 pies cuadrados. *Ver API RP 13B para detalles de procedimiento del ensayo. (Gel strength, Initial)

Glosario


Roca de Sello. 1. Roca impermeable que

recubre un reservorio de petróleo o de gas que tiende a impedir la migración de petróleo o de gas al exterior del reservorio. 2. El estrato poroso que recubre a los domos de sal que puede servir como roca de reservorio. (Cap rock)

Romper la circulación. Poner en funcionamiento la bomba de lodo para restaurar la circulación de la columna de lodo. Dado que la columna de fluido de perforación, estancada, se gelifica durante el período en que no circula, generalmente se requiere una bomba de alta presión para comenzar la circulación. (Break circulation) Rosca trapezoidal.

Conexión roscada

especial. (Buttress)

Empaquetador perforable permanente. (Cement retainer)

Rota tapón. Herramienta utilizada para fresar sobre retenedores de tapones puente/ cemento, al tiempo que se recuperan los residuos una vez fresados. (Plug pucker)

Retrotaponar.

Rotar.

Colocar cemento en o cerca del fondo del pozo para excluir el agua del fondo, desviar el pozo o comenzar la producción. Puede realizarse mecánicamente mediante cable, tubing o barra de sondeo. (Plug back)

Reventón. 1- Afluencia descontrolada de gas, petróleo u otros fluidos de un pozo a la atmósfera u a otra zona. Un reventón, o pozo surgente, ocurre cuando la presión de la formación excede la presión ejercida por la columna de fluido de perforación. Una surgencia es una advertencia de que se está por producir un reventón. Ver presión de formación, pozo surgente y surgencia. 2. Blowout - Expulsar una cantidad de agua y vapor de una caldera para disminuir la concentración de minerales. (Blowout) Reventón subterráneo.

Flujo descontrolado de fluidos de formación desde una zona de subsuelo a otra zona de subsuelo. (Underground blowout)

Reversión. Cuando un fluido de perforación se comporta de manera opuesta a la que se pretendía. Se dice que una emulsión de agua en petróleo sufre una inversión cuando se invierten las fases continua y dispersa. (Flipped) Revertir. Desplazar el fluido del pozo de regreso hacia la superficie; desplazar el volumen de tubing hacia la pileta. (Reversing out) Revoque.

1. Sólidos de lodo que deposita por filtración el fluido de perforación en la pared permeable del pozo. 2. Los sólidos en suspensión que se depositan en un medio poroso durante el proceso de filtración. *Ver también consistencia de la torta. (Filter cake)

Revoque de pared.

Material sólido depositado a lo largo de las paredes del pozo como resultado de la filtración de la parte fluida del lodo a la formación. (Wall cake)

RGL. Relación gas-petróleo. Gas-liquid ratio

Eliminar una herramienta permanente de interior de pozo mediante trépano para formaciones duras o trépano común. (Drill-out)

Rotar cemento.

Operación durante el procedimiento de perforación por la cual se perfora el cemento del casing antes de seguir perforando o antes de intentar la terminación. (Drilling out)

Rotary. Maquinaria utilizada para dar potencia/fuerza de rotación a la barra de sondeo, provocando así un movimiento vertical de la tubería para la perforación rotatoria. Las modernas maquinarias rotary presentan un componente especial, el buje rotativo, para hacer girar el buje del vástago y lograr el movimiento vertical del vástago mientras el sondeo gira. Ver perforación rotatoria, buje maestro y buje del vástago. Rotura de emulsión.

Aparición de petróleo en la superficie del lodo cuando este petróleo había sido combinado previamente en emulsión con el lodo. (Breakout, oil) Rotura por torsión - 1. Dícese de barras de sondeo o portamechas que se parten o se rompen como consecuencia de la fatiga del metal de la tubería o por mal manejo. 2. Rotura de una unión de barras por aplicación de un esfuerzo excesivo por parte de la mesa rotativa. (Twist-off)

RTTS. Nombre comercial de una herramienta de inyección recuperable.

S Sacada de tubería bajo presión del pozo. Sacar el sondeo cuando el pozo

está cerrado por causa de una surgencia. (Stripping out)

SAL.

Separador de agua libre. Free water knokout (FWKO)

Glosario


Sal. En la terminología de lodos, la palabra sal se aplica al cloruro de sodio (NaCl). En términos químicos, también se aplica a cualquiera de los elementos de una clase de compuestos similares que se forma cuando el ácido de hidrógeno de un ácido se reemplaza en parte o en su totalidad por un radical de metal o metálico. Las sales se forman por acción de los ácidos sobre los metales, o de los óxidos e hidróxidos, en forma directa con amoníaco, y de otras formas. (Salt) Salmuera.

Agua saturada de sal común, o que tiene una alta concentración de sal común (cloruro de sodio), asimismo, toda solución salina que contenga otras sales, tales como cloruro de calcio, cloruro de zinc, nitrato de calcio, etc. (Brine)

Saturación de fluido.

La cantidad de volumen poral de roca de reservorio ocupado por agua, petróleo o gas, que se mide en un análisis de testigo normal. (Fluid saturation)

SB o SB y A. Sedimento de base, o sedimento de base y agua.(BS or BS & W) Schlumberger.

Una de las empresas pioneras en el perfilaje eléctrico de pozos, cuyo nombre se debe a un científico francés que desarrolló el método por primera vez. Hoy en día, muchas compañías brindan servicios de perfilaje de todo tipo.

SDP. Sacada del pozo. (Pull out of hole )(POOH) Secuestro.

Formación de un complejo estable de calcio, magnesio y hierro por tratamiento de agua o lodo con ciertos fosfatos complejos. (sequestration)

Segmento de cuña. Un componente simple de un sistema completo de cuñas. (Slip segment). Seguridad, factor de.

Dentro del contexto de este glosario, un paulatino aumento de la densidad del fluido de perforación, que supera la que los cálculos estiman necesaria para una formación surgente. (Safety factor)

Seguridad, grampa de.

Instrumento utilizado para sostener una sarta de varillas luego de haber espaciado la bomba o cuando se debe quitar el peso de la sarta del equipo de bombeo. (Safety clamp)

Seguridad, junta de.

1. Conexión o unión roscada de una columna de tubing con roscas gruesas u otras características especiales que provocarán su desconexión antes que las otras conexiones de la columna. 2. Accesorio que se coloca sobre la herramienta de pesca. En caso de no poder separar la herramienta de la tubería zafada y perdida, la junta de seguridad facilita el desprendimiento de la columna de tubería que se encuentra sobre la junta de seguridad. Por lo tanto, tanto una parte de la junta de seguridad como la herramienta adosada a la tubería rescatada permanecen en el pozo y pasan a formar parte de esa tubería rescatada. (Safety joint)

Seguridad, válvula de.

Válvula que se agrega a la tubería para detener de inmediato la circulación desde el pozo. (Safety valve)

Sellado a bola. Obturación de punzados abiertos con esferas selladoras. (Ballout) Sello plano. Con este sello, el sellado se logra por deformación de una placa o superficie plana (lámina). (Face seal) Sensor de flujo del lodo.

También llamado indicador de flujo del lodo. *Ver indicador de flujo del lodo. (Mud flow sensor)

Separador.

1. recipiente cilíndrico o esférico utilizado para aislar los distintos tipos de fluidos. Ver *separador de petróleo y agua. 2. Tanque de almacenamiento en superficie que se utiliza para separar petróleo de agua. (Separator)

Separador de agua libre.

Recipiente vertical u horizontal por el que se circula petróleo o emulsión para poder separar el agua que no se haya emulsificado con el petróleo (agua libre). (Free-water knockout)

Separador de gas del lodo.

Dispositivo que separa el gas libre del lodo que proviene del pozo cuando se circula una surgencia al exterior. (Mud gas separator)

Separador de petróleo y gas.

Aparato del equipo de producción utilizado para separar los componentes líquidos de los gaseosos de la corriente del pozo. Los separadores pueden ser verticales u horizontales, con forma cilíndrica o esférica. La separación se cumple fundamentalmente por gravedad: los líquidos más pesados caen al fondo del pozo y el gas sube hasta la parte superior. Una válvula de flotación u otro tipo de control de nivel de líquidos regula el nivel de petróleo en el fondo del separador. (Oil and gas separator)

Servicio de pozos.

Trabajos de mantenimiento que se llevan a cabo en un pozo de gas o de petróleo para mejorar o mantener la producción de una formación que ya está produciendo. Generalmente, implica reparaciones de bomba, de varillas, de válvulas de gas-lift, de tubing, de empaquetadores, etc. Todo lo relacionado con el trabajo de servicio de pozos, como por ejemplo, una compañía de servicio de pozos. (Well servicing)

Simple. 1. Unión de barra de sondeo. Comparar doble, triple y cuádruple. 2. Término aplicado a terminaciones de una zona. (Single). Sinergía, propiedades sinérgicas.

Termino que se aplica al efecto que se obtiene mediante la utilización simultánea de dos o más productos con el objetivo de obtener un resultado determinado. El resultado de esta combinación no es una suma, sino una multiplicación de los efectos de cada producto. (Synergism, synergistic properties)

Sismógrafo.

Instrumento para la detección de vibraciones del terreno, utilizado en prospección de estructuras geológicas factibles de almacenar petróleo. Las vibraciones se originan mediante la detonación de explosivos en pozos de poca profundidad o bien mediante golpes fuertes en la superficie. El tipo y velocidad de las vibraciones registradas por el sismógrafo indican las características generales del corte de terreno a través del cual pasan las vibraciones. (Seismograph).

Sistema de control y operación del preventor de reventones (Unidad de cierre). El conjunto de

bombas, válvulas, líneas, acumuladores y otros componentes necesarios para abrir y cerrar el equipamiento del preventor de reventones. (Blowout preventer operating and control system [Closing Unit])

Snubber. Instrumento que fuerza en forma hidráulica la tubería o herramientas dentro del pozo contra presión. 2. Instrumento dentro de algunos ganchos que actúa absorbiendo impacto al eliminar la acción de rebote de la tubería cuando se la levanta. Ver bajar bajo presión del pozo (Snubber). Sobrebalance. Cantidad de presión que excede la de la formación por acción de la presión que ejerce el cabezal hidrostático del fluido en el pozo. (Overbalance) Sobrecarrera.

1. Término que se utiliza para describir las condiciones en las que un fluido baja por el pozo a una velocidad superior a la de bombeo. 2. En relación a cables de acero, intento de extraerlos del pozo a una velocidad superior a la de expulsión de las herramientas de cable de acero, debido a una presión inesperada. 3. Intento de vaciar con una bomba el influjo de gas antes de que la expansión de éste reduzca la presión que provoca la surgencia del pozo. (Out running)

Sobrepeso. 1. Presión de la corteza terrestre en una formación. Para fines prácticos, suele considerarse la cantidad de un psi por pie de profundidad. 2. Las capas de roca que se encuentran por encima del estrato de interés a perforar. (Overburden) Sobretracción. Ejercer sobre la tubería una tracción superior a la de su peso, tanto en el aire como en el fluido. (Overpull) Soda cáustica.

Ver Hidróxido de sodio. (Caustic or Caustic Soda)

Sodio.

Uno de los elementos metales álcali con una valencia de 1 y número atómico cercano a 23. Numerosos compuestos de sodio se utilizan como aditivos a los fluidos de perforación. (Sodium).

Sol . Término genérico para las dispersiones

Solución saturada. Se considera que una solución está saturada cuando contiene la mayor cantidad de solución que pueda retener a una determinada temperatura. A 68º F, se requieren 126,5 lb/bbl de sal para saturar 1 bbl de agua dulce. (Saturated solution) Ver sobresaturación (Supersaturated) Soluto Substancia que se disuelve en otra (solvente). (Solute) Solvente. Líquido que se utiliza para disolver una substancia (soluto). (Solvent)

Sonda.

Herramienta de perfilaje, especialmente el instrumento en el conjunto de perfilaje que registra y transmite datos de la formación. (Sonde).

Sonda de presión. Herramienta que se utiliza para determinar si existe alguna filtración de gas en el tubing de un pozo de gas lift. En caso de haber una filtración en el tubing, la presión en el espacio anular va a ser igual a la del tubing. (Pressure probe) Sonda para cable alambre.

Herramienta de diagnóstico que se utiliza para determinar la ubicación de una fuga de gas en un pozo de elevación por gas-lift. (Wireline probe)

Sondeo.

Todos los compoenentes de un montaje que se utiliza para perforar con el método rotativo, desde la cabeza de inyección hasta el trépano, incluyendo el vástago de perforación, las barras de sondeo, las cuplas de herramientas, los portamechas , estabilizadores, y otros elementos relacionados. (Drill stem)

Sondeo aprisionado.

Inmovilización de involuntaria de barras de sondeo, portamechas, casing o tubing en el interior del pozo. Puede ocurrir durante la perforación, cuando se esta bajando casing o cuando se están sacando las barras de sondeo (Stuck pipe)

Soporte. Ver agente soporte. SOURING. Término que se

utiliza comúnmente para significar fermentación. (Souring).

Spider/Grapa a cuñas para tubing. Dispositivo con cuñas que se utiliza

coloidales, a diferencia de las soluciones verdaderas. (Sol)

para impedir que el tubing se caiga al interior del pozo cuando se está desenroscando y apilando una unión. (Tubing spider) Ver cuñas.

Soldadura autógena. Método para unir

Spotting. Acción de desplazar fluido hacia

componentes de acero en el cual se utiliza un soldador con una mezcla de gas acetileno y oxígeno para obtener las altas temperaturas necesarias para soldar. (Acetylene welding)

Solubilidad.

El grado al que se disuelve una substancia en un solvente determinado. (Solubility)

Solución. Mezcla de dos o más componentes que forman una fase homogénea única. Ejemplos de soluciones son los sólidos disueltos en líquido, líquido en líquido, o gas en líquido. (Solution) Solución normal. Solución que contiene una concentración equivalente a un gramo de una substancia por litro de solución. (Normal solution)

abajo por el tubing hasta un punto específico del pozo. (Spotting)

Spud in.

Iniciar la perforación del pozo.

(Spud in)

Spudder. 1. Barco de perforación. 2. Equipo portátil de perforación con herramientas de cable, que a veces se instala en un camión o en un trailer. (Spudder) Spudding in.

Acción de comenzar las operaciones de perforación de un pozo nuevo. (Spudding in)

Squeezing.

Bombear fluido por un lado del sistema de flujo compuesto por las barras de sondeo/espacio anular con el otro lado cerrado para que no haya un rebosamiento. (Squeezing)

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SSV. Surface Safety Valve - Válvula de seguridad de superficie. (SSV) Stinger. Extensión tubular o cilíndrica de diámetro relativamente pequeño que sobresal de una herramienta de pozo abajo y que ayuda a guiar la herramienta a un lugar determinado (por ejemplo, el centro de una tubería atascada. (Stinger) Stinging-in. Bajada de barras/tubería por el interior de una herramienta de pozo abajo. (Stinging-in) String shot (también llamado Prima-Cord). Dispositivo explosivo pro-

visto de una primacord?, es decir, una mecha cubierta de tela con un núcleo de explosivos muy potentes, que se utiliza para hacer tijera por explosión en el interior de barras/tubing atascados y así desenroscar la tubería en la unión que se encuentra inmediatamente por encima del punto en que se atascó. (String shot) Ver disparo.

Sub elevator. Pequeño accesorio del equipamiento de traslado de varillas de bombeo que levanta las varillas una vez que se las desenrosca de la columna y que luego las transfiere al colgador de varillas. También realiza el procedimiento inverso durante la bajada. (Sub elevator) Ver equipamiento de traslado de varillas.

de las fracciones de petróleo crudo. Su peso específico es de 1,189 y es extremadamente tóxico y corrosivo. (Hydrogen sulfide)

Supersaturación. Existe supersaturación cuando una solución contiene una concentración más alta de soluto en solvente de la que normalmente correspondería a su solubilidad a una temperatura dada. Esta condición es inestable, ya que el soluto se separa cuando la solución resulta seeded? por la introducción de un cristal del soluto. Con frecuencia se aplica erróneamente el término “supersaturación” a los lodos salinos calientes. (Supersaturation) Surgencia. Ingreso no programado y no deseado de agua, gas, petróleo o cualquier otro fluido de la formación al interior del pozo. Ocurre cuando la presión ejercida por la columna de fluido de perforación no es suficiente para superar la presión que ejercen los fluidos de la formación perforada. Si no se toman rápidamente los recaudos necesarios para controlar la surgencia o ahogar el pozo, puede producirse un reventón. *Ver reventón. (Kick) Suspensión coloidal. Partículas ultramicroscópicas suspendidas en un líquido. (Colloidal suspension) Suspensoide.

Subbalance.

Término que describe una condición en la que la presión del reservorio es mayor que la altura hidrostática del fluido en el pozo. (Underbalance)

Mezcla constituida por partículas coloidales finamente divididas que flotan en un líquido. Las partículas son tan pequeñas que no se decantan, sino que son impulsadas por las moléculas en movimiento del líquido (Movimiento Browniano). (Suspensoid)

Subestructura.

Sustentador. Proppants, molduras, arena

La base sobre la cual descansa la torre o mástil y (algunas veces) los motores). Esta subestructura brida espacio para equipamiento de control de pozos y de almacenamiento. (Substructure)

utilizada en operaciones de fracturación hidráulica. (Props).

En EE. UU., reducción impositiva que alcanza a los productores de minerales como compensación por el agotamiento de un bien de capital irreemplazable. (Depletion allowance)

Sustituto acodado. Dispositivo cilíndrico, corto, que se instala en la sarta de perforación, entre el último portamechas y un motor de lodo de fondo de pozo. El propósito de este dispositivo es el de desviar el motor de fondo del eje vertical para perforar un pozo dirigido. (Bent sub)

Substitución.

Sustituto canasta. Herramienta que se

Subsidio por agotamiento.

Proceso por el cual un volumen de fluido equivalente al de acero en tubulares y herramientas extraidas del pozo se devuelve al pozo. (Replacement)

utiliza con la columna normal de perforación para compensar el movimiento vertical de la columna, especialmente en perforaciones marinas. También actúa como tijera, pero en menor grado que la tijera que se utiliza para la pesca. (Bumper Sub)

Sustituto espaciador ajustable.

Sustituto que se coloca por debajo de un empaquetador doble o triple para permitir el espaciamiento y/o la realización de conexiones. (Adjustable spacer sub)

Sustituto inferior.

Extremo inferior de la herramienta, al que se pueden acoplar otros accesorios o herramientas. (Bottom sub)

Sustituto superior.

Componente de un empaquetador al que está conectado el tubing. (Top sub)

Sustituto telescópico. Sustituto con una junta telescópica que se utiliza en terminaciones dobles o triples para correr caños de cola de entubación adicionales. (Telescoping swivel sub) Sustituto/reducción.

1. Sección corta de barras, tubing o portamechas, con ambos extremos roscados, que se utiliza para conectar dos piezas provistas de roscas diferentes; adaptador. 2. Todo componente tubular; elemento de herramientas de pozo abajo; conexión. 3. Piezas cortas y roscadas que se utilizan para adaptar a la columna de sondeo piezas que de otra manera no se podrían conectar por diferencias de tamaño y diseño de las roscas. (Sub [or substitute])

Switcher. (obsoleto) Operador de concesión u operador de bomba. (Switcher) Ver operador de bomba. Sx. Sacks - Bolsas; abreviatura que se utiliza en los informes de perforación y de lodo. (Sx)

T T & A (P & A).

Substituto canasta.

Tacho para agregados químicos.

Sulfato de bario.

Sustituto de descarga. Equivalente a descargador. Proporciona un medio para igualar la presión del tubing con la del espacio anular. (Unloading sub)

1. Combinación química de bario, sulfuro y oxígeno. También llamado baritina. Ver baritina. 2. Una costra rebelde muy difícil de eliminar. BaSO4. Ver Baritina. (Barium Sulfate)

Sulfato de Calcio. (Anhidrita: CaSO4; Yeso Paris: CaSO4 1⁄2 H2o; Yeso: CaSO4 2H2O). El Sulfato de Calcio se presenta en lodos como contaminante, o bien puede ser agregado a ciertos lodos para comunicar ciertas propiedades. (Calcium sulfate) Sulfuro de hidrógeno.

Compuesto gaseoso, H2S , de sulfuro e hidrógeno que se suele encontrar en el petróleo. Dicho compuesto es el que origina el olor desagradable

Sustituto de potencia. Instrumento

de accionamiento hidráulico utilizado para girar la tubería de perforación, el tubing o el casing en un pozo, en lugar de una rotary. (Power sub) Ver Rotary.

Sustituto de presión hydro-trip.

Sustituto provisto de un asiento de bola que se corre en el extremo superior de un empaquetador de asiento hidráulico, que permite asentar el empaquetador. (Hydro-trip pressure sub)

Sustituto destrabador.

Dispositivo similar a la tijera destrabadora, pero que se

Tanque de ensayo.

Tanque de almacenaje al cual se envía el petróleo producido. (Flow tank)

Tapón.

Cualquier objeto o mecanismo que obstaculice un pozo o conducto (tal como el tapón de cemento en un pozo). Barrera; dispositivo pozo abajo, por lo general un instrumento contenedor de presión, similar a un tapón puente, o a un tapón de asiento, etc. (Plug)

Tapón bombeable. Dispositivo que per-

mite bajar el tubing vacío, con un tapón que se libera al dar presión al tubing, y provocando así la apertura del tubing para la presión de la formación. (Pump-out plug)

Tapón ciego. Sustituto con el extremo cerrado que se baja con conjuntos selladores o tubing de producción para abrirse paso a la fuerza en caso de obstrucción. (Bull plug) Tapón de apertura/cierre.

Tapón de caucho utilizado en operaciones de cementación primaria para desplazar la mezcla de cemento desde el casing hacia el annulus del pozo. (Opening/closing plug)

Tapón de baritina. Volumen decantado

de partículas de baritina, que se coloca en el pozo para sellar una zona presurizada. (Barite plug)

Tapón de cemento. Porción de cemento que se coloca en algún punto del pozo para sellarlo. Ver cementación. (Cement plug) Tapón de diesel oil.

Ver tapón de gasoil bentonita. (Diesel oil plug)

Tapón de gasoil-bentonita.

Lechada de petróleo crudo o gasoil que contiene cualquiera de los siguientes materiales o combinaciones: bentonita, cemento, attapulgita y goma guar (nunca con cemento). Se utiliza principalmente para combatir la pérdida de circulación 2. Un volumen de lechada de gasoil colocada en el pozo. La lechada puede ser inyectada o no. (Gunk plug)

Tapón de maniobra.

corre inmediatamente por encima del trépano o la fresa en la columna de sondeo para atrapar los residuos pequeños no perforables que circulen por el espacio anular. (Junk sub [also called boot basket)

Accesorio de pesca que se enrosca encima de la fresa o el trépano, para recuperar trozos pequeños de metal o desechos de un pozo. (Basket sub)

Glosario


Tapones y abandono;

pozo.

TA.

Temporarily abandoned - Abandonado temporariamente. (TA)

Recipiente en el que se mezclan diversos productos químicos antes de incorporarlos al fluido de perforación. (Chemical barrel). Tambor del cable de aparejo/tambor del guinche Carretel embridado de gran tamaño que forma parte del cuadro de maniobras, en el que se enrolla el cable de elevación. *Ver cuadro de maniobras. (Hoisting drum)

Tandem. Término que se utiliza para referir

el proceso por el cual se corren hasta el pozo dos herramientas juntas, una encima de la otra, al igual que una herramienta de inyección o un tapón puente. (pigg y back)

Tanque. Recipiente de paredes gruesas, generalmente de acero, que se utiliza para contener muestras de petróleo o gas bajo presión. Ver presión de fondo de pozo. (Bomb)

Procedimiento que se realiza antes de sacar la barra de sondeo por el cual se bombea una pequeña cantidad de lodo denso hacia la sección superior a fin de causar un desbalance en la columna. A medida que se saca el sondeo, la columna más en la barra de sondeo caerá, manteniendo de este modo el interior de la barra de sondeo seco en la superficie cuando se efectúe el desenrosque de la conexión. (Slug the pipe).

Tapón de obturación. Tapón que se baja con cable/alambre, o para obturar el diámetro interno de un tubing estando alojado en un perfil de un niple de asiento. (Blanking Plug) Tapón de prueba.

Tapón que se corre por la columna de trabajo/tubing para verificar que no haya filtraciones en las conexiones. (Pig)

Tapón descartable. Tapón temporario que se fija con un conjunto fijador por presión y se aloja en un Pressure setting assembly , asentado en el interior de un packer de producción para convertirlo en un tapón puente. (Expendable plug)

Glosario


Tapón escurridor.

Tapón de caucho que se utiliza en cementación primaria. (Wiper plug)

en el pozo. El fluido bombeado se descarga a través de la abertura lateral de la T. (Pumping tee) Ver varilla lisa y caja de prensaestopa.

Tapón fusible. Dispositivo térmico que se utiliza en líneas de salida de superficie, como parte de un sistema de cierre de emergencia (ESD en inglés). (Fusible plugs) Tapón para tormentas - Tapón recuperable que se utiliza para suspender la perforación temporariamente durante una tormenta en el mar. (Storm plug)

Técnica de entrada limitada. Méto-

Tapón probador.

1. Tapón recuperable que se coloca en la barra de sondeo y se utiliza para probar los preventores anulares. Se asienta en el alojamiento del colgador del casing. La presión que se ejerce desde arriba hace que selle el pozo. 2. (Vulgar) Operario de equipo o de yacimiento petrolífero sin experiencia. A veces se abrevia a “weevil”. (N. del T.: Esta denominación no es común en espanol) (Boll weevil).

Tapón probador.

Dispositivo que se coloca o se cuelga en el casing debajo de el conjunto preventor de reventones para formar un sello que no deja pasar la presión. Una vez colocado, se ejerce presión sobre el conjunto de BOP para comprobar que no haya pérdidas/ filtraciones. (Hanger plug)

Tapón Rápido. Dispositivo tapón que se utiliza para bajar la tubería sin líquido, y que se pude retirar de un golpe. Se utiliza con retenedores y empaquetadores. (Knock-out plug) Tapón-puente.

1. Tipo de herramienta que se utiliza como barrera permanente o temporaria en la columna de casing; puede ser permanente o recuperable. 2. Herramienta de interior de pozo, compuesta principalmente por cuñas, un mandril tapón, y un elemento sellador de caucho que se baja y se fija en el casing para aislar una zona inferior mientras se lleva a cabo un ensayo en una zona superior. (Bridge- plug)

Tapones y abandono. Colocar un tapón de cemento en un pozo seco y abandonarlo. (Plug and abandon) (T & A) Target.

Tapón o brida ciega ubicada en el extremo de una Te con el fin de impedir la erosión que se produce en el punto en el que el flujo cambia de dirección. (Target) Targeted Se aplica a un sistema de cañerías para fluido en el que el fluido choca contra un extremo relleno de plomo (target) o contra una Te en la que el fluido cambia de dirección.

TCFP.

Iniciales de “Temperatura de Circulación de Fondo de Pozo”. (CBHT)

TCP. Tubing conveyed perforator - Cañón de punzamiento que se baja con tubing. (TCP) TDF (PTO).

Abreviatura de toma de fuer-

za.

Te de bombeo. Encaje de acero de tube-

ría en forma de T, para trabajos pesados, que se enrosca o embrida a la parte superior del pozo de bombeo. La varilla lisa trabaja a través de la caja de prensaestopa que se encuentra sobre la parte superior de la T y, en su recorrido, permite operar las varillas de succión

do de fracturación por el cual se inyecta fluido de fracturación al interior de la formación a través de un número limitados de punzados. (es decir, no se inyecta fluido por todos los punzados al mismo tiempo, sino que se limita la inyección a unos pocos punzados seleccionados). Esta técnica especial pude ser muy útil cuando hay que fracturar zonas productoras muy largas, anchas o múltiples. (Limited entry technique)

TEFP (SBHT).

Temperatura estática de

fondo de pozo.

Tell-tale.

Término que se aplica al momento en que se registra un aumento de la presión en superficie como consecuencia de la acción de taponamiento de los geles sobre un filtro. Esto le indica al operador de la herramienta que el gel llegó a un punto determinado. (Tell tale)

Tensión interfacial.

Fuerza que se requiere para romper la superficie entre dos líquidos no miscibles. Mientras más baja sea la tensión interfacial entre las dos fases de una emulsión, mayor será la propensión a la emulsificación. Cuando los valores están cerca de cero, la formación de emulsión es espontánea. *Ver tensión de superficie. (Interfacial tension)

Tensión superficial. Generalmente, es la fuerza que actúa dentro de la superficie de contacto entre un líquido y su propio vapor que tiende a mantener el área de la superficie en un mínimo y que se expresa en dinas por centímetro. Dado que la tensión superficial de un líquido es aproximadamente igual a la tensión inerfacial entre ese líquido y el aire, es una práctica habitual aplicar el término “tensión superficial” a este último registro, mientras que el término “tensión interfacial” se aplica a las mediciones en la superficie de contacto entre dos líquidos, o entre un líquido y un sólido. (Surface tension) Terminación a pie descalzo.

También llamada terminación a pozo abierto. Ver terminación a pozo abierto. (Barefoot completion)

Terminación a pozo abierto.

Método de preparación de un pozo para la producción en el que no se baja casing de producción o tubería auxiliar de revestimiento (liner) frente a la formación en producción. Los fluidos del reservorio fluyen sin restricciones hacia el pozo abierto. La terminación a pozo abierto se utiliza sólo en situaciones especiales. También denominada terminación “a pie descalzo” (barefoot completion). (Open hole completion)

Terminación de pozos. Actividades y métodos necesarios para preparar un pozo para la producción de petróleo y gas. el método por el cual se establece una línea de salida de hidrocarburos entre el reservorio y la superficie. El método de terminación que se utilice dependerá de las características individuales de la o las formaciones productoras.

Estas técnicas incluyen la terminación a pozo abierto, la terminación con exclusión de arena, la terminación sin tubing, la terminación múltiple y la terminación en miniatura. (Well completion)

Terminación doble.

Producción simultánea de dos formaciones individuales al mismo tiempo. Se separa la producción de cada zona bajando dos columnas de tubing con empaquetadores por dentro de la columna única de casing de producción, o también se puede bajar una columna de tubing con packer para producir una zona, mientras que la otra se produce por el espacio anular. En una terminación doble de bajo diámetro, se bajan y se cementan en el mismo pozo dos columnas de casing de 4 1⁄2 pulgadas o menos. (Dual completion)

Terminación múltiple.

Esquema de producción de un pozo en el que un sólo pozo penetra dos o más formaciones petroleras, una encima de la otra. Se suspenden las columnas de tubing lado a lado en el interior de la columna de casing de producción. Cada una de las columnas de tubing es de diferente longitud, y en cada una se colocan empaquetadores para impedir que se mezclen los diferentes fluidos del reservorio. Luego se produce cada reservorio a través de su propia columna de tubing. (Multiple completion)

Terminación sin tubing .

Método de producción de un pozo por el cual solamente se coloca un casing de diámetro pequeño atravesando la zona productora, sin tubing o columna interna de producción para traer fluidos de la formación a la superficie. Este tipo de terminación tiene una aplicación limitada en reservorios de columnas pequeñas de gas seco. (Tubingless completion)

Terminar un pozo.

Terminar las operaciones en un pozo y ponerlo en status productivo.. (Complete a well) Ver Terminación

Terraja.

1. Herramienta para hacer roscas internas constituida por un macho de acero templado con acanaladuras longitudinales que le proporcionan bordes cortantes. 2. Tap: orificio o abertura en una línea o en un recipiente en el que se puede insertar y ajustar un medidor o una válvula. (Tap)

Terraja. Herramienta que se utiliza para tallar, dar forma o acabado a otras herramientas o piezas de metal. Por ejemplo, una terraja roscadora sirve para hacer roscas en tubería. (Die) Testigo Corona.

Muestra cilíndrica extraída de una formación para su análisis geológico. Generalmente, se utiliza un tubo sacatestigo en lugar del trépano y se obtiene una muestra a medida que el tubo penetra en la formación. Ver tambien extracción de testigos de paredes laterales. (Core)

Testigos de pared de pozo.

Técnica de extracción de testigos por la cual se obtienen muestras de una zona que ya ha sido perforada. Se detona una bala hueca en las paredes de la formación a fin de capturar el testigo y luego recuperarlo a través de un cable de acero flexible. Este tipo de muestras, por lo general tienen un diámetro de 19 mm

(3/4”) a 30 mm (1 3/16”) y una longitud de 19 mm (3/4”) a 25 mm (1”) Este método es especialmente útil en zonas de rocas blandas.

Thru-tubing. Operación. Sarta de herramientas. Capacidad de operación a través del tubing de producción, lo cual elimina los trabajos de reparación cuando se saca la columna. (Thru-tubing) Tierra de diatomeas.

Tierra de infusorios compuesta por esqueletos siliceos de diatomea. Esta tierra es muy porosa. A veces se la utiliza para combatir la pérdida de circulación o como aditivo para el cemento. También se la agrega a fluidos de perforación especiales, para fines especiales. (Diatomeaceus earth)

Tijera (golpeadora). 1. Dispositivo mecánico que se utiliza para dar un golpe a herramientas atascadas en el pozo. 2. Herramienta percusora de operación mecánica o hidráulica que se utiliza para dar fuertes “martillazos” a objetos en el pozo. Las tijeras se utilizan para liberar objetos atascados en el pozo o para aflojar tubería o barras de sondeo que hayan quedado “colgadas”. Los golpes pueden ser ascendentes o descendentes y la tijera se controla desde la superficie. 3. tijeretear: dar un fuerte golpe a la columna de sondeo con una tijera golpeadora. (Jar) Tijera destrabadora. Junta de expansión que permite movimiento vertical de la sección superior sin que se mueva la parte inferior de la herramienta. Se la utiliza para golpear con mucha fuerza objetos atascados en el pozo. Si la pesca se puede liberar con un golpe hacia abajo, la tijera destrabadora resulta muy efectiva. (Bumper jar) Tijera hidráulica. También llamada tijera golpeadora. *Ver tijera golpeadora. (Hydraulic jar) Tijera mecánica. Herramienta de percusión que se opera en forma mecánica para dar un impacto ascendente a una pesca, mediante la liberación repentina de un dispositivo que se mueve por el interior de la herramienta. Si la pesca se pude liberar la pesca con un impacto ascendente, la tijera mecánica resulta muy efectiva. También se la llama tijera hidráulica. (Mechanical jar) Tirabuzón. Pandeo de una cañería en una tubería o un casing de diámetro grande. (Buckling) Tiro.

Error en el original: están mezcladas las definiciones de stand y de standpipe Uniones de tubería conectadas y dispuestas en la torre o en el mástil, que se unen a la línea de descarga que va desde la bomba de inyección a la manguera de inyección, a través de las cuales se bombea fluido al pozo. 1 tiro = dos uniones en una unidad de sacada/ reparación; tres uniones en una torre de plataforma. *Ver bomba de inyección y manguera de inyección. (Stand)

Tiro. Secciones de tubería conectadas que se apilan en la torre o en el mástil durante una carrera. En un equipo, la longitud habitual de un tiro es de 90 pies [30 m] (tres secciones de tubería conectadas), o “triple”. *Ver triple. (Stands)

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Tiro Cuádruple. Sección de barras de sondeo, casing o tubing que consiste en cuatro tubos enroscados. Comparar con tiro simple, doble y triple. (Fourble) Tiro doble. Tiro de tubería, o tubing, que consta de dos uniones atornilladas. Comparar con tiro triple y con tiro cuadruple. Ver unión. (Double)

Titulación.

método o proceso por el cual se utiliza una solución estándar para determinar la cantidad de otra substancia que existe en una solución. Se le suele agregar una cantidad determinada de la solución conocida a la solución desconocida hasta que se logra una reacción. (Titration)

Tixotropía. Propiedad que exhibe un fluido cuyo estado es líquido cuando está en movimiento y semisólido, gelificado, en reposo. La propiedad de un fluido que hace que forme una estructura de gel rígida o semidirigida si se lo deja en reposo, pero que puede volver al estado líquido mediante agitación mecánica. Este cambio es reversible. La mayoría de los fluidos de perforación deben ser tixotrópicos, para que los recortes permanezcan en suspensión cuando se detiene la circulación. (Thixotropy) Toma de fuerza. Caja de engranajes u otro elemento que sirve para transmitir energía desde un motor al equipo auxiliar. (Power takeoff) Top drill. Configuración de herramienta perforable que permite la apertura a la presión de la formación, durante la reperforación, antes de cortar las cuñas de herramientas. (Top drill) Torque. Medida del esfuerzo que soporta un

eje o vástago en rotación. En un equipo rotativo esto se aplica especialmente a la rotación de la columna de sondeo y su acción contra el pozo. Se suele lograr una reducción del torque agregando diferentes aditivos para fluidos de perforación. (Torque)

Torre.

Estructura para soportar cargas, generalmente abulonada. En perforación, la torre estándar tiene cuatro patas en cada esquina de la estructura inferior que llegan hasta la corona. La estructura inferior es un conjunto de vigas gruesas que se utilizan para darle altura a la torre y para proporcionar un espacio libre para instalar los preventores de reventones, la cabeza del casing, etc. Dado que la torre estándar debe ensamblarse parte por parte, en general se la ha reemplazado por el mástil, al que no hace falta desensamblar para su transporte. (Derrick)

Torre telescópica.

Mástil portátil que se puede erigir como una unidad, generalmente utilizando un aparejo que levanta el cable o mediante pistones hidráulicos. Generalmente la sección superior de la torre plegadiza esta encajada en el interior de la sección inferior de la estructura, y se la despliega mediante cable alambre o en forma hidráulica. (Telescoping derrick) Ver equipo de producción, mástil portátil, y mástil con pluma.

Trampa de bola. Tubo cilíndrico colocado alrededor del cuello de pesca de un ta-

pón- puente recuperable, y cuya función es la de “atrapar” desechos y bolas de fractura (frac balls). (Ball catcher)

Trampa de gas.

Dispositivo tubular perforado conectado al extremo inferior de una bomba de varillas que ayuda a impedir el bloqueo por gas. El dispositivo funciona de acuerdo al principio de que el gas, al ser más liviano que el petróleo, asciende. A medida que los fluidos del pozo entran a la trampa, el gas se libera del fluido y sale de la trampa a través de unas perforaciones que hay cerca del extremo superior. Los fluidos que quedan entran a la bomba a través de un tubo conductor (situado en el interior de la trampa), que tiene una abertura cerca del extremo inferior. De esta manera, todos o casi todos los gases escapan antes de que los fluidos entre a la bomba. *Ver obturación por gas, tubo conductor, y bomba de varillas. (Gas anchor)

Transferencia. Acción de apoyar barras/ tubing sobre una herramienta de pozo abajo para transferir toda o parte de la carga del gancho. (Transfer) Transferencia automática de custodia por concesión. Medición

y transferencia de petróleo desde los tanques de la compañía productora hasta el oleoducto conectado, que se realiza en forma automática, sin necesidad de intervención de representantes de ninguna de las compañías. *Ver LACT y unidad de LACT. (Lease automatic custody transfer)

Transmisión a cadena.

Sistema de transmisión que utiliza una cadena y cabillas para la transmisón de potencia. Las transmisiones de potencia utilizan cadenas de rodillos, en los que cada eslabón está compuesto por placas laterales, pernos transversales y rodillos en los pernos. Una cadena de rodillos doble consta de dos hileras de eslabones conectadas, una cadena triple de rodillos consta de tres hileras, y así sucesivamente. (Chain drive)

Transportador de elementos registradores. Unión en una columna de DST donde se colocan los registradores de presión/temperatura para una evaluación de la formación. (Recorder carrier)

Tratado térmicamente. Material tratado en un horno para aumentar sus propiedades físicas. (Heat treated) Tratador.

Operario de servicio de pozos; por ejemplo, un operario de estimulación por fractura. (Treater)

Tratador de flujo. Un único dispositivo que actúa como separador de petróleo y de gas, calentador de petróleo, y recipiente tratador de petróleo y agua. (Flow treater) Tratador térmico - Recipiente que se utiliza para calentar una emulsión, eliminando el agua y el gas del petróleo con el objeto de elevarlo a una calidad aceptable para su distribución por oleoducto. Este dispositivo combina un calentador con un separador de agua libre, con un separador de petróleo-gas. *Ver separador de agua libre, calentador y separador de petróleo-gas. (Heater-treater)

Tratamiento ácido.

Método por el cual se bombean productos químicos al interior de los canales de flujo microscópicos de la formación. Al disolverse la roca, estos pasajes se agrandan, lo que aumenta la producción. (Acid treatment)

Tratamiento con petróleo caliente. Método de inyectar un petróleo calenta-

do, sin parafina, por una columna de tubing para disolver o derretir depósitos de parafina. (Hot oil treatment)

Trépano. El elemento cortante o perforador que se utiliza en el extremo de la columna de trabajo o columna de sondeo para retirar la tierra cuando se hace o se limpia un pozo. El trépano consta de un elemento cortante y un elemento de circulación. El elemento de circulación permite el paso del fluido de perforación y utiliza la fuerza hidráulica de la corriente de fluido para aumentar la velocidad de perforación. En perforación rotativa, se conectan varios portamechas al extremo inferior de la columna de sondeo. El trépano se coloca en el extremo de los portamechas. La mayoría de los trépanos que se utilizan en la perforación rotativa son a rodillos. Ver trépanos a rodillos. (Bit) Trépano a rodillos. Trépano formado

por dos, tres o cuatro conos cortadores que se colocan sobre soportes sumamente irregulares. También denominado trépano para roca. La superficie de cada cono contiene líneas de dientes de acero o de accesorios de inserción de carburo tungsteno. (Roller-cone bit) Ver trépano.

Trépano de perforación. El elemento cortante o perforador que se utiliza en perforación. Ver trépano. (Drill bit) Triple.

Tiro de tubería constituido por tres uniones, que se utiliza como una unidad. (Thribble) Ver tiro.

Triple.

omba de servicio de pozos de tres pistones. (Triplex)

Tubería. Cilindro largo, hueco, por lo ge-

neral de acero, a través del cual se circulan los fluidos. (Pipe)

Tubería auxiliar de revestimiento. Toda columna de casing cuyo extremo

superior esté situado por debajo de la superficie. Puede servir como columna de petróleo, extendiéndose desde el intervalo productor hasta la siguiente columna de casing. 2. Un casing de menor tamaño que se corre por dentro de la columna de casing de producción para llegar a mayor profundidad con la terminación. 3. Extensión de la columna de casing, generalmente para completar una zona más profunda o para reparar el casing. *Ver tubería auxiliar de revestimiento lisa, tubería auxiliar perforada, caño filtro.

Tubería auxiliar de revestimiento lisa. Tubería auxiliar de revestimiento

guridad de subsuelo, cuya función es proteger el sistema de cierre de la herramienta de los elementos del pozo. (Flow tube)

Tubing. Tubería de pequeño diámetro que

se corre en un pozo como conducto para el pasaje de petróleo y gas hacia la superficie. (Tubing)

Tubing enrollado. Mantenimiento de pozo menos exigente que la reparación hidráulica, que emplea un tubing de pequeño diámetro, con capacidad para hacer descender la columna de producción bajo presión. (Reeled tubing) Tubo Bourdon. Tubo de metal achatado y curvo que tiende a enderezarse bajo presión. Este dispositivo indica la presión a que se lo somete mediante el movimiento de un indicador en una escala circular. (Bourdon tube) Tubo conductor.

Tubo montado en la parte inferior de una bomba de varillas y en el interior de una trampa de gas para bomba de profundidad, que provee un conducto para que ingresen los fluidos del pozo al interior de la bomba. (Mosquito bill)

Tubo filtro. Tubería perforada y con una cobertura de alambre enrollado que cumple la función de filtro para impedir o reducir la entrada de partículas de arena a la boca del pozo. También denominado tubo filtro o colador. (Screen Liner) Tubo portatestigo.

Dispositivo tubular de 25 a 60 pies (20,4216 m) de largo que se baja en el extremo inferior del sondeo en lugar del trépano para obtener una muestra testigo. (Core barrel)

Tubular.

Barras de sondeo, portamechas, tubing y casing. (Tubular)

Tuerca traba. Dispositivo que se utiliza en empaquetadores como traba de las conexiones entre componentes. (Dizzy nut) Turbina de perforación. Herramienta

de perforación que da impulso de rotación a un trépano por la acción del lodo de perforación sobre las paletas de las turbinas que forman parte de la herramienta. Cuando se utiliza un perforador a turbina, solamente se le da impulso rotativo al trépano, lo que hace innecesario hacer girar la columna de sondeo. Aunque se pueden perforar pozos rectos con esta herramienta, se la suele utilizar para perforación direccional. (Turbodrill)

Turno.

Turno de 8 horas de trabajo de una dotación de perforación u otros operarios de yacimiento petrolífero. A veces los turnos son de 12 horas, sobre todo en equipos marinos. La división más común de los turnos es: diurno, tarde y nocturno, para los casos en que se utilizan turnos de ocho horas. (Tour [pronounced “tower”])

Tubería continua. Idem tubing arrollado . (coiled tubing)

U

Tubería de flujo.

Ubicación.

sin punzados. (Blank liner)

Dispositivo de intervalo que se suele encontrar en válvulas de se-

Glosario


El lugar en que se perfora un pozo. (Location)

Glosario


Unidad de back in.

(marcha atrás) Equipo móvil autopropulsado para servicio o reparación de pozos cuya fuerza de locomoción proviene de los motores del cuadro (malacate). Dado que la cabina del conductor está situada en el extremo opuesto de la base del mástil, para llegar a la cabeza del pozo se debe avanzar marcha atrás. (Back in unit)

Unidad de bombeo a balancín. Máquina diseñada para trabajar específicamente con varilla de bombeo, que utiliza un miembro horizontal (balancín). Éste se mueve hacia arriba y hacia abajo por la acción de una manivela rotativa que produce el movimiento recíproco. (Bean pumping unit)

Unidad de cierre.

El conjunto de bombas, válvulas, líneas, acumuladores, y otros dispositivos necesarios para abrir y cerrar el equipamiento preventor de reventones. (Closing unit)

Unidad de control del preventor de reventones. Dispositivo que acumula

fluido hidráulico bajo presión en contenedores especiales y que proporciona un método para abrir los preventores de reventones en forma rápida y confiable. Por lo general, se utiliza presión hidráulica por nitrógeno comprimido como fuerza impulsora de apertura y de cierre. (Blowout preventer control unit)

Unidad de LACT.

Sistema automático para la medición y transferencia de petróleo desde un sistema de almacenamiento de concesión hasta un oleoducto. *Ver transferencia automática de custodia por concesión. (LACT unit)

Unidad drive-in. Equipo móvil autopro-

pulsado para servicio o reparación de pozos cuya fuerza de locomoción proviene del motor del cuadro. Dado que la cabina del conductor y el volante están situados en el mismo extremo que la base del mástil, para llegar a la cabeza del pozo se debe avanzar marcha adelante. (Drive-in unit)

Unidades de sello. Extensiones de la columna de producción con sellos que se desplazan dentro de la boca de empaque y/o de las extensiones. (Seal units) Unión. Elemento de conexión que se utiliza para unir dos secciones de tubería. Una unión combinada tiene rosca izquierda en un extremo y rosca derecha en el otro. 2. Drill collar: portamechas. (Collar) Unión articulada.

Unión provista de una articulación que se enrosca en la columna por encima de una herramienta de pesca para poder insertar la misma en ángulo. (Knuckle joint)

Unión con abertura o niple.

Elemento utilizado para hacer circular el fluido a través de él. (Ported sub)

Unión de barras de sondeo.

Elemento resistente de tipo cupla que forma parte de las barras de sondeo y que está hecho de una aleación especial de acero. Las uniones de barras de sondeo están provistas de roscas resistentes y hombros de asiento diseñados para aguantar el peso de la columna de sondeo, soportar el deterioro

producido por las continuas conexiones y desconexiones, y proveer un sello a prueba de filtraciones. La sección macho de la unión se conecta en el extremo de una barra de sondeo y la sección hembra se conecta en el otro extremo. La unión puede estar soldada o enroscada al extremo de la barra, o ambas cosas. Se suele recubrir la unión con una banda de metal resistente para impedir la abrasión que producen las paredes del pozo. (Tool joints)

cuentan: la válvula esclusa, la válvula tapón, la válvula globo, la válvula de aguja, la válvula de retención y la válvula de purga de presión. (Valve) Ver válvula de retención, válvula aguja y válvula de purga de presión.

Unión de seguridad desprendible. Componente de un mecanismo de emer-

Válvula aguja.

gencia que permite la recuperación de una empaquetadura (packer) (o tubing) en caso de quedar atascada. (Safety release)

Unión hembra.

Unión con rosca inter-

na. (Box)

Univalente.

Monovalente. (Univalent)

Ver valencia.

Urea. Compuesto de nitrógeno, soluble y de débil basicidad, CO (NH2)2, que se utiliza en la producción de resinas y plásticos. (Urea)

V V-ring.

Sello elastómero energizado por presión. (Vee-ring)

Vaina del vástago. 1. Agujero en el piso del equipo a 30/35 pies de profundidad, alineado con el casing, que se proyecta por encima del piso, y en el cual se colocan el vástago y la cabeza de inyección, al llevar a cabo las operaciones de izamiento. 2. Cámara de un diámetro inferior al principal, que se perfora en el fondo del pozo principal. Reducir el tamaño del pozo y seguir perforando. Operación de profundización extra del pozo debajo del zapato del casing. (Rathole) Valencia.

Es el número que representa la capacidad de combinación de un átomo, es decir, el número de electrones perdidos, ganados o compartidos por un átomo en un compuesto. También es una medida del número de átomos de hidrógeno con los que se combina o que reemplaza un átomo; por ejemplo, un átomo de oxígeno se combina con dos de hidrógeno, por lo que su valencia será igual a 2. Por lo tanto, existen iones monovalentes, trivalentes, etc. (Valence)

Valor de fluencia.

El valor de fluencia (llamado generalmente “punto de fluencia”) es la resistencia al flujo inicial, o representa el esfuerzo que se requiere para comenzar el movimiento de fluido. Esta resistencia se debe a cargas eléctricas ubicadas sobre o cerca de la superficie de las partículas. El valor de fluencia de Bingham, expresado en libras por pie cuadrado, se determina mediante el viscosímetro de lectura directa restando la viscosidad plástica a la lectura a 300 r.p.m. (Yield value)

Válvula.

Dispositivo que se utiliza para controlar el caudal de flujo en una línea, para abrir o cerrar una línea por completo, o como dispositivo automático o semiautomático de seguridad. Entre las de uso más difundido se

Válvula a charnela. Mecanismo articu-

lado de cierre que opera como un pivote, y que se utiliza para impedir el flujo ascendente por la tubería. (Flapper valve)

Válvula esférica que contiene un disco con punta en forma de aguja que permite lograr una regulación de flujo extremadamente fina. (Needle valve)

Válvula de retención.

Válvula que permite el flujo en una sola dirección. (Check valve)

Válvula de seguridad de barras de sondeo. Esta es básicamente una vál-

vula de apertura completa ubicada en el piso del equipo provista de roscas que se corresponden con las de las barras de sondeo que se están usando. Esta válvula cierra las barras de sondeo para evitar el flujo. (Drill pipe safety valve)

Válvula de seguridad de velocidad. Estrangulador de tormenta. (Velocity

Válvula anular. Válvula que se utiliza en una columna de ensayo de pozo (DST) para operar con cámara para toma de muestras o posicionar fluidos de tratamiento.(Annular Valve)

safety valve)

Válvula camisa.

Válvula dummy. Válvula ciega que se coloca en un mandril de gas-lift para bloquear la comunicación anular con el tubing. (Dummy valve)

Válvula ubicada en la parte inferior de un retenedor. (Sleeve valve).

Válvula de circulación. Accesorio que se utiliza por encima de un empaquetador (packer), que permite la circulación espacio anular-tubing y viceversa. (Circulation valve) Válvula de Contrapresión.

Válvula de control de flujo que permite el control del flujo de sentido contrario que se produce en la bajada o sacada de tubería. (Back pressure valve)

Válvula de descarga.

Equivalente a válvula de circulación. (Unloader)

Válvula de desplazamiento diferencial. Válvula para fines específicos que

se utiliza para espaciar y embridar el pozo y que se baja con la columna de tubing. (Differential displacing valve)

Válvula de escape de presión. Válvula que se abre a una presión predeterminada para descargar las presiones excesivas dentro de la tubería o línea; también denominada válvula de desahogo, de seguridad o de resorte. (Pressure relief valve)

Válvula de estimulación.

*Ver válvula de limpieza?. (Stimulation valve)

Válvula de inyección. Válvula de movimiento vertical a resorte que se utiliza en el pozo, que se baja con cable/alambre y que se asienta en un perfil, cuya función es cerrar el pozo si se detiene la inyección. (Injection valve) Válvula de limpieza.

Dispositivo que se utiliza con un empaquetador para limpiar punzados abiertos; también llamado disco de limpieza. (Surge valve)

Válvula de movimiento vertical.

Mecanismo de tipo cierre/apertura por el cual los resortes se utilizan para mantener a la válvula en su lugar; suele encontrárselo en tapones puente recuperables. (Poppet valve)

Válvula de operación por rotación. Válvula que utiliza el mismo principio

que la válvula anular, salvo que requiere de la rotación de la tubería para operaciones de apertura y de cierre. (Indexing valve)

Válvula de seguridad del sondeo. También llamada válvula inferior del vástago de perforación. Ver válvula del vástago de perforación. (Drill -stem safety valve)

Válvula esclusa. válvula provista de una esclusa corrediza para abrir y cerrar el paso. (Gate valve) Válvula esclusa maestra.

1. Válvula de gran tamaño ubicada en el árbol de navidad que se utiliza para controlar el flujo de petróleo y gas del pozo. 2. Esclusas ciegas de un preventor de reventones. (Master gate)

Válvula esférica.

Dispositivo de control de flujo provisto de una bola con un mecanismo rotativo para abrir/cerrar el tubo. (Ball valve)

Válvula fija.

Válvula fija de bola y asiento ubicada en el extremo inferior del cilindro móvil de una bomba de varillas. La válvula fija y su jaula se mantienen inmóviles, lo que la diferencia de la válvula móvil. *Ver válvula de contrapresión y válvula móvil. (Standing valve)

Válvula flotadora de sondeo.

Válvula de retención ubicada en la columna de sondeo que permite el bombeo de fluido hacia el pozo, pero impide que el flujo entre a la columna. (Drill string float)

Válvula inferior del vástago de perforación. También llamado válvula de

seguridad de la columna de sondeo. *Ver válvula de seguridad de la columna de sondeo. (Lower kelly cock)

Válvula inferior del vástago de perforación. Válvula de apertura com-

pleta instalada inmediatamente debajo del vástago de perforación, cuyo diámetro externo es igual al de la unión doble. (Kelly valve, lower)

Válvula maestra.

La válvula principal de control en el árbol de navidad. (Master)

Válvula maestra de línea del estrangulador. Válvula en el estrangulador

y en la línea de salida que está mas cercana al conjunto preventor. Su función es la de detener el flujo a través del estrangulador y la línea de salida. (Master choke line valve)

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Válvula móvil.

Una de las dos válvulas que forman parte de un sistema de bombeo de varillas. La válvula móvil se desplaza con el movimiento de la columna de varillas. En la embolada ascendente, el miembro de bola de la válvula se asienta y sostiene la carga de fluido. En la embolada descendente se da el proceso inverso, lo que permite que el fluido entre a la columna de producción. (Travelling valve) Comparar con válvula fija.

Válvula superior del vástago de perforación. Válvula instalada entre la

cabeza de inyección y el vástago de perforación. Cuando se produce un contraflujo de alta presión en el interior de la columna de sondeo, la válvula se cierra para bloquear el acceso de la presión a la cabeza de inyección y a la manguera de inyección. *Ver cabeza de inyección y vástago de perforación. (Kelly cock)

Válvula tapón. Válvula con un mecanismo de trabajo que consiste en un tapón con un agujero que lo atraviesa por el eje que coincide con la línea de flujo. Al hacer girar el tapón 90 grados, la válvula se abre o se cierra. (Plug valve) Varilla corta de bombeo.

1. Varilla de bombeo de longitud inferior a los 25 pies. 2. Varilla unida a la varilla de conexión y al vástago del émbolo de una bomba de lodo. (Pony rod)

Varilla de bombeo.

Barra de acero especial; varias de estas barras atornilladas entre sí constituyen el vínculo mecánico entre la unidad de bombeo a balancín en la superficie y la bomba de varillas en el fondo de un pozo. Las varillas de bombeo tienen ambos extremos roscados. La API establece dimensiones estándar exactas y especificaciones acerca de los metales para la fabricación de estas varillas. La longitud va desde 25 pies (7,62 m) hasta 30 pies (9,144 m), con diámetros que van desde 1⁄2 pulgada (12 mm) hasta 1 1/8 de pulgada (28 mm). (Sucker rod) Ver unidad de bombeo a balancín.

Varilla, colgador de.

Elemento que se utiliza para colgar las varillas de succión en el mástil o en la torre. (Rod hanger) Ver varilla de succión.

Varilla, elevadores de. Instrumento utilizado para extraer varillas de succión. Tiene una manija adosada al gancho de la varilla para extraer o correr las varillas de succión. (Rod elevator) Ver gancho de varilla o varilla de succión. Varilla, escurridor de.

Instrumento que se utiliza cuando las varillas están cubiertas con petróleo crudo o cuando el pozo circula a través del tubing mientras se están sacando las varillas. Se trata de una especie de preventor de reventones. (Rod stripper) Ver preventor de reventones.

Varilla, gancho de.

Pequeño gancho giratorio que posee un candado automático, de rápido manejo, para cerrar la apertura del gancho cuando el peso queda suspendido del mismo. (Rod hook)

Varilla, preventor de reventones de. Una esclusa (ariete) utilizado para ce-

rrar el espacio anular alrededor de la varilla lisa o de succión en un pozo de bombeo. (Rod blowout preventer)

Varilla, sustituto de. Varilla de succión de escasa longitud, adosada a la parte superior de la bomba de succión. (Rod sub) Varillas, bomba de.

(Rod pump) Ver

bomba de succión.

Varillas, sarta de.

Sarta de varillas de succión; longitud total de las varillas de succión que, por lo general, consiste en diversas varillas simples que se enroscan unas con las otras. La sarta de varillas cumple la función de unión mecánica desde la viga de la unidad de bombeo, que se encuentra en la superficie hasta la bomba de succión, cercana al fondo del pozo. (Rod string)

Varillero. Miembro de una dotación de servicio de pozos. (Well puller) Ver peón de cuadrilla y jefe de cuadrilla. Vástago de bombeo.

La última parte de una columna de bomba a varillas, que se utiliza para extraer fluido a través del método de bombeo a varilla. Presenta un diámetro uniforme y está pulida para lograr una presión de sello eficaz de la caja de estopas, fijada a la parte superior del pozo. (Polished rod)

Vástago de perforación. 1. Sección de tubería cuadrada y de paredes gruesas que opera a través de un orificio en la mesa rotativa y que imprime rotación a la columna de sondeo. 2. Sección de acero resistente y de paredes gruesas, de cuatro o seis lados, que cuelga de la cabeza de inyección y que atraviesa la mesa rotativa. Está conectada a la primera de las barras de sondeo para poder rotar la columna de sondeo a medida que gira la mesa rotativa. Está provista de un orificio que permite el pasaje de fluidos para ser circulados al interior de la columna de sondeo para luego ascender por el espacio anular, o viceversa. *Ver columna de sondeo, mesa rotativa, y cabeza de inyección. (Kelly or Kelly joint) Velocidad.

Relación entre el tiempo y el espacio de un movimiento en una determinada dirección y sentido. Es una medida del flujo de fluido y puede expresarse en términos de velocidad lineal, velocidad de masa, velocidad volumétrica, etc. La velocidad es uno de los factores que contribuyen a la capacidad de arrastre de un fluido de perforación.

Velocidad anular. Velocidad de un fluido que se desplaza por el espacio anular. (Annular velocity) Velocidad crítica.

Velocidad en el punto de transición entre el flujo laminar y el flujo turbulento de un fluido. Este punto se presenta en un rango de transición de números de Reynolds de entre 2000 y 3000 aproximadamente. (Velocity, critical)

Velocidad de corte. Velocidad a la que una acción, como resultado de las fuerzas que se ejercen sobre ella, provoca o tiende a provocar que dos partes adyacentes de un cuerpo

se deslicen en cierta forma una sobre la otra en una dirección paralela a su plano de contacto. Suele medirse en rpm. (Rate of shear)

Velocidad de deslizamiento. Diferencia entre la velocidad anular del fluido y la velocidad de remoción de un recorte desde el pozo. (Slip velocity). Velocidad de filtración.

(Filtration

rate) Ver pérdida de fluido.

Ventear.

Descargar gas de un pozo. (Blow-

down)

Vestigios.

Presencia de petróleo o gas en recortes, muestras o testigos, en el fluido de perforación. (Show).

Viscometer, stormer.

Viscosímetro de corte rotativo que se utiliza para medir la viscosidad y la fuerza gel de fluidos e perforación. Este instrumento ha sido reemplazado en gran medida por el viscosímetro de lectura directa (véase). (Viscometer, stormer)

Viscosidad.

Resistencia interna que opone un fluido al flujo. Este fenómeno se atribuye a la atracción entre las moléculas de un líquido y al medio líquido, y es una medida de los efectos combinados de las partículas en suspensión. A mayor resistencia, mayor viscosidad. La viscosidad de los productos de petróleo se suele expresar en términos del tiempo que se requiere para que un determinado volumen de fluido fluya a través de un orificio de un tamaño específico. (Viscosity) Ver viscosidad aparente y viscosidad plástica.

Viscosidad aparente. La viscosidad que aparenta tener un fluido en un determinado instrumento a una velocidad de corte dada. Es una función de la viscosidad plástica y el punto de fluencia. La viscosidad aparente en centipoises, según el viscómetro de lectura directa (véase), es igual a 1⁄2 de la lectura de 600 rpm. Ver también Viscosidad, Viscosidad Plástica, y Punto de Fluencia. En un fluido Newtoniano, la viscosidad aparente es numéricamente igual a la viscosidad plástica. (Apparent viscosity) Viscosidad cinemática. Relación entre la viscosidad (ej. cp en g/cm-seg.) y la densidad (ej. g/cc) de un fluido, con la utilización de unidades coherentes entre sí. En muchos viscosímetros comerciales la viscosidad cinemática se mide en términos del tiempo de efusión (en segundos) de un volumen fijo de líquido a través de un tubo capilar u orificio estándar. Ver viscosidad de émbolo de Marsh. (Kinematic viscosity) Viscosidad de embudo.

Ver viscosidad de embudo de marsh. (Funnel viscosity)

Glosario


ciertos tipos de fluido. La viscosidad plástica es una medida de la resistencia interna a la circulación del fluido, que se puede atribuir a la cantidad, al tipo y al tamaño de los sólidos existentes en un fluido determinado. Se expresa en dinas por centímetro cuadrado de fuerza de corte tangencial, excediendo el valor cedente Bingham que va a inducir a una unidad de velocidad de corte. El valor resultante, expresado en centipioses, es proporcional a la pendiente de la curva de consistencia determinada en la región de flujo laminar para los materiales que se adecuen a la Ley Bingham de flujo plástico. Al utilizar el viscosímetro de indicación directa, se obtiene la viscosidad plástica restando la lectura a 300 rpm de la lectura a 600 rpm. (Plastic viscosity)

Viscosímetro. Aparato que se utiliza para determinar la viscosidad de un fluido o suspensión. Los viscosímetros presentan considerables diferencias en cuanto a diseño y métodos de comprobación. (Viscometer [viscosimeter]) Viscosímetro.

Viscómetro. (Viscosime-

ter)

Viscosímetro de lectura directa.

Se lo suele llamar medidor V-Pe (viscosidadpeso específico). Es un instrumento de tipo rotativo impulsado por motor eléctrico o por palanca de mano, y se lo utiliza para determinar la viscosidad aparente, la viscosidad plástica, el punto de fluencia, y la fuerza gel (véanse), de los fluidos de perforación. Las velocidades habituales son de entre 600 y 300 r.p.m. Ver indicaciones de operación en el API RP 13 B. (Viscosímetro de lectura directa)

Viscosímetro de lectura directa.

Ver viscosidad, medidor de lectura directa. (Direct-indicating viscometer)

Viscosímetro para viscosidad. Peso específico - Nombre habitual del medidor de viscosidad de lectura directa (véase). (V-G meter or viscosity gravity viscometer)

VITON. Fluorelastómero con capacidad de sellado en gas agrio. (VITON) VSSCS (SCSSV). Válvula de seguridad de subsuelo controlada desde la superficie.

W Webb-Wilson. Llaves mecánicas de enroscar. Nombre que se utiliza en forma genérica para referirse a llaves de cualquier marca. (Webb-Wilson)

Viscosidad de embudo Marsh. Denominada comúnmente viscosidad de embudo. La viscosidad de embudo Marsh expresa la cantidad de segundos necesarios para que un cuarto de galón de fluido fluya a través de un embudo Marsh. En algunas áreas, la cantidad de efusión es de 1000 cc. Ver instrucciones en el API RP 13B. *Ver también viscosidad cinética. (Marsh Funnel viscosity)

Wickers. 1. Término que se aplica a los dientes de la cuña. 2. Término que se utiliza para describir las hilachas gastadas o rotas de un cable de acero. (Wickers)

Viscosidad plástica. Propiedad absoluta de circulación que indica la resistencia de

WOC - Waiting-on-cement. En fragüe de cemento. (WOC [Waiting-on-cement])

Wildcat. (Término náutico) Roldana dentada de una malacate que se utiliza para levantar la cadena del ancla. v. Perforar pozos wildcat (de exploración). (Wildcat)

Glosario


WOE - Waiting-on-engineering. En operaciones de ingeniería. (WOE [Waiting-on- engineering])

Z

WOG - Water-oil-gas. Gas de aguapetróleo/Agua-Petróleo-Gas. (WOG [WaterOil- Gas])

Zapato.

Y

Zapato del casing.

Yacimiento.

Área geográfica en la que una cierta cantidad de pozos petrolíferos o de gas producen de un reservorio continuo. La palabra “yacimiento” puede referirse sólo al área de superficie o puede incluir las formaciones productivas subterráneas. En un solo yacimiento pueden haber varios reservorios a diferentes profundidades. (Field)

Yeso.

*Ver Sulfato de calcio. Se suele encontrar yeso durante las perforaciones. Se presenta en cordones delgados (formaciones filiformes o en formaciones masivas). (Gyp or Gypsum)

Primer herramienta en la columna de casing cuya función es guiar al casing sorteando las obstrucciones del pozo. Ver zapato de casing. Shoe.

Sección de acero, corta, hueca y cilíndrica, con el extremo inferior redondeado, que se coloca en el extremo de la columna de casing para actuar como zapato de refuerzo y para eliminar todas las protuberancias de la pared del pozo cuando se baja el casing. También se lo llama zapato guía. Ver zapato guía. (Casing shoe)

Zapato flotador. Herramienta cilíndrica

provista de un válvula de movimiento vertical que se baja en el extremo de la columna de casing para proporcionar flotación y reducir la carga en el gancho del equipo. (Float Shoe)

Zapato fresador.

*Ver zapato rotativo.

(Milling shoe)

Zapato guía.

Sección de acero, corta, hueca y cilíndrica, rellena de goma o concreto, con el extremo inferior redondeado, que se coloca en el extremo de la columna de

casing. Impide que el casing quede trabado en una protuberancia del pozo cuando se lo baja. En el centro del zapato hay un pasaje que permite que el fluido de perforación ascienda por el casing en la bajada o que pase el cemento en operaciones de cementación para eliminar todas las protuberancias de la pared del pozo cuando se baja el casing. También se lo llama zapato de casing. (Guide shoe)

Zapato lavador. Dispositivo que se utiliza para proteger sellos, niples empaquetadores, etc., durante operaciones de fresado. (Wash-over shoe) Zapato quemador.

Un tipo de zapato rotativo diseñado para fresar metal. Se utiliza en operaciones de acabado. (Burning shoe)

Zapato rotatorio.

Zapato cortador adecuado para el extremo inferior de la tubería de lavado y con una “cobertura” de dientes de superficie dura o de carburo tungsteno. (Rotary shoe)

Zaranda para inyección.

También llamada zaranda vibratoria. *Ver zaranda vibratoria. (Mud screen)

Zaranda vibratoria.

brating screen)

Ver zaranda. (Vi-

Zaranda vibratoria. Serie de bandejas con tamices que remueven mediante vibración los recortes del fluido de circulación en operaciones de perforación rotativa. El tamaño de los agujeros en los tamices es seleccionado cuidadosamente de acuerdo al tamaño de los sólidos en el fluido de perforación y el tamaño anticipado de los recortes. También denominada zaranda. (Shale shaker). Zona.

Una sección de la formación de un pozo. (Zone)

Zona de producción.

Zona productora

de hidrocarburos. (Pay)

Zona petrolífera. Formación u horizonte de un pozo desde donde se puede producir petróleo. En aquellas zonas petrolíferas en las que haya petróleo, gas y agua, la distribución de estos elementos será la siguiente: el petróleo se encontrará inmediatamente debajo de la zona de gas y por encima de la zona de agua, siempre que estén segregados. (Oil zone)

Zona Productora. Zona o formación de la que se extraen hidrocarburos. (Production zone) Ver arena productora.

MANUAL DE CONTROL DE POZOS


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