MANUAL%20SUPERVISOR%20TOMO%20I[1].pdf

La Perforación, Terminación y Reparación de Pozos petroleros implica el empleo de las mejores prácticas y se hace más profunda la extracción de hidrocarburos; hidrocarburo s; se vuelve más difícil y complicada, por lo que es de vital importancia para la Unidad de Negocio de Perforación (UNP) mantener a su personal técnico operativo entrenado en ésta peligrosa disciplina. El propósito de este manual es proporcionar a los trabajadores de la Unidad de Negocio de Perforación (UNP) las competencias necesarias y sufcientes para prevenir detectar y manejar un

brote de gas, aceite o agua; con técnicas y métodos internacionalmente avalados y reconocidos por la International Association Drilling Contractors (IADC). Por todo esto, el control de un brote de gas o aceite requiere de reglas claras. Por lo que este manual las expone a continuación de una forma amena y veraz, garantizando que los trabajadores adquieran los conocimientos requeridos en esta disciplina para que puedan operar en forma preventiva, segura y correcta, a través de una larga experiencia de conocimientos adquiridos por los especialistas que se verán reforzados en este manual.

Capacitación y Desarrollo Técnico

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

Edición 2011 - 2012 © Derechos Reservados

Índice General CAPÍTULO 1.� CAUSAS DE LOS BROTES

1

1.- Causas de los Brotes 1.1.- Clasificación de Los Brotes: Intencionales y No Intencionales

3

2.- Densidad Insuficiente de Lodo

3

3.- Llenado Insuficiente Durante los Viajes

4

4.- Sondeo del Pozo al Sacar la Tubería

8

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

8

6.- Pérdidas de Circulación

9

7.- Presión Anormal de Formación

9

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

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r o s i v r e p u S l e v i N

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CAPÍTULO 2.� DETECCIÓN DE BROTES

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

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2.- Respuesta Oportuna ante Indicadores de Brotes

18

CAPÍTULO 3.� CONCEPTOS DE PRESIONES

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

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26 27 28 29

Unidad de Negocio de Perforación

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

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

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3.- Cálculos Complementarios 3.1.- Determinación del Tipo de Brote 3.2.- Cantidad de Barita necesaria para Densificar el Lodo 3.3.- Incremento en el Volumén de Lodo por Adición de Barita

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4.- Prevención

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5.- Densidad de Lodo Equivalente (DLE) 5.1.- Datos del Pozo

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6.- Efecto de Presión en la Relación Altura/Volumen

44

7.- Densidad de Control y Presión de Bombeo

45

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

46 46

9.- Unidad de Presión 9.1.- Formaciones Acumuladoras de Fluidos 9.2.- Saturación de Agua 9.3.- Fracturas Naturales 9.4.- Presión del Yacimiento 9.5.- Temperatura 9.6.- Presiones 9.7.- Propiedades de los Fluidos

50 51 51 51 51 51 51 52

CAPÍTULO 4.� PROCEDIMIENTOS PARA CIERRE DE POZOS

53

1.- Procedimientos de Cierre 1.1.- Procedimiento de Cierre al Estar Perforando 1.1.1- Procedimiento Recomendado para el Cierre 1.1.2- Cerrado el Pozo se Tendra que:

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47 50

55 55 55


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

2.- Criterios para Definir Cuando no se Debe Cerrar el Pozo 2.1.- Procedimiento de Cierre al estar Metiendo o Sacando TP 2.1.1- Cerrado el Pozo se Debe 2.2.- Procedimiento de Cierre al Estar Metiendo o Sacando Herramienta 2.3.- Procedimiento de Cierre al No Tener Tubería Dentro del Pozo 2.4.- Procedimientos de Cierre del Pozo al Correr TR (Poca Longitud) 2.5.- Procedimiento de Cierre con TR cerca del Fondo 2.6.- Procedimiento con Desviador de Flujo 2.7.- Perforando y Viajando. Perforando 2.8.- Viajando 2.8.1- Supervisión Durante La Operación de Cierre del Pozo 2.9.- Procedimiento para Conocer la Presión en la TP Cuando se Tenga Válvula de Contrapresion en la Sarta 3.- Pérdida de Circulación 3.1.- Factores Importantes a Evaluar 3.2.- Medidas Preventivas que Deben Considerarse en Zonas de Pérdida


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3.3.- Medidas Correctivas que Deben Adoptarse al Presentarse una Pérdida 3.4.- Tipos de Tapones para el Control de Pérdidas de Circulación

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4.- Extracción o Introducción de Tubería

62

5.- Procedimientos para Efectuar Simulacros de Brotes 5.1.- Simulacro de Cierre del Pozo al estar Perforando 5.1.1- Una Vez Cerrado el Pozo, se Debe Proceder a Simular lo Siguiente: 5.2.- Simulacro de Cierre del Pozo al estar Metiendo o Sacando Tubería de Perforación 5.2.1- Una Vez cerrado el Pozo, se Debe Proceder a Simular lo Siguiente: 5.3.- Simulacro al estar Metiendo o Sacando Herramienta 5.3.1- Una Vez Cerrado el Pozo Proceder a lo Siguiente: 5.4.- Simulacro al No Tener Tubería Dentro del Pozo 5.4.1- Una Vez Cerrado el Pozo se Debe Proceder a Simular lo Siguiente: 5.5.- Simulacro de Control de Brotes Usando el Desviador de Flujo

63 65

6.- Prueba de Integridad con Presión 6.1.- Integridad de la Formación 6.2.- Procedimiento para Efectuar la Prueba de Goteo 6.3.- Observación: 6.4.- Prueba de Presión e Integridad

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7.- Limites de Alarma 7.1.- Indicadores de Nivel de Presas 7.2.- Indicadores de Flujo en la Línea de Flote

83 83 83

65 65 65 66 66 66 66 77


7.3.- Tanque de Viajes 84 7.4.- Otros Sensores de Gases Flamables/Explosivos y H2S 85

8.- Información Previa para el Control del Pozo 8.1.- Fractura de la Formación 8.2.- Presiones Máximas Permisibles

86 87 87

CAPÍTULO 5.� INTRODUCCIÓN DE TUBERÍAS A PRESIÓN

89

1.- Técnicas de Introducción 1.1.- Introducir Tubería a Presión 1.2.- Deslizar tubería a presión 1.3.- Planeación de las Actividades 1.4.- Condiciones 1.5.- Descripción de la Regulación Hidráulica que Acciona La Unidad Snubbing

91 91 91 92 92

2.- Deslizando Tubería (Stripping) 2.1.- Cálculos Relativos a Volúmenes y Presiones Purgados para un Valor Dado de Lingadas a Bajar Dentro del Pozo

93 94

3.- Fuerza Ascendente en Función de la Presión del Pozo

95

CAPÍTULO 6.� GAS SOMERO

99

1.- Problemas por Gas Somero 1.1.- Acciones Correctivas

101 101

2.- Brotes Someros en Instalaciones Submarinas 2.1.- Uso del Conductor Marino Enfrentando Riesgos de Gases Someros

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CAPÍTULO 7.� CARACTERÍSTICAS Y COMPORTAMIENTO DEL GAS

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1.- Características del Gas

105

2.- Tipos de Gas

105

3.- Densidad del Gas

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4.- Migración del Gas

106

5.- Migración de Gas sin Expansión 106 5.1.- Migración de Gas con Expansión Descontrolada 108 5.2.- Migración de Gas con Expansión Controlada 108 6.- Comportamiento y Solubilidad del Gas 6.1.- Migración del Gas 6.2.- Comportamiento del Gas 6.3.- Medición de la Temperatura

110 110 110 112

CAPÍTULO 8.� FLUIDOS DE PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

113

1.- Clasificación de los Fluidos de Perforación 1.1.- Fluidos Base Agua 1.2.- Fluidos Base Aceite 1.2.1- Emulsión Inversa 1.2.2- Emulsión Directa 1.3.- Fluidos Sintéticos con Polímeros 1.4.- Gases

115 115 115 115 115 116 116

2.- Descripción de los Fluidos de Perforación 2.1.- Fluidos Base Agua 2.2.1- Espumas

117 117 117


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

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

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4.- Propiedades Fisíco-químicas de los Fluidos 4.1.- Reológia Del Fluido

120 120

5.- Técnicas para Determinar la Densidad del Fluido

121



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

122

7.- Condiciones de Seguridad en los Fluidos de Perforación 123


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8.- Función Primaria del Fluido de Terminación de Pozos 123 8.1.- Mantener Controlada la Presión de Formación 123 8.2.- Evitar o Minimizar el Daño a la Formación 124 8.3.- Acarreo de Recortes a la Superficie 125 8.4.- Suspensión y Acarreo de Recortes al Detenerse la Circulación 126 8.5.- Soporta Parte del Peso de la Sarta 127 8.6.- Enfriamiento y Lubricación de la Sarta de Trabajo 127 8.7.- Formación de Pared (enjarre) 128 8.8.- Permitir el Medio Adecuado para Efectuar Operaciones con Equipos de Servicio a Pozos 128 8.9.- Evitar Daños a los Accesorios Superficiales 128 8.10.- Prevenir el Factor Temperatura en los Fluidos 129 8.11.- Evitar Riesgos al Personal y al Ambiente 129 9.- Características de los Fluidos de Terminación y de Reparación a los Pozos

129

CAPÍTULO 9.� MÉTODOS DE CONTROL

131

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

133 133 133 133 134 134 134


2.- Principio de los Métodos de Control con Presión de Fondo Constante 2.1.- Objetivos del Método del Perforador 2.2.- Objetivos del Método de Control Esperar y Densificar 2.3.- Objetivos del Método Concurrente 3.- Descripción de los Métodos 3.1.- Método del Perforador 3.2.- Secuencia 3.2.1- Primera Circulación (Con Densidad Original) 3.2.2- Segunda Circulación (Con Densidad de Control) 3.3.- Recomendación 3.4.- Básicamente el Método del Perforador Consiste en: 3.5.- Secuencia del Método del Perforador en Diagramas de Tubo en “U”

134 135 135 135 135 135 135 135 136 136 136 137

4.- Método de Esperar y Densificar 4.1.- Secuencia 4.2.- Descripción de los Eventos

139 139 139

5.- Método Concurrente 5.1.- Secuencia 5.2.- Descripción de los Eventos 5.3.- Desventajas que Afectan su Aplicación 5.4.- Soluciones 5.5.- Factores de Capacidad Interior 5.6.- Volumen Interior 5.7.- Capacidad de la Bomba 5.8.- Cálculos Complementarios 5.9.- Hoja para el Control de Brotes con Cédula de Trabajo

140 140 141 141 142 142 142 143 143



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6.- Métodos Alternos de Control de Pozos 6.1.- Método de Lubricar y Purgar 6.2.- Método de Regresar Fluidos Contraformación (Bullheading) 6.2.1- Secuencia 6.2.2- Descripción de los Eventos

146 146 146 147 147

7.- Método de Control Dinámico

148

8.- Circulación Inversa

148

9.- Otros Métodos de Control de Pozos 9.1.- Técnicas Alternas Utilizadas para Controlar un Brote 9.1.1- Técnica de Desviación del Flujo 9.1.2- Ventajas 9.1.3- Desventajas

150 150 150 150 150

10.- Técnica de Estrangulación Limitada 6.1.- Problemas Asociados con esta Técnica 6.2.- Método Aplicado

151 151 152

11.- Método Volumétrico

153

12.- Técnicas Cuando se Presenta un Descontrol Subterraneo 155 12.1.- Indicadores de un Descontrol Subterráneo 156 12.2.- Recomendación para Solucionar un Descontrol Subterráneo 157 12.3.- Bache de Lodo 157 12.4.- Tapón de Barita 157 13.- Localización de la Zona de Fractura

158

14.- Solución de Problemas Durante el Control

159


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

159 160 160 160 160 140 160 160 160 161 162

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

162 162 166 166 166 166 166 167

18.- Técnica del Perforador 18.1.- Primera Circulación 18.2.- Segunda Circulación

168 168 168


167 167 167


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19.- Técnica de Evaluación de Brotes sin Cerrar Totalmente el Pozo para Arenas de Desarrollo de la Cuenca de Burgos 168


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20.- Técnica de Control de Pozo Simplificado 20.1.- Ajuste de Presión de Bombeopor Cambio de Gasto 20.2.- Objetivos de Buenas Prácticas Sobre Control de Pozos 20.3.- Ajuste de Presion de Bombeo por Reducción de Densidad 20.4.- Ajuste de Presión de Bombeo por Incrementó de Densidad

168 169 169 169 169

CAPÍTULO 10.� COMPLICACIONES Y SOLUCIONES

171

1.- Presiones Entrampadas

173

2.- Presiones en la Tubería de Revestimiento

174

3.- Obturamiento de Sartas de Trabajo 3.1.- Identificación y Detección 3.2.- Acciones Correctivas 3.3.- Taponamiento Parcial 3.4.- Taponamiento Total 3.5.- Opción Correctiva

176 176 176 176 177 177

4.- Pérdidas de Circulación Asociadas a un Brote 4.1.- Relación a un Brote 4.2.- Mala Cementación de la Zapata de la Tubería de Revestimiento 4.3.- Fracturas Inducidas 4.4.- Formaciones Fracturadas o Cavernosas

177 177 178 178 178


5.- Hidratos 5.1.- Problemas por Hidratos 5.2.- Prevención de Hidratos 5.3.- Remoción de Hidratos 5.4.- Procedimientos Normales para la Prevención y Remoción

180 180 180 181 181

CAPÍTULO 11.� PROBLEMAS DURANTE EL CONTROL DE UN POZO

183

1.- Estrangulador 1.1.- Erosionado 1.2.- Obturado 1.3.- Identificación del Problema 1.4.- Acciones Correctivas

185 185 185 185 185

2.- Herramientas Tubulares Erosionadas 2.1.- Detección del Problema 2.2.- Evaluando la Presión del Cierre 2.3.- Acciones Correctivas

185 185 186 186

3.- Problemas en la Tubería de Revestimiento por Presiones Extremas 186 3.1.- Precauciones 187 3.2.- Acciones Correctivas 187 4.- Gas Somero 4.1.- Acciones Correctivas

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5.- Fugas en las Conexiones Superficiales

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6.- Falla en la Bomba de Lodos

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7.- Presiones Excesivas en la Tubería de Perforación

189

8.- Brote de Agua Salada

189

9.- Falla En Componentes del Equipo Superficial

189

CAPÍTULO 12.� SISTEMA SUPERFICIAL DE CONTROL DE POZOS

193

1.- Unidad para Operar Preventores 1.1.- Depósito Almacenador de Fluido 1.2.- Requerimientos de los Acumuladores 1.3.- Acumuladores, Requerimiento de Volumen y Pruebas 1.4.- Requerimientos de Presión y Precarga de los Acumuladores 1.5.- Fuentes de Energía-Requerimientos de las Bombas 1.5.1- Potencia de Bomba 1.5.2- Sistema de Potencia 1.6.- Partes de la Unidad y Recomendaciones 2.- Control Remoto Requerimientos 2.1.- Válvulas, Conexiones y Líneas de la Unidad Acumuladora para Operar Preventores 2.1.- Pruebas de Operación y Funcionamiento del Sistema 2.3.- Tiempo de Respuesta del Sistema de Bombeo 2.4.- Prueba de Operación del Sistema de Acumuladores 2.5.- Cierre de un Preventor Utilizando la Fuente de Energía Nitrógeno (N2)

195 195 195 196 198 198 198 200 202 205 206 206 207 207 208


3.- Cabezal de Tubería de Revestimiento

208

4.- Carrete de Control 4.1.- Especificaciones y Recomendaciones

209 209

5.- Preventor de Arietes 5.1.- Arietes 5.2.- Arietes para Tubería 5.3.- Características 5.4.- Arietes Variables 5.5.- Posición de los Arietes Ciegos 5.6.- Ventajas 5.7.- Desventajas 5.8.- Arietes de Corte

210 210 210 211 211 211 212 212 213

6.- Preventor Anular 6.1.- Características de Diseño 6.2.- Recomendaciones de Operación 6.3.- Empaquetadura de Preventores (Elastómeros) 6.4.- Inspección y Almacenamiento

213 214 215 214 216

7.- Conexiones Superficiales de Control 7.1.- Consideraciones de Diseño 7.1.1.- Línea de Matar 7.2.- Especificaciones y Recomendaciones 7.3.- Múltiple y Líneas de Estrangular 7.4.- Consideraciones de Diseño 7.5.- Recomendaciones de Operación 7.6.- Estranguladores Ajustables 7.7.- Instrucciones de Uso 7.8.- Operación y Mantenimiento

217 217 217 218 219 219 220 221 221 222

8.- Anillos y Bridas 8.1.- Instalación de Anillos, Bridas y Conexiones

223 223



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

223 224 224 224 227 228 231 231 231 233 233 233 235

9.- Conjunto de Preventores de Superficie 9.1.- Arreglos del Conjunto de Preventores 9.2.- Candado de Preventores

235 236 238

10.- Sistema Desviador de Flujo 10.1.- Instrucciones de Operación y Recomendaciones

238

11.- Inspección Física del Conjunto de Preventores

240

12.- Pruebas de Presión y Frecuencia 12.1.- Requerimientos de las Pruebas de Presión 12.2.- Pruebas Operativas al Arreglo de Preventores y Equipo durante los Viajes 12.3.- Pruebas Operativas al Arreglo de Preventores y Equipo cada 14 Días

241 241

239

242 242

13.- Probadores

243

14.- Refaccionamiento Mínimo en el Pozo

244


15.- Equipo Auxiliar para la Detección Oportuna de Brotes 15.1.- Indicadores de Flujo en la Línea de Flote 15.2.- Indicadores de Nivel en Presas 15.3.- Mediciones Utilizando el Tanque de Viajes 15.4.- Manómetros de Presión 15.5.- Sistemas de Alarma

244 245 246 246 248 248

16.- Desgasificador de Lodo 16.1.- Separador Gas Lodo 16.2.- Características de Diseño

249 250 250

17.- Cabeza para Deslizar Tubería Lubricador y Cabeza Rotatoria

251

18.- Sistema Rotatorio de Perforación Top Drive Drilling Systems 18.1.- Características de Operación

251 252

19.- Lubricador Stripper

253

CAPÍTULO 13.� EQUIPO Y SISTEMAS SUBSUPERFICIALES

257

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

259 260 260 260 261 261 261 261 262

2.- Sistemas de Seguridad en Superficie

263



P A C l l e W


P A C l l e W

3.- Dispositivo de Seguridad Subsuperficial

263

4.- Dispositivo de Seguridad Superficial

264

5.- Dispositivos que Accionan los Sistemas de Seguridad

264

6.- Empacadores 6.1.- Explotando el Intervalo Productor 6.2.- Componentes de un Empacador 6.3.- Selección de un Empacador 6.4.- Anclaje de un Empacador 6.5.- Prueba de Efectividad a un Empacador 6.6.- Lubricadores 6.7.- Equipo de Alta Presión y Partes

265 265 265 265 266 266 267 267

7.- Funcionamiento y Pruebas de Presión 7.1.- Presión de Trabajo del Equipo de Control Superficial 7.2.- Razones para Reducir la Presión de Trabajo 7.3.- Áreas de Riesgo Durante el Cierre y Control de Pozo

268

270

CAPÍTULO 14.� MARCO NORMATIVO

273

1.- Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente

275

2.- Reglamento de Trabajos Petroleros

284

268 269

3.- Reglamento para Prevenir y Controlar la Contaminación del Mar por Vertimiento de Desechos y Otras Materias 287 3.1.- Información Adicional 289


4.- Reglas en Operación de Perforación de Pozos 4.1.- Visitas de Inspección 4.1.1- Acceso a la Unidad Perforadora 4.2.- Requerimientos Generales 4.3.- Practicas Recomendadas para Soldar y Cortar 4.4.- Factores a Considerar en el Diseño del Pozo 4.5.- Sistema y Programa de Lodos 4.5.1- Control de Brotes 4.5.2- Equipo para Análisis y Monitoreo de Lodo 4.5.3- Cantidades de Lodo 4.5.4- Precauciones en Áreas Cerradas Donde se Maneja Lodo 4.6.- Tuberías de Revestimiento y Cementaciones 4.6.1- Requerimientos Generales 4.7.- Tubería Conductora o Estructural 4.8.- Tubería de Revestimiento Superficial 4.9.- TR Intermedia 4.10.- TR de Explotación 4.11.- Tiempo de Fraguado 4.12.- Pruebas de Presión De TR’S

290 290 290 290 292 293 294 294

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

299

295 296 296 297 297 298 298 298 299 299 299

301 301 302 302

6.- Preventores Submarinos y Requerimientos

303

7.- Operaciones Con Sartas Combinadas Para Tuberías De Trabajo

303



P A C l l e W

8.- Sistema Desviador De Flujo

304

9.- Simulacros de Control de Brotes y Seguridad en el Agua 304


P A C l l e W

10.- Entrenamiento en Control de Brotes

305

11.- Supervisión y Vigilancia

305

12.- Seguridad en el Agua Sobrevivencia en el Mar 12.1.- Botes Salvavidas y Cápsulas (Balsas) 12.2.- Simulacros de Emergencia 12.3.- Simulacros de Abandono de la Instalación Marina 12.4.- Simulacros de Lanzamiento de Botes Salvavidas y Cápsulas 12.5.- Simulacro Hombre al Agua 12.6.- Condiciones Cuando Hay Mal Tiempo 12.7.- Amaraje de Emergencia para un Helicóptero 12.8.- Comunicaciones Marinas – Equipos de Emergencia 12.9.- Señales Internacionales de Socorro 12.10.- Embarcaciones de Rescate en Espera

306 308 309

13.- Trabajos en Ambientes Amargos 13.1.- Sulfuro de Hidrógeno (Ácido Sulfhídrico) 13.2.- Protección y Seguridad del Personal 13.3.- Sistema Visible de Alarma 13.4.- Sistema de Alarma Audible 13.5.- Equipo para la Protección y Monitoreo de H2S 13.6.- Equipo de Protección Respiratoria 13.7.- Equipo Adicional de Seguridad 13.8.- Equipos de Ventilación 13.9.- Notificación a las Autoridades Competentes

312 313 313 314 314

309 310 310 311 311 312 312 312

315 315 315 316 316


13.10.- Programa de Lodos en Zonas que Contienen Ácido Sulfhídrico 13.11.- Atmósferas con Gas Amargo 13.12.- Prueba de Formación en Zonas con H2S 13.13.- Propiedades Metalúrgicas del Equipo para Uso en Zonas con H2s 13.14.- Requerimientos Generales al Operar en Zonas con H2S 13.14.1- Precauciones Adicionales Después de Penetrar Zonas con H2S 13.15.- Seguridad Del Pozo

14.- Operaciones de Terminación de Pozos 14.1.- Requerimientos Generales 14.2.- Fluidos de Control, Equipo y Operaciones 14.3.- Equipo Para El Control Del Influjo 14.4.- Sistema para Control del Influjo: Pruebas a Presión, Registros y Simulacros 14.5.- Tubería de Producción, Cabezal y Árbol de Válvulas 15.- Operaciones en Reparación de Pozos 15.1.- Requerimientos Generales 15.2.- Ácido Sulfhídrico (H2S) 15.3.- Fluidos de Control, Equipo y Operaciones 15.4.- Equipo para El Control de Brotes 15.5.- Sistema para El Control de Brotes: Pruebas a Presión, Registros y Simulacros. 15.6.- Tubería de Producción, Cabezal y Árbol de Válvulas 15.7.- Operaciones con Linea de Acero


316 316 317 317 317 317 319 319 319 320 320 322 323 323 323 324 324 325 325 326 326


P A C l l e W


P A C l l e W

16.- Abandono de Pozos 16.1.- Probando Retenedores, Tapones Mecánicos o de Cemento 16.2.- Aislando o Taponando Intervalos Disparados 16.3.- Verificación de la Limpieza de la Localización 16.4.- Criterios de Calificación 16.4.1.- Criterios de Calificación en Operaciones de Perforación 16.5.- Criterios de Calificación en Operaciones de Terminación 16.6.- Criterios de Calificación en Operaciones de Reparación de Pozos 16.7.- Criterios de Calificación en Abandono de Pozos

326 327 327 328 329 329 332 332 333

17.- Terminología de Medio Ambiente

333

CAPÍTULO 15.� OPERACIONES DE TERMINACIÓN DE POZOS

335

1.- Introducción

337

2.- Terminación de Pozos 2.1.- Terminación Exploratoria (T.E.) 2.2.- Terminación de Desarrollo (T.D.) 2.3.- Terminación de Pozo Inyector 2.4.- Terminación en Agujero Abierto 2.5.- Terminación con T.R. Perforada

337 338 338 338 338 339

3.- Tipos de Aparejos de Producción 3.1.- Aparejo Sencillo Fluyente 3.2.- Aparejo Sencillo Bombeo Neumático 3.3.- Aparejo Doble Terminación Fluyente 3.4.- Aparejo Sencillo Fluyente con Cámara de Acumulación

340 340 340 341 341


3.5.- Aparejo Sencillo de B.N. con Cámara de Acumulación

342

4.- Reparación a los Pozos 4.1.- Reparación Mayor (RMe) 4.2.- Reparación Menor (RM)

343 343 343

5.- Operaciones de Mantenimiento a los Pozos 5.1.- Invasión de Agua Salada 5.2.- Agotamiento y Baja Recuperación del Intervalo 5.3.- Daños a las Formaciones Productoras 5.4.- Cementaciones Primarias Defectuosas 5.5.- Desprendimientos y Roturas en las Tuberías de Revestimientos 5.6.- Relación Gas-Aceite (RGA) 5.7.- Sistema Primario de Recuperación del Pozo 5.8.- Inyección de Agua

344 344 344 345 345

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


346 346 347 347


347 347 347 348 348 348 348

P A C l l e W

APÉNDICE.�

351

Formulario Básico Fórmulas Prácticas (No Científicas)

353 357

GLOSARIO.�

367


P A C l l e W



ÍNDICE 1. Causas de los brotes

__________________________________

2. Densidad Insuciente de Lodo

2

3

__________________________________

3. Llenado Insuciente Durante los Viajes 4 __________________________________

4. Sondeo del Pozo al Sacar la Tubería

8

__________________________________

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

P A C l l e W

3

8

__________________________________

6. Pérdidas de Circulación

9

__________________________________

7. Presión Anormal de Formación

9

__________________________________

8. Detención de Formaciones con Presión Anormal

10

__________________________________


1. CAUSAS DE LOS BROTES

En ocasiones, la presión de formación excederá a la presión hidrostática ejercida por BROTE: Es la entrada de uidos provenien - el lodo y ocurrirá un brote, originado por: tes de la formación al pozo, tales como • Densidad insuciente de lodo. aceite, gas o agua (Mezcla gas/aceite). • Llenado insuciente durante los viajes. Al ocurrir un brote, se desaloja del pozo • Sondeo del pozo al sacar tubería demasiado rápido. Pistoneo del pozo al meter una cantidad de lodo de perforación, y si tubería demasiado rápido. dicho brote no es detectado, ni corregido a tiempo, se podrá producir un reventón o • Pérdidas de circulación. • Contaminación del lodo con gas (lodo descontrol. cortado por gas). DESCONTROL: Se define como un brote de fluidos, el cual no se puede manejar 2. DENSIDAD INSUFICIENTE a voluntad.

DE LODO

Los brotes ocurren como resultado de que la presión de formación es mayor que la ejer cida por la presión hidrostática del lodo, la cual causa que los uidos del yacimiento uyan hacia el interior del pozo.

La densidad insuciente del lodo es una de las causas predominantes por las que se originan los brotes. En los últimos años se ha hecho énfasis en perforar con den sidades de lodo mínimas con el objeto de optimizar las velocidades de penetración; 1.1 Clasicación de Los Brotes es decir, que la presión hidrostática sea so Intencionales y No Intencionales lamente la suciente para contener la pre Los intencionales son por ejemplo; los sión de formación. que son producto de una acción provoca da como: de una prueba de formación, de Sin embargo, cuando se perfora una zona una prueba de producción, redisparo de un permeable mientras se usan densidades mí intervalo, y las operaciones de perforación nimas de lodo, los uidos de la formación bajo balance. Los no intencionales son los pueden uir hacia el pozo y puede producir se un brote. explicados a continuación. Normalmente, en las operaciones de perfo ración se conserva una presión hidrostática ligeramente mayor que la de formación, de esta forma se previene el riesgo de que ocu rra un brote.


W e l l C A P N i v e l S u p e r v i s o r

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

3


P A C l l e W

• Se puede exceder el gradiente de frac tura de la formación e inducir una pérdi da de circulación. • Se incrementa el riesgo de tener pegaduras por presión diferencial. • Se reduce signicativamente la velo cidad de penetración. Por lo tanto, la mejor solución será mantener la pre sión hidrostática ejercida por el lodo ligeramente mayor que la presión de formación.

3. LLENADO INSUFICIENTE DURANTE LOS VIAJES

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

De acuerdo con las normas API-16D, APIRP59 y UNP, al estar sacando la tubería, El llenado insuciente del pozo durante los debe llenarse el espacio anular con lodo viajes, es otra causa predominante de que antes de que la presión hidrostática de la ocurran los brotes. A medida que la tubería columna de lodo acuse una disminución de se saca del pozo, el nivel del lodo dentro del 3.5 kg/cm2 a 5 kg/cm 2 (dependiendo de las mismo disminuye debido a que el volumen condiciones del pozo). de acero de la tubería desplaza una cierta cantidad del lodo al ser introducida al pozo. Tabla 1 Requerimiento de llenado en diferentes geometrías y densidades al extraer tuberías (lingadas).

TR

TP pg

10 ¾

3½ 5

TR

TP pg

9⅝

3½ 4½ 5

TR

TP pg

7⅝

4

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

2⅜ 2⅞ 3½

DENSIDAD gr/cm 3 1.40 5 5

1.50 5 5

1.60 5 5

1.70 5 5

1.80 5 5

1.90 5 5

2.00 5 5

2.10 5 5

2.20 5 5

2.00 5 5 5

2.10 5 5 5

2.20 5 5 5

2.00 5 5 4

2.10 5 5 4

2.20 5 5 4

DENSIDAD gr/cm 3 1.40 5 5 5

1.50 5 5 5

1.60 5 5 5

1.70 5 5 5

1.80 5 5 5

1.90 5 5 5

DENSIDAD gr/cm 3 1.40 5 5 5

1.50 5 5 5

1.60 5 5 5

1.70 5 5 5

1.80 5 5 5

1.90 5 5 4


TR

TP pg

7

2⅜ 2⅞ 3½

TR

TP pg

TP HW

pg 7⅝

3½

TR

TP HW

pg 7

3½

1.80 5 5 3

1.90 5 5 3

2.10 5 5 3

2.20 5 5 3

DENSIDAD gr/cm 3

2⅜

1.90 4

2.00 4

2.10 3

2.20 3

(lb/pie)

2⅞

2

2

2

2

2

2

2

1

1

TR

TP

DENSIDAD gr/cm 3

2⅜

1.40 5

1.50 5

1.60 5

1.70 5

1.80 4

1.90 4

2.00 4

2.10 3

2.20 3

2⅞

3

2

2

2

2

2

2

2

2

DENSIDAD gr/cm 3 1.40 5 4

2.00 5 5 3

1.80 4

TP

TR

1.70 5 5 4

1.70 5

(lb/pie)

3½ 5

1.60 5 5 4

1.60 5

5 18

10 ¾

1.50 5 5 4

1.50 5

pg

pg

1.40 5 5 4

1.40 5

5 21

TR

DENSIDAD gr/cm 3

1.50 5 4

1.60 5 4

1.70 5 3

1.80 5 3

1.90 5 3

2.00 5 3

2.10 5 3

2.20 5 3

2.00 3

2.10 2

2.20 2

2.00 2

2.10 2

2.20 2

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


DENSIDAD gr/cm3 1.40 4

1.50 4

1.60 3

1.70 3

1.80 3

1.90 3


1.50 2

1.60 2


1.70 2

1.80 2

1.90 2

5

TR

DC pg


10 ¾

7¼

TR

DC pg

9⅝

6¼ 6½

TR

DC pg

9⅝

5

TR

DC pg

P A C l l e W

7⅝

4¾ 5

TR

DC pg

7

4¾


1.50 1

1.60 1

1.70 1

1.80 1*

1.90 1*

2.00 1*

2.10 1*

2.20 1*

2.00 1 1*

2.10 1* 1*

2.20 1* 1*

2.00 3

2.10 3

2.20 3

2.00 1 1*

2.10 1 1*

2.20 1 1*

2.00 1*

2.10 1*

2.20 1*

DENSIDAD gr/cm3 1.40 1 1

1.50 1 1

1.60 1 1

1.70 1 1*

1.80 1 1*

1.90 1 1*


1.50 4

1.60 4

1.70 3

1.80 3

1.90 3

DENSIDAD gr/cm3 1.40 1 1

1.50 1 1

1.60 1 1

1.70 1 1

1.80 1 1*

1.90 1 1*

DENSIDAD gr/cm3 1.40 1*

1.50 1*

1.60 1*

1.70 1*

1.80 1*

1.90 1*

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

6


DIAM. EXTERIOR pg

PESO lb/pie

2⅜ 2⅞ 3½ 3½ 4½ 4½ 5 5

6.65 10.4 13.3 15.5 16.6 20 19.5 25.6

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

DIAM. INTERIOR DESPLAZAMIENTO pg lt/m 1.815 2.151 2.764 2.602 3.826 3.64 4.276 4

DIAM. EXTERIOR pg

PESO lb/pie

3½ 4½ 5”

25.31 42 50

DIAM. EXTERIOR pg

PESO lb/pie

4¾ 5 6¼ 6½ 7¼ 8 9½

47 53 91 91 119 147 216


1.26 1.97 2.52 2.94 3.15 3.79 3.70 4.89

DIAM. INTERIOR DESPLAZAMIENTO pg lt/m 2.062 2.75 3

DIAM. INTERIOR DESPLAZAMIENTO pg lt/m 2¼ 2¼ 2¼ 2 13/16 2 13/16 3 3

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

4.804 7.97 9.49


Tabla 6 Herramienta.

8.92 10.06 17.27 17.27 22.59 27.9 41.00

7

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


P A C l l e W

8

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

Si esta reducción de presión es lo sucien temente grande como para disminuir la presión hidrostática efectiva a un valor por debajo a la formación, dará origen a un des equilibrio que podrá causar un brote. Entre las variables que inuyen en el efecto de sondeo están las siguientes: • Velocidad de extracción de la tubería. • Propiedades reológicas (viscosidad alta, gelatinosidad alta, enjarre grueso) del lodo. • Geometría del pozo. • Estabilización de la sarta. Siendo la velocidad de extracción de la tu bería la única variable que pudiera sufrir modicaciones, se comprende la importan cia de disminuirla para reducir el efecto de sondeo.

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

Al perforar demasiado rápido, se puede des prender el gas contenido en los recortes en tal cantidad que reduzca sustancialmente Es decir, cuando se mueve la sarta hacia la densidad del lodo. Al reducir ésta, lógi arriba, ésta tiende a levantar el lodo con camente también se reduce la presión hi mayor rapidez que la que el lodo tiene para drostática en el pozo, de manera que si ésta es menor que la presión de formación, una caer por la sarta y la barrena. cantidad adicional de gas entrará al pozo. En algunas ocasiones, la barrena, los lastrabarrenas, la tubería HW o los estabilizadores se “embolan” con sólidos de la forma ción, haciendo más crítico dicho efecto.


El gas se detecta en la supercie bajo la forma de lodo “cortado” Una pequeña can tidad de gas en el fondo del pozo representa en la supercie un gran volumen debi do a su expansión. Han ocurrido brotes por esta causa, los cuales se han transformado en reventones, por lo que, para reducir su efecto se recomienda efectuar las prácticas siguientes: • Reducir el ritmo de penetración. • Aumentar el gasto de circulación. • Circular el tiempo necesario para desgasicar el lodo.

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

7. PRESIÓN ANORMAL DE FORMACIÓN

La presión de la formación es la que existe dentro de los espacios porosos de la roca. 6. PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN Esta presión es la resultante de la sobre Las pérdidas de circulación son los proble - carga y ejerce tanta presión sobre la for mas más comunes durante la perforación mación como sobre los uidos contenidos en ella. Las clasicaciones de la presión de un pozo y se clasican en dos tipos: de formación se relacionan con la presión de uidos en los poros de la formación y • Pérdidas naturales o intrínsecas. la densidad de los uidos contenidos en los • Pérdidas mecánicas o inducidas. espacios porosos. Si la pérdida de circulación se presenta durante el proceso de la perforación de un Las presiones en la formación pueden ser pozo, se corre el riesgo de tener un brote, normales, anormales o subnormales. esto se incrementa al estar en zonas de alta presión o de yacimiento en un pozo explora- Las formaciones con presiones anormales ejercen presiones mayores que la hidrostátorio o delimitador. tica del uido contenido en la formación. Se Al perder la columna de lodo, la presión hi - generan durante la fase de compactación, drostática ejercida por el mismo, ésta pue- restringiendo el movimiento de los uidos, de disminuir a un punto tal, que permita forzando de esta manera a que la sobrecar ga sea soportada más por el uido que por que el pozo uya originando un brote. los granos de la roca. Esta presurización de Con el objeto de reducir las pérdidas de cir- los uidos excede por lo general 0.108 kg/ culación, se recomienda efectuar las prác - cm2/m y en ocasiones, para controlar estas presiones de formación, se pueden necesi ticas siguientes: tar uidos de mayor densidad y a veces superiores a los 0.224 kg/cm 2/m.



9

8. DETECCIÓN DE FORMACIONES CON PRESIÓN ANORMAL


P A C l l e W

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

8.2 Densidad de Lutitas

La densidad de la lutita se puede usar como indicador de la presencia de formaciones anormalmente presionadas. Esta densidad normalmente aumenta con la profundidad, debido a la creciente compactación de la lutita a medida que ésta se encuentra en estratos cada vez más profundos. Las condiciones geológicas que dan origen a las pre siones anormales son de tal naturaleza que causan retención de grandes cantidades de agua por parte de las lutitas, y esta agua causa una densidad global baja. Consecuen 8.1 Aumento en el Ritmo de Penetración temente, una disminución en la densidad Cuando la presión de formación es mayor global de la lutita (desviación de la tendenque la presión del pozo, aumenta consi - cia normal establecida) indicará la existenderablemente el ritmo de penetración de cia de presiones anormales. La densidad de la barrena. Por lo tanto, al encontrar una la lutita se puede medir a pie de pozo, con zona de presión anormal puede ocasionar - equipo relativamente sencillo. se un aumento en el ritmo de penetración. 8.3 Recorte de Lutita Sin embargo, se sabe que hay otros mu chos factores que contribuyen al ritmo de penetración; por lo que éste no es un indi - La apariencia y cantidad del recorte de luticador absoluto de la presencia de presio - ta también proporciona información útil con respecto a la detección de brotes. nes anormales. Algunos factores que afectan al ritmo de penetración son: el desgaste de la barrena, su tamaño y tipo, el tipo de formación, las propiedades del lodo, la velocidad de rota ción, la carga sobre barrena y el gasto de circulación.

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Cuando ocurra un “quiebre” en el avance y no haya cambio en alguna de las otras va riables, se debe sospechar la presencia de una zona con presión anormal; pero cuando una de estas variables cambia al ocurrir el “quiebre”, el análisis de la situación se torna más difícil.

En formaciones con presión anormal donde la densidad del lodo es insuciente, la presión de formación tiende a empujar la lutita hacia el pozo, originándose lo que se conoce comúnmente como problema de “lutitas deleznables”. Cuando esto ocurre, el recorte tiende a llegar a la supercie en mayor cantidad.


La lutita que se desprende del pozo (derrum 8.5 Concentraciones de Cloruros o be) presenta supercies de apariencia puli Contaminación con Agua Salada mentada debido a su separación a lo largo de los planos de depositación. La concentración de cloruros o la detección de agua salada en el lodo es un indicador de Como para analizar el recorte, éste tiene que un inujo de uidos de la formación al pozo. sacarse a la supercie por circulación, debe La presencia del agua salada conrma que la considerarse un tiempo de atraso para poder presión de formación ha excedido a la preasociar los datos obtenidos del recorte con la sión hidrostática del lodo. Una posible causa profundidad real de donde proviene. de esta situación puede ser el hecho de estar perforando una zona de presión anormalmen 8.4 Temperatura en la Descarga del Lodo te alta. La temperatura del lodo en la línea de o te se usa algunas veces como indicador de la presencia de formaciones con presión anormal. Esto se debe a que dichas zonas están generalmente a mayor temperatura que las zonas con presión normal localizada en esa misma profundidad, en la misma área. Si todos los otros parámetros importantes permanecieran constantes, se estabilizaría la temperatura del lodo en la descarga, con lo cual se obtendría un perl muy uniforme; sin embargo, éste no es el caso. Las conexio nes, los tipos de barrena y los cambios tanto en el gasto como en el ritmo de penetración causan uctuaciones en la temperatura de salida; es por esto que este dato resulta a ve ces de poco valor en la detección de brotes. Sin embargo, en ocasiones, un aumento en la temperatura de salida estabilizada se debe a presiones anormales.

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


8.7 Cambio en las Propiedades Reológicas del Lodo La entrada de uidos de la formación dentro del pozo puede contaminar al lodo de perfo ración. La oculación y un espesamiento del lodo pueden ser el efecto de la contaminación. Cuando las propiedades reológicas del lodo.


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En debe tenerse presente que esto pudiera deberse a zonas con presiones anormales. 8.8 Conductividad Eléctrica de las Lutitas


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

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ÍNDICE 1. Indicadores de brotes

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2. Importancia de Respuesta Oportuna ante Indicadores de Brotes

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

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

1. INDICADORES DE BROTES

puede ser detectada observando el ujo del lodo a través de la temblorina y cualquier cambio fuera de lo normal. Existen equipos Al momento de ocurrir un brote, el lodo es medidores de gasto, que pueden detectar esas variaciones en forma automática. desplazado fuera del pozo. Los indicadores denidos de que el lodo está uyendo fuera del pozo son: aumento del vo lumen en el gasto de salida, aumento de vo lumen en presas mientras se está circulando con un gasto constante, ujo del pozo con la bomba parada, y el hecho de que el pozo acepte menos lodo o uya de él más lodo que el calculado para el viaje. Otros indicadores de la presencia de un brote son:

1.2. Aumento de Volumen en Presas

Aumento en el ritmo de penetración; dismi nución en la presión de circulación y aumen to en el número de emboladas de la bomba; aumento en el gas del viaje, de conexión o de fondo; presencia de agua en el lodo y au mento de cloruros en el lodo.

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

1.1. Aumento en el Gasto de Salida

1.3. Flujo sin Circulación

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

La indicación más denida de un brote es un pozo uyendo con las bombas paradas. Si el indicador así se maniesta, es seguro que un brote está en camino. Atender un pozo de esta



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manera se le conoce como “observar el pozo”. Esto signica que las bombas de lodo son detenidas y el espacio anular es observado para determinar si el pozo continúa uyendo o si el nivel estático del uido está aumentando. Cuando se “observa el pozo”, la práctica normal consiste en subir la sarta de perforación de manera que la echa se encuentre arriba de la mesa rotatoria. Antes de poder observar si existe ujo, debe llenarse con lodo el espacio anular, en caso de que no esté lleno. 1.4. El Pozo Acepta Menos Lodo o Desplaza Más en los Viajes

que ya se sacó. El volumen de lodo requerido para llenar el pozo debe ser igual al volumen de acero que ha sido extraído. Si, por el con trario, se requiere una cantidad menor para llenar el pozo, entonces se tendrá una indica ción de que está ocurriendo un brote. Ahora bien, si la cantidad de lodo necesaria para llenar el pozo es mayor que el volumen de acero extraído, entonces se tendrá una pér dida de lodo. La extracción de tubería es una operación más crítica que su introducción, debido a los efectos de sondeo y de llenado del pozo. En otras palabras, tanto el efecto de sondeo como el de llenado ocasional del pozo reducen la presión en el fondo y esto puede originar que ocurra un brote. Ambas operaciones de viaje requieren que se deter mine el volumen del acero de la tubería. El método que se preere para su cálculo es a partir de las tablas de desplazamiento, para el tamaño y peso de la tubería en particular que se va a sacar o meter. Otra manera es aplicando la fórmula correspondiente.

Cuando se realiza un viaje (introducción o extracción de tubería) es más difícil detectar un brote. En cualquiera de los dos casos, para poder detectar un brote en sus inicios, es necesario llevar un control de la cantidad de tubería introducida o sacada del pozo y el volumen de lodo desplazado o requerido para su llenado correspondiente. El volumen real requerido para llenar el pozo puede medirse mediante (1) tanque de via Al meter tubería dentro del pozo, se despla - jes, (2) medidor de gasto, (3) cambio en el zará lodo hacia fuera. El volumen de lodo des - nivel en las presas y (4) contador de embo plazado deberá ser igual al volumen de acero ladas. de la tubería introducida. Si el volumen des plazado es mayor que el volumen del acero, Cuando se mete tubería, el tanque de viajes los uidos de la formación estarán entrando deberá utilizarse para medir el volumen de al pozo forzando el lodo hacia afuera; es de - lodo desplazado del pozo, dependiendo de la cir, estará ocurriendo un brote. Si el volumen forma en que estén hechas las conexiones. del lodo desplazado es menor que el volumen Es aconsejable que el tanque de viajes esté de acero de la tubería introducida, entonces dispuesto de tal manera que se pueda utili se tendrá pérdida de circulación. zar para medir el volumen de lodo llenado o desplazado del pozo. Pueden instalarse En caso de que se esté sacando tubería del medidores de gasto de tal manera que mi pozo, se debe añadir lodo para que vaya ocu - dan el volumen bombeado dentro del pozo pando el espacio desocupado por la tubería o el volumen de lodo desplazado. El nivel


de la presa de lodos debe ser sensible a los en zonas de presión anormal de yacimiento. cambios en el volumen de lodo; sin embargo, debe recalcarse que se necesita un volumen 1.6 Disminución de la Presión de grande de lodo para que el cambio pueda ser Bombeo y Aumento de Emboladas notorio, especialmente en presas con una área bastante grande. Cuando un brote ocurre mientras se está perforando, los uidos debido al brote estarán El determinar el volumen de lodo contando únicamente en el espacio anular. el número de emboladas puede hacerse so lamente cuando se está llenando el pozo. No La presencia de dichos uidos, que tienen puede utilizarse cuando se está metiendo tu- una densidad menor que la del lodo, causa bería y ésta desplaza lodo del pozo, puesto rá que la presión hidrostática en el espacio que este lodo no pasa a través de la bomba. anular sea menor que la presión hidrostática dentro de la sarta de perforación. Ahora veamos los indicadores de brotes al estar perforando: La diferencia de presiones ayuda a que el lodo dentro la sarta uya hacia el espacio anular 1.5 Aumento en la Velocidad más fácilmente, con la consecuente disminude Perforación ción de presión de bombeo y el aceleramien to de la bomba de lodo, el cual se maniesta Un aumento en la velocidad de perforación en el aumento de emboladas. puede ser un indicador de un posible brote. La velocidad de perforación está en función Sin embargo, hay que hacer notar que una de varios factores, como: disminución de presión de bombeo también puede deberse a las causas siguientes: • El peso sobre la barrena. • Velocidad de rotación. • Reducción en el gasto de circulación. • Densidad de lodo. • Agujero o sura en la TP. • Hidráulica. • Junta de la sarta lavada por presión. • Características de la formación. • Desprendimiento de una tobera en la ba rrena. Pero también está determinada por la dife - • Cambio en las propiedades del lodo. rencia entre la presión hidrostática del lodo y la formación. Es decir, que si la presión de Como se observa, la decisión nal se tomará formación es mayor que la presión hidrostá - después de haber ponderado varios indicado tica dentro del pozo, aumentará considera- res del brote. blemente la velocidad de penetración de la barrena. Cuando esto ocurra y no haya cambios en alguna de las otras variables, se debe sospechar la presencia de un posible brote. Esta posibilidad es mayor cuando se perforan



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1.7 Lodo Contaminado con Gas


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(que tiene menor densidad que el lodo) en tran al pozo, el efecto de otación de la sarta de perforación se reduce, ocasionando como resultado un incremento en el peso de la tu bería, siendo más representativo en lodos de alta densidad, ya que tiene un factor de o tación mayor.

La aparición del lodo contaminado con gas, puede deberse al uido contenido en los re cortes de la barrena o al uido de la forma ción del pozo que está siendo circulado a la supercie. Conforme el gas se va expandien do al acercarse a la supercie (por la reduc 2. RESPUESTA OPORTUNA ANTE ción de presión al disminuir la columna de INDICADORES DE BROTES lodo sobre él), el lodo contaminado con gas provoca disminución en la presión hidrostátiSi las bombas de lodo están paradas y el pozo ca, lo cual puede ocasionar un brote. se encuentra uyendo, generalmente un bro te está en camino. A la acción de vericar el 1.8 Lodo Contaminado con Cloruros estado de un pozo se le conoce como “obserLa detección de un aumento de cloruros y el var el pozo”. porcentaje de agua pueden ser indicadores de que los uidos de la formación estén en - Esto signica que las bombas de lodo son de trando al pozo y, por consecuencia, sean el tenidas y los niveles en TP y TR son observa dos para determinar si el pozo continúa uorigen posible de un brote. yendo o si el nivel de lodo está aumentando. Sin embargo, el aumento de cloruros también puede ser originado al perforar una sección Al observar el pozo, se recomienda como práctica subir la sarta de perforación, de masalina. nera que la echa se encuentre arriba de la mesa rotaria. 1.9 Cambio en las Propiedades Reológicas del Lodo Es conveniente considerar que si uye el Cuando las propiedades reológicas cambien, pozo, puede deberse a una descompensación debe tenerse presente que tal variación pudo de columnas de lodo, por lo que se deberán ser causada por la entrada de un uido inva - observar ambos niveles (TP y TR) para la toma sor, lo cual se maniesta con variación en la de decisiones correctas. viscosidad, relación agua-aceite y la precipi El aumento en el gasto de salida mientras se tación de sólidos. está circulando con un gasto constante, ge neralmente es señal de que está ocurriendo 1.10 Aumento en el Peso de un brote. la Sarta de Perforación Aún cuando este indicador es difícil de de- El ujo de salida puede determinarse con tectar, es conveniente mencionarlo. Cuando gran exactitud con el dispositivo denominado ocurre un brote y los uidos de la formación indicador de ujo en la línea de ote.

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Generalmente, una ganancia o aumento de volumen en presas al estar perforando es in dicativo de que se tiene un brote. El volumen de lodo en presas puede medir se con un sensor automático instalado en las mismas. Ninguno de los indicadores mencionados es absoluto; por lo tanto, se deben analizar en conjunto. Sin embargo, cuando exista la presencia de alguno de estos indicadores, se justica el tener que investigar de inmediato la causa, ya que se requiere una pronta respuesta a cualquier indicador para poder mantener en control el pozo.



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ÍNDICE 1. Tipos de Presión


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2. Cálculos Básicos para el Control de un Brote

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3. Cálculos Complementarios

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4. Prevención

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5. Densidad de Lodo Equivalente (DLE)

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6. Efecto de Presión en la Relación Altura / Volumen

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7. Densidad de Control y Presión de Bombeo

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8. Presión Límite Dentro del Pozo

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9. Unidad de Presión (DLE)

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1. TIPOS DE PRESIÓN

Cuando se tienen diferencias de densidad en las columnas se establece una diferencial en el extremo de la sarta y tenderán las columnas 1.1 Concepto del Tubo en “U” a equilibrarse; esa es la razón por la cual o uEl concepto del tubo en U es similar a la con - ye por la TP o uye por la TR sin circular, per guración del pozo, es decir, una columna diéndose el espejo del lodo. En esta situación, le corresponde a la sarta de perforación y la se puede generar una falsa alarma de brote. otra columna corresponde al espacio anular. Es importante para el personal que labora en Cuando se circula y se homogeniza el lodo, perforación interpretar los diversos principios, al parar el bombeo las columnas del lodo en conceptos y procedimientos que se deben seambas ramas permanecen estáticas quedan- guir para el control de un brote en un pozo. do los niveles del lodo en la boca del pozo. El control de un brote se fundamenta en El concepto del tubo en U es el principio de el uso de métodos y equipo, que permiten vasos comunicantes en el que no cuenta el mantener una presión constante contra la área del tubo sino el valor de la columna hi- formación. El control está en función de la densidad, gasto, presión de bombeo y la con drostática. trapresión impuesta por el estrangulador. Un yacimiento no necesita contener alta presión para causar un problema serio. Las zonas productoras de gas o aceite con presión nor mal contienen suciente presión como para causar un reventón (descontrol). Hay varios mecanismos para que las altas presiones se desarrollen y todos están relaciona dos con la presión absoluta del yacimiento. Generalmente estas presiones se deben a:


• • • • •

La presión hidrostática. Presión diferencial. Presión de la formación. Las leyes del comportamiento de los gases. Pérdidas de presión del sistema de circulación. • Empuje del yacimiento. Figura 1


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

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1.2. Presión

1.3 Presión Hidrostática

Se dene como la fuerza aplicada a una uni dad de área. Su fórmula es: FUERZA (kg o lb) PRESIÓN = = kg/cm² o lb/pg² ÁREA (cm² o pg²)

Es la presión ejercida por una columna de uido, debido a su densidad y altura vertical, y se expresa en kq/cm 2 o lb/pg2.

Ejemplo 1 Densidad del uido (gr/cm3) x profundidad (m) ¿Qué presión se ejerce sobre el área de un Ph = 10 círculo con diámetro de 10 pg aplicando una fuerza de 1,000 lb? p xH Ph = F A = 0.7854 x D² 10 PRESIÓN = A = 0.7854 x 10² = 0.7854 x 100 Sistema Inglés: 1,000 lb A = 78.54 pg² PRESIÓN = 78.54 pg² Ph = Densidad (lb/gal) x profundidad (pies) x 0.052=lb/pg 2 P= 12.73 lb/pg2 Para el caso de pozos direccionales, utilizar Despejando la fuerza y el área resulta: la profundidad vertical verdadera (PVV) y no la desarrollada (PD) F PRESIÓN = A ; F = P x A ; Ejemplo 3 Ejemplo 2 ¿Cuál será la Ph de un pozo con una PD de ¿Qué fuerza ejercerá un uido en el fondo de 3933 m y una PVV de 3202m, con un lodo de una tubería bajo presión de 3,000 lb/pg 2 y 1.23 gr/cm3? diámetro de 1 pg, si el área se determina con dxPVv 1.23 x 3,202 la fórmula? Ph = 10 = ;Ph = 393.8 kg/cm 2 10

P A C l l e W A= 0.7854xD =

1.4 Densidad

2

0.7854x pg

A= 0.7854 pg

2

2

FUERZA = 3,000 lb/pg 2 x 0.7854 pg 2 FUERZA = 2,356 lb (convertida al SMD) FUERZA = 1,069.7 kg

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

Se dene como la masa (gramos) de una sus tancia por la unidad de volumen (cm 3) y se expresa en: gr/cm3, lb/gal y lb/pie3 Siendo su fórmula:


Densidad =

Masa (gr) Volumen (cm³)

Ph = 0.125 kg/cm²/m x 4,500 m Ph = 562.5 kg/cm²

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

Ejemplo 5

¿Cuál es la presión de fondo (Pf ) y el gradien 1.5 Gradiente de Presión te de presión: A) En un pozo a 3,000 m lleno con agua tratada de 1.00 gr/cm³. B) En un Se dene como la presión por metro y se ex - pozo a 3,000 m lleno con agua salada de 1.07 presa en kg/cm2/m o lb/pg2/pie. gr/cm³? Para convertir una densidad a gradiente, se procede como sigue: p G = 10 ; p = G x 10

Soluciones: a) Pf = Ph Gp= Sustituyendo valores: Pf =

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

Pf Prof

GRADIENTE kg/cm²/m 0.120 0.085 0.220

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

Gp = Pf = Gp =

3,000 x 1.00 10

Pf = 300 kg/cm2

300 Gp = 0.100 kg/cm2/m 3,000 3,000 x 1.07 gr/cm3 Pf = 321 kg/cm2 10 321 Gp = 0.107 kg/cm2/m 3,000

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


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

Convirtiendo la densidad a gradiente, se tiene: Ph = G x h


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Una roca con alta permeabilidad y porosidad 1.9 Formaciones con tendrá más posibilidad de provocar un brote Presión Anormal que una roca con baja permeabilidad y poro Son aquellas donde la presión de formación sidad. es mayor a la que se considera como presión normal. Las densidades de uidos requeridos Las presiones de formación se clasican en: para controlar estas presiones equivalen a gradientes hasta de 0.224 kg/cm 2/m. • Normales. • Subnormales. Estas presiones se generan usualmente por la • Anormales. compresión que sufren los uidos de la for mación debido al peso de los estratos supe 1.7 Formaciones con Presión Normal riores. Son aquellas que se pueden controlar con Las formaciones que tienen altas presiones densidades de 1.00 a 1.08 gr/cm 3. se consideran selladas, de tal forma que los Las densidades del uido requerido para con - uidos que las contienen no pueden escapar, trolar estas presiones es el equivalente a un soportando estas partes de la presión de so brecarga. gradiente de 0.100 a 0.108 kg/cm 2/m. Para conocer la “normalidad” o “anormali - Los métodos cuantitativos usados para deterdad” de las presiones en cierta área, se debe - minar zonas de alta presión son: rá establecer el gradiente del agua congénita en las formaciones de esa región, conforme • Datos de sismología. el contenido de sales disueltas. Para la costa • Parámetros de penetración. del Golfo de México se tiene un gradiente de • Registros eléctricos. 0.107 kg/cm2/m. 1.10 Presión de Sobrecarga (PSC) o Presión Total de Formación 1.8 Formaciones con Presión Subnormal Es el peso de los materiales que se ejerce en Son aquellas que se pueden controlar con una un punto determinado en la profundidad de densidad menor que la de agua dulce, equi - la tierra. valente a un gradiente de 0.100 kg/cm 2/m. La fórmula para conocer la PSC es: Peso del mineral + Peso del agua Una posible explicación de la existencia de PSC = Área que lo soporta tales presiones en las formaciones es considerar que el gas y otros uidos han escapado por fallas u otras vías del yacimiento, causan- En donde los valores empleados son el pro medio de la densidad del agua contenida en do su depresionamiento. los poros y el promedio de la densidad de los granos minerales.


Esta presión se debe al peso de las rocas jun to con los uidos que contienen.

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

Para la costa del Golfo de México, se tiene un gradiente de sobrecarga de 0.231 kg/cm 2/m. 1.11 Presiones Máximas Permisibles Sin embargo, para casos particulares es con veniente su determinación, ya que con freLa Norma API-6A y el Boletín API-13 presentan cuencia ocurren variaciones considerables. las especicaciones del equipo y conexiones Las rocas dentro del subsuelo promedian de respecto a la presión máxima de trabajo, las cuales son para 2000, 3000, 5000, 10,000, 2.16 a 2.64 gr/cm 3 (18 a 22 lb/gal). 15,000 lb/pg 2. La gráca 1 sirve para predecir el comporta miento de algunos pozos de desarrollo, utili - La presión de trabajo de las conexiones suzando datos reales de presión de formación perciales de control del pozo deberá ser de pozos perforados con anterioridad, para mayor a las máximas presiones esperadas. el área de la costa del Golfo de México. Otros Esta presión debe ser mayor que la: tipos de presión se determinan por regiones • Resistencia a la presión interna de la tuy campos. bería de revestimiento. • La línea “A” corresponde a la presión • Presión máxima anticipada. • La presión de fractura de la formación renormal de formación. ferida a la zapata de TR. • La línea “B” corresponde al gradiente de sobrecarga. Gráca 1 Comportamiento del gradiente de presión en el área de la costa del Golfo de México.



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Figura 2 Sobrecarga en pozos de tierra y marinos.


Respecto al uso de las tablas de tubería de revestimiento, en cuanto a los valores de presión interna, se recomienda por seguri dad usar solamente el 80% del valor nominal. Si existiera otro tipo de daño o información por registros de calibración, se tomará el correspondiente al estado de la tubería. 1.12 Presión de Fractura Es la presión a la cual se presenta una falla mecánica de una formación, originando pér dida de lodo hacia la misma.

los términos presión de fractura y P Aunque gradiente no son técnicamente iguales, a A menudo se emplean para designar lo mismo. La presión de fractura se expresa como un C en kg/cm /m (lb/pg /pie) o en l l gradiente kg/cm (lb/pg ). Graca o tablas están basa e das en estas unidades. varios métodos para calcular los gra W Existen dientes de fractura de la formación, pro 2

2

2

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puestos por los siguientes autores: • Hubert y Willis. • Matthews y Kelly. • Eaton.

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Figura 3 Gráca de gradiente de fractura contra profundidad, Costa del Golfo de México.

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


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

Las principales unidades son kg/cm 2/m y lb/ pg2/ pie. Por lo general conforme aumenta la profundidad se incrementan los gradientes de fractura de formación. Formaciones poco compactadas, como las que se localizan en aguas profundas costafuera, pueden presen Los gradientes de fractura en aguas profundas tar bajo gradiente de fractura de formación. son sustancialmente menores a los registrados en tierra o en aguas someras a una profundi - Este dato previo es aplicable al control de dad equivalente. En parte esta reducción se las presiones en la supercie al efectuar el debe a los bajos esfuerzos de sobrecarga por control de las pozo y es una limitante. Si no el efecto del tirante de agua existente. se toma en cuenta, se puede presentar una pérdida de uido al fracturarse la formación La siguiente gura ilustra el concepto: el es - ocasionando muchos problemas adicionales a fuerzo de sobrecarga de un pozo terrestre a la presencia del brote, tales como un descon 2,861 m (9,386 pies) es de 658 kg/cm 2 (9,357 trol subterráneo. lb/pg2). Para el caso del pozo marino, a la misma profundidad de 2,861 m, pero con un La máxima presión permisible a manejar en tirante de agua de 384 m (1,259.5 pies), el el espacio anular por fracturamiento de for esfuerzo de sobrecarga será de 611 kg/cm 2 mación se puede obtener por: (8,688 lb/pg2). • Método analítico. Aunque este ejemplo no toma en cuenta to - • Pruebas prácticas de campo. dos los parámetros conocidos, sí ilustra la reLos gradientes de fracturamiento analítico se ducción del gradiente de fractura. pueden obtener a través de registros geofísi El método para determinar el gradiente de cos y por ecuaciones matemáticas desarrollafractura en el campo es el que se denomina das principalmente por Eaton, Hubert – Willis “Prueba de Goteo”, el cual se expone en otro y Mattews – Kelly. capítulo del manual. Las principales prácticas de campo para obte ner los gradientes de fractura de la formación 1.13 Fractura de la Formación más conables son las “Pruebas de Goteo” y Se entiende como presión de fractura a la las pruebas de presión de integridad de forma cantidad de presión requerida para deformar ción. Estas pruebas se indican en este capítulo. permanentemente la conguración de una 1.14 Presión de Fondo en el Pozo formación.


Esta presión de fractura de la formación se Cuando se perfora un pozo se imponen pre puede expresar también en gradiente, que es siones sobre los costados del agujero, y la mayor presión es la que ejerce la presión hi la presión por unidad de longitud. drostática del lodo de perforación.


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P A C l l e W

Figura 4 Determinación de la Densidad de Lodo Equivalente.

Sin embargo, la presión requerida al circular el lodo por el espacio anular también actúa sobre las paredes del agujero. Esta presión pocas veces excede los 14 kg/cm 2 (200 lb/ pg2). Pero otras presiones adicionales se originarán por la contrapresión del lado del es pacio anular o por el movimiento de tubería causado por sondeo o pistoneo.

Por ello, la presión total en el fondo de un pozo en el evento de un brote es la siguiente. Pf = Ph + (PCTP o PCTR ) Donde: Pf = Presión de fondo en el pozo (kg/cm2 o lb/pg2) Ph = Presión hidrostática de los uidos en el pozo (kg/cm 2 o lb/pg2) PCTP = Presión de cierre supercial en TP (kg/cm2 o lb/pg2) PCTR = Presión de cierre supercial en TR (kg/cm2 o lb/pg2)

30


1.15 Presión de Goteo

W e l l C A P

Para determinar el gradiente de fractura de la formación se realiza la prueba denominada “de goteo”, con la nalidad de proporcionar con bastante conanza el gradiente de frac tura de la formación, y así denir la máxima presión permisible en el pozo cuando ocurre un brote, densidad de lodo máxima a usarse y el asentamiento de las subsecuentes tuberías de revestimiento. La razón fundamental de la prueba de goteo es encontrar la presión a la cual la formación inicia a admitir uido de control sin provocar fracturamiento de la formación. El resultado será la suma de la presión ejercida por la columna hidrostática del uido empleado más la presión del manómetro al represionar. La presión a manejar en la supercie depende rá del valor de la columna hidrostática que se utilice en el pozo; a mayor densidad del lodo, menor presión se requerirá en la supercie.

Figura 5 Presión diferencial (efecto tubo en “U”). Figura 6 Presión impuesta en el estrangulador 50 kg/cm 2 transmitida y añadida a la presión de cierre.

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

La máxima presión permisible a la fractura es una limitante en lo referente a control de po zos. Si ésta se rebasa cuando ocurre un brote, puede ocurrir un reventón subterráneo, pu diendo alcanzar la supercie por fuera de la TR.

N i v e l S u p e r v i s o r

1.16 Presión Diferencial Generalmente, el lodo de perforación pesa más que los uidos de un yacimiento; sin embargo, cuando ocurre un brote, los uidos que entran al pozo causan desequilibrio entre el lodo no contaminado dentro de la tubería de perforación y el contaminado en el espacio anular. Esto origina que la presión registrada al cerrar el pozo, por lo general sea mayor en el espacio anular que en la TP.


Figura 8 Transmisión de presiones.

31 25 25

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


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

1.17 Transmisión de Presión La característica del uido de ser transmisor de las presiones no se deteriora con el ujo; cuando el uido está en movimiento y se impone sobre él una presión, ésta se transmite íntegramente a cualquier otra parte del sistema. Si dicha presión se aplica en el espacio anu lar debido al cierre de un estrangulador ajus table, se transmitirá totalmente a través de todo el sistema y será registrada en el manó metro del tubo vertical (stand pipe) como una presión adicional (ver gura 6), siempre que el sistema permanezca cerrado y comunicado.

P A C l l e W

Figura 9 Presione de cierre

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1.18 Presiones de Cierre (PCTP y PCTR) Cuando se cierra un pozo, el intervalo aporta dor seguirá uyendo hasta que las presiones de fondo y de formación se equilibren y esta bilicen, lo cual puede llevar algunos minutos, dependiendo del tipo de uido invasor y de la permeabilidad de la roca. Una vez estabi lizado el pozo, las presiones de cierre serán el resultado de la diferencia entre la presión hidrostática y la presión de formación.

1.19 Presión de Bombeo y Efecto de la Fricción El lodo entra al sistema de circulación a través de la presión aplicada por la bomba de lodos. El uido de perforación recorre las conexiones superciales y baja por la sarta de perforación saliendo por las toberas de la barrena hacia el espacio anular y retornando a las presas.

Mientras se está perforando, la presión de circulación de bombeo está relacionada En la mayoría de los casos, la Presión de Cie - únicamente con la fricción. La presión de rre en la Tubería de Revestimiento (PCTR) será la bomba de lodos debe superar y compen más alta que la Presión de Cierre en la Tubería sar respectivamente la fricción y la presión de Perforación (PCTP). Esto se debe a que los bajobalanceada. uidos de la formación con mayor facilidad uyen al espacio anular, desplazando al lodo Debido a la fricción, el contacto se tiene entre y disminuyendo su columna hidrostática, lo el lodo circulando y las supercies por donde que no ocurre comúnmente con el lodo del va en movimiento. La magnitud de estas périnterior de la sarta, por lo que generalmente didas de presión por fricción dependen de las se toma el valor de PCTP como el más cona- propiedades del lodo, el gasto de la bomba y ble para calcular la densidad de control (ver el área de ujo. La mayor parte de estas pérgura 9). didas se tienen dentro de la sarta de perfo ración y a través de la toberas de la barrena. Sin embargo, debe señalarse que existen si tuaciones ocasionales donde la presión de Sin embargo, debe mencionarse que la can cierre en la TP no es muy conable. Tal caso tidad de presión aplicada por la bomba en ocurre cuando se presenta un brote al estar el fondo del pozo, durante una circulación perforando y no es detectado oportunamen - normal, es solamente una parte del total que te. La descompensación de columnas puede deba estar presente en el fondo para que el ser tan grande que al cerrar el pozo, la co - lodo supere a la fricción y éste retorne a la lumna de la TP esté parcialmente vacía y no supercie. Esta es la fricción del espacio haya presión (PCTP = 0). Posteriormente, al anular. ser rellenada la TP (con el uido invasor) se tendrá una represión (PCTP distinta de cero) Referente a cómo determinar la Presión Re que al calcular la densidad de control dará un ducida de Circulación (presión de circulavalor erróneo. Como se observa, este control ción lenta), que se utiliza para controlar un estará destinado, desde sus inicios, a generar brote, en otro segmento más adelante será problemas adicionales. descrito.



33 25 25

1.20 Presiones de Sondeo y Pistoneo


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

Figura 10 Efecto de Sondeo

Por esta razón, el pistoneo se suma en la fór mula para conocer la Presión de Fondo del pozo.

P Tanto el pistoneo como el sondeo ocurren al A introducir o sacar tubería y ambos son afecta dos por los siguientes factores: C l l a. Velocidad de introducción o extracción de e tubería. b. Densidad y viscosidad del fluido de W perforación. c. Resistencia en los geles del lodo. d. Espacio anular entre la tubería y el agujero. e. Restricciones entre el agujero y el exterior de lastrabarrenas y tuberías de per foración.

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Figura 11 Efecto de Sondeo


1.21 Pérdidas de Presión en el Sistema de Circulación

W e l l C A P

En un sistema de circulación con lodo de perforación, la presión de circulación es creada por las bombas del equipo. Las pérdidas o caídas por fricción se maniestan desde la descarga de la bomba hasta la línea de ote. A medida que la profundidad y las propiedades del lodo se incrementan, se requiere mayor presión de circulación. Los programas de hidráulica deben diseñarse para determinar las pérdidas de presión por fric ción en los elementos siguientes: • Equipo supercial • Dentro de la tubería de perforación y herramienta. • A través de las toberas de la barrena, por fuera de la herramienta y tubería de perforación (pérdida de presión anular). Figura 12 Esta última pérdida de presión es muy importante, ya que puede señalar un posible des equilibrio entre la presión del fondo y la pre - Las pérdidas de presión anular representan la sión hidrostática cuando se está circulando presión requerida para vencer la fricción al (densidad equivalente de circulación). bombear lodo desde la barrena hasta la su percie. Durante la circulación, el sistema del lodo in corpora una presión en el fondo del pozo un Las pérdidas de presión por fricción en un sispoco mayor que la presión hidrostática ejer - tema de circulación dependen principalmencida por la columna del lodo. te de:

Esta presión adicional (equivalente a las pér didas anulares de presión por fricción), añadida a la presión hidrostática y convertida a densidad, se le llama densidad equivalente de circulación (Dec) y su ecuación es: Pérdida de presión anular x 10 Dec = + Dl Profundidad


• • • • • • •


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

35 25 25

1.22 Información de Registros Previa La información que se debe tener disponible en la instalación, al estar realizando las tareas de perforación de pozos, deberá ser prin cipalmente: • • • • • •


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

Respecto al dato de la presión reducida de circulación, esta se puede tomar a partir del valor de presión que nos da el manómetro del tubo vertical al circular el lodo a un gasto re ducido (1/2 ó 1/3 del régimen normal) y nos proporciona las pérdidas de presión por fric ción en el sistema de circulación. Esta información deberá obtenerse cuando:

P A C l l e W

• Se efectúen cambios de densidad y viscosidad al lado. • Variaciones en la geometría de la sarta de perforación. • Variaciones en las toberas. • Cada vez que se perforen de 100 a 150 m. • En cada turno de trabajo. • Después de haber efectuado el cambio de hidráulica o se haya reparado la bomba. PRECAUCIÓN: El manómetro o dispositivo para obtener esta presión deberá ser cona ble, ya que los manómetros son susceptibles de sufrir daño o descalibración. Figura 13 Estado mecánico Pozo Escuintle 101

36


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

2.1. Tiempo de Desplazamiento en el Interior de la Sarta

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

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

Factores de capacidad de los componentes de Este dato de la presión reducida de circula - la sarta. ción servirá para determinar: la presión inicial Secciones del espacio anular. y nal de circulación al controlar el pozo. Estos factores se pueden conocer empleando 2. CÁLCULOS BÁSICOS PARA tablas elaboradas para este n. En caso de no EL CONTROL DE UN BROTE contar con ellos, se podrán obtener con las siguientes ecuaciones: Cuando se detecta un brote, es necesario ce rrar el pozo con los procedimientos adecua- Para interior de tubería (TP, tubería pesada dos para cada situación y elaborar los cálculos HW, herramienta, TR) en lt/m. básicos para el control total antes de iniciar la circulación. Estos cálculos facilitarán el se- Factor de Cap. = Di 2 x 0.5067 guimiento de cada etapa durante el control e incluyen: Para espacio anular (entre tubería de revestimiento o agujero y tuberías). 1. Tiempo de desplazamiento en el interior de la sarta. Factor de Cap. = (DI 2 - DE2) 0.5067. 2. Densidad de control. 3. Presión inicial de circulación (PIC). 4. Presión nal 5. Tiempo total para desalojar el brote del pozo.



37 25 25

Donde:


2.3 Capacidad de Bombeo de Acuerdo a las Características de la Bomba

Factor de Cap.= Factor de capacidad de la sección ( lt/m). Los datos que es necesario registrar de una bomba son: Di = Diámetro interior TP (pg). • Marca DI = Diámetro interior TP, TR o agujero (pg). DE= Diámetro exterior TP o herramienta (pg). • Modelo • Diámetro de la camisa 0.5067= Constante de conversión. • Longitud de carrera Se dene como factor de capacidad interior • Emboladas máximas a los litros necesarios para llenar un metro • Presión de operación a un gasto establecido lineal con la geometría del (los) diámetro(s) • Presión límite de operación considerado(s). 2.2 Volumen Activo del Lodo en el Sistema

Este volumen incluye el que haya en el aguje2.4 Desplazamiento de la ro y en presas. Es importante conocer siempre Bomba Triplex Simple Acción estos datos, ya que cuando ocurre un brote el volumen de uido invasor será equivalente al incremento de volumen de lodo en las presas. Q = 0.0386 x L x D 2 = lt/emb Q = 0.0102 x L x D 2 = gal/emb Cuando es necesario incrementar la densidad, se determina la cantidad de material Donde: clasicante mínimo para efectuar el control. Para conocer el volumen de uido en Q = Capacidad de la bomba (lt /emb o gal/ el sistema es necesario utilizar los factores emb) de capacidad, los cuales se determinan de la L = Longitud de la carrera (pg) D = Diámetro de la camisa (pg) siguiente forma:

P A C l l e W Volumen de tubería

= factor de cap. x longitud de tubería (lt) Volumen espacio anular = factor de cap. x longitud de sección (lt) Volumen en presas = (en m 3)

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Para bombas triplex de simple acción, considerando un 90% de eciencia, se aplican con las siguientes ecuaciones:

2.5 Desplazamiento de una Bomba Duplex Doble Acción Q = 0.02575 x L (2D 2 – d2) Lt/Emb. Q = 0.0068 x L(2D 2 _ d2) = Gal/Emb


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

PCTP x 10 Inc. Dens. = Profundidad dc = do + incremento de densidad Donde: Inc. Dens. = Incremento a la densidad (gr/cm 3)

NOTA: La eciencia de las bombas en las fór mulas anteriores se considera al 100%. PCTP = Presión de cierre estabilizada en TP (kg/cm2) Al establecer un gasto (gasto reducido de cir culación) en gal / min o lt/ min, es posible Profundidad = Profundidad vertical del pozo o conocer el tiempo necesario para desplazar la profundidad vertical verdadera (m). capacidad del interior de la sarta. Do = Densidad original del lodo (gr/cm 3) Vol.Int.TP T= Dc = Densidad de control (gr/cm 3) Qr Ms = Margen de seguridad (0.02, 0.03 o 0.04 gr/cm 3) Donde: Se utiliza dependiendo de las condiciones del T = Tiempo de desplazamiento (min) pozo, si éste lo permite. Vol. Int. TP = Volumen total del interior de la sarta (lt o gal) 2.7 Presión Inicial de Qr = Gasto reducido de circulación Circulación (PIC) (lt/min o gal/min) Para lograr establecer la circulación en un 2.6 Densidad de Control (DC) pozo donde se ha presentado un brote, es ne cesario que la presión inicial de circulación Para obtener el control de un pozo, se requie - sea equivalente a la suma de: re que la presión hidrostática ejercida por la columna de lodo equilibre la presión de for - • Las caídas de presión por fricción en el sistema, más mación. La densidad que cumple lo anterior se conoce como densidad de control; para • La presión de formación en exceso de la hidrostática en TP. calcularla se deberá auxiliar de la lectura de presión de cierre estabilizada en TP, por ser la que generalmente presenta la mínima conta- La primera de éstas se reere a la presión re ducida de circulación (PRC), pre-registrada minación. cuando se presentan las mismas condiciones de profundidad de la barrena, gastos y densi dad del uido



39 25 25

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


P A C l l e W

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

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


Esta presión es sólo necesaria para circular el 3. CÁLCULOS lodo con densidad de control de la barrena COMPLEMENTARIOS a la supercie (a un gasto constante); se le llama presión nal de circulación (PFC) y se Los cálculos de los parámetros que a conticalcula con la siguiente relación: nuación se enuncian, son el complemento para llevar a cabo un control de brotes más Donde: estricto, ya que sólo teniendo los cálculos básicos se puede llevar a cabo el control del PFC = Presión nal de circulación pozo de una forma adecuada. 2 (kg/cm ) Estos cálculos son los siguientes: PRC = Presión reducida de circulación (kg/cm2) a. Determinación del tipo de brote. b. Cantidad de barita necesaria para densi Dlc = Densidad del lodo de control car el lodo. 3 (gr/cm ) c. Incremento en el volumen de lodo por adición de barita. Do = Densidad original del lodo (gr/cm3) 3.1. Determinación del Tipo de Brote 2.10 Información Anticipada en el Pozo • Máxima presión permitida en la superficie • Medidas de las líneas del diverter. • Pruebas de formación. • Máxima densidad permitida por prueba de goteo. • Factor de tolerancia al brote. • Máxima presión en supercie por presión del brote. • Máximo volumen del brote para igualar a la máxima presión permitida en TR. • Ajuste de la máxima presión permitida al cierre en TR para un incremento en la densidad del lodo.

Los uidos de la formación asociados con un brote son: aceite, agua, gas o una combi nación entre ellos. Existen diferencias en el comportamiento de las presiones que van li gadas a un brote de aceite, agua o gas a me dida que éstos se circulan. Las presiones en las tuberías de perforación y de revestimiento y el aumento de volumen en presas (si se puede medir con suciente precisión) se emplean para estimar el tipo de brote mediante el cálculo de la densidad del uido invasor, a través de la siguiente ecuación: 10 (PCTR – PCTP) Df i = Do Lb


Donde: D = Densidad del uido invasor (gr/cm 3) Do = Densidad original del lodo en el pozo (gr/cm3)


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85 (D C – D o) PCTR = Presión de cierre en espacio anular es - Núm. sacos de barita = ( 4.15 - D C ) tabilizada (kg/cm2) Donde: PCTP = Presión de cierre en TP estabilizada (kg/cm2) Núm. sacos de barita = (scs/m 3)


P A C l l e W

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Lb = Longitud de la burbuja (m)

dc = Densidad de lodo de control ( gr/cm 3)

Midiendo el incremento de volumen en presas y con el factor de capacidad anular de la sección donde se estima esté localizada la burbuja, la longitud se determina con la siguiente ecuación: Incremento de volumen en presas ( lt ) Lb = Capacidad del espacio anular ( lt/m )

do = Densidad inicial de lodo ( gr/cm 3) 4.15 = Peso especíco de la barita ( gr/cm 3) De donde:

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


4. PREVENCIÓN El personal técnico responsable de efectuar el control del pozo deberá contar con todos los datos necesarios para llenar la hoja de control de brotes recabando la información siguiente: • Conguración del estado mecánico del pozo. • Al cerrar el pozo, volumen ganado en presas. • Presiones de cierre en las tuberías (PCTP, PCTR). • Densidad del lodo original. • Densidad del uido invasor. • Densidad del uido de control por utilizar.

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


•

• • • •

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

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


Esta presión referida a la profundidad de la zapata podemos convertirla en densidad de uido. El siguiente ejemplo puede clasicar este concepto: 5.1 Datos del Pozo Profundidad de la zapata: 3,330 m Presión de admisión manométrica: 120 kg/cm 2 Densidad del lodo empleado: 1.30 gr/cm 3

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El valor de la columna hidrostática será: 3,330 m x 1.30 gr/cm 3 = 432.9 kg/cm2 10 El valor de la prueba de goteo será 432.9 kg/ cm2 +120 kg/cm2 igual a 552.9 kg/cm2.


P A C l l e W

Por lo tanto, la conversión de este valor de presión a densidad será:

6. EFECTO DE PRESIÓN EN LA RELACIÓN ALTURA-VOLUMEN Los valores de presión en el espacio anular para purgar o llenar se pueden convertir a co lumna de lodo que genere los mismos valores de presión, cuando, por ejemplo, se extrae o introduce tubería a presión, o bien al manejar un control volumétrico.

Si se requiere mantener constante una presión en el fondo del pozo y es necesario purgar gas Presión x 10 552.9 kg/cm² x 10 y llenar con lodo, el valor de presión a contro Densidad = = Prof. 3,330 m lar se convierte a columna hidrostática, como se ejemplica a continuación: = 1.66 gr/cm³ 10 kg/cm2 de presión purgada de gas ¿A qué Esto se reere que, si por cualquier motivo, valor de columna hidrostática y volumen durante la fase de perforación del agujero equivale, si se utiliza lodo de 1.25 gr/cm 3 al descubierto, llegamos a rebasar por densidad rellenar un espacio anular de 8 x 3 ½ pg? o con presiones este límite, se puede romper la formación y complicar la perforación del SOLUCIONES pozo o el control de un brote. 1º Calcular el valor de la altura de la columna Otra manera para determinar la densidad de hidrostática. lodo equivalente es: Presión x 10 Dens. x Altura Δle = + Dens. empleada Presión = Prof. 10 Δ Presión x 10 = Dens. x Altura De acuerdo a datos anteriores, será: Presión x 10 Altura = 120 kg/cm² x 10 Dens. Δλε = + 1.30 gr/cm³ 3,330 m kg/cm² x 10 Altura = 101.25 gr/cm³ = 1.66 gr/cm³ ALTURA = 80 m

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2. Calcular el volumen correspondiente a esa Los gastos seleccionados serán de 1/3 a ½ del altura y espacio anular: régimen normal de la perforación del pozo. Las razones para emplear estos valores princi2 2 Volumen anular = 0.5067 (D - d ) palmente son: generan menor valor de la DEC 2 2 = 0.5067 (8 - 3.5 ) en el fondo del agujero, presenta exibilidad = 26.22 lt/m para manejar el estrangulador, menor riesgo por presiones, y mayor seguridad durante el VOLUMEN = 26.22 x 80 = 2,098 lt control del pozo.

7. DENSIDAD DE CONTROL Y PRESIÓN DE BOMBEO

En cuanto al incremento en la densidad del lodo, se recomienda emplear la requerida para balancear la presión de formación. El Inmediatamente después de determinar la lodo para controlar al pozo se circulará antes presencia de un brote, se procede al cierre de continuar con la operación de perforación, del pozo y en función de la situación, se elige de acuerdo al método seleccionado. el método de control. La densidad de control del pozo se determina De antemano se tienen datos que nos ayuda - de la siguiente manera: rán a seleccionar el método de control del pozo, como por ejemplo: con la bomba del PCTP x 10 equipo se debe registrar el gasto y presión re - Dc = + Do Prof. ducidos durante la perforación del pozo. Es importante que se tomen lecturas de gastos y presiones con regularidad, ya que pueden va - Dc = Densidad de control riar ciertas propiedades del lodo y otros pará - Do = Densidad original metros que afectan la presión para controlar un pozo.


Cuando se hagan las variaciones siguientes, será necesario tomar lecturas de presión y gasto reducidos: 1. Cambios en las propiedades del lodo (densidad, viscosidad) 2. Cambios en la geometría de la sarta de perforación 3. Cambios en las toberas de la barrena 4. Cada vez que se perforen 150 m 5. Cada cambio de turno 6. Después de reparar bombas


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8. PRESIÓN LÍMITE DENTRO DEL POZO Si por alguna razón se origina un brote, cuanto medidas pertinentes para cada caso, menor será más pronto se detecte en la supercie y se to men la magnitud y las consecuencias del mismo.


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Para realizar los cálculos y controlar un pozo cuando ocurre un brote, es necesario disponer de ciertos parámetros relacionados con el equipo y las operaciones normales de un pozo. Por lo que se debe recabar y conservar esta información en la libreta del perforador y en el reporte diario de perforación, para utilizarlas en el momento en que ocurra una contingencia. Puesto que los brotes no son predecibles, estos datos deben actualizarse a medida que las condiciones del equipo y del pozo cambien.

Una vez cerrado el pozo (sin rebasar la máxi ma presión permisible), es necesario restau rar el control. Para ello se han desarrollado varios métodos tendientes a equilibrar la pre sión de formación con la presión hidrostática Los parámetros necesarios son: del uido de perforación.

La mayor parte de los métodos de control se a. Máxima presión permisible en el espacio anular por conexiones superciales de fundamentan en el principio de “mantener control y tuberías de revestimiento. la presión de fondo constante o ligeramente mayor que la presión de la formación” impi - b. Máxima presión permisible en el espacio anular por resistencia al fracturamiento diendo, de esta forma, la entrada de más ui de la formación expuesta. do invasor al pozo; sin embargo, los métodos para controlar están limitados por las presio - c. Gasto y presión reducida de circulación (Qr y PRC). nes en tuberías de perforación y tuberías de revestimiento, ya que una excesiva presión 8.1. Máxima Presión Permisible supercial puede causar un daño en las co en el Espacio Anular nexiones superciales de control, a la tubería de revestimiento o provocar una fractura en la formación expuesta, lo cual generará un La Norma API-6A y el Boletín API-13 listan es descontrol subterráneo y ocasionará efectos pecicaciones para equipo y bridas respecto a su presión máxima de trabajo, las cuales son: imprevistos. 2,000; 3,000; 5,000; 10,000; 15,000 y 20,000 Hay muchos métodos o técnicas para con- lb/pg2. Los elementos individuales pueden ex trolar y circular un brote del pozo. Algunos ceder (pero no ser menores) a la presión de métodos comunes de control de pozos son trabajo del conjunto. Esta presión debe ser esencialmente similares. Todos permiten que mayor que: se circule lodo al interior del pozo, mientras es controlado el brote y se evita la pérdida • La resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento. de circulación. La diferencia de cada método está en si se aumenta o no la densidad del • La presión máxima anticipada. lodo y, si se aumenta, saber determinar cuan - • La presión de fractura de la formación en la zapata de la tubería de revestimiento do es el momento oportuno. (no necesaria en todos los casos).


Por otro lado, para determinar la máxima resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento, se debe considerar la sección que sirve como ancla a las conexiones superciales, debido a que el comporta miento de la presión interna en una tubería alojada en un pozo en la supercie. Lo con trario ocurre con la resistencia al colapso.

De lo anterior, se observa que la máxima presión permisible en el espacio anular será de 8,976 lb/pg 2. Por lo que, en ningún caso se debe exceder dicha presión, ya que se tendría el riesgo de provocar un descontrol total.

El valor de la resistencia a la presión inter na de la tubería de revestimiento se tomó Ejemplo 6 con un factor de seguridad de 80 % (en este ejemplo); sin embargo, las condiciones de Se tiene una tubería de revestimiento que desgaste o deterioro de la tubería de reves soporta el conjunto de conexiones super - timiento son directamente proporcionales ciales con las siguientes características: al tiempo de perforación y obligan a dismi nuir el valor de dicho factor, fundamental TR 7 pg 29 lb/pie grado P-110 mente por las siguientes causas: De las tablas de diseño de las tuberías de revestimiento se obtiene que la resistencia a la presión interna es de: 11,220 lb/pg 2 (789 kg/cm 2). El factor de seguridad 80 % se debe considerar siempre para tubería en buenas condi ciones, por lo que la resistencia a la presión interna será: 11,220 x 0.80 = 8,976 lb/pg 2.

• Viajes de tubería. • Falta de hules protectores en la tubería de perforación. • Rotación de la echa. • Presencia de ácido sulfhídrico(H 2S). • Pozos desviados. • Pozos direccionales. • Accidentes mecánicos. • Daño al cabezal por falta de buje de des gaste, mástil desnivelado o torre des centrada. • Corridas con cable para registro eléctrico y otras herramientas.


La máxima presión permisible en el espacio 8.2. Máxima Presión Permisible anular es igual a la menor presión permisien el Espacio Anular ble entre la presión nominal de las conexio sin Fracturar la Formación nes superciales y la resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento con Otro parámetro también importante para su margen de seguridad. controlar un pozo cuando ocurre un brote Presión nominal de conexiones superciales es la presión que corresponde a la resisten cia al fracturamiento de la formación ex= 10,000 lb/pg 2 puesta, ésta se puede obtener por métodos Resistencia a la presión interna de TR 7 pg analíticos o por pruebas prácticas. Entre de los métodos se encuentran: =8,976 lb/pg 2


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• Los que utilizan las medidas obtenidas a través de registros geofísicos. • Por medio de ecuaciones desarrolladas por varios autores (Hubbert - Willis, Mat tews - Kelly, Eaton, Christman, etc.)


P A C l l e W

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A partir de esta información se determina el gradiente de fractura y, por lo tanto, la re sistencia al fracturamiento de la formación.

didad de asentamiento de la tubería de re vestimiento y tipo de formación en que está cementada, así como en la calidad de la ce mentación e integridad de la propia tubería. Datos estadísticos demuestran que donde la tubería de revestimiento está cementada a menos de 600 m y la máxima presión permi sible a la fractura se rebasa al producirse un brote, se ocasionará un reventón subterrá neo, pudiendo alcanzar la supercie uyen do por fuera de la tubería de revestimiento.

Las pruebas prácticas (o de campo) deter minan con mayor confiabilidad el gradien te mínimo de fractura. El procedimiento comúnmente usado es la prueba de go - Esto es más probable cuando se hayan teni teo, también llamada prueba integral de do problemas durante la cementación de la presión. misma como la canalización del cemento, pérdida de circulación, falla del equipo de Con la interpretación de los datos obteni- bombeo, etc. dos por los medios citados se podrá conocer cuál es la máxima presión permisible en el Ejemplo 7 espacio anular, para evitar una pérdida de circulación y, por lo tanto, un descontrol Se cementó una tubería de revestimiento subterráneo. de 13 3/8 pg a una profundidad de 2,700 m y se efectuó una prueba de goteo (Leak-off) Por lo que es importante evitar exceder la que aportó una densidad equivalente a la presión; sin embargo, existen situaciones en presión de goteo de 1.86 gr/cm 3. las que la máxima presión está restringida, tanto en la operación de cierre de un pozo Para calcular la máxima presión permisible al ocurrir un brote como al estar circulan - en el espacio anular, si se tiene en el pozo do el mismo. Tales situaciones suelen ocu - una densidad de 1.65 gr/cm 3, se obtiene rrir en formaciones superciales de escasa con la siguiente ecuación: compactación. P.max.P.T.R. = (G F-GL)PZ El responsable de la operación deberá deci dir entre desfogar la presión o permitir una Donde: pérdida de circulación (y descontrol subte- P. max. P.TR. = Presión máxima permisible rráneo) o, si las condiciones lo permiten, en TR kg/cm2 emplear la técnica de estrangulación limi tada, que se explicará más adelante. GF = Gradiente de fractura (kg/cm 2 /m) GL = Gradiente de lodo (kg/cm 2 /m) La decisión anterior se basa en la profun- PZ = Profundidad de la zapata (m)


P. max. P.T.R.

= (GF – GL) PZ = (0.128 – 0.115) 450

P.max. P.T.R. = 5.85 kg/cm 2 Como se observa, la presión máxima permisible en el espacio anular de la formación expuesta, en este caso en particular, es muy baja. Por lo tanto, si ocurriera un brote no es aconsejable cerrar el pozo, ya que al hacerlo se tendría el riesgo de provocar un descontrol subterráneo. Cuando no se tienen datos del gradiente de fractura en un pozo, se puede tomar como referencia la presión de fractura de otros pozos vecinos y experiencias propias, si se trata de campos de desarrollo. Gráca 3 Gradiente de sobrecarga (kg/cm2/m)

Sustituyendo valores: P.max. P.T.R. = (0.186 – 0.165) 2700 P.max. P.T.R. = 56.7 kg/cm 2 Ejemplo 8 Se tiene un pozo con la tubería de revesti miento cementada a 450 m y la prueba de goteo aportó que la densidad equivalente a la presión de goteo es de 1.28 gr/cm 3.

Durante la planeación del pozo, se deben incluir prácticas de seguridad de perforación para prevenir los brotes y, consecuentemen te, un descontrol en potencia. En ella se deberán considerar todos los posibles problemas del área o campo donde se perfore el pozo. Dentro de estos problemas se pueden incluir:


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

Además, para compensar los posibles pro Determinar cuál es la presión máxima per - blemas se deben tomar medidas preventivas misible en el espacio anular, si se tiene en el desde el inicio de la planeación del pozo. pozo una densidad de 1.15 gr/cm 3, para lo cual se despejan las siguientes ecuaciones: Para el estudio y programación de un pozo se toman en cuenta muchos aspectos, pero Aplicando la fórmula anterior y sustituyen- sólo algunos tópicos están dirigidos al con trol de brotes; éstos incluyen: do valores:


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• La determinación de gradientes de fractura. • La detección de zonas de presión anormal. • La selección de la profundidad de asentamiento de las tuberías de revestimiento. • El diseño de tuberías de revestimiento. • Consideraciones de presencia de sulfuro de hidrógeno (H 2S) y el Plan de respuesta de Emergencia (PRE).

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

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

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

8.3. Presión y Gasto Reducido de Circulación

Cuando no se cuenta con dicha información, El gasto reducido de circulación (QR) se de - es posible calcular la presión reducida de termina disminuyendo la presión en el siste- circulación a un gasto dado con las fórmulas ma de circulación a cualquier gasto menor de caídas de presión por fricción en el sis al de trabajo. tema, y algunas consideraciones prácticas.

P A C l l Al tener este gasto estabilizado, se debe e leer la presión de bombeo en la tubería de perforación. Esta presión supercial será la W presión reducida de circulación (PR) y re presenta las caídas de presión por fricción

9. Esto es, que no necesariamente tiene que ser el 50% del gasto normal de trabajo. Esto dependerá de las condiciones reales que se 1 kg/cm2 tengan en el pozo, así como el equipo de bombeo (20,30, o, 40 %).

en el sistema a determinado gasto (Q).

1 lb/pg2 1 atm

UNIDAD DE PRESIÓN = 0.981 bar = 0.968 atm = 14.223 lb/pg 2 = 0.0703 kg/cm 2 = 6.894 X 103 pascals = 1.013 bar = 1.033 kg/cm 2 = 1.013 X 105 pascals = 14.696 lb/pg 2

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

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1 pascal

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

PSIA = Presión Absoluta 9.1 Formaciones Acumuladoras de Fluidos • • • • • • • •

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

ejerce sobre el pozo en la zona de interés, es la presión del yacimiento. La presión ini cial del yacimiento es la que ejercen los uidos al tiempo de su descubrimiento. La presión del pozo uyendo es la que se ejer ce al momento de uir. La presión estabili zada de cierre es la que se alcanza después de que el pozo ha sido cerrado para efecto de la toma de registros hasta llegar al equi librio. 9.5 Temperatura La temperatura de los uidos del yacimiento está sujeta a las condiciones geotérmicas de cada área en particular.

De manera general puede tomarse para una profundidad P entre el factor 35, Más la La fracción del espacio poroso contenedor temperatura ambiente en grados centígra de agua se llama saturación de agua y se dos, para obtener la temperatura a dicha expresa como Sw del remanente de ese es - profundidad en grados centígrados. pacio que contiene Hidrocarburos (aceite o gas) es llamado saturación de Hidrocarburos Cuando el pozo uye, la temperatura de y se representa como SH. los uidos cae dependiendo del tipo. Can tidad de gas y caídas de presión por sec SH = 1-Sw ción de la tubería. El enfriamiento se al canza en cada sección donde se expande el SH = Saturación de Hidrocarburos gas. La reducción de temperatura baja lo suciente para formar hielo “Hidratos” en 9.3 Fracturas Naturales algunos pozos de gas, cuando los pozos con poco rango de gas-liquidos uyen calientes Fracturas naturales son las roturas creadas en hacia la supercie. la roca formada. Causadas por un amplia va riedad de fuerza tectónicas. Estas fracturas 9.6 Presiones naturales pueden ser de algunas milésimas de pulgada a una décima de pulgada o más. Presiones de Poro o del Yacimiento: Es la que maniestan al inicio, los uidos de 9.4 Presión del Yacimiento la formación al momento de su descubri miento, y frecuentemente se expresa en La presión que los uidos del yacimiento gradiente.



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Presión de Fondo Fluyendo: Es la que se 9.7 Propiedades de los Fluidos ejerce en el fondo del pozo, frente al yaci miento, durante una prueba de producción. RGA.- Relación Gas-Aceite, es la cantidad de gas libre asociado con la producción de Presión Del Pozo Fluyendo: Es la medición aceite. Cuando el volumen de gas está ex hecha en la supercie antes del estrangu - presado como función, dicho valor se con lador a un determinado rango de ujo (diá - sidera como RGL (Relación gas líquido). Los metro de estrangulador). pozos con relación gas líquido arriba de 8000 son considerados como pozos de gas. Presión de Cierre en Supercie: cualquier Cuando la relación Gas-Aceite es menor de presión manifestada en el pozo después del 2000 se consideran pozos de Aceite. Los pocierre. zos con RGA entre 2000 y 8000 son pozos con uidos combinados. La relación Gas-Aceite Presión de Punto de Burbujeo: En un ya - normalmente se mide en la supercie. cimiento que contiene baja saturación de aceite, no habrá gas de casquete. Como la RAA.- La relación Agua.-Aceite es la cantipresión es baja, la solución del gas se que - dad de agua que está siendo producida en brará y se liberará. Por lo concerniente a la un rango junto a la producción de aceite. relativa permeabilidad y saturación, la ocurrencia de alcanzar el punto de burbujeo es poco probable.

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ÍNDICE 1. Procedimientos de Cierre

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2. Criterios para Denir Cuándo NO se Debe Abrir el Pozo

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3. Pérdida de Circulación

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4. Extracción o Introducción de Tubería

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5. Procedimientos para Efectuar Simulacros de Brotes 63 __________________________________

6. Prueba de Integridad con Presión 7. Límites de Alarma

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8. Información de Registro Previa para el Control del Pozo

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1. PROCEDIMIENTOS DE CIERRE Aquí se describen los procedimientos de cie rre que frecuentemente se utilizan, depen diendo la situación que presente el pozo. Para cada uno se exponen ciertas considera ciones y aplicaciones de fórmulas. Obsérvese que su descripción trata aspectos especícos y remite si el caso lo requiere, a otro procedimiento para terminar y resolver el control del pozo. Los procedimientos para un caso real de ben escribirse para cada pozo en particular, dependiendo la operación por efectuar y el equipo que se tenga disponible. Las actividades asignadas a las cuadrillas de trabajo variarán de acuerdo a las instrucciones que reciban de los mandos inmediatos y también de ciertos factores que deben considerarse para cada operación por ejecutar. Para controlar un brote existen varios méto dos y técnicas, los cuales se aplican a situaciones especícas. 1.1. Procedimiento de Cierre al Estar Perforando Una vez identicado el brote, lo más importante es cerrar el pozo (siempre y cuando las condiciones del mismo lo permitan), con el n de reducir al mínimo la entrada de uido invasor, evitando agravar la situación y sus posibles consecuencias. 1.1.1 Procedimiento Recomendado para el Cierre


1. Parar la mesa rotaria. 2. Levantar la echa a la altura de las cuñas. 3. Parar la bomba de lodos. 4. Observar el pozo y mantener la sarta suspendida. 5. Abrir la válvula hidráulica en línea de estrangular. 6. Cerrar el preventor superior de arietes de TP o el preventor anular. 7. Cerrar el pozo con el estrangulador o válvula amarilla, cuidando de no reba sar la máxima presión permisible en el espacio anular. 1.1.2 Cerrado el Pozo 1. Medir el incremento en presas. 2. Anotar la presión de cierre en las tube rías de revestimiento y de perforación (si hay válvula de contrapresión, la presión en TP es cero) registrar ambas presiones cada minuto durante la estabilización de presiones. Posteriormente, cada cinco minutos cuidando no rebasar la máxima presión permisible o, en su caso, permitir la expansión del gas como se indica en otro módulo del manual. 3. Verificar físicamente las válvulas en el múltiple de estrangulación y el con junto de preventores para asegurar su posición. 4. Observar los preventores, conexiones superciales, múltiple de estrangulación, así como también la línea de ote y la línea de descarga del estrangulador para cerciorarse que no haya fugas. 5. Vericar la presión existente en los acu muladores, múltiple de distribución y preventor anular de la unidad de accio namiento del preventor.


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


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

la operación. P 1.2. Suspender la sarta al punto de quiebre A Levantar (desconexión). 3. Parar la rotación del sistema Top – Drive. C la bomba de lodos (cortar la circu l l 4. Sacar lación). e 5.6. Observar el pozo. Abrir la válvula hidráulica en la línea de W 7. estrangular. Cerrar el preventor superior arietes de TP. 8. Cerrar el pozo con el estrangulador co rrespondiente (o con la válvula amarilla), sin rebasar la máxima presión per misible.

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


al fracturamiento de la formación o que exista un descontrol en la supercie.

2. CRITERIOS PARA DEFINIR CUÁNDO NO SE DEBE CERRAR EL POZO Los siguientes criterios se deben aplicar cuando se considera conveniente cerrar el pozo. 1. Ocasionará el riesgo de fracturar la formación. 2. Dañar la TR (en la zapata o por falla en la presión interna). 3. Si es mayor la máxima presión registrada en TR (E.A.) que la máxima presión per misible a la fractura: a. Producirá un reventón subterráneo que llegue a la supercie. b. Si el pozo tiene TR suciente, el reventón permanecerá subterráneo sin alcanzar la supercie. 4. Posibles fuga en las conexiones super ciales.

2 .1 Procedimiento de Cierre al estar Metiendo o Sacando TP

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

2.1.1 Cerrado el Pozo se Debe: • Medir el incremento de volumen en presas • Anotar la presión de cierre en la tubería de revestimiento, registrando la presión cada minuto durante los primeros diez minutos, observando la presión estabilizada. • Posteriormente, cada cinco minutos, cuidando de no rebasar la máxima pre sión permisible o, en su caso, permitir la expansión del gas, como se indica en otros capítulos de este manual. • Vericar físicamente las válvulas en el múltiple de estrangulación y el conjunto de preventores para asegurar su posición. • Observar los preventores, conexiones superciales y múltiple de estrangulación para vericar que no haya fugas. Esto también es para línea de ote y la línea de desfogue del estrangulador. • Vericar la presión existente en los acumuladores, múltiple de distribución y preventor anular de la unidad de accio namiento de preventores.

Una vez detectada la presencia de un bro te, se procederá a cerrar el pozo. Siendo el procedimiento recomendado de cierre el En caso de considerar que la presión que se siguiente: espera encontrar en la tubería de perfora 1. Suspender la operación dejando una junta ción sea mayor que la presión de bombeo durante la perforación, no es recomendable sobre la rotaria. esta comunicación con el tubo vertical, al 2. Sentar la tubería en sus cuñas. 3. Instalar la válvula de pié abierta, apretar- no tener instalado el preventor interior (se puede presentar una fuga en el tubo lava la y cerrarla. 4. Suspender la sarta en el elevador y sacar dor, manguera, tubo vertical, etc.). Otra de las ventajas que se tiene al instalar el precuñas. 5. Abrir la válvula hidráulica de la línea de ventor interior, es que se puede introducir tubería de perforación a través del preven estrangular. 6. Cerrar el preventor superior arietes de TP tor anular con presión en el pozo. o el preventor anular.



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Por lo descrito, se considera conveniente que, en todos los brotes que se presentan, se instalen siempre la válvula de seguridad y el preventor interior.


Si se tiene ujo en la tubería de perfora ción, se instalará primero la válvula de se guridad y se cerrará el pozo (conforme al Hecho el cierre del pozo, se tendrá que: procedimiento anterior) y después el pre ventor interior (válvula de contrapresión); • Medir el incremento de volumen en presas. posteriormente, se represionará la tubería • Anotar la presión de cierre en la tubería de perforación (dependiendo de la presión, de revestimiento, registrando la presión puede ser con la bomba del equipo o con una cada minuto durante los primeros diez unidad de alta presión) y se abrirá la válvula hasta que se estabilice. de seguridad para que opere el preventor in - • Posteriormente, cada cinco minutos, terior al descargar la presión aplicada. cuidando de no rebasar la máxima pre sión permisible o, en su caso, permitir la En caso de que se presente el brote y aún no expansión del gas. se tenga ujo en la tubería de perforación, • Vericar físicamente las válvulas en el podría instalarse conjuntamente la válvula múltiple de estrangulación y el conjunto de seguridad abierta y el preventor interior de preventores para asegurar su posición. o válvula de contrapresión. • Observar los preventores, conexiones superciales múltiple de estrangulación, 2.2. Procedimiento de Cierre al Estar para vericar que no haya fugas. Metiendo o Sacando Herramienta • Observar la presión de los acumuladores, múltiples de distribución y preven Una vez que el brote es identicado, el pozo tor anular de la unidad de accionamien debe cerrarse con el siguiente procedimiento: to de preventores.

P A 1. Suspender la operación, dejando una C l sobre la mesa rotatoria. l 2. junta la herramienta en sus cuñas e ins e Sentar talar el collarín; simultáneamente, abrir la válvula hidráulica en la línea de es W 3. trangular. Instalar y apretar el sustituto de enlace en la tubería. 4. Conectar, apretar y bajar con un tramo de tubería o lingada de TP y sentar en sus cuñas. 5. Instalar (abierta), apretar y cerrar vál vula de pié. 6. Suspender sarta de perforación en el elevador y sacar cuñas.

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7. Cerrar el preventor superior de arietes de TP. 8. Cerrar el pozo con el estrangulador hi dráulico o válvula amarilla, cuidando de no rebasar la máxima presión permisible en espacio anular.

Si se presenta un brote al estar sacando o metiendo herramienta, se debe considerar como posibilidad inmediata la de tratar de bajar un tubo o una lingada. Es por eso que se sugiere dejar libre la lingada que tenga el sustituto de enlace a la herramienta, con el n de hacer más fácil la maniobra. La ventaja de lo descrito es tener la posibili dad de operar el preventor de arietes como un factor adicional de seguridad, ya que al cerrar el preventor anular se tiene el ries go de que la presión dentro del pozo sea la suciente como para lanzar hacia afuera la herramienta, al no poder sujetar la misma.


En caso de que se presentara una emergen cia, la herramienta debe soltarse dentro del pozo, para después cerrarlo con el preven tor de arietes ciegos.

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

2.3 Procedimiento de Cierre al No Tener Tubería Dentro del Pozo

Por esto, es recomendable observar siempre el nivel en presas, línea de ote y el nivel de lodo en el pozo, ya que además se tiene el • Abrir la válvula hidráulica de la línea de riesgo potencial de que el nivel de lodo se abata por pérdida del uido. estrangulación. • Cerrar el preventor con arietes ciegos o Si este no es detectado a tiempo, la presión de corte. • Cerrar el pozo con el estrangulador hi- hidrostática puede llegar a ser inferior a la dráulico o válvula amarilla, cuidando de presión de formación, con el consecuente no rebasar la máxima presión permisible. riesgo de un brote. Cerrado el pozo, se tiene que:

2.4 Procedimientos de Cierre del Pozo al Correr TR (Poca Longitud)

• Medir el incremento de volumen en presas • Anotar la presión de cierre en la tubería 1. Suspender la operación y colocar la TR en cuñas. de revestimiento y registrar esta presión cada minuto durante los primeros diez, 2. Abrir la válvula hidráulica en la línea de estrangular y cerrar el preventor de arie hasta que se estabilice. Posteriormente, de TR. cada cinco minutos, cuidando no rebasar 3. tes Instalar enlace de TR a TP y apretar. la máxima presión permisible o, en su 4. Cambiar el elevador. caso, permitir la expansión del gas. 5. Conectar y apretar un tramo de TP con • Vericar físicamente las válvulas en el válvula de pié abierta. múltiple de estrangulación y el conjunto 6. Abrir línea de estrangular secundaria (de de preventores para asegurar su posición. pendiendo de las condiciones del pozo); • Observar los preventores, conexiones su Cerrar el preventor Anular (Esférico). perciales, múltiple de estrangulación, 7. Abrir el preventor de arietes de TR. la línea de ote y la línea de desfogue 8. Bajar el tramo de TP y cerrar la válvula del estrangulador, para vericar que no de pié. haya fugas. 9. Cerrar el preventor inferior de arietes de • Vericar la presión existente en los acuTP, Abrir el preventor Anular ( Esférico), muladores, múltiples de distribución y si se opero; Cerrar línea de estrangular preventor anular de la unidad de accio primaria, ( Válvula Hidráulica). 10. Cerrar el pozo con el estrangulador conamiento de preventores. rrespondiente, o la válvula amarilla, y registrar presiones. Generalmente, hay una tendencia a olvidar



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2.5. Procedimiento de Cierre con TR cerca del Fondo


1. Suspender la operación y colocar la TR en cuñas. 2. Abrir la válvula hidráulica en la línea de estrangular. 3. Instalar enlace de TR a TP y apretar. 4. Instalar abierta, apretar y cerrar la vál vula de pié. 5. Suspender la sarta en el elevador. 6. Cerrar el preventor de arietes de TR. 7. Cerrar el pozo con el estrangulador co rrespondiente, o válvula amarilla, y re gistrar presiones. 2.6. Procedimiento con Desviador de Flujo Las instrucciones para controlar un brote con desviador de ujo dieren, ya que se aplican en dos situaciones: 2.7 Perforando y Viajando. Perforando

P 1. Atender la alarma del brote de gas. Pro se trate de Gas Somero. A 2. bablemente Levantar la fecha al punto de desco C nexión. No pare la bomba. l el preventor anular (Diverter), l 3. Cerrar la apertura de las válvulas e vericando hidráulicas. bombeando uido lodo o agua, W 4. Continuar al más alto gasto permisible. 5. Alinear las válvulas del desviador en di rección del viento. 6. Si tiene lodo pesado, continúe bombeando hasta desalojar el ujo.

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


2.8.1 Supervisión Durante La Operación de Cierre del Pozo La operación de cierre del pozo por presen cia de brote signica ejecutar las operacio nes correctas por la tripulación de la insta lación terrestre o marina. La responsabilidad del Técnico en funciones y Superintendente de la instalación será supervisar las operaciones del cierre del pozo registrando el evento de cierre del pozo respecto a la hora en que se suscitó, el tiempo que se empleó al cierre del pozo y la causa. A continuación, se llevará el registro del comportamiento de las presiones al cierre de la tubería y espacio anular, así como a regulares intervalos en ambos manómetros. Se registrará el volumen ganado en las pre sas, para estimar la magnitud del brote. Después del cierre del pozo, las presiones se estabilizarán y posteriormente continuarán ascendiendo paulatinamente. Las presiones de cierre estabilizadas nos permitirán posteriormente hacer cálculos para llevar a cabo el control del pozo. La naturaleza del brote proporcionará la ve locidad con que se incrementen las presio nes. Un brote de gas no permitirá demasiado tiempo para reejarse en presión y presen cia en la supercie, a diferencia de los bro tes de aceite o agua salada o combinación. Se estima como velocidad promedio de as censo del gas entre 200 a 300 m/hr.


2.9 Procedimiento para Conocer la Presión en la TP Cuando se Tenga Válvula de Contrapresión en la Sarta a. Accione la bomba a gasto reducido, a través de la TP observando el incremen to de presión en el manómetro. Es pro bable que el valor en la TP aumentará de manera rápida cuando el uido es in compresible y sobrepase la presión del otador o charnela de la válvula (de una a diez emboladas). b. Repita la operación y cuando tres lecturas consecutivas sean iguales, suspenda el bombeo. c. Permita que la presión se estabilice. d. Lea y registre la presión de cierre en la tubería de perforación. OBSERVACIÓN: La presión en la tubería de perforación se puede purgar a cero y re petir el procedimiento, para conrmar el valor registrado.

3. PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN 3.1 Factores Importantes a Evaluar


• Operación que se estaba efectuando al ocurrir una pérdida. • Edad geológica y tipo de roca en donde se originó la pérdida. • De ser posible, identicar si es inducida o natural. • Profundidad.

61

De persistir la pérdida de circulación, des pués de haber aplicado las medidas preven tivas y correctivas, se tendrá que considerar la utilización de “tapones”. 3.4 Tipos de Tapones para el Control de Pérdidas de Circulación


P A C l l e W

62

Tapón para el control de pérdidas de circula ción es el nombre que se le da a la operación en la que se coloca un determinado volumen Gráca 1 Guía para seleccionar el tamaño y tipo de obturante. de bache con propiedades obturantes a cier ta profundidad y es desplazada utilizando lodo de perforación, agua o el uido con el 3.2 Medidas Preventivas que cual preferentemente se llene el pozo. Para Deben Considerarse en el control de pérdidas se tienen los siguien Zonas de Pérdida tes tapones: • Emplear la densidad mínima requerida • Tapón Diesel - Bentonita. del lodo. • Tapón Diesel - Bentonita - Cemento. • Mejorar las condiciones reológicas del • Tapón de Cemento. uido, evitando los sólidos indeseables. • Tapón de Cemento - Bentonita. • Evitar incrementos bruscos de presión • Tapón de Cemento - Gilsonita de la bomba de lodo. • Tapón de Barita (brotes asociados con • Reducir la velocidad cuando se introduz pérdidas). ca la tubería de perforación. • Tapón de sal. • Reducir la caída de presión en el fondo 4. EXTRACCIÓN O del agujero, disminuyendo la densidad INTRODUCCIÓN DE TUBERÍA equivalente de circulación. • Identicar si las gasicaciones son por falta Cuando se presenta un brote en proceso de u homogeneidad de la densidad del lodo. sacar o meter la tubería, es decir el conside rar al extremo de la sarta retirada bastante 3.3 Medidas Correctivas que Deben fuera del fondo, se requiere un análisis más Adoptarse al Presentarse una Pérdida completo de la situación para tomar la ac ción más apropiada. • Localizar la zona de pérdida. • Cuanticar la severidad de la pérdida. SI EXISTE ALGUNA DUDA EN CUANTO • Seleccionar el tamaño y tipo de material A LA SITUACIÓN DEL BROTE, obturante y agregarlo en función de la se CIERRE INMEDIATAMENTE EL POZO, veridad de la pérdida. ANALICE EL PROBLEMA Y TOME LA ACCIÓN MÁS SEGURA.


Salvo situaciones de perforar en zona con presión anormal, por lo general el pozo avi sa de manera suave al inicio del brote, y conforme pasa el tiempo, el caudal se incre menta hasta que se torna en cabezadas en la boca del pozo. Mucho cuenta que la tripulación esté entre nada para identicar al brote en su fase ini cial para tomar decisión al estar viajando la sarta. Como primera pregunta será: si des pués de haber cerrado el pozo y determi nar la profundidad del extremo de la sarta, permite efectuar el control parcial del pozo, para después regresar al fondo y efectuar el control total del mismo. Si el caudal es bastante, no queda otro ca mino más que cerrar el pozo y prepararse para efectuar el control a esa profundidad. Varias compañías no quieren correr demasiados riesgos e imponer políticas de cierre de pozo ante la presencia de un brote al es tar manejando la sarta fuera del fondo, y proceden a efectuar control sobre el pozo.

Si requiere mucho tiempo para extraer los lastrabarrenas o meter los programados por el diseño de la sarta, lo más conveniente será meter una lingada de tubería de perfo ración y su preventor interno. Si se encuentra manejando tubería franca dentro del pozo y está el extremo muy re tirado del fondo, ante la presencia de un brote, considere la posibilidad de control mediante el uso de tubería exible.

5. PROCEDIMIENTOS PARA EFECTUAR SIMULACROS DE BROTES De acuerdo con los Reglamentos Internacionales, todo el personal contratado en acti vidades de perforación terrestre y costafue ra, deberá ser capacitado en el manejo del equipo de control supercial, operación y técnicas para evitar posibles riesgos, tanto al personal como a las instalaciones.

Para prevenir brotes y reventones, es nece sario que los equipos de perforación cuenten Otras compañías toman la decisión, depen- con el sistema de control supercial adecuadiendo del volumen del brote, de regresar do y que el personal de la cuadrilla aprenda la barrena al fondo del pozo con preventor a cómo usarlos. interno en la sarta hasta la profundidad que la situación lo permita. Los miembros de la cuadrilla también deben estar capacitados para identicar los indicaMANTENIENDO ESTRICTA VIGILANCIA dores de los brotes; ya que cuando esto ocu SOBRE LA SITUACIÓN DE RIESGO. rre son los primeros que deben detectarlos y tomar las acciones inmediatas para manteCabe señalar que el mejor control sobre la ner el control del pozo. presencia de brote se realizará con la sar ta en el fondo del pozo. Cuando se tenga la Al ocurrir un brote, todos los miem presencia de brote al iniciar a bajar la sarta bros de la cuadrilla deben estar familiade perforación o se estén sacando los últi - rizados con la operación del sistema de mos lastrabarrenas, será más conveniente control supercial, con el n de efec sacarlos y proceder a cerrar el pozo. tuar el cierre del pozo con seguridad,



63

para evitar daños personales y materiales de manera rápida y eciente.


P A C l l e W

64

El simulacro debe contar con la participa ción de toda la cuadrilla, y cada uno de sus integrantes debe tener conocimiento de la Los simulacros de brotes contribuyen a en- actividad que se debe desarrollar para efec trenar a la cuadrilla, a mantenerla alerta tuar el cierre del pozo. ante los indicadores de un posible brote y a desarrollar en sus elementos la coordinación Cada vez que se realice un simulacro, debe adecuada para reducir el tiempo de cierre tenerse la seguridad de escoger un período del pozo. donde no se ponga en peligro la operación del pozo. Estos simulacros deben efectuarse durante cada una de las operaciones siguientes: Para iniciar el simulacro debe utilizar el in dicador de nivel en presas o el indicador del ujo del lodo en la línea de ote, con una 1. Al estar perforando. 2. Al estar metiendo o sacando tubería de alarma sonora que indique la presencia de un brote. De no contar con dichos dispositi perforación. 3. Al estar metiendo o sacando herramienta. vos, el inicio del simulacro debe hacerse en forma verbal. Conviene recordar la impor 4. Al no tener tubería dentro del pozo. tancia de su reparación o reinstalación de Cada uno de estos simulacros deberá llevar - los dispositivos de seguridad. se a cabo cuando menos una vez a la sema na, con cada cuadrilla de perforación (si las Al término del simulacro, el Técnico sancionará el rendimiento de cada trabajador que condiciones del pozo lo permiten). intervino en el mismo, haciendo las indicaCuando se trate de trabajadores que parti - ciones correspondientes en una reunión con cipen en labores de perforación por primera la cuadrilla, con el n de corregir posibles vez, se les debe proporcionar la información errores detectados durante la ejecución del necesaria acerca de los procedimientos y de simulacro. las operaciones de control del pozo. Asimismo tomará el tiempo empleado por Los simulacros para la prevención de brotes cada integrante de la cuadrilla para efec deben realizarse sin darle ninguna adverten - tuar sus funciones, hasta que esté listo para cerrar el pozo, el tiempo total para cerrarlo cia a la cuadrilla. y el tiempo total para concluir el simulacro , La sorpresa es un elemento clave para que con objeto de llevar un registro por cuadrilla la cuadrilla crea que es un brote real y no un y detectar las deciencias en alguno de los integrantes de la tripulación. simple simulacro.


5.1. Simulacro de Cierre del Pozo al estar Perforando

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

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

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

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

5.2.1 Una Vez cerrado el Pozo, se Debe Proceder a Simular lo Siguiente:

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

• Medir el incremento en volumen del lodo en presas. • Vericar la densidad del lodo en presas. • Observar el conjunto de preventores, conexiones superciales, múltiple de estrangulación, línea de ote y líneas de descarga del múltiple de estrangulación, para localizar posibles fugas. • Vericar la presión en la unidad acumuladora. • Vericar el funcionamiento de los mata chispas de los motores de Combustión Interna.



65


5.3 Simulacro al estar Metiendo o Sacando Herramienta

5.4 Simulacro al No Tener Tubería Dentro del Pozo

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

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

5.3.1 Una Vez Cerrado el Pozo P Proceder a lo Siguiente: A • Medir el incremento de volumen del lodo C en presas l Vericar la densidad del lodo en presas l •• Observar conjunto de preventores, e conexionesel superciales, múltiple de para localizar posibles W estrangulación, fugas

• Llamado de alerta. • Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación. • Cerrar el preventor con arietes ciegos o de corte. • Cerrar el estrangulador o la válvula de control, cuidando de no rebasar la pre sión máxima permisible en supercie. • Registrar la presión estabilizada en la tubería de revestimiento. 5. 4. 1 Una Vez Cerrado el Pozo, se Debe Proceder a Simular lo Siguiente: • Medir el incremento en volumen del lodo en presas. • Vericar la densidad del lodo en presas. • Observar el conjunto de preventores, conexiones superciales, múltiple de es trangulación, línea de ote y líneas de descarga del múltiple, para localizar po sibles fugas. • Vericar la presión en la unidad acumuladora. • Vericar el funcionamiento de los mata chispas de los motores.

• Vericar la presión en la unidad acumuladora • Vericar el funcionamiento de los mata- Las siguientes tablas muestran las posiciones y actividades que debe desarrollar cada uno chispas de los motores. de los miembros integrantes de la cuadrilla, durante el desarrollo de los simulacros.

66


Categoria

Perforador

Ayte.Perforador

Chango

Ayte. Piso No.1

Ayte. Piso No.2

Ayte. Piso No.3

Op.de Mantto. Eq. de Perf.

Presentarse al llamado de alerta en:

Piso de perfn.

Piso de perfn.

Piso de perfn.

Piso de perfn.

Piso de perfn.

Piso de perfn.

Piso de perfn.

Actividad 1

Para rotaria levantar Kelly hasta dejar una junta sobre mesa rotatoria

Auxiliar al perforador



Auxiliar al ayudante de perforador

Auxiliar al Vericar op. de matachismantto. pas motores equipo de de com. perforación interna

Actividad 2

Actividad 3

Linea estrangulación.

Actividad 4

Para bomba de lodos y observar pozo

Trasladarse al múltiple de estrangulación

Trasladarse a presas de lodos

Abrir válvula hidráulica En caso de no tener válvula hidráulica del múltiple, sin exceder máxima presión permisible en supercie, abrir válvula del control del múltiple

Cerrar preventores de ariete o anular

Actividad 5

Anotar presión en TP (Presión estabilizada)

Actividad 6

Recibir información requerida para el control de brote

Vericar apertura de válvula hidráulica

Cerrar estrangulador o válvula Registrar de control del incremúltiple sin mento exceder máxima en presas presión permisible en supercie Anotar presión Vericar en que no TP y TR minuto exista a minuto desujo en pués cada línea de 10 minutos ote

Vericar el cierre del preventor y colocar yugos o candados

Vericar Colocar Noticar presión en candados al al técnico unidad acupreventor muladora

Vericar posibles fugas del conj. prev. múltiple y líneas


Vericar posibles fugas del conj. prev.

Avisar al Estar prepasoldador, rados para suspender extinguir actividaincendios des

Tabla 1 Simulacro de cierre de pozo al estar perforando.


67

Categoria

Perforador

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


P A C l l e W

Actividad Colocar junta 1 superior de la TP arriba de la mesa rotatoria Actividad 2 Actividad Dirigir activi3 dades el ayte. piso 1-2-3 Actividad Suspender sar4 ta en el elevador y abrir válvula hidráulica Actividad Cerrar preven5 tor de arietes

Actividad 6

Actividad Recibir infor7 mación de las actividades del personal

Ayte.Perforador

Chango

Ayte. Piso No.1

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

Ayte. Piso No.2 Piso de perfn.

Ayte. Piso No.3 Piso de perfn.

B a j a r Colocar las cuñas de TP y desenganchar changuero el elevador a presas de lodos Trasladars e Vericar que esté abierta la válvula de al múltiple seguridad e instalarla en la TP y cerrarla de estrangulación En caso de no V e r i f i c a r Auxiliar al Auxiliar al tener válvula apertura de ayudante operario hidráulica, válvula hi- de perfo- mantto. eq. abrir válvula dráulica rador de perforade control del ción múltiple Cerrar es- Registrar V e r i f i c a r Noticar el trangulador incremen- cierre de técnico o válvula tos de vo- preventor de control lumen en sin exceder presas máxima presión permisible en supercie Anotar pre- V e r i f i - C o l o c a r Colocar cansiónen TR y car que candados al dados al preTP minuto a no exista preventor ventor minuto, des- ujo en pués cada 10 linea de minutos ote Vericar posibles fugas del conjunto de preventores, múltiples y líneas, estar preparados para extinguir incendios

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

Vericar funcionamiento matachispas motores de comb. interna

Vericar presión en unidad acumuladora

Avisar al soldador, suspender actividades

Tabla 2 Simulacro cierre de pozo al sacar o meter tubería

68


Categoria

Perforador

Presentar- Piso de perfn. se al llamado de alerta en: Actividad Colocar junta 1 superior de la TP arriba de la mesa rotatoria Actividad Bajar un tramo 2 de TP o una lingada dentro del pozo. Actividad Dirigir activi3 dades el ayte. piso 1-2-3 Actividad Suspender sar4 ta en el elevador y abrir válvula hidráulica en línea de estrangular Actividad Cerrar preven5 tor de arietes

Actividad 6

Ayte.Perforador Piso de perfn.

Chango

Ayte. Piso No.1

Esperar ins- Piso de trucciones perfn. del perforador en changuero

Ayte. Piso No.2

Ayte. Piso No.3

Piso de perfn.

Piso de perfn.

Bajar del Vericar que esté abierta la válvula de c h a n g u e r o seguridad e instalarla en la TP y ce a presas de rrarla lodos Trasladarse al múltiple de estrangulación En caso de no tener válvula hidráulica, abrir válvula de control del múltiple Cerrar estrangulador o válvula de control sin exceder máxima presión permisible en supercie Anotar presiónen TR y TP minuto a minuto, después cada 10 minutos

Actividad Recibir infor7 mación de las actividades del personal

Verificar apertura de válvula hidráulica

Auxiliar al ayudante de perforador

Registrar incrementos de volumen en presas

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

Vericar matachispas en motores de comb. interna

Auxiliar al operario mantto. eq. de perforación

V e r i f i c a r Noticar el C o l o c a r Vericar precierre de técnico candados sión en unidad preventor al preven- acumuladora y colocar tor candados al preventor Vericar que Vericar posibles fugas del conjunto no exista de preventores, múltiples y líneas ujo en linea de ote y estrangulador Estar preparados para extinguir incen- Avisar al soldadios dor, suspender actividades


Tabla 2 Simulacro cierre del pozo al sacar o meter herramienta


69


P A C l l e W

Categoria

Perforador

Presentar- Pis isoo de de perf perfn. n. se al llamado de alerta en: Actividad Abrir válvula 1 hidráulica lílínea estranguestrangular

Actividad Cerrar prevenpreven2 tor ciego o de corte

Actividad Dirigir activiactivi3 dades el ayte. piso 1-2-3

Actividad Recibir inforinfor4 mación rerequerida para el control del brote

Ayte.Perforador

Chango

Ayte. Piso No.1

Pis isoo de pe perf rfn. n.

Piso de perfn.

Trasladarse al múltiple de esestrangulación en caso de no tener válvula hidráulihidráulica, abrir válvula de control del múltiple Cerrar estranguestrangulador o válvula de control sin exceder máxima presión permisipermisible en supercie Anotar presión en TR y TP minuto a miminuto, después cada 10 minutos (Presión estabiestabilizada)

Trasladarse V e r i f i c a r a presas de apertura de lodo válvula hihidráulica

Registrar inincrementos de volumen en presas

Piso de perfn.

Ayte. Piso No.2

Ayte. Piso No.3

Piso de perfn.

Piso de perfn.

Auxiliar al ayudante de perfoperforador

Auxiliar al operario de mantto. eq. de perperforación

Op.de Mantto. Eq. de Perf. Piso de perfn. Vericar mamatachispas en motores de comb. interna

V e r i f i c a r Noticar el C o l o c a r Vericar preprecierre de técnico candados sión en unidad preventor al prevenpreven- acumuladora y colocar tor candados

Vericar que Vericar posibles fugas del conjunto Avisar al soldasolda no exista de preventores, múltiples y líneas dor, suspender ujo en li li-actividades nea de ote y estranguestrangulador Estar preparados para extinguir incenincendios

Tabla 4 Simulacro de cierre sin tubería en el pozo.

70


1 *

PROCEDIMIENTOS DE CIERRE 1. La operación de viaje debe suspenderse, dejando una junta sobre la mesa rotatoria. 2. Parar la rotaria, levantar la echa hasta que se tenga p la junta inferior arriba de la mesa rotatoria. 3. Parar la bomba de lodos. p 4. Su Susp spen ende derr sar sarta ta en el el elev evad ador or y obs obser erva varr el el poz pozo. o. p 5. Abrir válvula hidráulica de la línea de estrangulación, instalar cuñas, collarín y sustituto de enlace de Hta. A TP y meter un tubo o lingada de TP. 6. Instalar la válvula de seguridad abierta o el preventor interior. 7. Cerrar la válvula de seguridad.

2 * TP

3 *

4 *

HTA

Tabla 5 Simulacro de control de pozos y pasos a seguir

HTA HT A TP

HTA

TP

HTA

# #

8. Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación. 9. Cerrar el preventor con arietes ciegos o de corte. 10. Cerrar el pozo con el preventor de arietes superior o p anular (dependiendo de las condiciones del pozo).

TP

HTA

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

TP

HTA

12. Medir el incremento de volumen en presas.

p

TP

HTA

# #

p

TP

HTA

#

p

TP

HTA

#

p

TP

HTA

#

p

TP

HTA

#

13. Anotar la presión de cierre en las tuberías de reves timiento y de perforación (caso perforando). Registrar ambas presiones cada minuto durante los primeros diez, hasta que se estabilice, y posteriormente cada cinco minu tos, cuidando de no rebasar la máxima presión permisible. 14. Cerrando el pozo se tendrá que vericar físicamente las válvulas en múltiple de estrangulación y el conjunto de preventores para asegurar su posición. 15. Observar los preventores, el múltiple de estrangulaestrangula ción, la línea de ote, y la línea de descarga del estran gulador,, para cerciorarse que no haya fugas. gulador 16. Se deberán colocar los seguros del preventor de ariearie tes y vericar la presión de la unidad de accionamiento de los preventores.


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

TP ). HTA).

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


71

Categoria


P A C l l e W

72

Perforador

Segundo

Chango

Posición al Piso de perper- Piso de Piso de llamado fn. perfn. perfn. Acti Ac tivi vida dadd 1 Leva Levanta ntarr y sentar en cuñas Actividad 2 Para bombas y observar Acti Ac tivi vida dadd 3 Abri Abrirr válvula hidráulica Actividad 4 Cerrar preventor

Al enensamble estrang. Apoyar al perfora-perfora dor

Checar niveles

Piso No.1 Piso de perfn.



Checar ujo

Apoyar al perfora-perfora dor Apoyar al perfora-perfora dor Acti Ac tivi vida dadd 5 No Noti tic car ar al Cerrar Regis2do. cierre estrang. trar gagaestrang. nancia Acti Ac tivi vida dadd 6 Reg egis istr trar ar Vericar presiones desgaa 10 min. sif.


Notificar

Oprio. Cabo de ATP´s 2da. ATP´s Cuarto de Cuarto de 3 al cuarto maqs. químicos químico + 1 a pistopistolas presas Mata Ma tach chis is-- Represio Represio-pas y momo - nar silo tores de barita A cuarto mau. y extracto-extracto res Arrancar bomba C.I.

Checar fugas Estar preparados para ex ex-- Estar preparados para extinguir tinguir incendios incendios

VeriVeriAuxiAuxicar liar al koomey perfo perfo-rador Nota: Todo Todo personal de apoyo y de servicios deberá reportarse al punto de reunión

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


Oprio. Cabo de ATP´s 2da. ATP´s Posición al Piso de perper- Piso de Piso de Cuarto de Presas 3 al cuarto llamado fn. perfn. perfn. maqs. químico + 1 a pistopistolas presas Acti Ac tivi vida dadd 1 Se Sent ntar ar TP Al enenColocar cuñas en TP y Poner ma- Checar Checar en cuñas. samble desenganchar el elevador tachispas ujo y trompo estrang. niveles barita Acti Ac tivi vida dadd 2 Abri rirr Apoyar al Al cuarcuar- Instalar válvula abierta Cerrar Al cuarto válvula perfora-- to de perfora apretar y cerrar misma cuarto de de quíquíhidráulica. dor bombas maq. y micos arrancar extracto-extracto res Actividad 3 Cerrar Apoyar al A presas NotifiArrancar R e p r e - Checar preventor perfora-perfora car bomba sionar material dor C.I. silo químico Acti Ac tivi vida dadd 4 No Noti tic car ar al Cerrar Verifi-- Veri Verifi Veri-Alinear 2do. estrang. car fufu- car centrífu-centrífu gas koomey ga a prepresas Acti Ac tivi vida dadd 5 Reg egis istr trar ar R e g i s - Estar preparados para exex Estar preparados presión en trar gaga- tinguir incendios para extinguir incenincenTP y TR nancia dios Acti Ac tivi vida dadd 6 Reg egis istr trar ar Apoyar al Vericar Auxi-Auxi presiones perfora-- d e s g a perfora liar al a 10 min. dor sif. perfo-perfo rador Nota: Todo Todo personal de apoyo y de servicios deberá reportarse al punto de reunión Categoria

Perforador

Segundo

Chango





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


73

Categoria

Perforador

Posición al Piso de perllamado fn. Actividad 1 Abrir válvula hidráulica.


P A C l l e W

Segundo

Chango

Piso de Piso de perfn. perfn. Al enA presas samble estrang.

Actividad 2 Cerrar Cerrar preventor estrang. ciego

Registrar ganancia Apoyar al C h e c a r perfora- ujo dor

Actividad 3


Piso No.2

Piso No.3

Oprio. Cabo de ATP´s 2da. ATP´s

Notifi- A u x i car liar al perforador

Al cuarto Checar de quítrompo micos barita

Checar fugas

Estar preparados para extinguir incendios Nota: Todo personal de apoyo y de servicios deberá reportarse al punto de reunión

Tabla 8 Simulacro de cierre del pozo sin tubería (plataforma ja).

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



Actividad 1 Suspende Al enopń y pa- samble rar la bomba Actividad 2 Observar Apoyar pozo

Piso No.3 A temblorinas Apoyar al perforador

Oprio. Cabo de ATP´s 2da. ATP´s Cuarto de Cuarto Al cuarto maqs. de quim. de químicos Re pres io- Apoyar nar silo de cabo barita

Al piso Noticar

Meter Pendien- Pendienmatachis- te te pas

Categoria

Perforador

Segundo

Chango

Checar niveles Vocear niveles y densidad

Actividad 3 Abrir válv. hidráulica Actividad 4 Cerrar BOP. Apoyar

Checar fugas

Vocear dens dad de temb. Al piso Checar koomey

Arrancar Pendienbomba te C.I. Pendiente Pendiente

Vericar koomey Estar preparados para ex- Pendiente tinguir incendios

Actividad 5 Cerrar Apoyar estrang. Actividad 6 Registrar Apoyar presiones Nota: Todo personal de apoyo y de servicios deberá reportarse al punto de reunión

Pendiente

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

74


Categoria

Perforador

Posición al Piso de llamado perfn.

Segundo

Chango

Piso de Piso de perfn. perfn.

Actividad 1 Suspende Al enopń y pa- samble rar la bomba Actividad 2 Observar Apoyar pozo

Checar niveles Vocear niveles y densidad

Actividad 3 Abrir válv. hidráulica Actividad 4 Cerrar preventor

Apoyar

Actividad 5 Cerrar estrang.

Apoyar

Checar fugas



Piso No.3 A temblorinas

Oprio. Cabo de ATP´s 2da. ATP´s Cuarto de Cuarto Al cuarto maqs. de quim. de químicos Apoyar ArranRepresio- Apoyar al perforador car nar silo cabo desgaside barita cador Al piso Noti- Vocear Meter PermaPermacar dens matachis- necer necer dad de pas disponi- disponitemb. ble ble Al piso Checar koomey Arrancar Permabomba necer C.I. disponible PenPerma- Permanediente necer cer dispodisponi- nible ble Estar preparados para extin- PermanePermaguir incendios cer disponecer nible disponible


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

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


75


P A C l l e W

76

Categoria

Perforador

Posición al llamado Actividad 1 Sentar TP en cuñas Actividad 2 Apretar conexión

Piso Piso Piso Oprio. Cabo de ATP´s No.1 No.2 No.3 2da. ATP´s Piso de C h a n - Piso de perforación Cuarto de A presas (1) Tembloperfn. guero maqs. rina - (2) A cuarto de químicos Al Checar Colocar TP en cuñas Checar (1) A presas múltiple movto. y desenganchar el niveles estrang. de bom- elevador bas Apoyar A presas Instalar válvula de seguridad abierta, apretar y cerrar misma. Apoyar Notificar Apoyar Checar fugas Apoyar Estar preparados para extinguir incendios Apoyar Segundo

Chango

Actividad 3 Abrir válv. hidráulica Actividad 4 Cerrar preventor Actividad 5 Cerrar estrang. Actividad 6 Registrar presiones a 10 min Nota: Todo personal de apoyo y de servicios deberá reportarse al punto de reunión

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


5.5. Simulacro de Control de Brotes Usando el Desviador de Flujo Todo el personal de la tripulación debe estar familiarizado con la instalación y componentes del sistema desviador de ujo, así como su localización, incluyendo las consolas principales y remotas. Como objetivo se propone que los simula cros se efectúen a intervalos programados para comprobar que el personal es compe tente y capaz de reaccionar a situaciones que requerirán el uso del desviador de ujo. Procedimiento: 1. Aplicarlo como se indica en el plan establecido. 2. Lleve a cabo la secuencia para cerrar el desviador. Visualmente verique que la(s) válvula(s) en la(s) línea(s) de desfogue están abiertas y que las válvulas en las líneas de ujo (ote) y de llenado, si se usan, estén cerradas. Para instalaciones donde el elemento de sello de la válvula en la línea de desfogue se debe abrir antes de cerrar el espacio anular. Si hay dos líneas de desfogue independientes, se deben abrir ambas válvulas y posteriormente, si se desea, se puede cerrar la válvula que controla la línea de desfogue contra el viento. Para instalaciones donde el elemento sellante se encuentra arriba de la línea de ujo de retorno, primero se deben abrir las vál vulas en las líneas de desfogue y después cerrar simultáneamente la válvula en la línea de ujo o la temblorina y desviador En todo caso, el sistema desviador de ujo se debe operar de tal manera que el pozo no se cierre totalmente.


3. Alertar al personal en el piso de traba jo, unidades de logística terrestre o de apoyo, de la probabilidad de que se des carguen uidos por la línea de desfogue y de que se presenten fugas en el ele mento sellante. 4. De ser necesario, ajuste la presión de cierre del desviador para minimizar fugas. 5. Si las condiciones lo permiten, considere que uya el pozo por ambas líneas de desfogue, con el objeto de disminuir la contrapresión.

6. PRUEBA DE INTEGRIDAD CON PRESIÓN Cuando se previene algún daño a la forma ción, como una fractura o pérdida considerable de uidos, se realiza una prueba de integridad de presión. Esta prueba toma como referencia una prue ba de goteo (antes de presentarse la admi sión de uidos) y conforme avanza la per foración del pozo, se puede presentar un brote. Esta situación tiene que ser preveni da para no complicar la situación del brote. EJEMPLO:


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

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Presión de Integridad

[(

=


)

Dens. Lodo Dens. de Integridad - Lodo estimada actual

Prof. X Zapata

el comportamiento Presión – Gasto.

[

. . 10

= [(gr/cm3 - gr/cm3) x m] .. 10=kg/cm 2 6.1 Integridad de la Formación Tomando como base los procedimientos para llevar a efecto el control del pozo, disponemos de las Pruebas de Integridad de la Formación con la nalidad de auxiliar a eje cutar la tarea de manera más eciente. Perder uidos o romper la formación es una situación que se puede originar al llevar a cabo una operación de control de un pozo; esto se debe evitar hasta donde sea posible. La resistencia e integridad de la formación se puede determinar por dos procedimien tos conocidos como “Prueba de Admisión” (Leak-off) o mediante una “Prueba de Pre sión de Integridad”; ellas están referidas a conocer o estimar la presión o densidad equivalente de uido que puede soportar una formación debajo del ademe (TR).

P A C l l El propósito de estas pruebas es denir bajo e qué condiciones estarán expuestas las for W maciones debajo de la zapata.

Esta prueba se puede realizar: Por régimen Presión - Gasto o régimen Presión - Volumen. Hay reglamentos internacionales que exigen la determinación del gradiente de fractura de formación expuesta, después de haber cimentado, probado una TR y perforado la zapata y algunos metros. Para determinar el Gradiente de Fractura de Formación, se realiza una “Prueba de Goteo” (Leak-o) que proporciona con bas tante aproximación dicho gradiente. Este dato se utilizará para denir una limitante de presión máxima permisible en esa zona cuando ocurra un brote o también servirá para el asentamiento de la siguiente TR. Existen otros métodos más sosticados para calcular gradientes de fracturas de forma ción de manera indirecta, y son: por medio de registro eléctricos, sismológicos, métodos de Eaton, Mathews, Kelly y Willis. El principio físico en que consiste esta prueba, es de someter a un valor de presión con el uido del pozo más un valor adicional de bombeo, para que la formación empiece a admitir uido sin llegar al fracturamiento; esto se logra a muy bajo gasto.

Los valores de gradientes de fractura de for mación dependerán principalmente de las características y naturaleza de la roca, profundidad, uidos contenidos, etc. Al ejecutar el control de un pozo, esta limitante no Para realizar estas operaciones es necesario debe rebasarse, porque puede originar un observar ciertas consideraciones: reventón subterráneo y este puede canali zarse hasta la supercie, por una deciente a. Tratándose del uido del pozo, éste debe cementación de TR. estar homogéneo y limpio. EJEMPLO 1 b. Utilizar una unidad de bombeo exible en cuanto al manejo de gasto reducido y Determinar la máxima presión permisible a de alta presión. c. Gracar el comportamiento de la Pre - manejar en la supercie, para evitar fractusión – Volumen principalmente, también rar la formación.

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Datos: • TR cementada a 500 m. • Densidad del uido 1.20 gr/cm 3. • Presión de fractura 74 kg/cm 3. • = 60 kg/cm 2.

6.2 Procedimiento para Efectuar la Prueba de Goteo

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

Condiciones esenciales:

6.3 Observación:

1.20 gr/cm 3 x 500 m ph= 10 MAX. PRESIÓN PERM. A LA FRACTURA = PF – Ph = 74 – 60 = 14 kg/cm2 Por lo anterior, se observa que no podremos permitir un represionamiento en la TR más allá de 14 kg/cm 2. Si se permite, se originará fractura de formación, pérdida de uidos agravándose la situación.

• Equipo de control supercial y TR probados Si al efectuar la prueba de goteo, el agujero no sostiene la presión o no se llega a alcan • Haber perforado la zona de prueba. zar el valor deseado; entonces, puede estar la formación o la cementación 1. Con la barrena en la zona de prueba cir - aceptando defectuosa y se está comunicando al es cular el tiempo necesario para homoge- fue pacio anular entre el agujero y TR; o posi neizar y limpiar el uido de control. blemente hay alguna fuga en la supercie. 2. Levantar la barrena dentro de la TR (a Inspeccione las conexiones en supercie. la zapata). 3. Probar conexiones superciales desde la EJEMPLO: unidad de alta hasta la TP. 4. Circular pozo con la unidad de alta presión. Se ha cementado una TR intermedia de 10 ¾ 5. Cerrar preventores de arietes de tubería. pg a 3,245 m y, después de perforar bajo la 6. Empleando bajo gasto de 0.5 bl/min, zapata, se tienen los siguientes datos: gracar comportamiento de la Presión – Volumen, Presión – Gasto (cuidando la Densidad del lodo = 1.56 gr/cm 3 Máxima Presión para TR) Gel a 10 min = 22 lb/100 pie 2



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


DETERMINAR: • Máxima presión permisible a la fractura. • Densidad del lodo equivalente. • Gradiente de fractura de la formación. 1. Presión hidrostática del uido referido a la profundidad interior 1.56 gr/cm 3 x 3,325 m Ph = 10 = 519 kg/cm2 2. Presión de ruptura de Gel Prof x Gel @ 10 min = (1300.86) (Dag - DTP)

P 3,325 m x 22 lb/100 pie = 1300.86 x (9.5 pg - 5 pg) A = 12.5 kg/cm C l l 3. Limite máximo de presión en la TR (10 ¾ e pg) Presión Permisible en TR W Max. = (PRES. INT. TR + P. RUP GEL) – Ph 2

2

Sustituyendo valores: = (549 + 12.5) – 519 = 42.5 kg/cm2

80

Por los cálculos anteriores, se observa muy poco margen de presión a manejar en la su percie (43.5 kg/cm 2 para realizar la prueba de goteo). Por lo que es más recomendable emplear un empacador recuperable para proteger la TR. VOLUMEN BL

PRESIÓN kg/cm2

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

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

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


Gradiente de Fractura de Formación (Gf ) =

Pres. Total en la Zapata Prof.

=

687 kg/cm2 3,325 m

6.4 . Prueba de Presión e Integridad Esta prueba se realiza cuando no se desea que los uidos entren a la formación o ésta se rompa. Al realizar la prueba se presuriza la formación hasta un valor aproximado. Si Se suspendió el bombeo cuando se observó la presión se sostiene, se considera correcta. el cambio en el comportamiento de la pre- El inconveniente de esta prueba es descono sión respecto al volumen, determinando la cer la presión a la que admite el intervalo. prueba de goteo en 168 kg/cm 2. Obteniendo el valor de la presión de integri Con este dato podemos obtener: dad (formación), se puede obtener la demás información como en el ejemplo anterior de Presión total en la zapata la Prueba de Goteo, como son: = Ph + Prueba de Goteo = 519 + 168 = 687 kg/cm 2 • Presión Max. Permisible en TR. • Presión Total aplicada a la zapata. MAX. PRES. PERM. EN SUP. • Máxima presión permisible a la fractura. AL FRACT. CON LODO ACTUAL • Densidad equivalente del lodo a la = 687 – 519 fractura. • Gradiente de fractura de formación,. Densidad Equivalente del Lodo (DEL) Pres. Total Zapata x 10 = Prof. Gráca 2 Comportamiento de la prueba de goteo (LEAK – OFF)

=


687 kg/cm2 x 10 3,325 m


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P A C l l e W

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Figura 5 Densidad de lodo equivalente


7. LIMITES DE ALARMA 7.1 Indicadores de Nivel de Presas Este dispositivo sirve para indicar el nivel de lodo en las presas y, a su vez, detectar el inicio de un brote o una pérdida de lodo.

El indicador de volumen es un dispositivo básico de advertencia en el control de po zos. Un brote inicia a desplazar lodo fuera del pozo y el indicador de nivel en las pre sas registra este hecho como un incremen to en el nivel o volumen. Estos dispositivos requieren de mantenimiento normal que garantiza la eciencia en su operación. Por consiguiente, debe aplicársele en los períodos programados, para que siempre se ten ga una respuesta efectiva y conable.

Actualmente existen numerosos dispositivos indicadores de nivel del lodo en presas, al gunos incluyen alarmas audibles y gracado res que proporcionan un registro continuo Los niveles altos y bajos en las presas, cuando de nivel. el equipo supercial de control del pozo está Otros, son observados directamente por el en la supercie, pueden ser de 0.8 - 1.6 m 3. perforador en monitores que muestran las variaciones del nivel, incluyendo además 7.2 Indicadores de Flujo en la Línea de Flote una alarma audible con límites ajustables de alto y bajo, resultando muy superior a La primera señal evidente de un brote en la sulos procedimientos rústicos usados en fechas percie es precisamente el ujo o incremento del mismo por la línea de ote (línea de retorno). recientes. El dispositivo se basa en los sensores (vástago y otador) instalados en las presas, las cuales transmiten una señal eléctrica al registrador, donde se procesa y es enviado, convertido en valores numéricos, al monitor o pantalla ubicada en la consola del perforador.

Los indicadores de ujo miden el gasto en el porcentaje que pasa por la línea de ote, por lo que un aumento en el gasto de salida (cuan do se circula con gasto constante o cuando no se está circulando y se tiene ujo por la línea de ote) podrá ser detectado por este dispositivo antes de que el nivel de presas registre incremento como para ser registrado.


Esto resulta de mayor importancia cuando se tiene un sistema supercial de presas dema siado grande. El indicador de ujo no sola mente determina las señales de posibles bro tes, sino que también indica la presencia de pérdidas de lodo, ya sean totales o parciales.

Figura 1 Indicador de nivel de presas.


Generalmente, el más común de los indi cadores de ujo consiste en una “paleta” colocada en la línea de ote. Un resorte se coloca a tensión en dicha paleta y se ajusta al instrumento de medición.

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Figura 2 Indicador de ujo en la línea de ote

Si el ujo se incrementa o disminuye, la paleta cambiará de posición y creará una tensión nueva del resorte, la cual es registrada e in terpretada por el sensor y, posteriormente, enviada con un valor numérico a la pantalla ubicada en la consola del perforador. La mayoría de estos dispositivos cuentan con alarmas audibles, con límites altos y bajo y, al igual que el indicador de nivel en presas, requiere de un mantenimiento rutinario y de un buen uso para garantizar un servicio adecuado.

P A C l l El mantenimiento a este equipo es princi e palmente de limpieza, por lo que se reco mienda se haga con frecuencia, en la forma W por turno, diaria o semanal, según lo dicte la

Figura 3 Tanque de viajes

7.3 Tanque de Viajes El tanque de viajes, diseñado y usado ade cuadamente, es un dispositivo que permite medir correctamente el lodo necesario para llenar el pozo, cuando se extrae la tubería del mismo. De igual forma, mide el volumen del lodo desplazado por la tubería al ser introducida al pozo. En otras palabras, es un dispositivo que fa cilita la medición correcta del volumen de lodo durante los viajes, por lo que es de gran utilidad en la detección oportuna de brotes y pérdidas de circulación.

operación y el equipo. Recuerde que la ins - El tanque de viajes debe ser pequeño, para pección, el mantenimiento y su prueba ase - que su volumen pueda medirse y calibrarse guran que trabaje ecientemente el equipo fácilmente. cuando sea requerido. Existen principalmente dos diseños de tan ques de viajes, los cuales son: el que utiliza bomba centrífuga y del tipo de llenado por gravedad.

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El diseño más conveniente es el que permite 7.4 Otros Sensores de Gases determinar el volumen de lodo, tanto en la Flamables/Explosivos y H 2S introducción como en la extracción de tuberías. Los detectores (sensores) de gas miden en la temblorina la concentración de gas en el Los tanques de llenado, ubicados en el piso lodo a la salida del pozo. Hay muchos tipos del equipo y a la altura de la línea de ote, de detectores de gas, los cuales operan con son dispositivos de gran utilidad, puesto que principios distintos. permiten medir correctamente el volumen del lodo para llenar el pozo cuando se saca Algunos son capaces de medir el metano, el tubería, ya que, como se mencionó, la ma - gas total o la medición de cada componente yoría de los brotes se producen al estar via - del gas; sin embargo, todos ellos miden el jando. gas contenido en el lodo. Para que el tanque de viajes proporcio ne medidas correctas, es necesario que se mantenga limpio, debiéndolo lavar inmediatamente después de usarlo; además, debe llenarse con lodo que haya pasado por el equipo de control de sólidos.

Estos dispositivos son de gran utilidad como indicadores de posibles brotes, también pueden mostrar la producción potencial del pozo.

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



Figura 4 Cuidado con el Ácido Sulfhídrico

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P A C l l e W

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Cuando una cierta cantidad de gas en el lodo 8. INFORMACIÓN PREVIA PARA ha sido detectada, una alarma audible o vi EL CONTROL DEL POZO sible es activada para alertar a la tripulación del equipo. La información que se debe tener disponi ble en la instalación, al estar realizando las Generalmente, este dispositivo es parte in - tareas de perforación y mantenimiento de tegrante de las unidades de registro conti - pozos, es principalmente: nuo de hidrocarburos, que tradicionalmente se emplean en pozos exploratorios. • Presión reducida de circulación. • Conguración del pozo. Donde exista la posibilidad de la presencia • Gradiente de fractura de la formación. de H2S, los equipos: • Presiones máximas permisibles en la cabeza del pozo. a. Deberán estar dotados de un detector de • Desplazamientos y volúmenes. H2S que active las alarmas audibles y visibles cuando las concentraciones exce - Respecto al dato de la presión reducida de dan de 10 ppm. Este equipo deberá ser circulación ésta se puede tomar a partir del capaz de detectar un mínimo de 5 ppm valor de presión que nos da el manómetro en la atmósfera, con sensores localiza - del tubo vertical al circular el lodo a un gas dos en el contrapozo, la campana, tem- to reducido (1/2 ó 1/3 del régimen normal) blorina, área de presas de lodos, habi - y nos proporciona las pérdidas por fricción taciones y en otras áreas mal ventiladas en el sistema circulante. o connadas donde se podrán acumular Esta información deberá obtenerse cuando: concentraciones peligrosas. b. El equipo usado en la detección de H 2S se calibrará diariamente antes de lle - • Se efectúen cambios por densidad y vis cosidad al lodo. gar a la zona con ambiente sulfhídrico y cuando menos cada 8 hrs al utilizarlos en • Variaciones en la geometría de la sarta de perforación. ambiente amargo. Estas calibraciones se • Variaciones en las toberas. deben registrar. c. Deberán estar disponibles para el perso - • Cada vez que se perforen de 100 a 150 m. nal laborando en la instalación capaces • En cada turno de trabajo. de detectar 10 ppm de sulfhídrico. Al • Después de haber reparado una bomba. detectarse la presencia de H 2S, se harán Precaución: El manómetro o dispositivo inspecciones con instrumento portátil para detectar el gas amargo en todas las para obtener esta presión deberá ser con able, ya que son susceptibles (los manó áreas con ventilación pobre. metros) de sufrir daño o descalibración.


Las razones para manejar un gasto reducido toma en cuenta se puede presentar una pér de circulación, que servirá para controlar al dida de uido al fracturarse la formación, pozo, son: ocasionando muchos problemas adicionales a la presencia del brote, tales como un des • Se generan menores valores de presión. control subterráneo. • Disminuye la posibilidad de falla en el La máxima presión permisible a manejar en equipo de bombeo. • Permite agregar materiales densicantes. el espacio anular por fracturamiento de for • Se dispone de más tiempo para analizar mación se puede obtener por: problemas relacionados con el control • Métodos analíticos. del pozo. • Facilita la operación de control de las pre- • Pruebas prácticas de campo. siones en el múltiple de estrangulación. Los gradientes de fracturamiento analíti• Menores pérdidas por fricción. cos se pueden obtener a través de registros Este dato de la presión reducida de circula - geofísicos y por ecuaciones matemáticas deción servirá para determinar Las presiones ini- sarrolladas principalmente por Eaton, Hubcial y nal de circulación al controlar el pozo. bert – Willis y Mattews – Kelly. Las principales prácticas de campo, para ob tener los gradientes de fractura de la forma Se entiende por presión de fractura de la ción más conables son las “Pruebas de go formación la cantidad de presión requerida teo” y las pruebas de presión de integridad para deformar permanentemente la congu - de formación. Estas pruebas se indican en este capítulo. ración de una formación. 8.1. Fractura de la Formación

8.2 Presiones Máximas Permisibles Esta presión de fractura de formación se puede expresar también en gradiente, ya La Norma API–6A y el Boletín API-13 presen que es la presión por unidad de longitud. tan las especicaciones del equipo y co Las principales unidades son kg/cm 2/m y lb/ nexiones respecto a la presión máxima de 2000, 3000, pg2/pie. Por lo general, conforme aumenta trabajo, las cuales son para 2 la profundidad se incrementan los gradientes 5000, 10,000 y 15,000 lb/pg . La presión de de fractura de formación. Formaciones poco trabajo de la cabeza del pozo deberá ser compactadas, como las que se localizan en mayor a las máximas presiones esperadas. aguas profundas costafuera, pueden presen - Esta presión debe ser mayor que la: tar bajos gradientes de fractura de formación. • Resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento. Este dato previo es aplicable al control de las presiones en la supercie, al efectuar el • Presión máxima anticipada. control del pozo, y es una limitante. Si no se • La presión de fractura de la formación referida a la zapata de TR.



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ÍNDICE 1. Técnicas de Introducción

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________________________ ____________ ______________________ __________

2. Operación 2. Operación de Deslizamiento de Tubería (Stripping)

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________________________ ____________ ______________________ __________

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3. Determinación 3. Determinación de la Fuerza Ascendente de la Tubería Tubería por Presión del Peso de la Sarta

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________________________ ____________ ______________________ __________


1. TÉCNICAS DE INTRODUCCIÓN

efecto de sondeo o debido a un llenado ina propiado, suscitándose el brote cuando hay Se utiliza esta técnica para resolver proble proble-- poca tubería en el pozo. mas en pozos de alta presión para llevar a cabo su control. Este puede presentarse en A esta profundidad, la densidad para su con trol puede ser muy alta que ningún método dos condiciones diferentes: que se pretenda aplicar permitirá operar con • Con el aparejo de producción producción y árbol de seguridad dentro de los rangos prácticos de presiones; por lo que se deberá introducir válvulas instalado. • Al originarse un brote durante las operaopera - tubería a mayor profundidad, manteniendo ciones de perforación, de una terminatermina - la presión en supercie registrada para evi tar un ujo adicional de la formación. ción o reparación de un pozo. Cuando el brote suceda en alguna etapa de la perforación, y de acuerdo a su magnitud de inmediato se analizará la situación para resolver si es factible ejecutar las siguientes operaciones con el mismo equipo y el arre glo de preventores instalado en el pozo.

El procedimiento de control bajo estas cir cunstancias será el de “deslizar” “deslizar” o o “introducir tubería a presión” dentro presión” dentro del pozo con el preventor cerrado. SNUBBING Y STRIPPING .- Son .- Son diferentes conceptos:

El método consiste en el forzamiento, bajo 1.1 Introducir Tubería a Presión condiciones de presión, de una tubería de menor diámetro dentro de otra de mayor tamaño, tramo por tramo; hasta llegar a la SNUBBING.- Si la fuerza resultante (ascen profundidad programada para efectuar el dente) ejercida por la presión del brote que actúa en las supercies de la sarta de tubería control. es mayor que el peso de la misma, entonces Para llevar a cabo lo anterior, se usa una la tubería debe introducirse o sacarse bajo Unidad Snubbing Snubbing que la constituyen varios las condiciones de presión que tenga el pozo. accesorios para formar un conjunto y operar con todas las medidas de seguridad necesa - Dicho de otra manera, cuando el peso de la tubería es menor que la fuerza ascendente, rias. se necesita introducir tubería forzándola a Al cerrar un pozo después de ocurrido un pozo cerrado. Se le conoce como Técnica Snubbing.. brote, la presión del intervalo productor o Snubbing del yacimiento actuará sobre el área de la 1.2 Deslizar tubería a presión tubería ejerciendo una fuerza ascenden te, la cual deberá ser contrarrestada por el peso de la sarta de trabajo de producción STRIPPING.- Si el peso de la sarta de tubería para evitar que esta sea expulsada fuera del que quedó al momento de cubrir el brote, es mayor que la fuerza ascendente (ya descri pozo. ta), se aplicará la Técnica Stripping, lo Stripping, lo que Esta condición puede presentarse al sacar signica aprovechar el peso de la TP y desli tubería demasiado rápido, provocando un zar a pozo cerrado. Capacitación y Desarrollo Técnico


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El objeto de cada una de estas técnicas es 1.4 Condiciones introducir la tubería hasta la profundidad programada para controlar el pozo con cir - Para denir qué tipo de operaciones se rea culación directa y volver a recuperar el con - lizará (Snubbing o Stripping), Stripping) , es necesario trol primario. calcular la fuerza ascendente y el peso de la sarta, además de otras consideraciones téctéc 1.3 Planeación de las Actividades nicas que el personal especializado deberá determinar. En cualquier tipo de operación, mayormen te tratándose de situaciones especiales, La técnica a usarse estará basada en la pre cuando se busca seguridad y eciencia, eciencia , es sión supercial registrada, la longitud de la necesario planear cuidadosamente todas las tubería y sus diámetros de juntas a ser in actividades que se desarrollarán, en las cua - troducida dentro del pozo, manteniendo una les deben incorporarse y determinarse los presión de fondo constante. siguientes factores: Usando las fórmulas siguientes, se calcula la 1. Estado mecánico del pozo fuerza ascendente. 2. Gradiente de fractura 3. Presión del yacimiento FASC = PCTR x A x 6.45 4. Densidad del lodo FASC = PCTR x D 2 x 5.08 5. Altura e intensidad del brote 6. Presión máxima permisible en supercie Donde: 7. Elaboración del programa FASC = Fuerza ascendente (kg) Deben considerarse también problemas PCTR = Presión de cierre en TR (kg/cm 2) como son: A = Área de la tubería donde está cerrado el a) Migración del gas preventor (pg 2) b) Pérdida de circulación D = Diámetro de la tubería donde está est á cerracerra c) Fracturas de la formación do el preventor (pg) d) Presión interna de la TR 6.45 y 5.08 = Constantes para obtener FASC en kg. Debe formularse un plan de contingencia para todos los eventos y algunos especícos Para el funcionamiento y operación de la para tomar las decisiones que en ellos se in - unidad Snubbing, la Unidad de Negocio de diquen. Perforación tiene personal técnico capaz y eciente para efectuar la actividad. En el El sistema de radiocomunicación entre todo ámbito internacional, existen compañías el personal involucrado en la operación es especializadas en estos trabajos. (Otis, Red muy importante. A la cabeza debe estar un Adair-Cudd Pressure, Franklin and especialista al comando de todos los eventos Abel, etc) que se estén llevando a cabo.


1.5 Descripción de la Regulación Hidráulica que Acciona La Unidad Snubbing Las fuerzas de inserción y levantamiento de un equipo snubbing hidráulico las hidráulico las produce un sistema de dos o cuatro gatos (cilindros) hi dráulicos situados simétricamente alrededor de una línea central de la unidad. Los gatos están congurados de tal forma que cuando se aplica una fuerza de inserción, los cilin dros son presionados por el lado del pistón y, y, al aplicar una fuerza de levantamiento, los cilindros son presionados por el lado opues to. Algunas unidades snubbing tienen gatos que pueden operar en el “modo regenera tivo” (doblar la velocidad de levantamienlevantamien to), lo cual signica que el aceite hidráulico arriba del pistón es dirigido al cilindro abajo del pistón, aumentando de esta manera el suministro del paquete de potencia. Hay sis temas hidráulicos que operan a 211 y 352 kg/cm2 (3,000 y 5,000 lb/pg 2) de presión de trabajo.

2. DESLIZANDO TUBERÍA (STRIPPING) El propósito básico para realizar operaciones de deslizamiento de tubería bajo presión del pozo, es la de bajar el extremo de la sarta a una profundidad que haga más fácil la opera ción de control del pozo bajo condiciones de utilizar menor densidad en el uido de concon trol, evitando con ello dañar la formación o las TR´s del pozo. Muchas ventajas se logran baba jando la sarta hasta la profundidad de origen del brote; por ejemplo, resulta más económi co el control del pozo, menor contaminación ambiental, menos pérdida de tiempo, etc. El realizar una operación de deslizamiento de tubería a través del conjunto de preven tores (preventor anular), quiere decir que la tripulación del pozo es sorprendida por el brote al momento de sacar o meter tubería. Por tal motivo, y principalmente para operaopera ciones de perforación, la tripulación deberá estar preparada para realizar esta operación de manera segura, ya que representa desli zar la tubería obturada en su parte interna a través del preventor anular hasta alcanzar una profundidad de control del pozo.


Esta operación requiere de entrenamien to y, al realizarse de manera real, se podrá asegurar su capacitación. Datos estadísticos indican que, en la ocurrencia de brotes el 70% sucede viajando, 25% perforando y el 5% cuando no se tiene tubería dentro del pozo.

Figura 1 UNIDAD SNUBBING


Podremos realizar el deslizamiento de tubería cuando estemos seguros de calcucalcu lar el cierre del pozo y estar viajando: el valor de la fuerza ascendente (presión del pozo actuando sobre la tubería) deberá ser

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menor que la fuerza actuando hacia abajo; es decir, decir, el peso de la sarta. Para realizar operaciones de deslizar tubería con presión del pozo se requiere considerar:


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• Que el volumen volumen del cuerpo cuerpo que se está metiendo al pozo (volumen de la tubería obturada internamente) debe ser purgado a la misma velocidad y cantidad equivaequiva lente al mismo volumen de tubería. Si esto se logra controlar se estará aplicando una presión constante en el fondo del pozo. • La operación de deslizamiento de tube tube-ría (stripping) se logra haciendo pasar el cuerpo de la tubería y las juntas a través del preventor anular de manera de reali zar un buen sello con el elemento hule de dicho preventor. Por ser el tubo de perfo ración de forma irregular en sus extremos (otras dimensiones) se ajusta la presión de operación del preventor anular a que selle frente al cuerpo de la tubería, permitien do una leve fuga; alcanzado este es te valor, valor, se 2 le agregan 3.5 kg/cm y obteniéndose una mayor vida del elemento de hule del pre ventor y el paso de las juntas para no es tar haciendo adecuaciones de regulación de presión. Se recomienda agregar un lu bricante arriba del preventor como aceite o grasa, para proteger el cuerpo del tubo al momento de pasar por el elemento del preventor anular. Mantener una presión en 7.5 kg/cm2 arriba de la registrada en la TR, purgando los volúmenes a través del múltiple de estrangulación. • Si se presenta un brote de gas, es impor tante considerar su migración, expansión y control con el manejo del estrangulador. estrangulador. • Deslizar la tubería a régimen continuo continuo y uniforme. • Si las juntas tienen bastante resalto (diá (diá--

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


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

3. FUERZA ASCENDENTE EN FUNCIÓN DE LA PRESIÓN DEL POZO De vital importancia para el cierre de un pozo, es que usted conozca la cantidad de tubería que tenga en su interior, el uido de control utilizado y la presión que llegará a al canzar durante algún movimiento de tubería. Si dentro del pozo no se tiene la suciente cantidad de tubería que proporcione el peso necesario para evitar que esta sea expulsada deberá extremar los cuidados para que esto no suceda, asegurando la sarta de trabajo por me dios mecánicos tales como encadenar la sarta de trabajo a las viguetas de la mesa rotaria.

Desplazamiento de tubería (stripping) con y Uno de los procedimientos inmediatos al brote es sujetarla con el preventor, ponien sin control volumétrico. do el siguiente cople o junta de tubería en Al deslizar la tubería a través del preventor contacto con los arietes. Para cuando usted anular signica agregar volumen al pozo. maneje este criterio, se presenta el siguien Por tal motivo, habría que purgar un volu - te ejemplo. men equivalente al volumen del cuerpo que se está introduciendo. Esto signica que volumétricamente la presión a controlar en el espacio anular se mantendrá, siempre y cuando se purgue el volumen con la rapidez con que se está in troduciendo la tubería, para no incrementar o disminuir la presión en la TR.


Otro método de control para deslizar tube ría bajo condiciones de presión del pozo, es el de controlar solamente la presión en TR purgando los volúmenes necesarios a través del estrangulador, a n de mantener cons tante la presión. Figura 2 Estado mecánico


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EJEMPLO 1


El brote ocurrió al estar sacando el aparejo de producción a 400m, aplicando el proce dimiento de cierre, colocando la válvula de seguridad en la TP y cerrándose posterior mente. Manifestando, el intervalo dispara do, la presión que indica el estado mecánico del pozo (100 kg/cm 2) ejercida a la altura del empacador. Calcular lo siguiente: 1. El peso de la sarta en el aire (Pta) y su mergida dentro del uido (Pts). 2. La fuerza de expulsión (F) de acuerdo a su presión SOLUCIONES

1. Para calcular el peso de la tubería en el aire, se utiliza el factor 1.49 para convertir Recuerde que la fórmula para calcular el lb/pie a kg/m y el resultado multiplicarlo peso de una tubería sumergida en un uido por 400 m, que es la profundidad (L), a la es: cual se tiene el extremo del empacador. Dlc Pts = Pta x ( I ) Da Pta = (Ptp x 1.49)x L

P A Donde: C l l Pta = Peso de la tubería en el aire (kg) = Peso unitario de la tubería en el aire e Ptp (lb/pie) = Constante de conversión W 1.49 L = Profundidad (m) Sustituyendo obtendremos Pta = (9.3 x 1.49) x 400

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Figura 3 Stripping -Fuerzas actuando sobre la sarta

Donde: Pts = Peso de la tubería sumergida (kg) Dlc= Densidad del lodo de control (gr/cm 3) Da= Densidad del acero (gr/cm 3) 1 = Constante Sustituyendo valores tendremos: Obteniendo el peso de la tubería dentro del pozo, procederemos a calcular el valor de la fuerza o empuje de la formación; para lo cual se empleará la formula:


F=PxA Donde: F = Fuerza en kg P = Presión en kg/cm 2 A = 0.7854 x DTP 2 x 6.452 = Área en cm 2 Factor= 6.452 D1 = Diámetro exterior de TP en pg Sustituyendo valores tendremos: F= 100 (0.7854 x 6.452(3.5 2))=100 x 62.07 De los cálculos obtenidos se observará que el peso de la sarta de tubería dentro del pozo es de 4,761 kg y la fuerza que ejerce la formación a la altura donde se encuentra el empacador es de 6,207 kg. La resultante es que la tubería será expul sada si ésta no es anclada correctamente. Recuerde que si usted maneja gas, deberá tener en cuenta dos aspectos importantes: A. La rotura de la TR o las conexiones su perciales descritas anteriormente. B. El valor de la presión de fractura de la formación. Con los conceptos anteriores, estará en con diciones de efectuar el cierre de un pozo, determinar inmediatamente la densidad reducida del uido de control; la altura que cu brió el uido invasor; la densidad del uido invasor. Y dependiendo el estado mecánico del pozo, calcular la fuerza de empuje de la formación y su presión de fractura (ruptura) por medio de las tres formas descritas; así como los materiales químicos para agregar y operar el control supercial de acuerdo a las presiones esperadas.



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ÍNDICE 1. Problemas por gas somero 101 ____________________________________ 2. Brotes someros en instalaciones submarinas 101 ____________________________________


1. PROBLEMAS POR GAS SOMERO

Este procedimiento se lleva a cabo a través de la velocidad de bombeo y las densidades Algunas veces es preferible no cerrar el de lodo. pozo, aunque cuando esto ocurra, él mismo 2. BROTES SOMEROS EN se vaciará y, si no se toman las medidas adeINSTALACIONES SUBMARINAS cuadas, ocurrirá un descontrol. Debido a los problemas que esto involucra, no se debe permitir que el pozo uya fuera de control. El problema más severo que se tiene en la perPara ello se ha diseñado un desviador de u - foración en aguas profundas es que se presente jo que conduzca los uidos lejos del pozo. un brote y aún no se tenga la TR supercial. Signicando que sólo se tiene el conductor y El uso del desviador de ujo es recomen - está perforándose el agujero supercial. A es dable cuando se tenga duda de que el pozo tas profundidades someras, los gradientes de pueda cerrarse sin que la presión generada fracturas son muy bajos y regularmente no so rompa la formación debajo de la tubería de portan las presiones de cierre sin que se induzrevestimiento supercial (y el ujo pueda ca un reventón subterráneo (4- K). canalizarse hasta la supercie). Al presentarse este evento, el mayor peligro Las ventajas de utilizar un sistema desvia- es la posible pérdida de la unidad otante debido a: dor de ujo son: • Evita el fracturamiento de la formación debajo de la zapata de la tubería de re vestimiento supercial. • Transporta los uidos a una distancia segura, lejos del pozo. Las desventajas son:

a. La pérdida de otabilidad. b. La entrada de agua aereada en secciones abiertas de la unidad con la resul tante inundación. c. La presencia de fuego por el gas. 2.1 Uso del Conductor Marino


Enfrentando Riesgos de Gases Someros En operaciones de esta índole, el Superin tendente enfrenta varias alternativas para atender riesgos de gases someros. Primero debe decidir si va a utilizar o no el con ductor marino cuando se esté perforando a poca profundidad bajo el lecho marino. Si 1.1 Acciones Correctivas resuelve utilizar el Riser, deberá tomar en cuenta si desviará los brotes en la superCuando en un pozo se utilice el desviador cie (unidad otante) o bajo el mar. Cada al de ujo, es posible controlar el pozo circu - ternativa tiene ventajas y desventajas, las lando lodo con la suciente velocidad para cuales deberán ser analizadas con cuidado vencer la aportación de uidos. para tomar la decisión. • El pozo no está bajo control total. Por lo tanto, será más difícil controlarlo. • Se tendrán que manejar grandes canti dades de uido invasor en la supercie. • Se deberán disponer grandes cantidades de lodo y material densicante.


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Si el operador decide usar el conductor marino (Riser) durante la etapa inicial de per foración, se tienen dos ventajas sin que se relacionen al control del pozo:


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actuar contra la formación de brotes some ros. De esta manera se elimina la posibilidad de colapso y descarga de lodo del conduc tor marino. Esta práctica podría ocasionar que el pozo se derrumbe o “puentee”. El 1. Al usar el conductor marino permite Superintendente dispondrá de tiempo para acondicionar el uido que sale del pozo controlar el pozo, colocando una columna y un ahorro considerable en tiempo y di - de lodo pesado abajo del nivel del lodo. nero, para aquellos casos donde el agua de mar no sea un uido de perforación El inconveniente principal de continuar “la satisfactorio. perforación a ciegas” sin Riser es que un 2. Las muestras de formación (recortes) y brote de gas puede ejercer una reducción el gas pueden ser examinadas y evalua - en la otación de la unidad perforadora, das, desde la unidad otante; conforme debido a la presencia de burbujas de gas en avance la perforación. el agua debajo del equipo otante. Aquellas personas que están a favor de eliminar el El uso del Riser presenta algunos inconve - conductor marino coinciden en que la o nientes para el control del pozo: el gas so- tabilidad reducida no presenta peligro para mero puede descargar el lodo dentro del perforar desde unidades otantes, porque conductor marino, reduciendo la columna normalmente las corrientes marinas alejan hidrostática actuando contra el brote, lo el agua cortada con gas. que permitirá un incremento del brote. Al tos gastos de bombeo son requeridos para expulsar los brotes y, cuando esto sucede, el lodo gasicado dentro del Riser permite a la columna hidrostática del agua de mar actuar contra la pared externa del conductor mari no y esto hará que se pueda colapsar algu na parte del conductor. Si el técnico decide controlar un brote somero ejerciendo una columna de lodo de mayor densidad sobre la zona de brote, existirá la posibilidad de que el exceso de lodo sobre densicado se acu mule dentro del Riser creando una pérdida de circulación o empeorando la situación. Existen argumentos que indican eliminar el conductor marino y efectuar “la perforación a ciegas” de ciertas porciones a poca pro fundidad desde una unidad otante. La pre sencia de agua marina asegura que alguna presión hidrostática estará disponible para

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ÍNDICE 1. Características del Gas 105 ____________________________________ 2. Tipos de Gas 105 ____________________________________ 3. Densidad del Gas 106 ____________________________________ 4. Migración del Gas 106 ____________________________________ 5. Migración de Gas sin Expansión 106 ____________________________________ 6. Comportamiento y Solubilidad del Gas 110 ____________________________________


1. CARACTERÍSTICAS DEL GAS

Para determinar el tipo de uido que entró en el pozo, deberá medirse con precisión el Un brote es sencillamente el desplazamien- aumento de volumen en las presas y registo de un uido hacia el exterior del agujero trarse la cantidad en metros cúbicos o barri en la supercie, causado por una entrada no les (m3 o bl). deseada de uidos de la formación al pozo. Si usted comprende la diferencia entre bro Si un brote no se le identica como tal y se tes de gas y de líquidos, le permitirá resolver le permite aumentar, descargará ujo hacia de diferentes maneras los problemas que se algún lugar y si descarga uido de una zona le presenten. Habiendo calculado la densi a otra formación se estará produciendo un dad del uido invasor, conocerá qué tipo de uido entró al pozo. A pesar de presentarse descontrol subterráneo. brotes de aceite y de agua salada, en los dos Conforme avance en el estudio de cada ca - casos puede haber presencia de gas, por lo pítulo, deberá comprenderse el comporta- que todos los brotes deberán considerarse miento y los efectos de los brotes y aplicar gaseosos, mientras los hechos no demues los conocimientos con el n de evitar que se tren lo contrario. conviertan en descontroles. Los brotes de líquidos, ya sean de agua salaLos brotes de gas y líquidos (aceite y agua da o aceite, no se comprimen ni se expanden, salada) se comportan de una manera dife - por lo que al circularlos al exterior del pozo, rente a la salida del pozo. Bajo determina- la presión en la TR no aumentará. Al compa das circunstancias, deberá permitirse la ex- rarse con los gaseosos, podrá entenderse que pansión de los brotes con gas a medida que los líquidos no migran, y si no hay migración, asciendan, de tal forma que la expansión se las presiones no aumentan, como en un brote de gas. controle desde la supercie. El gas migra y reeja su presión en supercie. Por lo tanto, deberán controlarse las presiones al cierre del pozo, y cuando éste se haya cerrado, se utilizarán procedimientos de descarga (purga), para permitir la expansión del gas, al menos hasta que sea tomada la decisión de cómo controlar el pozo. En caso de NO poder cerrarlo completamente, debido a tener su máxima presión permisible muy reducida, se aplicará uno de los méto dos descritos en este manual.

El agua salada y el aceite son uidos incom presibles. Durante su control no se presenta una expansión apreciable a medida que se reduce la presión ejercida sobre ellos. Por esta propiedad, la velocidad de bombeo y el ujo de retorno serán esencialmente iguales a medida que se circule el brote a la super cie y sean desalojados del pozo.


Con métodos de control de presión de fon do constante, la presión en el espacio anular sólo cambiará si hay variaciones en el estado mecánico del pozo. Podrá variar la presión 2. TIPOS DE GAS en la TR debido a los ajustes del estrangu Es de mucha utilidad conocer si el uido in- lador conforme el lodo de control reempla vasor es gas o líquido (aceite o agua salada). ce el lodo original y al uido invasor. Estos Esto puede obtenerse calculando su densidad. cambios no serán tan pronunciados como los brotes de gas.


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Los brotes de agua salada traen incorporado Dato de migración de gas=1000 algo de gas disuelto y causarán que las pre pies/ hora=304 m/hora siones en la supercie sigan el mismo patrón, pero a menor medida que los brotes gaseo - 5. MIGRACIÓN DE GAS SIN EXPANSIÓN sos. Por lo tanto, todo brote deberá tratarse como una invasión gaseosa. Si tenemos un pozo y se detecta la entrada de un uido invasor y efectuando el procedi3. DENSIDAD DEL GAS miento de cierre cuanticamos el volumen; y si circulamos la burbuja hacia la supercie Cuando se determina por cálculo la densidad manteniendo constante el volumen en las del uido invasor y el resultado es de 0.2 a presas, no permitiendo la expansión de la 0.6 gr/cm3, el uido que penetró es gas. Si burbuja hacia la supercie, manteniendo su el resultado de la operación está entre 0.6– volumen original, la presión sería la misma a 0.87, el brote es considerado como de aceite condiciones de fondo, en cualquier punto de y si está entre 0.87–1.15 gr/cm 3, el uido insu trayectoria a la supercie. Si esta presión vasor es mezcla de agua-aceite. le sumamos la presión hidrostática de la co lumna de lodo que va quedando debajo de la Un brote de gas es el más peligroso debido al burbuja, la presión de fondo se estará increexceso de presión que deben soportar la TR y mentando a medida que la burbuja asciende. la formación expuesta. Debe considerarse la migración del gas a través del uido de conEJEMPLO: trol del pozo y, por lo tanto, se debe aplicar Teniendo un pozo de 3,048 m (10,000 pies), un método de control que permita expulsar densidad de lodo de 1.20 gr/cm 3 (10 lb/gal), al gas del pozo, controlando su presión. y un volumen de uido invasor de 159 lt (1 bl) en el fondo, calcularíamos que la burbuja 4. MIGRACIÓN DEL GAS en el momento que entra al pozo tiene la presión de fondo 365.76 kg/cm 2. A medida Al intervenir un pozo en zona gasífera, siem- que la burbuja asciende y mientras no se ex pre se recomienda vigilar el comportamiento panda conservará la misma presión, quedande las presiones de cierre del pozo, ya que do debajo de ella una columna hidrostática su tendencia será la de aumentar a medida de lodo. Si la burbuja ya migró a la mitad que el gas asciende. La migración del gas, si de la trayectoria, como por ejemplo 1,524 se permite a pozo cerrado, puede aumentar m, tendríamos la presión de la burbuja de a tal grado que llegará a romper la forma - 365.76 kg/cm2 más la presión hidrostática en ción (zapata) o tubería de revestimiento, ge- ese punto que equivale a 182.88 kg/cm 2. Nos nerando un daño a la formación o reventón daría como resultado la presión de fondo de subterráneo. 548.64 kg/cm2. Lo recomendable en esta situación será la de evacuar el brote de gas aplicando algún método que no permita mantener la presión constante en él fondo del pozo, para evitar otra entrada de gas, y posteriormente controlarlo con densidad de control.

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Cuando la burbuja recorra nuevamente la mitad de su recorrido 762 m, la columna hidrostática debajo de la burbuja hacia el fondo sería de 274.32 kg/ cm2 más la presión de la burbuja de


365.76 kg/cm2, nos daría como resultado de 640 kg/cm2. Y cuando la burbuja llegue a suExpansión del gas a 2,286 m = 212 lt percie la presión de fondo sería de 731.5 kg/cm2. Expansión a 1,524 m P2=(1,524 m x 1.20 gr/cm 3) / 10 Considerando un volumen inicial de uido in - = 182.88 kg/cm 2 vasor de 159 lt (1 bl), profundidad del pozo de 3,048 m (10,000 pies) y densidad de lodo de 1.20 gr/cm3 (10 lb/gal), tendríamos una Despejando V2 = ? presión inicial de la burbuja de 365.76 kg/ V2=(P1 x V1) / P2 cm2 en el momento de que entra la burbuja =(365.76 kg/cm 2 x 159 lt) / 182.88 kg/cm 2 = 318 lt en el pozo. Aplicando la ecuación de la Ley de Boyle: P1 x V1 = P2 x V2

Expansión del gas a 1524 m = 318 lt

Expansión a 762 m Calcular la expansión del gas a las siguientes P2 = (762 m x 1.20 gr/cm 3) / 10 = 91.44 kg/cm 2. profundidades: • • • •

2286 m 1524 m 718 m Supercie 0 m SOLUCIONES:

Si tenemos como presión de formación (P1) = 365.68 kg/cm 2 y un volumen original (V1) = 159 lt, Sustituyendo estos valores se obtendrá: Expansión a 2,286 m P2 = (2,286 m x 1.20 gr/cm 3) / 10 = 271.32 kg/cm 2 Despejando V2=? V2 = (P1 x V1) / P2 = (365.76 kg/cm 2 x 159 lt) / 274.32 kg/cm 2 = 212 lt


Despejando V2 = ? V2=(P1 x V2) / P2 = (365.76 kg/cm 2 x 159 lt) / 91.44 kg/cm 2 = 636 lt. Expansión del gas a 762 m = 636 lt Expansión en supercie La expansión en supercie sería considerando la presión atmosférica, que es igual a 1.033 kg/cm2, como P2.


Despejando V2 = V2 = (P1 x V1) / P2 = (365.76 kg/cm 2 x 159 lt) / 1.033 kg/cm 2 = 56,298 lt Expansión del gas en supercie = 56,298 lt El último volumen calculado, dependiendo de la geometría del pozo podría ser la capacidad del mismo, lo que nos in dica que a falta de un volumen suciente para formar una columna hidrostática

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Figura 1 Migración de gas sin expansión

que contrarreste la presión de formación, el volumen varía inversamente proporcional permitirá la entrada de más uido invasor al a la presión que se somete. Por ejemplo, si pozo. una burbuja de gas se somete al doble de su presión original, el volumen se reducirá a la El resultado de la migración del gas (sin ex- mitad y si se libera la presión a la mitad de pansión) provocará seguramente el fractura - la original, el volumen aumentará al doble. miento de la formación expuesta o daño en las conexiones superciales por presión excesiva. Considerando la P1 (Presión de formación) y V1 (Volumen original ganado en presas), al 5.1 Migración de gas con determinar la P2 sería a la profundidad don Expansión Descontrolada de deseamos conocer el nuevo volumen de la burbuja V2. El permitir la expansión sin control es circularlo sin mantener una contrapresión al fon5.2 Migración de Gas con do o zona aportadora del uido invasor. Expansión Controlada En la relación entre presión y volumen, el cientíco británico Robert Boyle difundió los resultados conocidos como “LEY DE BOYLE”; y consideró que a temperatura constante,

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Este es el procedimiento correcto que se debe seguir en un control del pozo. Cuan do se circula un brote de gas al exterior del pozo con expansión controlada, debe


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

lado el brote para expulsarlo a la supercie.

Constantemente se deben vigilar las presiones de cierre; éstas pueden aumentar a me dida que el gas asciende a través del uido del pozo, al encontrarse cerrado. Las presio nes de la TP y TR deben mantenerse dentro los parámetros establecidos, mediante el sangrado (purga) de pequeñas cantidades Para cumplir esto, el operador del estrangu- de uidos, por medio del estrangulador. Esto lador mantiene una “contrapresión sucien - permite una expansión controlada. te”, para que se expanda el gas de tal ma nera que la contrapresión más la presión del Hay que tener en cuenta que, si se desea brote, más la presión hidrostática de todos mantener constante la presión en la TR, de los uidos que hay en el pozo, igualen a la berá purgarse un cierto volumen de uido presión de formación. del pozo; este volumen será medido cuidadosamente, dado que este uido estaba conLos procedimientos citados en otro capítulo tribuyendo a la presión hidrostática, debienpara controlar un pozo permiten la expan - do permitirse un incremento a la presión en sión controlada del gas, mientras es circula TR para compensar esta pérdida.


Figura 2 Migración del gas con expansión controlada


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6. COMPORTAMIENTO Y SOLUBILIDAD DEL GAS


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

pueden hacer que el gas se desprenda de la solución repentinamente, lo cual resultará en una expansión inesperada que puede provocar la expulsión del uido desde ese punto hacia arriba. 6.1 Migración del Gas • • • • • • •

Consideraciones: Se expande rápidamente cuando la burbuja está cerca de la supercie, causando un incremento en el volumen de las presas. Causa posibles problemas de congelamiento por la rápida expansión del gas después del paso por el estrangulador. Requiere del uso de un separador gaslodo y líneas al quemador para remover al gas del sistema. Tiene gran potencial de riesgo por fuego. Causan incrementos de presión de cierre en TR para los mismos brotes de aceite o agua. Causan asentamiento de barita por sacarla de un sistema de lodo base aceite. Se disuelve en la fase aceite de un sistema de lodo base aceite, causando pequeños incrementos en presas e incre mentos de ujo. 6.2 Comportamiento del Gas

• Su expresión es: Presión = Fuerza / Área. • Su manifestación es en todas direcciones. • Porque la burbuja de gas se maniesta en todas direcciones es la razón por la que incrementa la presión en el fondo del agujero y presión en la supercie. • Tiene capacidad de migrar por su relativa baja densidad (0.24 gr/cm 3) hacia la supercie. • La relación entre presión y volumen a relativa misma temperatura es: P1 V1 = P2 V2 Unidad de Negocio de Perforación

• Cuando el brote de gas entra al pozo, su volumen es igual al recibido como incremento en las presas. Presión de Formación = Pres. Hidrost. TP + Presión den. TP Presión de Formación = Pres. Hidrost. TR + Presión den. TR

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

• Si no se permite la expansión de la burbuja de gas, migrará con la misma pre - P1 = Presión de formación, kg/cm 2 sión con la que entró al pozo. V1 = Vol. de brote (gas), m 3 Al migrar incrementará el mismo valor de P2 = Presión de la burbuja (expandida), kg/ presión en TP y TR (manómetros) en geome- cm2 trías iguales. V2 = Nuevo, volumen de la burbuja/expan La variación de presión es igual al espacio re- dida), m3 corrido de ascenso de columna hidrostática. Volumen a purgar = V2 – V1 lodo x ASC Incremento de presión = Densidad del Vol. de lodo a purga 10 = [(PF x Vol. Ganado)/(PF – Incr. de presión Dens. Lodo, gr/cm 3 en sup.)] ASC, m. por lo tanto – Vol. Ganado Ascenso (m) Velocidad de ascenso = Incremento de presión x 10 Tiempo (min) Ascenso = Densidad de lodo

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


Dens. de uido invasor=


Do - 10(PCTR-PCTP) Lb

Do – Densidad original del lodo, gr/cm 3 PCTR – Presión de cierre en TR, kg/cm 2 PCTP – Presión de cierre en TP, kg/cm 2 Lb – Longitud del brote (altura), m

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


Conversión de grados Centígrados a grados Fahrenheit: ºF = 9 ºC+32 5 Conversión de grados Centígrados a grados Kelvin: ºK = ºC + 273 Conversión de grados Fahrenheit a grados Rankine: ºR = ºF + 460

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ÍNDICE 1. Clasicación de los Fluidos de Perforación 115 ____________________________________


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2. Descripción de los Fluidos de Perforación 117 ____________________________________ 3. Funciones de los Aditivos 118 ____________________________________ 4. Propiedades Físico-Químicas de los Fluidos 120 ____________________________________ 5. Técnicas para Determinar la Densidad del Fluido 121 ____________________________________ 6. Propiedades del Lodo por Incremento en la Densidad y Dilución 122 ____________________________________ 7. Condiciones de Seguridad en los Fluidos de Perforación 123 ____________________________________ 8. Función Primarias del Fluido de Terminación de Pozos 123 ____________________________________ 9. Características de los Fluidos de Terminación y de Reparación de los Pozos 129 ____________________________________


1. CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN En cada etapa de la perforación del pozo, la selección del uido que se utilizará tiene como antecedente el pronóstico de las con diciones que se encontraron antes, así como durante la perforación de las formaciones que serán atravesadas; las zonas previstas con geopresiones; los problemas de estabi lidad de las paredes del agujero; los costos que serán erogados por este concepto y los cuidados al ambiente. Todos ellos intervienen en la toma de decisión y en el proceso de selección.

quiera de los líquidos anteriores. En ocasiones se les agregan ciertas sustancias químicas según se requiera para mejorar o modicar las propiedades generales. 1.2 Fluidos Base Aceite El aceite es su componente principal y como máximo debe contener menos de un 10% de agua emulsionada en una composición general.

Este uido podrá ser aceite mineral o die sel. El uso no provoca daños a los intervalos abiertos, pero está limitado su empleo para pozos de baja presión. Deberán tenerse los equipos adecuados para extinguir fuegos y A continuación se describe su clasicación en lugares de fácil acceso. general, sin que se pretenda alterar la im1.2.1 Emulsión Inversa portancia de cada uno en función de cuánto y en dónde vaya a ser utilizada. En estos uidos el aceite es la fase conti nua y el agua dulce o salada es la fase dis 1.1 Fluidos Base Agua continua. En su composición, el contenido de agua es mayor al 10% y su estabilidad • El agua dulce. • Las soluciones: Son compuestos de pro- dependerá de uno o más de los siguientes ductos químicos que no se separan del componentes: agentes de suspensión, agen humectantes y emulsicantes, agentes agua, aunque ésta quedara estática por tes control de ltración, reductores de vis un tiempo prolongado. Entre ellas se de cantidad y tipo de material sólido encuentran las SALMUERAS, que pue- cosidad, den ser de cloruro de sodio, cloruro de para aumentar su densidad. calcio, cloruro de potasio y otras. Estas 1.2.2 Emulsión Directa soluciones salinas se mezclan con facilidad, algunas su costo es relativamente En este caso, el agua constituye la fase dis bajo, no existe el peligro de incendio o persa (continua) y el aceite forma la fase explosión. Sin embargo, en algunos luga - discontinua. Cuando éstos son analizados, res pueden constituir un riesgo para el los ltrados son bajos y siempre será aceite. entorno ecológico. Al agregarle determinados agentes de sus• Las emulsiones: Son uidos cuya fase pensión, permiten elevadas viscosidades y continua es el agua y la discontinua o poder de suspensión, para lo cual deberán emulsicante es el aceite. atendérseles constantemente en su trata • Los lodos: Formados por una suspensión miento, evitando durante su preparación de sólidos, como son las arcillas, la bari- que no se excedan materiales sólidos que ta y los recortes de la formación en cual- provoquen taponamiento en la formación.



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r o s i v r e p u S l e v i N 1.3 Fluidos Sintéticos con Polímeros

lodos incorporan químicos gene P 1. Estos ralmente de cadena larga de alto peso son efectivos en el trata A molecular, miento del lodo, incrementando viscosi C dad, reduciendo pérdidas de ltrado y l l estabilizando la formación. Varios tipos polímeros están disponibles para este e depropósito, incluyendo bentonitas extenlas cuales tienen una alta solubi W didas, lidad al ácido, mayor que las bentonitas

gánicos de fase continua, como los esteres, los éteres, las poliaolenas, los glicoles. Estos uidos se diseñaron como una alternativa para mejorar los lodos de aceites y aceite mineral, con la nalidad de superar el impacto negativo en el entorno ecológico de los uidos tradicionales de emulsión inversa. En su preparación contienen los mismos componentes que los de base aceite, adicio nándoles otros productos químicos para mantener sus características y propiedades requeridas.

y, por lo tanto, reducen la cantidad de arcilla necesaria para mantener viscosi 1.4 Gases dad. Biopolímeros y polímeros de enlace cruzado son normalmente usados y se obtienen buenas propiedades de corte a Gases secos: Estos uidos lo componen el aire, el gas natural; como son el bióxido de concentraciones bajas de productos. 2. Son uidos preparados con polímeros or - carbono (CO2); el metanol (CH 4); el nitrógeno (N2).

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

2. DESCRIPCIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN 2.1 Fluidos Base Agua 2.1.1 Espumas Se utilizan en la perforación de pozos en formaciones depresionadas y profundidades hasta de 3,000 m., obteniéndose densidades desde 0.1 – 0.96 gr/cm³. También emplea das en combinación con equipos de tubería exible para desarenar o limpiar intervalos productores del pozo. 2.2 Salmueras Sódicas, Cálcicas, con Polímeros y Densicantes Con salmueras sodicas se obtienen densida des desde 1.0 – 1.19 gr/cm³. Como ventaja tiene la de no dañar la formación por estar libres de sólidos. 2.2.1 Salmueras Cálcicas Estos uidos proporcionan densidades hasta 1.39 gr/cm³, con características de no dañar la formación por carecer de sólidos. 2.2.2 Salmueras con Polímeros y Densicantes


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


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de fácil preparación y buen control del ltrado. Se alcanzan densidades hasta de 1.08 gr/ cm³, al perforar cemento se oculan fácilmente, y a temperaturas de 180°C, se deshidrata aumentando su viscosidad.


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pero su degradación obligará a extremos cuidados en su mantenimiento.

Una emulsión inversa requiere materiales emulsicantes. Por sus rangos en densida des, se emplean tanto en pozos depresiona 2.3.4 Fluidos Lignosulfonatos Emulsionados dos como aquellos pozos que manejan altas presiones. Aplicable como uido de perforaEstos uidos al densicarlos con barita, al- ción y para limpieza de pozos. canzan densidades hasta 2.24 gr/cm³. 2.3.2 Fluidos de Baja Densidad 2.3.5 Fluidos Tratados con Calcio Su característica principal se debe a la mez Cationes bivalentes, tales como el calcio y cla de uidos como diesel y agua en forma magnesio, cuando se adicionan al lodo inhiben emulsionada. Permite densidades de 0.86 – el hinchamiento de las arcillas o lutitas, y así 0.92 gr/cm³, con viscosidades de 70 – 600 son usados lodos con altos niveles de calcio segundos y establece excelente bombeo. soluble para controlar el desprendimiento de 3. FUNCIONES DE LOS ADITIVOS lutitas que amplían el agujero. Estos cationes mantienen el agujero estabilizado y previenen el daño a la formación. Caliza hidratada, La clasicación de las funciones de cada yeso y cloruro de calcio son los principales aditivo son aquellas que han sido aceptadas ingredientes de los sistemas cálcicos. por el Subcomité de la Asociación Internacional de Contratistas de Perforación (IADC) 2.3.6 Agua Dulce relacionados a los Fluidos de Perforación. Algunos aditivos tienen múltiples usos, cuSe utilizará como uido de control en zo- yas funciones son listadas en una primera y nas de baja presión con nes de abandono. segunda categorías. Por carecer de propiedades reológicas, no 3.1 Aditivos para Control de PH, se recomienda como uido de acarreo. Se deben utilizar bactericidas para eliminar la Alcalinidad corrosión bacteriana anaerobia. Productos diseñados para controlar el grado de acidez o alcalinidad de un uido; puede in 2.3 Fluidos Base Aceite cluir cal, sosa cáustica y bicarbonato de sodio. 2.3.1 Emulsión Inversa 3.2 Bactericidas Representan uidos en los que la fase con tinua es el aceite y la fase dispersa es el Productos usados para reducir la cantidad agua. Tienen la ventaja de permitir como de bacterias; sosa cáustica, cal, preservatiltrado el aceite que no daña la formación, vos son comúnmente usados.


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

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

3.4 Inhibidores de Corrosión

3.9 Agentes Espumantes

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

Estos son químicos usados con frecuencia y actúan como surfactantes (agentes activos de supercie) para generar espuma en presencia de agua. Estos agentes espumantes permiten al aire o gas incorporarse al uido.

3.5 Desespumantes (Antiespumantes)

3.10 Materiales para Pérdidas

La primera función de los aditivos de pérdida Son productos diseñados para reducir la acción de circulación es para obturar la zona de pér espumante particularmente en lodos salados y dida en la formación frente a la cara expuesta salmueras saturadas. del agujero, a n de que las subsecuentes ope raciones no provoquen pérdida de uidos de 3.6 Emulsicantes perforación. Son productos para crear una mezcla hetero3.11 Agentes Lubricantes génea de dos líquidos. Estos incluyen lignosulfonatos, emulsionados, ciertos agentes activos Se elaboran para presiones extremas y son di de supercie cargados de manera aniónica o no señados para reducir el torque e incrementar la iónica (cargados negativamente o sin carga). potencia sobre la barrena por la reducción del coeciente de fricción. Ciertos aceites, polvo de 3.7 Reductores de Filtrado grato y jabones son usados para este propósito. El ltrado o reductores de pérdida, tales como la bentonita, carboximetyl celulosa de sodio (CMC) y almidones pregelatinizados, sirven para cortar la pérdida de ltrado, que es una medición de la tendencia de la fase líquida del uido de perforación de ltrarse a la formación. 3.8 Floculantes



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

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3.13 Control de Inhibidores de Lutitas El yeso, silicato de sodio, lignosulfonatos de calcio, tales como la cal y la sal, son usados para el control de hidratación o desintegración de ciertas lutitas.


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3.14 Agentes Activos de Supercie Se conocen como surfactantes porque redu cen la tensión interfacial entre las super cies en contacto (agua/ aceite, agua/sólido, agua/aire). Estos algunas veces pueden ser emulsicadores, desemulsicantes, oculantes o deoculantes.

4. PROPIEDADES FISÍCOQUÍMICAS DE LOS FLUIDOS 4.1 Reológia Del Fluido La medición de las propiedades reológicas de un uido es de importancia para efecto de cálculo de pérdidas de presión por fric ción, para determinar la capacidad de aca rreo de los recortes que se generan en el fondo durante la perforación, para analizar la contaminación del uido y para poder de terminar los cambios de presión en el fondo del pozo al sacar o meter la sarta de per foración. Las propiedades fundamentales a controlar son: viscosidad y gelatinosidad.

Figura 1 Viscosímetro FANN VG-35a

Las medidas de viscosidad tradicional en la instalación se hacen con el embudo Marsh, que mide el tiempo del escurrimiento de 1 litro de lodo. La llamada viscosidad Marsh es la cantidad de segundos necesarios para que un litro pase a través del tubo de 3/16 pg, de diámetro que se tiene en el extremo inferior del embudo. El valor del tiempo de escurri miento es un indicador cualitativo del lodo. Para obtener su calibración, se llena el em budo con 1500 cm³ de agua dulce a temperatura de 22 – 27 °C y permitir su salida para llenar el pocillo que tiene su marca de refe rencia correspondiente a 1 lt.; anotando el tiempo que se llevó llenar el litro.

El tiempo empleado de calibración deberá ser 28 segundos. Para obtener resultados con La medición de viscosidad se puede realizar de ables al utilizar el embudo deberá estar limcon el embudo Marsh o bien con el Viscosí- pio y libre de irregularidades internamente. metro Fann. a. Deberá tomarse la muestra en la sali da de la línea de ote, pasar la muestra al embudo a través de la malla hasta un nivel que alcance el ras de ésta en el embudo, mantenido tapa -


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

5. TÉCNICAS PARA DETERMINAR LA DENSIDAD DEL FLUIDO

Para determinar la densidad del uido de perfora ción se usa la balanza tradicional para lodos. Esta balanza está compuesta de su propia base y una barra graduada por ambos lados, como se ilustra en la gura 2. En un extremo tiene el recipiente para el lodo con su tapa; cerca de este depósito está el punto de apoyo de la balanza con el soporte y en el otro extremo está el depósito de balines La mejor medición de las propiedades reo- para calibración de la balanza y un pilón que se lógicas del lodo de perforación se obtiene a desliza para hacer nivelar el peso del lodo. través del viscosímetro Fann VG-35, permitiendo proporcionar la viscosidad plástica en Antes de usar una balanza para lodos, es centipoises mediante la resta de la lectura de necesario conocer su calibración y se hace 600 a 300 RPM. Y el punto de cedencia de la con agua dulce destilada, dando una lectura diferencia de la lectura de la viscosidad plás - de 1 gr/cm³ = 8.33 lb/ galón. Si no existe tica de la lectura a 300 RPM. La medida de la nivelación con este valor deberá ajustarse resistencia del ujo que proporciona un uido su tornillo o bien, con sus balines, si es de está relacionado por la fricción entre sus par- este tipo. Las lecturas de las graduaciones tículas suspendidas y la fase líquida continua. en ambas caras de la balanza serán en gr/ cm³, lb/gal, lb/pie³ y lb/pg²/1000 pie. La cualidad tixotrópica del uido se mide en lb/100 pie². Esto signica que a mayor El procedimiento para determinar la densi cantidad de partículas para densicar, ha - dad de un uido es como sigue: brá mayor número de partículas en fricción. 1. Colocar la base sobre una supercie r Las cualidades de tixotropía del uido tam me nivelada. bién representan una resistencia al ujo, ya 2. Llene la copa con el uido que se va a pesar. que a mayor densidad, mayor capacidad de 3. Coloque la tapa girándola, permitien sustentación tendrá el lodo. Deberá tomar do salir fluido por el orificio central se en cuenta sobre todo, si el uido queda de la tapa. bajo condiciones estáticas. 4. Presionando con el dedo a la tapa del recipiente para lodo, lavar y con una fra Se expresa el gel en lb/100 pie², concluyennela secar el exceso de agua. do a mayor densidad, mayor viscosidad y 5. Colocar la balanza sobre su soporte, co gelatinosidad, se tendrán mayores pérdidas rrer al pilón para lograr su nivelación. por fricción en el sistema de circulación. 6. Leer sobre la escala la densidad del lodo. 7. Registrar la densidad del lodo. 8. Eliminar el lodo de la copa después de su uso. Lavar la tapa, la copa, la balanza completa y secarla a n de mantenerla lista para su siguiente uso. Capacitación y Desarrollo Técnico


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tes generados por la barrena a la supercie principalmente. Se origina por la concentración de sólidos presentes y está en función con la forma y tamaño de los mismos.


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Figura 2 Balanza para lodos

Otra propiedad de lodo de perforación es la gelatinosidad que está representada por la medida de atracción de las partículas del uido al estar en reposo.

6. PROPIEDADES DEL LODO POR INCREMENTO EN LA DENSIDAD Y DILUCIÓN

La bentonita proporciona principalmente la fuerza de gelatinosidad al uido. El punto de cedencia de un uido es otro de los com Los uidos de perforación, conforme avanza ponentes de la resistencia al ujo y está la operación del pozo, se requieren de ma - referido a las fuerzas de atracción de las yor densidad para connar los uidos de las partículas bajo condiciones dinámicas. formaciones más profundas. Esta fuerza de atracción o punto de ceden El uido en sí se compone del líquido base, ya cia está en función de: sea agua o aceite, el uido o material viscosi- a. Tipos de partículas y cargas eléctricas cante que tendrá la función de sustentación, y el propias. material densicante. Las partes de que consta b. Concentración de partículas. el sistema se interrelacionan, ya que si conside- c. Concentración iónica de sales en la fase ramos mayor densidad, será necesario agregar líquida. material sustentante con el consecuente cambio de propiedades reológicas del sistema. Altos puntos de cedencia tienen efectos indeseables sobre las pérdidas por fricción y resisMediante la densidad del uido que es la más tencia de geles, por lo que requiere reducirlos. importante de las propiedades de un sistema, se logra el control del pozo mediante la pre - Cuando se requiere bajar la viscosidad plás sión que ejerce la columna hidrostática en las tica será necesario disminuir la concentraparedes del agujero. Su control depende de ción de sólidos en el sistema; principalmenagregar material densicante, o por dilución. te se logra mediante aparatos mecánicos, dilución o sedimentación. La otra propiedad del uido, de perforación es la viscosidad plástica, que representa Añadir agua al sistema del lodo signica bala resistencia interna que tiene un líquido jar la concentración de sólidos por unidad de a uir. Dependerá la viscosidad de un lodo volumen y con ello se logra reducir la fric de la concentración, calidad y dispersión de ción entre los sólidos logrando bajar la viscolos materiales viscosicantes suspendidos sidad. Al añadir agua al sistema traerá consien él. Su función es la de acarrear los recor - go disminuir la densidad del uido también.


7. CONDICIONES DE SEGURIDAD EN LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN Son muchas las variables en la composición química de un uido de perforación que afectan sus propiedades; por lo que deberán tenerse las precauciones necesarias durante la preparación de mezclas en cualquier sis tema de lodos.

Este capítulo no pretende impartir conoci mientos profundos que caliquen al personal, como un Ingeniero Químico de lodos; pero si es deseable que, en forma simple y sencilla comprendan las funciones, su clasicación y componentes de los lodos de perforación; los efectos en sus propiedades, la forma para determinar sus características y reológia, así como el tratamiento de los mismos.

Las alteraciones en las lecturas de algunos instrumentos en la consola del perforador, reejan cambios en las condiciones del lodo o problemas que pueden estarse originando en el fondo del agujero. Son estos los ins tantes en que un trabajador, con los conocimientos adquiridos, estará presto a resolver, cualquier situación, de tal forma que evitara Deberán utilizarse en todo momento, al ma - que no se presente un brote imprevisto. nejar y mezclar productos químicos: ropa de 8. FUNCIÓN PRIMARIA DEL algodón adecuada, lentes o protectores de FLUIDO DE TERMINACIÓN lentes graduados, goggles, guantes vinílicos DE POZOS con calidad certicada, botas, delantales, mascarilla respiratoria. Los uidos de terminación y reacondicionaSe recomienda que al mezclarlos con agua miento, a los pozos desempeñan las mismas u otros uidos, se haga con la debida pre - funciones básicas que los lodos de perforación. caución, para reducir la posibilidad de una Se tienen muchas aplicaciones para ellos. reacción violenta. Siempre se debe tener Un uido de terminación o para reacon disponible, cerca del área de mezclado, el dicionamiento de un pozo, es cualquier equipo para enjuagar los ojos y limpiar la piel. Si alguna sustancia entra en contac- uido que tenga contacto con la formación to con alguna parte del cuerpo humano, se productora después de concluir su etapa de perforación. lavará de inmediato con abundante agua y deberán tomarse las medidas preventivas 8.1 Mantener Controlada que el caso requiera, incluyendo el aviso a su superior inmediato. la Presión de Formación Las cuadrillas de perforación, deberán estar alerta de los riesgos que implica el manejo y mezclas de los materiales. Ciertas sustancias químicas provocan quemaduras graves, sien do tóxicas algunas, tanto para el ser huma no como para el ambiente. También pueden causar problemas visuales y respiratorios.

En todos los procesos de perforación, los uidos cumplen un papel importante para aumentar la eciencia y el rendimiento del equipo terrestre o plataforma marina junto a las cuadrillas de trabajo.



El agua, el aceite y el gas contenidos en el yacimiento ejercen una gran presión como si pugnara por salir a la supercie. A esta presión se le llama PRESIÓN DE FORMACIÓN.

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Para realizar con seguridad y facilitar las 8.2 Evitar o Minimizar operaciones de terminación y reparación de el Daño a la Formación pozos, es necesario contrarrestar esa pre sión de formación y llevarla a un punto de ¿Qué pasaría si la presión hidrostática que equilibrio ejerciendo una presión controla- ejerce el uido hacia abajo fuera mucho da mediante un uido de control. mayor que la presión de formación que ejerce el gas, el aceite o el agua hacia arriba? A esta presión que ejerce el uido para Seguramente que entrarían los uidos da equilibrio de presión de formación la deno - ñando la formación: taponando la porosi minamos PRESIÓN HIDROSTÁTICA. dad, obstruyendo el ujo, etc; dicultando así la explotación eciente del pozo. ¿Qué haría usted para evitar esto? Por supuesto que será necesario mantener la PH igual o ligeramente mayor al valor de la presión de formación.

P A C l l Técnicamente, sabemos que la fuerza de e esta presión hidrostática (PH) es directaproporcional a la densidad del uido W mente y a la altura de la columna que lo contiene Figura 3 Mantener controlada la presión de formación con la PH

Este equilibrio de presión en ocasiones pue de perderse al introducir la sarta de traba jo, debido a la mayor resistencia que en cuentra por la estructura tipo “gel” que forma el uido en reposo y que tendría que contrarrestarse con una mayor fuerza o pre sión. Esta mayor presión que se ejerce po dría romper el equilibrio logrado. Es importante que el uido a usar no origine daño alguno al intervalo productor. El agua dulce natural puede causar una emulsión bloqueadora en el ujo de ciertas formacio nes de hidrocarburos, o alterar la mojabilidad de la roca.

en condiciones estáticas.

La presión se registrará en kilogramos por centímetro cuadrado (kg/cm²) o libras por pulgada cuadrada (lb/pg²). La primera función o uso del uido de con trol es la de lograr el equilibrio entre la presión de formación y la presión hidrostática.

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8.3 Acarreo de Recortes a la Supercie Para ejecutar las diversas operaciones, es necesario hacer circular un uido de control al interior del pozo y desalojarlo a la supercie. Llamamos recortes a la arena, cemento y erro que se generan a consecuencia misma del trabajo de terminación y reparación. Estos recortes, por ser sólidos dentro de un uido, tenderán a caer hacia el fondo atraídos por la fuerza de gravedad, siendo el objetivo sacarlos para mantener limpio el pozo.

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

Para mantener el equilibrio de la PH con la PF es necesario agregar al uido de control agentes dispersantes que faciliten su uidez y reduzcan así la resistencia evitando la ne cesidad de provocar un excesivo aumento de la presión al entrar la sarta de trabajo e introducirse en el pozo. Gracias a la uidez, es posible realizar operaciones, conservando la PH igual o ligera mente mayor que la presión de formación, lo cual permite evitar o minimizar el daño a la formación. Además, es recomendable utilizar en la pre paración de los uidos de terminación y de reparación, de pozos, productos y materia les químicos que sean compatibles con la formación productora.


¿Cuáles serían las consecuencias si ese material sólido se acumula en el espacio anular debido a un uido mal preparado, que no los arrastre a su paso hasta la supercie? Para extraerlos se tendría que aumentar la fuerza o presión del uido circulante, lo que aumentaría la presión hidrostática, con peligros como dañar la formación. Además se originarían fallas en la herramienta de mo lienda, sarta atrapada, velocidad reducida de penetración y retrituración de recortes.


Para evitar lo anterior, es necesario que el uido de control cumpla realmente la función de acarrear a su paso estos recortes, lo cual se logrará gracias a la suciente den sidad y viscosidad que se le da en su prepa ración; sin olvidar también cuidar el gasto óptimo de circulación.

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Lo resolvieron agregando bentonita o polímero al uido. Esta cualidad que tienen algunas sustancias le llaman TIXOTROPIA, la cual se dene así: TIXOTROPIA: Es la tendencia que tienen algunos uidos de formar estructuras gelatinosas o semisólidas cuando están en reposo y que, al ser sometidas a un esfuerz, o vuel ven a un estado original.


La estructura gelatinosa resiste el hundimiento, precipitación de sólidos y recortes hasta que se reinicia la circulación. Podemos expresar entonces que el uido cumple su función de suspensión de recortes, gra cias al concepto citado.

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

P A 8.4 Suspensión y Acarreo de Recortes al Detenerse la Circulación C l l Usted ha comprendido cómo el uido cum e ple la función de acarrear a su paso los re pero, ¿qué pasa cuando la circula W cortes; ción del uido se detiene? Los recortes caerían hacia el fondo del pozo con las consecuencias que usted ya conoce. Para resolver este problema, los Ingenieros de uidos pensaron: ¿qué tal si, al detenerse el uido, se forma una estructura gela tinosa que detenga los recortes y que, al volver a circular, se rompa esa estructura y vuelva a uir normalmente?

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Figura 6 Efecto de la gelatinosidad


8.5 Soporta Parte del Peso de la Sarta Usted habrá observado que cuando su hijo se sumerge en una alberca o en la tina pesa mucho menos. Si el agua está al borde, al entrar el niño ésta se derrama, por supuesto, y si no está al borde, ciertamente sube el nivel. El sabio griego Arquímedes, al observar este fenómeno sacó una brillante deducción que según la historia le hizo exclamar: ¡EUREKA, lo tengo! Actualmente se conoce como Prin cipio de Arquímedes, y dice así: Un cuerpo sumergido parcial o totalmente en un líquido es empujado hacia arriba por una fuerza igual al peso del líquido desalojado.

Pues bien, este fenómeno ocurre también dentro de los pozos. Al introducir la sarta en el uido, ésta recibe “un empuje hacia arriba igual al peso del uido desalojado” e indudablemente que el empuje será ma yor debido a su densidad. Se conoce como EFECTO DE FLOTACIÓN. Esto es particularmente importante al aumentar la profundidad, ya que, como usted por experiencia sabe, el peso de la sarta que el equipo tiene que soportar es mayor a más profundidad. 8.6 Enfriamiento y Lubricación de la Sarta de Trabajo Conforme la herramienta de molienda y la sarta de trabajo giran dentro del pozo, se generan elevadas temperaturas, por el contacto entre la barrena o molino y el material que se está moliendo, se le llama calor por fricción. Gracias al uido que pasa por esos puntos de fricción y por esta zona de calor se logra un enfriamiento y sirve también para lubricar el metal que se encuentre en contacto con otros y así evitar calor excesivo, desgastes y fallas. Deberá tenerse presente que este calor por fricción, dentro del pozo, genera temperaturas hasta de 75 °C y aún mayores.


Aunque en bajo grado, el uido de control posee propiedades lubricantes que pueden incrementarse, al incluirse en su prepara ción aceites combinados con ciertos agentes emulsicantes. Los benecios que cumple esta función en los uidos son: Figura 7 Principio de Arquímides


• Prolongación de la eciencia de la barrena o molino. • Disminución de la presión y mejora del arrastre.

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• Menor desgaste por fricción en la sarta de trabajo y en el interior de la tubería de revestimiento. 8.7 Formación de Pared (enjarre)


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Algunos uidos, debido a su viscosidad y só lidos en suspensión, al estar sometidos a una presión, forman en las paredes de la forma ción una película protectora llamada enja rre, que sirve de pared entre el uido de control y la misma formación. Un uido de base agua, con una adecuada preparación, depositará un buen enjarre en la zona de disparos, el cual consolida la formación y retardará el paso del ltrado al intervalo pro ductor, evitando así el daño al yacimiento. Un enjarre que contenga el mínimo espesor permitirá menos ltrado. La formación de enjarres gruesos se debe a agentes contami nantes, como el agua salada, cemento, gas y otros que evitan la hidratación del material viscosicante. Los uidos con alto ltrado de agua podrán dañar las formaciones, coaccio nando una disminución en su productividad.

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

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

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8.10 Prevenir el Factor Temperatura en los Fluidos En el interior de un pozo, la temperatura no se debe menospreciar; deberá tomársele siempre en cuenta. La densidad y algunas propiedades de los uidos de terminación y reparación se ven afectados por este factor. En varios uidos de reacondicionamiento la densidad disminuye con la temperatura (como en las salmueras de sodio y de cal cio), características que deberán tenerse presente en la selección y cálculos en su preparación. Deberán conocerse las tem peraturas de fondo, a la salida del pozo y dentro de las presas para analizarse y pre venirse posibles problemas. 8.11 Evitar Riesgos al Personal y al Ambiente Los uidos de reacondicionamiento de pozos tienen incorporados productos y materiales químicos (sólidos y líquidos), que pueden resultar peligrosos en su manejo, causando daños tóxicos, respiratorios, visuales y que maduras. Las medidas preventivas y el equi po de protección personal adecuado debe rán aplicarse al momento de manipular, mezclar y tratar estos materiales químicos. El entorno ecológico terrestre y ambiente marino deben considerarse como los recur sos más preciados y estamos comprometidos a preservarlos. Por lo que los uidos que se utilizan en los pozos, y los que éstos aporten, podrán dañarlos. Para evitar lo an terior, deberán respetarse las reglamenta ciones nacionales e internacionales relacionadas a derrames, el manejo y transporte de los uidos y principalmente difundirlos a todo el personal.


9. CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DE TERMINACIÓN Y DE REPARACIÓN A LOS POZOS Una selección del uido apropiado deberá considerarse de acuerdo a las operaciones especícas de terminación y mantenimiento a los pozos. Estas características serán: 1. Densidad del uido: Una densidad su ciente que controle las presiones del pozos, que sea igual o ligeramente ma yor que la presión de formación; es ra zonable de 7 a 14 kg/cm² (100 a 200 lb/ pg²). Los uidos de reparación con una presión de equilibrio son ideales, ya que disminuirán los daños a la formación, reduciendo las pérdidas por sobrebalan ceo. En la actualidad son prácticos por los dispositivos modernos que se disponen para el control de presión. 2. Viscosidad del uido: Al mantener esta característica en condiciones de uidez, permite la circulación para desalojar los recortes de erro, cemento y otros resi duos a la supercie. Los productos viscosicantes serán seleccionados en función al tipo de uido, puesto que pruebas de laboratorio demuestran que algunos afectan y reducen la permeabilidad de la formación. 3. Libre de sólidos: Para ciertas operaciones ,el uido debe encontrarse con el mínimo de partículas sólidas en suspensión, ya que pueden obstruir los intervalos productores reduciendo sustancialmente la producción después de una operación de estimulación o tratamiento al pozo. 4. Características de la invasión: Deberá limitarse al mínimo la invasión, sobre todo en pozos que tengan baja per meabilidad. El ltrado deberá de tener


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el mínimo efecto sobre las formaciones. Las partículas mayores a la mitad del diámetro de los poros, normalmente for man un puente que impedirá la entrada de los uidos al pozo. Partículas menores a dos micras generalmente pasan sin congestionar los poros. 5. No ser corrosivo: Para evitar posibles fa llas en los componentes metálicos tubulares y de supercie, originando proble mas de pesca posteriores. 6. Aspectos económicos: La selección dependerá de que el uido sea compatible con la formación productora para evitar los menores daños a la misma. Hay oca siones en que los uidos menos costosos causan poco o ningún daño. Por lo ge neral, lo frágil de la formación será la consideración principal. 7. Estabilidad del uido: Esta característica es muy importante cuando un uido permanecerá en el pozo durante un pe ríodo prolongado. Debe tener la estabi lidad suciente para soportar los cambios de temperatura, principalmente a mayor profundidad. El no atenderse esta condición originará problemas en la re cuperación de los aparejos de produc ción y posibles operaciones de pesca. 8. Prevenir la contaminación: La adición de productos químicos (líquidos y sólidos) a los uidos de terminación y reparación de pozos puede causar problemas am bientales. Por lo que, en su preparación y uso en los pozos, deberán aplicarse las medidas de seguridad establecidas para cuidar y mantener el entorno ecológico y el ambiente marino.


ÍNDICE 12. Técnicas Cuando se Presenta 1. Objetivos de los Métodos un Descontrol Subterráneo 155 de Control 133 ____________________________________ ____________________________________


13. Localización de la Zona de 2. Principio de los Métodos Fractura 158 de Control con Presión de Fondo Constante 134 ____________________________________ ____________________________________ 14. Solución de Problemas Durante el Control 159 3. Descripción de los Métodos 135 ____________________________________ ____________________________________ 4. Método de Esperar y Densicar 139 ____________________________________ 5. Método Concurrente 140 ____________________________________ 6. Métodos Alternos de Control de Pozos 146 ____________________________________

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7. Método de Control Dinámico 148 ____________________________________

15. Razones Especícas para Seleccionar un Método de Control 159 ____________________________________ 16. Métodos Incorrectos para Controlar un Pozo 161 ____________________________________ 17. Concepto de Barreras 162 ____________________________________ 18. Técnica del Perforador 168 ____________________________________

8. Circulación Inversa 148 ____________________________________

19. Técnica de Evaluación de Brotes sin Cerrar Totalmente el Pozo para Arenas de Desarrollo 9. Otros Métodos de Control de Pozos 150 de la Cuenca de Burgos 168 ____________________________________ ____________________________________ 10. Técnica de Estrangulación Limitada 151 ____________________________________ 20. Técnicas de Control de Pozo Simplicado 168 ____________________________________ 11. Método Volumétrico 153 ____________________________________

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1. OBJETIVOS DE LOS MÉTODOS DE CONTROL Los principales métodos de control de pozos que mantienen una presión constante en el fondo del pozo son: El método del Perforador. El método del Espere y Densique. El método Concurrente. Estos métodos tienen como objetivo aplicar una presión constante en el fondo del pozo, para desalojar el brote, hasta que se obtiene el control total sobre el mismo.

• • • • • • • • • • • • •

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

Cada método de control del pozo tiene sus propias ventajas y desventajas, por lo que se recomienda identicarlas, a n de apli - La anterior información será requerida para car el método adecuado cuando se presente formular el plan de control del pozo. un brote en el pozo. Al aplicar un método de control del pozo se requiere contar con la información siguiente: • • • •

Registro previo de información Gasto de bombeo y presión reducida Incremento de volumen en presas. Registro de las presiones de cierre del pozo • Densidad del uido para obtener el control del pozo • Presiones de circulación al controlar el pozo • Registro del comportamiento de la presión y volúmenes. 1.1 Registro Previo de Información

RECUERDE: EL TIEMPO ES FUNDAMENTAL; EN ESTE LAPSO SON SUSPENDIDAS LAS OPERACIONES.

Estos datos deben ser lo más precisos posible. 1.2 Gasto y Presión Reducidas


Este dato importante estará registrado en la bitácora y ahora se emplea y está referido a la presión y gasto al circular a 1/3 ó ½ del régimen normal. 1.3 Registro de Presiones de Cierre del Pozo

Después de haber cerrado el pozo, pro Esta información está referida a tener dis - ceda a obtener las presiones estabiliza das de TP y TR; la primera nos permitirá ponible y de inmediato: obtener la densidad de control y la pre • Capacidad de desplazamiento de la sión para iniciar la circulación del mismo, y se hará a través de manómetros conabomba.


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bles, y la presión en la TR nos permitirá de manera rápida conocer qué tipo de fluido entró al pozo; salvo si ya es un área conocida. 1.4 Densidad del Fluido para Controlar el Pozo


Obtenida la presión estabilizada en TP, podremos calcular la densidad del lodo para lograr el control del pozo. Este dato nos permitirá seleccionar el método más adecuado. 1.5 Presiones de Circulación al Controlar El Pozo Para determinar con propiedad si estamos o no controlando la presión de la formación, tomaremos los datos de la presión reducida de circulación (PRC) correcta y la presión de cierre estabilizada de la TP (PCTP). Se suman y representan la presión con la que iniciamos la circulación de control del pozo. La presión nal será con la que llenamos la sarta y hasta que la nueva densidad llegue a la supercie.

2. PRINCIPIO DE LOS MÉ TODOS DE CONTROL CON PRESIÓN DE FONDO CONSTANTE Al presentarse un brote en el pozo, la tripu lación lo identica y procede de inmediato a cerrar el pozo. Se detiene la entrada de los uidos y en el fondo del agujero frente a la formación se equilibran nuevamente las presiones. La presión en la supercie más la columna hidrostática será el valor de la pre sión en el fondo del agujero. Esta presión es la que se debe atender con mucho cuidado al controlar el pozo, a n de evitar un nuevo brote o perder el uido. Si durante los si guientes eventos en condiciones dinámicas con uido mantenemos bajo control esta presión en el fondo del agujero, no habrá un nuevo brote. Por eso estaremos aplican do una PRESIÓN CONSTANTE EN EL FONDO DEL POZO.

P A C l presiones serán corregidas por incre l Estas e mento en densidad, si se aplican. 1.6 Registro del Comportamiento W de la Presión-Volumen Durante la fase de llenado de la TP y desplazamiento del lodo en el espacio anular, se deberá llevar un registro de comportamien to de la presión y de los volúmenes bombeados durante el control del pozo, ya que nos permitirá llevar de la mano el control de la presión de la formación; haciendo las ade cuaciones mediante el estrangulador.

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Figura 1 Presión constante en el fondo del pozo.


2.1 Objetivos del Método del Perforador

•

• • • •

Se basa en el principio básico de control. Requiere de un ciclo de circulación com pleto para que los uidos invasores circulen Presentándose el brote y haciendo uso fuera del espacio anular, utilizando el lodo de la información previa, se evacua el con densidad original a un gasto y presión brote utilizando la densidad con la que reducida constante, apoyados a través de se presentó la manifestación. un estrangulador ajustable. De inmediato no requiere densicar el lodo. El Método del PERFORADOR se usa ampliaMétodo sencillo de aplicación. mente por su fácil aplicación, ya que al deImplica que el control del pozo reque- tectar la presencia de un brote se toman rirá otra circulación con la densidad de medidas inmediatas para desalojarlo, to control. mando en cuenta las restricciones que se Desalojado el brote, el pozo puede espe- indican en la hoja de control de brotes. rar para llevar a cabo la segunda fase de control del pozo. 3.2 Secuencia 2.2 Objetivos del Método de Control Esperar y Densicar

3.2.1 Primera Circulación (Con Densidad Original)

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

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

2.3 Objetivos del Método Concurrente • Densicar el uido gradualmente mientras se circula. • Representa un método complejo de control, ya que maneja diferentes densida des de lodos durante el control del pozo. • Diculta establecer el control de la presión en el fondo del agujero.

3. DESCRIPCIÓN DE LOS MÉTODOS 3.1. Método del Perforador



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3.3 Segunda Circulación (Con Densidad de Control)


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1. Las presiones en TP y TR deberán ser iguales. 2. Lentamente, inicie el bombeo y abra el estrangulador para alcanzar el gasto reducido (EPM) y la presión inicial de circulación (PIC). Monitoreando las presiones y emboladas calculadas en la cédula de bombeo, operando el estrangulador (PIC – PFC). 3. Al llegar el lodo de control a la barrena, se registra la presión observada en la TP; ahora bien, ésta presión es la que se debe mantener hasta que el lodo de control llegue a la supercie (PFC). 4. Pare la bomba. Simultáneamente cierre el pozo y verique ambas presiones. 5. Si las presiones son iguales a cero, usted ha controlado totalmente el pozo. 6. Si las presiones son desiguales entre sí, pero mayores a cero, la densidad del lodo bombeado no fue la suciente para controlar el pozo, por lo que se deberá repetir el procedimiento con base en las presiones registradas. 7. Si la presión en la tubería de perforación es igual a cero, pero en la tubería de re vestimiento se registra alguna presión, será indicativo que no se ha desplazado totalmente el brote del espacio anular con la densidad de control (o que hubo ingreso adicional de uidos de la forma ción al pozo). NOTA: Una vez seleccionado el gasto reducido no deberá cambiarlo. La segunda circulación con densidad de control puede realizarse, aplicando el Método de Esperar y Densicar. 3.4 Recomendación

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Cierre ligeramente el estrangulador al mo mento que se desaloje la burbuja del pozo, la cual sufre una expansión súbita al no te ner la carga hidrostática de un uido más pesado arriba de ella. Por esto, una des compensación en la presión de fondo provocada por la expansión de la burbuja, podría permitir la introducción de otra durante el desalojo de la primera, observándose dismi nución en la presión del espacio anular, hasta un valor similar a la presión de cierre en la tubería de perforación ( PCTP), que será la presión con que excede el yacimiento a la hidrostática de la columna del lodo. Cuando la burbuja ha sido eliminada y salga lodo en condiciones favorables (densidad, vis cosidad) al suspender el bombeo, las presio nes en la tuberías de perforación y de reves timiento deben ser iguales a la PCTP original, ya que, en el espacio anular y en la tubería de perforación habrá lodo con la misma densidad a la existente en la tubería de perforación al ocurrir el brote y cerrar el pozo. Este será el momento para hacer los preparati vos y cálculos necesarios, y poder llevar a cabo la segunda etapa del control, con el Método de Esperar y Densicar o cualquier otro, sin ries go de que las presiones se incrementen. 3.5 Básicamente el Método del Perforador Consiste en: 1. Circular el brote con uido de densidad original, manteniendo constante la presión inicial de circulación calculada y el gasto de control de la bomba durante el número de emboladas o tiempo necesario para que el uido salga del pozo. Ce rrar el pozo y densicar el uido. La ventaja de este método es el de circular el brote con suciente rapidez, evitando los efectos de la migración del gas.


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

W e l l C A P

Un brote de gas está presente La presión de la formación supera a la presión hi drostática del uido de perforación y se cierra el pozo; se registran presiones en ambas ramas. Un brote está presente.

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

Figura 3 Con la presión inicial de circulación y con la misma densi dad de uido; se procede a circular el brote, observamos que la presión en la TR va aumentando a medida que el gas viaja, hacia la supercie, durante este ciclo debe mantener la PIC constante para evitar mayor entrada de uidos de la formación.



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

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

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

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

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

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

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

4.1 Secuencia

4.2 Descripción de los eventos

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

• Una vez que el lodo esté preparado con la densidad de control y se comience a bombear a un gasto reducido de circu lación, la presión que se registre en la tubería de perforación, sólo al momento de igualarla en el espacio anular con la presión de cierre en tubería de revesti miento (PCTR), será similar a la inicial de circulación (PIC). • Al bombear lodo con la densidad de control a través de la sarta de perforación, se observará disminución paulatina en la presión de la tubería de perforación, hasta un valor llamado presión nal de circulación (PFC), que será cuando la densidad de control llegue a la barrena. Entonces se observará que el abatimien to de presión en tubería de perforación será similar al calculado en la cédula de bombeo. • Una vez que el lodo de control ha llegado a la barrena, la PFC deberá mante nerse constantemente durante el viaje del lodo, con densidad de control a la supercie (ajustando el estrangulador). • Cuando salga el lodo con densidad de control a la supercie, la presión en el espacio anular deberá ser cero. Para ob servar si hay ujo, se deberá suspender el bombeo; si no lo hay, el pozo estará bajo control.



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

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

5. MÉTODO CONCURRENTE Cuando se utiliza este método para contro lar un brote, se inicia a circular el brote con la Presión Inicial de Circulación y se empieza a adicionar barita al sistema de lodos hasta alcanzar el peso de control. Lo anterior sig nica aumentar la densidad al uido mientras se circula. El método implica dar un incremento gradual en el peso del lodo hasta que el brote es desalojado a la supercie, por lo cual re querirá varias circulaciones hasta completar el control del pozo. 5.1 Secuencia 1. Registre las presiones de cierre en la tubería y en el espacio anular (PCTP y PCTR). 2. Iniciar el control a una QR de circulación y mantener la PIC constante, hasta tota lizar las emboladas necesarias del interior de la sarta de perforación hasta la barrena. 3. El operador del estrangulador debe con trolar y registrar las emboladas de la bomba y gracar en una tabla la nueva densi dad a medida que se va densicando. 4. Cuando llegue a la barrena, se determi na circular un uido más denso hasta el fondo del pozo, debiéndose registrar to das las variaciones de densidad del uido para ajustar las presiones en las tuberías.


5. Al llegar hasta la barrena el lodo con densidad calculada, se tiene la PFC, por lo que se deberá mantener constante la presión hasta que el lodo densicado salga a la supercie.

durante la etapa de control. 3. La presión de supercie en la TR y la densidad equivalente del lodo, desde la zapata, son elevados en relación al mé todo de Densicar y Esperar.

5.2 Descripción de los Eventos

EJEMPLO 1

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



141


• Los cálculos básicos para el control de 5.5 Factores de Capacidad Interior un brote • Los cálculos complementarios. Factor de Cap. = 0.5067 (DI) 2 TP 5 pg XH = 0.5067 x (4.276) 2 = 9.26 lt/m TP 5 pg HW = 0.5067 x (3) 2 = 4.56 lt/m Herramienta de 6 1/2 pg = 0.5067 x (2.812) 2 = 4.00 lt/m 5.6 Volumen Interior Volumen interior de la tubería = Factor de cap. x Longitud de tubería TP 5 pg XH

TP 5 pg HW = 4.56 lt/m x 108 m = 492 lt

P A C l l 5.4 Soluciones e Cálculos básicos para el control de un brote. W Tiempo de desplazamiento en el interior de Figura 3 Estado mecánico del pozo.

la sarta.

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= 9.26 lt/m x 5262 m = 48,726 lt

Herramienta de 6 1/2 pg = 4 lt/m x 185 m = 740 lt Volumen Total = 49,958 l Marca

DATOS DE LA BOMBA IDECO

Modelo

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


5.7 Capacidad de la Bomba

18 x 10 5,555 = 0.03 gr/cm 3 =

G = 0.0386 x L x D 2 = 0.0386 x 12 (6.5) 2 = 19.57 lt/emb al 100% eciencia volumé - Rc = Ro + Inc. Dens trica Por lo tanto: = 17.61 lt/emb al 90% de eciencia volumé- Rc = 1.70 + 0.03 trica. = 1.73 gr/cm 3 (14.41 lb/gal) Si la presión reducida (PRC) es 84 kg/cm 2 a 28 EPM el gasto de la bomba será: 17.61 lt/emb x 28 EPM = 493 lt/min = 130 gal/min = Gasto reducido (QR)

• Presión inicial de circulación PIC = PR + PCTP = 84 + 18 = 102 kg/cm 2 a 28 EPM = 102 kg/cm 2

• Presión nal de circulación • El tiempo de desplazamiento en el inteRC rior de la sarta será: PFC = PR x Ro 1.73 = 84 x 1.70 Vol. Int. TP T= QR = 85 kg/cm2 = 1209 lb/pg 2 a 28 EPM 49,958 lt = 493 lt/min 5.8 Cálculos Complementarios = 101 min = 1 hora, 41 min. Incremento de volumen en presas Lb = Capacidad del espacio anular • El número de emboladas para desplazar el volumen de la TP será: • Determinación del tipo de brote y longiVol. Int. TP Total emb. = Cap. bomba tud de la burbuja • Capacidad del espacio anular entre agu49,958 lt jero y herramienta = 17.61 lt/min = 0.5067 x (8.375 2 - 6.52) = 2837 Embs Cap. E.A. y HTA = 14.13 lt/m • Densidad de control: PCTP x 10 Inc. Dens. = PROF



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• Volumen espacio anular entre agujero y = 1.13 gr/cm 3 herramienta = 14.13 lt/m x 185 m Cuando la densidad sea mayor de 0.92 gr/ Vol. E.A. y HTA = 2,614 lt cm3, este uido se considera agua salada.


Como 2614 lt es menor con respecto al vo - • Cantidad de barita necesaria para densi car el lodo. lumen del uido invasor que entró (3180 lt), entonces el brote quedó alojado en las sec ciones EA y HTA; EA y TPHW; procediéndose Núm. de sacos de barita a calcular: 85 (Dc – Do) = 4.15 - Dc Capacidad del espacio anular entre agujero y TP 5 pg HW = 0.5067 x (8.375 2 - 52) 85 (1.73 – 1.70) = 4.15 – 1.73 Cap. EA y TPHW = 22.87 lt/m • Volumen del espacio anular entre aguje- Cantidad de barita=1.05 scs/m 3 de lodo ro y TPHW = 22.87 lt/m x 108 m Si el volumen activo de lodo en el sistema es de 200 m 3, la cantidad total de barita Vol. EA y TPHW = 2,470 lt necesaria será: • Volumen de burbuja = 3,180 lt = [EA y HTA (2,614 lt) + EA y TPHW (solo 566 lt)] 2,614 lt Lb HTA = 14.13 lt/m = 185 m

P A C l l e Lb TPHW = W Lb = 210

566 lt 17.61 22.87 lt/m = 25 m

• Densidad del uido invasor 10 x (PCTR – PCTP) = Ro Lb

1.05 scs/m3 x 200 m3 = 210 sacos de barita como cada saco pesa 50 kg 210 sacos x 50 kg/sc = 10,537 kg = 10.5 ton • Incremento de volumen por adición de barita Núm. de sacos totales Inc. Volumen = 85 =

210 85

= 2.47 m3

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

144


5.9 Hoja para el Control de Brotes con Cédula de Trabajo



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6. MÉTODOS ALTERNOS DE CONTROL DE POZOS 6.1. Método de Lubricar y Purgar


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146

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

este valor, podrá estimarse el aumento en kg/cm2 de la presión hidrostática, para que este valor sea la presión a purgar en la supercie. 5. Es necesario mantener las presiones al mínimo, ya que al no darse tiempo para que descienda el lodo, puede suceder que se pierda uido al comenzar a pur gar el pozo en la supercie (por lo consi guiente la Ph). La espera debe cuidarse sobre todo cuando el pozo es profundo. 6. La secuencia de lubricar lodo: esperar a que forme una columna hidrostática y luego purgar el incremento aplicado, se repetirá hasta calcular que el espacio anular está lleno y se haya disminuido la presión en TR hasta 0 kg/cm 2. Se recomienda utilizar una unidad de alta pre sión para superar la presión del pozo. Al prin cipio las presiones serán elevadas, pero se mi nimizarán por la cantidad del lodo inyectado. El uso de este método dependerá del conoci miento que se tenga del pozo: estado mecá nico, geometría de la sarta de perforación, antecedentes y parámetros registrados. 6.2 Método de Regresar Fluidos Contraformación (Bullheading) Consiste en bombear contra formación la ca pacidad de la o las tuberías en una sarta de perforación o a través de un aparejo de pro ducción para establecer el control interno. El método se lleva a cabo cuando no hay obstrucciones en la tubería y pue de lograrse la inyección de los ui dos del pozo dentro de la formación sin exceder los límites de presión de TP,


TR, y máxima presión permisible. Se despla za todo el volumen en el interior de la tubería con la cantidad necesaria de un uido usado en UNP. Durante la etapa de perforación de un pozo, cuando se presenta un brote, y dependiendo las condiciones puede utilizarse esta técnica. Como es el caso de un brote con uidos de ambiente amargo y corrosivo (H 2S o CO2), donde luego de efectuar el cierre del pozo, se de berá analizar la situación y tomar la decisión a seguir, donde lo recomendable es regresar los uidos contra formación (Bullheading) en lugar de sacarlo a la supercie, evitando así los consiguientes riesgos a las cuadrillas de trabajo e instalaciones del equipo. 6.2.1 Secuencia 1. Determinar las presiones de las tuberías con el pozo cerrado, TP y TR con su lími te de cada una a la presión interna. 2. Tener los cálculos de volúmenes que se pretenda bombear. Elaborar una Hoja de Control de Brotes con su Cédula de tra bajo contra el total de emboladas para desplazar los uidos hasta el extremo de la tubería o la barrena. 3. Al iniciar la operación, la bomba debe superar la presión del pozo, la cual podrá ser mayor que la PCTP. A medida que la presión reducida de bombeo está inyec tando contra formación, la lectura en el manómetro disminuirá conforme el uido de control se acerca a la formación. 4. Al llegar el uido a la formación (por el tipo de brote H 2S o CO2), causará una resistencia a la inyección contra formación, incrementando la presión de bombeo. 5. Cuanticar el total de emboladas y parar la bomba.


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


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P A C l l e W

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

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

7. MÉTODO DE CONTROL DINÁMICO Se aplica este método en casos especiales, cuando por alguna causa no se puede es trangular la descarga de un pozo o contro larlo por medio de otro pozo de alivio. El método utiliza las pérdidas de presión por fricción del espacio anular y la presión hi drostática de un uido de control, el cual es bombeado por la sarta de trabajo, permitiendo el desalojo de uidos ligeros de la presión de formación. La velocidad del uido inyectado deberá ser suciente para que la suma de las caídas de presión por fricción y la columna hidrostá tica excedan la presión de formación. Esta velocidad debe sostenerse hasta que el ui do de control de mayor densidad estático desplace al uido de la formación. Este método, antes de aplicarlo, involucra efectuar una serie de cálculos porque la presión de fondo es bastante difícil de pre decir. Por lo que solamente personal con ex periencia, altamente calicado, certicado y familiarizado con este método, deberá utilizarlo con las limitaciones de cada pozo que en particular se presenten.

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


Para su aplicación, los principios son los mismos a cualquier método de presión de fondo constante. Para este caso no se establecen ni presiones, ni régimen de circulación. Du rante la operación se atiende el manómetro de la TR para controlar la presión de fondo del pozo. Al aumentar la bomba de lodos se determina estabilizar la presión de fondo y se establece una presión de circulación. Ahora la contrapresión se ejercerá por la tu bería de perforación por medio del estran gulador correspondiente. Ventajas que tiene al efectuar una circula ción inversa: 1. Es el camino más rápido y corto para circular del fondo a la supercie. 2. El brote de un uido se desalojará fuera del pozo de una manera segura. 3. De presentarse problemas, éste queda dentro de la tubería de mayor resistencia. 4. En operaciones de reparación del pozo; el uido empacador connado en el espacio anular es bastante denso y viscoso que sus características pueden controlar la formación, sin tener que recurrir a preparar grandes volúmenes en supercie. 5. En la operación de control, las pérdidas de presión por fricción son menores. Las desventajas al utilizar una circulación inversa son: 1. En operación de perforación, algunas formaciones son débiles, es posible que no soporten la presión adicional. Para operaciones de reacondicionamiento, deberá determinarse el estado de la TR y sus condiciones, ya que al intentar al tos regímenes de bombeo dan por conse cuencia altas presiones. 2. Si la tubería contiene gas, se tendrán


trastornos para establecer y regir parámetros de bombeo y de presión. Si exis te gas en la TR, la presión de bombeo puede incrementarse. 3. Si el sistema circulatorio contiene densidades diferentes, causarán complicaciones para determinar las presiones por ejercer. 4. No es recomendable utilizar esta técnica cuando se considere el riesgo de taponar con recortes, residuos u otros materia les, las aberturas de circulación, los ori cios y las toberas de la barrena. 5. En la circulación, el gas llegará a la supercie demasiado rápido, que en una circulación directa; al tener la bomba operando a la velocidad deseada, por lo que debe tenerse el tiempo de”atraso” de la TP disponible. Para mantener constante la presión en TR hasta desplazar el volumen completo de la tubería. Utilizando esta técnica, puede haber complicaciones si la densidad del uido no es la adecuada para controlar la formación. Deberá determinarse si será desplazada la tubería y el espacio anular y posteriormen te se densicará o se utilizará el método de esperar y densicar. Si es un uido em pacador con elevada densidad, podrá pre sentarse una pérdida de uido o fractura de la formación. Debe prepararse y aplicar una Hoja de Control de Brotes con su Cédula de trabajo contra emboladas, con la nalidad de utilizarla como una guía.


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

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

9. OTROS MÉTODOS DE CONTROL DE POZOS


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9.1 Técnicas Alternas Utilizadas para Controlar un Brote 9.1.1 Técnica de Desviación del Flujo

como lo permitan las limitaciones del equipo; además, este bombeo deberá iniciarse de inmediato. Es aconsejable bombear lodo de una densidad tal que pueda soportar la formación expuesta. Si en algún momento se agota el lodo, se recomienda bombear agua para reducir el riesgo de incendio. Cuando el pozo es marino se utiliza agua de mar. Si los uidos se desvían por un tiempo prolongado, es posible que la zona del brote se agote y que el agujero se derrumbe.

El preventor que se instala en este sistema El control de un brote cerrando el pozo no es marca, Hydril tipo MSP - 500, y su presión deberá considerarse cuando sólo está ce- de trabajo es de 500 lb/pg 2 (35 kg/cm2), en mentada una tubería de revestimiento su- áreas marinas y en áreas terrestres. percial en una formación tal que transmita las presiones que se desarrollan durante la 9.1.2 Ventajas operación de control. • Disminuye el riesgo de fracturamiento Si se presentara un descontrol subterráneo, en la supercie expuesta debajo de la la posibilidad de un riesgo supercial alzapata de la tubería de revestimiento rededor de la tubería de revestimiento se conductora. incrementa en probabilidades; también se • Transporta los uidos del bote a una disdebe considerar que, generalmente, las for tancia segura del pozo, sin suspender el maciones superciales son zonas de presión bombeo, ya sea agua o uido densicado normal y los volúmenes de gas son realmen(base agua). te pequeños; la mejor forma de mantener • Permite perforar a la profundidad esta el control supercial es desviando el ujo blecida. del brote, en lugar de cerrar el pozo y gene- • Se desaloja el brote al derivarlo hacia la rar un descontrol subterráneo tal que llegue supercie evitando riesgos mayores. a la supercie por fuera de la tubería de revestimiento, para este n se utilizará el 9.1.3 Desventajas desviador de ujo, descrito en el capítulo ocho del manual. • No se debe cerrar totalmente el pozo para evitar una pérdida de circulación y, por lo Cuando se utiliza este sistema, es posible tanto un descontrol subterráneo, por su controlar el pozo circulando lodo con la ve limitada presión máxima permisible. locidad suciente para vencer la aportación • El pozo no está bajo control total. Por lo de uidos. Esto dependerá de la densidad y tanto, el problema puede complicarse. la velocidad del ujo que pueda manejarse • Se manejarán grandes volúmenes de con seguridad. uido invasor. La velocidad de la bomba deberá ser tan alta


• El volumen de uido para cerrar el preventor deberá consultarse de acuerdo a su tamaño, para vericar que se tiene capacidad de uido acumulado.

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

10. TÉCNICA DE ESTRANGULACIÓN LIMITADA La técnica de estrangulación limitada como método de control, está apoyada en principios básicos. Durante la operación del con trol de un brote, si la presión en el espacio anular tiende a elevarse arriba de un valor jo predeterminado, el estrangulador nece sitará ajustarse como sea necesario y controlar la presión a un valor igual o menor al valor establecido. También durante el cie rre inicial, si la presión de cierre tendiera a incrementarse a un valor superior del  jado, inicie inmediatamente el bombeo y, con ello, el estrangulamiento será ajustado, controlando la presión a un valor inferior al Figura 10 determinado. Se entiende que la presión mínima necesaria en el estrangulador debe- Técnica de estrangulación limitada del cierre total. rá ser suciente para disminuir el continuo ujo al agujero, hasta que la presión hidros- Otro de los problemas más peculiares aso tática necesaria para controlar el pozo pue- ciado con los brotes es la geometría del da ser alcanzada a través de la circulación pozo. de lodo con densidad adecuada. Esto es, conforme se avanza en profundi 10.1 Problemas Asociados dad, el diámetro del agujero es menor. Por con esta Técnica lo tanto, un pequeño brote en una geome tría reducida del pozo necesitará un manejo En algún momento, durante la operación del de presiones más altas en supercie que el control de un brote, si la presión supercial mismo brote en una geometría mayor, como en la TR, necesaria para mantener una pre - se muestra en la gura siguiente. sión de fondo constante igual a la presión de formación, es reducida en la medida que se Un brote en diámetros pequeños es poten evite exceder un valor máximo predetermi - cialmente más peligroso que en diámetros nado, puede ocurrir una situación de desba- mayores. Por lo que, un volumen pequeño lance, permitiendo otro ujo en el espacio en diámetro pequeño podría exceder la anular. Si esta situación de desbalance con - máxima presión manejable en supercie.



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r o s i v r e p u S l e v i N Figura 11

tipo de uido invasor afecta la técnica de P Elestrangulador reducido, ya que las caracte físicas de este uido, por sí solos, A rísticas son causa del grado de contaminación del C lodo. Entre de estas características está la l de expansión, el gasto de entra l capacidad e da y la densidad. efectos de la contaminación del lodo re W Los percuten en las caídas de presión por fric ción que se debe para mover el uido fuera del espacio anular.

Las pérdidas por fricción incrementan el to tal de las presiones aplicadas a la formación, reduciendo la presión que se necesita en la supercie para balancear las presio nes de formación. Pero cuando la presión en la tubería de revestimiento es reducida

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Figura 12 Efectos de las presiones en diámetros diferentes.

por debajo de la requerida (como en el caso cuando existe una restricción de presión en supercie), se presenta un ujo adicio nal que contamina el uido de perforación. Este uido contaminado normalmente genera más pérdidas de presión por fricción que el lodo sin contaminar. Por lo tanto, si el uido invasor contaminara todo el sistema, las caídas por fricción se incrementa rían de tal forma que sería difícil mantener una baja presión en la supercie. Con las mismas condiciones de presión y permeabilidad, el agua salada y el aceite entran al pozo a menor gasto que el gas. Por lo tanto, la detección de un brote de agua salada o aceite en la observación de ujo deberá ser con un volumen mínimo in crementado en presas. Unidad de Negocio de Perforación

10.2 Método Aplicado El método de control original aplicado de terminará en cierto grado el aumento de la presión anular necesaria para controlar el pozo. Las dos variaciones del método gene ral de presión de fondo constante son: el del Perforador (dos ciclos) y el densicar y esperar; este último enunciado, usando lodo con densidad de control sin margen de seguridad es el más seguro, ya que se manejan bajos esfuerzos en el fondo y se necesita menos presión en el espacio anular. Por lo que se recomienda el uso de este método alternado con el estrangulador limitado, aunque tiene ciertas complicaciones, como son: • Las presiones de cierre no pueden leerse y, consecuentemente, la densidad de control no podrá ser calculada. • El ujo invasor continuará. Como resultado de estas complicaciones, en la técnica de estrangulación limitada el comportamiento del fenómeno no puede predecirse. El procedimiento para la aplicación del método es el siguiente: 1. Abra el estrangulador. 2. Inicie el bombeo tan rápido como sea posible, teniendo la seguridad de poder ajustar el estrangulador cuando se re quiera. Posiblemente no pueda bombear el gasto de circulación; un gasto razonable puede ser de 10 bl/min. 3. Establezca inmediatamente una proporción de mezclado de dos sacos de barita por minuto sin exceder esta cantidad cuando no se tiene la suciente cantidad de agentes sustentantes). Si no es posible lo anterior, utilice el lodo pesado de tanques. 4. Ajustando el estrangulador, asegure que


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


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

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2. En caso de que la tubería esté tapada 3. En el momento en que la densidad de control es inalcanzable a la profundidad de la tubería y no se puede hacer STRIPPING 4. En caso de que no se pueda establecer circulación.


Conviene señalar que el método volumé trico sólo se lleva a cabo cuando el uido invasor es gas y el uido de perforación es base agua. Las operaciones normales de control podrán continuarse una vez desalojado el gas, ya que mientras se soluciona el problema que impide la circulación, no habrá el peligro que involucre el represionamiento del pozo. Permitir la migración de gas bajo control, es una técnica que sólo se debe emplear en caso de emergencia. La descripción de este uido se encuentra en otro capítulo del manual. Una expansión excesiva del gas reducirá la presión en el fondo del pozo y permitirá la entrada de más gas; una pequeña expansión causará un incremento de presión que posi blemente creará una pérdida por fractura miento debajo de la zapata.

P A En estas condiciones, la presión en la tube C ría de perforación es monitoreada mante l l niéndola entre 50 y 100 lb/pg arriba de la original de cierre (PCTR), purgando e presión lodo del espacio anular para que esta pre W sión se balancee. 2

La presión registrada en el espacio anular se incrementará cuando el lodo sea purgado del mismo, en tanto que la presión en la tubería de perforación debe monitorearse en tre los límites prejados, para no permitir la entrada de más gas. Para ese propósito es necesario un manómetro de presión de rango adecuado.

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Figura 13 Migración del gas método volumétrico condiciones estáticas.

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


• Permita un aumento de 7 kg/cm2 (100 lb/pg2) por encima de la PCTR; ( PCTR = PCTR + 7 kg/cm 2). • Permita un incremento de 3.5 kg/cm 2 (50 lb/pg2) por encima de la PCTR anterior; PCTR2 = PCTR1 + 3.5 kg/cm 2. • Purgue una determinada cantidad de lodo que genere una presión hidrostáti ca igual al incremento seleccionado en el paso anterior (3.5 kg/cm 2). • Permita un incremento de 3.5 kg/cm 2 por encima de la PCTR anterior y purgue hasta que el gas llegue a la supercie. • Descargue un volumen equivalente de 3.5 kg/cm2 de gas al quemador. • Bombee un volumen de lodo original para generar 3.5 kg/cm 2 de presión hidrostática y repetir hasta que salga el gas.

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

El sangrado del pozo se efectuará con tal rapidez para permitir que la presión en la TR se mantenga constante. La cantidad de lodo purgado dependerá del factor de capa cidad del pozo y de la densidad del lodo, así como del incremento de presión seleccionado (3.5 kg/cm 2). Esta cantidad se calcula con la siguiente ecuación: 35.2 x FCA V= RP Donde:

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

Después que se haya purgado el volumen calculado, que la presión en la tubería de revestimiento aumente 3.5 kg/cm 2 nuevamente, antes de sangrar otro volumen igual al calculado. Este procedimiento deberá re petirse hasta que el gas del brote llegue a la supercie, siendo cada ocasión más frecuente. Una vez que lo anterior ocurra, se podrá cerrar el pozo y la presión no se in crementará.

12. TÉCNICAS CUANDO SE PRESENTA UN DESCONTROL SUBTERRÁNEO


V = Volumen de lodo que debe purgarse (lt) FCA = Factor de capacidad del agujero en donde está localizado el brote ( lt/m) RP = Densidad de lodo a purgar (gr/cm 3) El aumento inicial de 7 kg/cm 2 (100 lb/pg2) es un factor de seguridad, el cual permitirá que la presión se incremente (en 3.5 kg/ cm2 adicionales) para después purgar el volumen calculado. Esta purga debe hacerse lo más rápido posible para que la presión en la tubería de revestimiento permanez -


Figura 14 Zonas de ujo y de fractura en un descontrol.

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P A C l l e W

La dirección de ujo en un descontrol es importante para poder establecer el procedi miento de control. La causa que lo provocó puede dar la pauta para determinar la di rección, ya que la mayoría de los descon troles subterráneos ocurren después de que los preventores se han cerrado. Cuando se presenta un brote durante la perforación, el ujo será normalmente del fondo del pozo a una zona superior.

Uno de los indicadores primarios es un in cremento inicial en las presiones de la tubería de perforación y de revestimiento con una subsecuente reducción. Cuando el brote es detectado y los preventores se cie rran, la presión en la supercie comienza a incrementarse hasta balancear la presión de fondo. Si la presión en el espacio anular Esto se basa en dos suposiciones: genera densidades de lodo equivalentes a la presión de fractura, esta última será al a. La zona superior será fracturada más fá - canzada, lo cual aliviará las presiones en el cilmente que la zona inferior. pozo y las reducirá en el espacio anular. b. La zona que aportó el brote inicial, será la fuente única del ujo de uidos. Las presiones uctuantes o inestables in dican un descontrol subterráneo y pueden El ujo puede ser directo de una zona su - resultar de un uido inestable (de una o va perior a una inferior, si la pérdida de cir - rias formaciones) o de una formación frac culación (o la zona ladrona) está cerca o turada, la cual cierra o abre de acuerdo al en el fondo del pozo. Esto ocurre normal - cambio de presiones en el intervalo. Así, las mente cuando la barrena encuentra la zona presiones de la tuberías de perforación y de de pérdida durante la perforación. Cuando revestimiento pueden uctuar uniforme o esta zona es encontrada, el nivel del lodo independientemente una de otra. en el pozo se abate y la presión hidrostática no es suciente para controlar la presión de Si la formación se cierra o se crea un puente formación de la zona superior. alrededor de la tubería de perforación, la presión en la tubería de revestimiento pue de estabilizarse y la presión en la tubería de perforación continuará cambiando. La presión en la tubería de perforación pue de ser tan alta como en la tubería de re vestimiento en un descontrol subterráneo; usualmente esto es el resultado de que ui dos de la formación (particularmente gas) entren en la tubería de perforación al mo mento que el descontrol se ha iniciado.

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

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12.1 Indicadores de un Descontrol Subterráneo

Lo contrario de las altas presiones pue de ocurrir en algunos casos. Si el lodo sale fuera de la tubería de perforación, se observarán reducciones en la presión de la tubería de perforación (y en algunos


casos será cero) si no entran otros uidos a La recomendación más exitosa para este la tubería. tipo de descontroles es colocar un bache de lodo pesado en el pozo, debajo de la zona En la mayoría de los casos de descontrol de pérdida. subterráneo, la comunicación entre el es pacio anular y la tubería de perforación será El objetivo de esto es generar una mayor mínima o nula. presión en el agujero con la presión hidros tática del lodo pesado y el de baja densiLa falta de comunicación entre estos dos dad. La combinación requerirá una presión puntos es debido a la pérdida total de cir - menor en la tubería de revestimiento para culación en el pozo. balancear la presión de formación. A pesar de que el bache pesado usualmente tiene 12.2 Recomendación para Solucionar una densidad mayor que el equivalente al un Descontrol Subterráneo gradiente de fractura en la zapata, no pre sentará un problema de pérdida de circula En la mayoría de los casos de descontroles ción, siempre y cuando el lodo no sea circusubterráneos, no existe un procedimiento lado arriba de este punto. de trabajo para su control; sin embargo, en este tipo de descontrol y en algunas situa- Después de que el descontrol ha sido aten ciones especícas, para que la recomenda - dido, se deberán tomar varias acciones para ción sea más efectiva se requiere de los si - restablecer las condiciones para perforar. La guientes conocimientos : zona fracturada deberá ser cementada para resolver el problema de pérdida de circula • La causa del descontrol subterráneo. ción. • La localización de la zona ladrona. • Ubicación de la zona de ujo. El lodo original en el espacio anular debe • Presión de formación. acondicionarse a una densidad sucien • Limitaciones en las recomendaciones te para controlar la presión de formación; propuestas. pero también se tiene que evitar exceder el gradiente de fractura de las formaciones Las recomendaciones más comunes en si - expuestas. El lodo pesado usado para con tuaciones de descontrol subterráneo son: trolar el pozo, debe circularse por etapas para evitar volver a fracturar la zona de a) Bache de lodo. pérdida. b) Tapón de barita. 12.4 Tapón de Barita 12.3 Bache de Lodo Este es otro procedimiento usado para conLa situación más común es cuando un des - trolar un descontrol subterráneo. Este tapón control subterráneo ocurre en una zona está diseñado para que se forme un puente profunda y sólo hay una tubería de revesti - de barita en el agujero, el cual debe sellar el miento supercial asentada. En este caso, descontrol y permitir que un lodo pesado sea una gran longitud de formación expuesta circulado arriba de dicho tapón. La técnica no está sometida a una densidad equivalente está basada en el control de pozo a través de alta de lodo, dando como resultado posibles un incremento de presión hidrostática (como fracturas. Capacitación y Desarrollo Técnico


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P A C l l e W

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Figura 16 Secuencia requerida en una situación de descontrol subterraneo.

si se usara un procedimiento con lodo pesado), sino más bien un puente efectivo. Además de los procedimientos descritos, existen otros que se utilizan de acuerdo a la situación especíca.

La herramienta comúnmente utilizada para denir el intervalo es el registro de tempe ratura. Esta herramienta detecta el calor del uido de la siguiente forma: LA TEMPERATURA IRA EN AUMENTO CONSTANTE A MAYOR 13. LOCALIZACIÓN DE LA PROFUNDIDAD Y EN EL INTERVALO DE PÉRDIZONA DE FRACTURA DA SE REDUCIRÁ NOTABLEMENTE. En algunos casos, los cambios de temperatura han sido La decisión de un procedimiento de control reportados como un efecto de enfriamiento, depende de la zona ladrona. La importancia supuestamente por la expansión del gas. de lo anterior reside en poder calcular volú menes y densidades de los uidos de control Para detectar la zona de pérdida, en algunas y la posición a la cual deben ser colocados. ocasiones se utiliza un TRAZADOR RADIOACPara tal propósito se usan los procedimien - TIVO; esto es, se bombea material radioactos y técnicas conocidas. tivo y, posteriormente, se corre un registro que, por lo general, es rayos gamma, el cual La historia del pozo puede suministrar la determina las zonas de altas concentracioinformación necesaria para localizar esta nes radioactivas. zona. También las condiciones en que ocu rrió el descontrol pueden indicar si la zona Otra herramienta es el REGISTRO DE RUI está cercana al fondo o a la zapata de la DOS. La sensibilidad de esta herramienta tubería de revestimiento. permite detectar los sonidos creados por el movimiento de uidos.


14. SOLUCIÓN DE PROBLEMAS DURANTE EL CONTROL Es común que, durante el procedimiento de control, surjan problemas que puedan con fundir el fenómeno que se ataca y, conse cuentemente, tomar medidas correctivas que tendrán repercusiones en el buen con trol de un brote. Los problemas que se suscitan pueden ser de índole mecánico o inherentes al pozo. Obviamente, en la guía que se presenta a continuación no se consideran problemas particulares, ya que cada pozo se compor ta de una forma distinta, pero sí se dan las pautas a seguir, y éstas son:

Localización del equipo o accesorio La bomba

Problema

Se observa una presión de bombeo oscilante y la echa brinca La barrena o Se encuentran alguna de las tapadas toberas El múltiple de Están tapados estrangulación o el estrangulador La tubería Existe fuga

Características manifestación Ruidos en la sección mecánica de la bomba La presión en la TP se incrementa bruscamente La presión en TP y TR se incrementa bruscamente

La presión en TP tiende a abatirse

IMPORTANTE: SI LAS PRESIONES EN TP Y TR NO RESPON DEN A LA VARIACIÓN DEL ESTRANGULADOR, SE DEBERÁ CHECAR TODAS LAS CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL, YA QUE POSIBLEMENTE SE ESTÉ PRESENTANDO UNA PÉRDIDA DE FLUIDO DE CONTROL. La mejor regla a emplear es: CUANDO TENGA DUDAS, PARE LAS BOMBAS Y CIERRE EL POZO. ANALICE EL PROBLEMA.

Figura 16 Registro de temperatura localizando zona de perdida.


Si observa esta regla, muchas de las fallas en el control del pozo pueden evitarse. De manera complementaria, en las tablas se describen algunos otros problemas, las acciones por tomar y las soluciones.

15. RAZONES ESPECÍFICAS PARA SELECCIONAR UN MÉTODO DE CONTROL Se tiene que tomar en consideración la etapa de control en que se encuentra el pro blema y, con base en ello, se denirá el método de control por emplear.


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15.1 Control Primario


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15.3 Observación

En esta etapa, el control se establece sólo Si en una zona de presión anormal se pre con la presión hidrostática ejercida por ui - senta: do de perforación y, si es la adecuada, se evitará el brote. • Un brote al estar perforando, entonces es por desbalance 15.2 Control Secundario • Un brote al estar circulando, entonces es inducido. En esta etapa el control se establece con la presión hidrostática del uido de perfora 15.4 Control Terciario ción y la presión ejercida desde la super cie, tratando de evitar el fracturamiento de Cuando se pierde el control secundario, ge la formación, dañar la TR y las conexiones neralmente por mala planeación, se presen superciales de control. El control primario ta un descontrol de pozo, pudiendo ser: deberá restablecerse rápidamente. Los ca sos en que se presenta esta etapa son: • SUPERFICIAL • BROTES POR DESBALANCE.- Son causa- • O SUBTERRÁNEO dos por incremento de presión de la formación y por no contar con la densidad Para restablecer el control primario, se resuciente del uido de perforación. El quiere implementar técnicas y equipo espedesbalance, por lo general, no debe re - ciales; además, para seleccionar el método basar un valor de densidad equivalente a utilizar, el responsable del pozo debe to de 0.06 gr/cm 3. Para este tipo de brote, mar en cuenta las siguientes variables, misse tendrá que utilizar el Método de Den- mas que afectan el empleo de cada método: sicar y Esperar. • BROTES INDUCIDOS.- Son causados por • Profundidad de asentamiento de la zapata de la TR con relación a la profundi reducción de presión hidrostática (gas dad total del pozo (mínimo deberá estar de corte, pérdida de circulación, denentubado a 1/3 de la longitud del pozo). sidad inapropiada, falta de llenado co- • Máxima presión permisible en el espacio rrecto, efecto de sondeo, etc.) Si la TP anular. se encuentra fuera del fondo y no se • Disponibilidad de barita en la localización puede introducir tubería, entonces se (en pozos exploratorios, se debe tener debe circular con densidades de control. como mínimo un volumen tal que se pue Es muy importante evaluar el pozo para da incrementar la densidad del lodo en tomar esta decisión; cualquier volumen un equivalente a 0.12 gr/cm 3), así como adicional que entre complicará el concapacidad en el equipo para su manejo. trol y aumentará los riesgos; por ello de- • Magnitud y naturaleza del brote. berá considerarse la posibilidad de bajar • Tiempo mínimo requerido para circular la tubería a presión para intentar el con el brote fuera del pozo. trol con una densidad menor. • Posibles zonas de pérdidas de circulación • Posición de la tubería o la barrena al momento del brote.


16. MÉTODOS INCORRECTOS PARA CONTROLAR UN POZO

caría aumento de presión en todos los pun tos del pozo, lo cual no es conveniente.

• Los métodos incorrectos para tratar de IMPORTANTE: COMO ES IMPOSIBLE DETERMINAR CON PRECISIÓN EL TIPO DE FLUIDOS controlar un pozo son: PRESENTES EN UN BROTE, ESTE MÉTODO • Levantar la barrena a la zapata al detecNUNCA DEBE EMPLEARSE. tar un brote. • Nivel de presas constante. 16. 3 Empleo de Densidad Excesiva • Empleo de densidad excesiva. • Mantener constante la presión en TR. Debe evitarse controlar un pozo mediante • Regresar uidos a la formación. un lodo de densidad mayor de la necesa ria. Un lodo con exceso de densidad puede 16.1 Levantar la Barrena a La causar pérdida DE CIRCULACIÓN E INICIAR Zapata al Detectar un Brote UN DESCONTROL SUBTERRÁNEO o, cuando menos, incrementa los esfuerzos por pre Una práctica errónea debido a la posibilidad sión ejercidos en la zapata, en la formación de atrapamiento de la sarta en agujero des - expuesta y en las conexiones superciales. cubierto, al detectar un brote, es tratar de levantar la barrena a la zapata. Esta opera - 16. 4 Mantener Constante la Presión en TR ción implica el uso de densidades más altas en el uido de perforación para controlar Otro método de control que algunas perso la presión de formación, mayores esfuerzos nas utilizan consiste en mantener constante aplicados en la zapata, entrará uido adi - la presión en el espacio anular a medida que cional al pozo por efecto de sondeo y por- se bombea lodo de control. Si el pozo tiene que no se ejerce la contrapresión requerida un factor de volumen anular constante (en para restablecer el control secundario. la sección que ocupan los uidos invasores) mientras se bombea uido de control y si 16. 2 Nivel de Presas Constante los uidos son incomprensibles, este método y el del Ïngeniero¨ son equivalentes. Si Un breve examen puede conducir a una per - el factor de volumen no es constante, como sona a concluir que, manteniendo el nivel generalmente ocurre, la altura de la colum de presas constante al circular un brote con na de uidos invasores cambiará de acuerdo ayuda del estrangulador, se evitará la en - con el factor de volumen y esto causará VAtrada adicional de uidos. Esto es correcto RIACIONES EN LA PRESIÓN DE FONDO. siempre y cuando el brote sea de líquidos (uidos incomprensible). Si el brote fuera de Si el uido invasor es gas, debe permitír gas o de algún uido que contenga gas, la sele que se expanda adecuadamente y consecuencia de usar este método sería cir - bajo control al circularlo hacia fuera. El cular el gas sin permitirle que se expansione. hecho de mantener la presión en TR cons tante permitirá que el gas se expanda con El efecto sería el mismo que permitir la mi- mayor rapidez que la necesaria. Esto sa gración de la burbuja de gas sin dejarla ex - cará del pozo más lodo, lo que creará dis pansionar (incremento por la velocidad de minución en la presión hidrostática y a su bombeo) y, como ya se explicó, esto provo - vez permitirá la entrada de más uidos



161


de la formación. Los efectos mencionados pueden pasar desapercibidos durante un tiempo, debido a que, mientras el brote está en la parte inferior del pozo, hay pe queñas variaciones en la sección transversal del espacio anular y el gas se expande lenta mente. Esto ocurre cuando el gas está cerca de la supercie y sufre expansión súbita, lo que se reejaría como una sobrepresión en el espacio anular. 16.5 Regresar Fluidos a la Formación Es común intentar regresar uidos a la for mación cuando se presenta un brote, evitan do la necesidad de implementar un procedi miento de control adecuado. Esta situación implica que la FORMACIÓN SEA FRACTURADA antes que el bombeo pueda realizarse, y lo más probable es que el uido invasor no entre en la zona que originalmente lo apor tó, a no ser que el uido circulado sea agua limpia, ya que al utilizar lodo, los canales porosos de la formación son obturados con material densicante. Al no permitir la ad misión del uido invasor, las presiones ma nejadas para inyectar la burbuja abrirían otros intervalos con un gradiente de fractu ra mayor al de la formación aportada, con el consecuente riesgo de romper el sello en la zapata de TR.

P A C l l e W Sin embargo, existe una situación limitante,

17. CONCEPTO DE BARRERAS Al desarrollar distintas operaciones en las áreas de reparar, terminar e inclusive per forar un pozo, deben tener en cuenta los riesgos a los cuales se expone el personal, el equipo o plataforma marina. Estos ries gos se tornarán peligrosos si no se toman las medidas de seguridad. 17.1 Barreras Se consideran BARRERAS a todos los sistemas mecánicos y condiciones del pozo que previenen su ujo. Así un tapón de cemen to probado con presión diferencial una TR cementada probada y sin disparos abiertos, fungen como barreras. Se clasican en: • 1 a. BARRERAS POSITIVAS • NO REPRESENTAN RIESGO • 2 a. BARRERAS CONDICIONALES • REPRESENTAN UN RIESGO MENOR

Esta segunda sucede cuando, por ejemplo, se tenga una TR cementada, sin disparos, pero sin una prueba con presión diferencial, cuando la columna hidrostática del uido de control únicamente equilibra la presión de formación; o, en todos los casos de in la cual se presenta cuando ocurre un brote certidumbre o con susceptibilidad de falla que contenga ácido sulfhídrico. Es preferi - mecánica, como sucede con los arietes de ble la inyección a la formación que circularlos preventores. lo a la supercie; sobre todo cuando no se han implementado los planes de emergen cia para este tipo de contingencia.

162


Presión en TP Incremento

Presión en Acción por esp. tomar anular Incremen- Vericar el to igual o gasto de la mayor al bomba de la TP

Resultado

La velocidad de la bomba es demasiado rápida Incremente La presión el diámetro en TP y TR, del estran- se abatirá. gulador Abra el es- La presión trangulador en TP y TR, a toda su se abatirá. capacidad Pare la La presión bomba en TP y TR, se abatirá.

Problemas

Solución

La presión de circulación es demasiado alta y la velocidad de la bomba, superior a lo planeado.

Disminuya la velocidad de la bomba a lo planeado. Si la presión se abate a lo calculado, es indicio que todo está bien; si no, continué la guía. Si la presión disminuye cuando el estrangulador se abra todo, esta bien; si no, continúe la guía. Si las presiones disminuyen, todo está bien; si no, continúe la guía.

El diámetro del estrangulador es demasiado pequeño.

El diámetro del estrangulador es demasiado pequeño o se estaba tapando. El árbol de estrangulaDesvíe a una línea de estranción comenzó a taparse. gulación alterna y limpie la sección del árbol taponada. Si la presión no disminuye, continúe la guía. Cierre el Las presio- El árbol de estrangulaDesvíe a una línea de espozo. nes perción está tapado. trangulación alterna. Si las manecen presiones disminuyen, regrese arriba. al control del pozo; si no, continúe la guía. El árbol de estrangulaCierre la válvula maestra de ción está tapado en o la línea de matar, libere la antes de la “T” presión del árbol y proceda a limpiarlo. Incremen- Revise el La veloci- La presión de circulación Disminuya la velocidad de la to a TC no gasto de la dad de la es demasiado alta y la bomba a lo planeado. Si la muy alto bomba bomba es velocidad de la bomba, presión se abate a lo calcualta. superior a lo planeado. lado, todo está bien; si no, continúe la guía. Incremente La presión El diámetro del estran- Si la presión disminuye cuando el diámetro en TP y TR, gulador es demasiado el estrangulador se abra todo, del estran- se abatipequeño. esta bien; si no, continúe la gulador. rán. guía. La presión Espere y observe. Si es Con cortes grandes se deberá en TR dismi- menos de 2 minutos y no permitir más tiempo. Si la nuye, pero se abate la presión en presión no se abate, continúe la de TP TP, quizá la respuesta la guía. sigue igual. del estrangulador no llega a la TP de inmediato.


Tabla 1 Problemas y soluciones.


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Presión en esp. anular Incremento Incremento no muy alto. Presión en TP


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Incremen- No cambia to (cambio drástico).

Acción por tomar

Resultado

IncreLa presión menta el en TP no diámetro disminuye. del estrangulador.

Verique La velociel gasto de dad de la la bomba bomba es demasiado rápida. Incremente el diámetro del estrangulador.

La presión que se obtiene en la TR es muy baja antes que la presión en TP disminuya.

Problemas

Solución

Se formó un anillo en la barrena o está cerca del empacamiento.

Levante o mueva la tubería. Si la presión en la TP disminuye, todo está bien; si no, continúe la guía.

Toberas tapadas

Restaure la presión en TR al valor que tenía antes que ocurriera el problema. Registre la presión de TP como la nueva presión de circulación o: Para el bombeo, cierre el pozo y purgue la presión en TP, permitiendo que la presión en TR permanezca constante hasta.... Disminuya la velocidad de la bomba a lo planeado. Si la presión se abate a lo calculado, es indicio de que todo está bien; si no, continúe la guía. Levante o mueva la tubería. Si la presionen la TP disminuye, todo está bien; si no, continúe la guía.

La presión de circulación es demasiado alta y la velocidad de la bomba, superior a lo planeado. Se formó un anillo en la barrena o está cerca del empacamiento.

Barrena tapada

Abra el estrangulador.

La presión en TP no disminuye.

Barrena tapada

Tome la nueva presión en TP como una presión de circulación constante 0: Para el bombeo, cierre el pozo y purgue la presión en TP, permitiendo que la presión permanezca constante de circulación. Para el bombeo y cierre el pozo; dispare o desprenda la barrena.

Tabla 2 Problemas y soluciones. Continuación.

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Presión en TP

No cambia.

Se abate.

Presión en esp. anular Se abate o no cambia.

Se abate.

Acción por tomar

Resultado

Problemas

Solución

Aumente o disminuya el diámetro del estrangulador.

Las presiones al parecer no responden al movimiento del estrangulador.

Pérdida de circulación, mala cementación o hay una rotura en la TR. Verique el nivel en presa.

Seleccione un nuevo gasto de circulación menor; adicione material obturante al lodo; coloque tapón de barita.

Verique el gasto de la bomba.

El gasto de la bomba es demasiado bajo.

La presión de circulación es demasiado alta porque la velocidad de la bomba está por debajo de lo planeado.

Incrementa el gasto de la bomba al gasto planeado. Si las presiones se incrementan, todo está bien; si no, continúe la guía.

Disminuya el diámetro del estrangulador.

Cheque el gasto de la bomba.

Se abate

No cambia Disminuya el diámetro del estrangulador.

Continúe disminuyendo el diámetro del estrangulador. Cheque el gasto de la bomba.

La presión El diámetro del en TP y TR se estrangulador es incrementa. demasiado grande. Pérdida de circulaLa presión ción, mala cementaen TP y TR se ción o hay una rotura incrementa. en la TR. Verique el nivel de presas. La presión de circuEl gasto de la lación es demasiado bomba es alta porque la velodemasiado cidad de la bomba bajo. está por debajo de lo planeado.

Si las presiones aumentan al disminuir el diámetro del estrangulador, todo está bien; si no, continúe la guía. Vea el caso “Presión en TP no cambia”.

Incremente el gasto de la bomba al gasto planeado. Si las presiones se incrementan todo está bien; si no, continúe la guía.

Las presiones se incrementan.

El diámetro del estrangulador es demasiado grande.

Si las presiones aumentan al disminuir el diámetro del estrangulador, todo está bien; si no, continúe la guía.

Las presiones se incrementan, pero la echa brinca y la presión en TP oscila.

Problemas con la bomba.

Cambie la bomba o repárela.

La presión en TP permanece Hay un oricio o igual y la pre- ruptura en la TP. sión en TR se incrementa.

Pare la bomba, cierre el pozo. Tendrá que sacar la TP a presión para sustituir la junta o tramo dañado.

La presión en Se lavó alguna junta TP yTR, se en la TP o en la incrementa. barrena.

Considere el caso anterior.


Tabla 3 Problemas y soluciones


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17.2 Análisis Operativo y Aplicaciones El siguiente análisis está referido a cada operación en particular que se presenta durante la intervención a un pozo. Deberá hacerse en cada actividad señalando las ba rreras operativas que puedan considerarse.


P A C l l e W

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17.3 Análisis Operativo FLUIDOS DE POZO

EQUIPO DISPONIBLE

TIPO DE INTERVENCIÓN

PRESIONES ESPERADAS EN EL POZO SITUACIÓN OPERATIVA PARTICULAR

17.5 Aplicación de Barreras Pozos de aceite con presión menor de 5,000 lb/pg ²

• Dos barreras positivas intactas • Una barrera positiva y una condicional intacta

Pozos de gas con prepre sión Menor de 3,000 lb/pg²

Incluir una barrera adicional cuando se ten ga presiones mayores. Pozos de aceite sin presión

CONDICIÓN DE LOCALIZACIÓN ESTADO MECÁNICO DEL POZO

17.4 Determinación de la Aplicación de Barreras

• Tres barreras condiciocondicionales intactas Pozos de gas o gas con presión menor de 3,000 lb/pg2 y con equipo snubbing.

Incluir una barrera adicional en los siguien siguien-tes casos: • Presencia de H 2S o CO2 • Localización marina o lejana • Localización de alto riesgo 17.6 Barreras Positivas y Condicionales

BARRERAS Todos los sistemas mecánicos y condicionales del pozo que previenen su FLujo POSITIVAS

CONDICIONALES

Asegurar que la operación en el pozo no presente riesgo

Son las que aseguran la operación, pero no totalmente


17.7 Barreras Positivas

17.9 Barreras Condicionales

1. Presión de fondo insuciente para que el pozo uya. 2. TR cementada, sin perforar y probada con presión diferencial negativa. 3. TR con disparos cementados y probados con presión diferencial negativa. 4. Tapón de cemento arriba de los disparos probados. 5. Tapón mecánico arriba de los disparos probados. 6. Fluido de control con densidad de tratra bajo. 7. a. Arietes ciegos (de corte), probados. b. Arietes ciegos (sin obstrucción), pro bados. c. Preventor esférico (sin obstrucción), probado. 8. Válvula maestra del árbol no obstruida. 9. Válvula lateral del árbol y estrangulador no obstruidos. 10.Lubricador de cable eléctric eléctricoo o de línea de acero, probados. 11.Arietes 11. Arietes de corte para tubería exible, probado. 12.Arietes 12. Arietes de corte para cable eléctrico, probado.

1´ TR cementada, sin perforar y sin probar con presión diferencial negativa. 4´ Fluido de control con densidad de equi librio. 6´ Tapón de línea alojado en niple de asien to o en TP probado. 9´ Válvula de contrapresión “H” instalada en el colgador de tubería.

EJEMPLO 1

• 1´ TR cementada, sin perforar perforar y sin pro pro-bar con presión diferencial negativa. • 3´ Tapón mecánico sin probar arriba de TR corta. • 4´ Fluido de control control con densidad de equilibrio.

17. 8 Cambio de Árbol por Preventor al Iniciar una Terminación Barreras Positivas

EJEMPLO 2 CAMBIO DE CABEZAL EN UNA TERMINACIÓN Barreras Positivas 1. Presión de fondo insuciente para que el pozo uya. 2. TR cementada, sin perforar y probada con presión diferencial negativa. 3. Tapón de cemento probado arriba de TR corta. 4. Tapón mecánico probado arriba de TR corta 5. Fluido de control con densidad de tratra bajo. 17.10 Barreras Condicionales


1. Presión de fondo insuciente para que el pozo uya. 2. TR cementada, sin perforar y probada con presión diferencial negativa. 3. Fluido de control con densidad de tratra bajo.


167

18. TÉCNICA DEL PERFORADOR 18.1 Primera Circulación Para evacuar el brote utilizando la densidad original, genera seguridad en el pozo mas no el control del mismo.

r 18.2 Segunda Circulación o s i Par a efectuar el total control del pozo utili v Para r zando la densidad de control para continuar e las operaciones. p u 19. TÉCNICA DE EVALUACIÓN DE BROTES S SIN CERRAR C ERRAR TOTALMENTE TOTALMENTE EL E L POZO l PARA ARENAS DE DESARROLLO e DE LA CUENCA DE BURGOS v i N Ante la manifestación denida del pozo

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presiones TP y TR deberán ser de igual valor y el valor debe ser igual o ligera mente mayor que la obtenida de cierre de TP. • Este gradiente gradiente estará estará referido referido a la mismis ma formación, por correlación del pozo vecino; para evitar la entrada masiva del gas, se recomienda perforar con metros controlados.

20. TÉCNICA DE CONTROL DE POZO SIMPLIFICADO 1. Cierre el pozo inmediatamente después de detectar el brote y registre: a. Profundidad del pozo, m b. Densidad del lodo, gr/cm 3 c. Presión de TP, kg*cm 2 d. Presión de TR, kg*cm 2 e. Volumen ganado, m 3

1. Pare la bomba de lodos. 2. Levante su sarta a posición de quiebre 2. Calcule el incremento a la densidad de lodo (desconexión). 3. Abra la válvula hidráulica y cierre el pre Presión TP (kg/cm 2) x 10 ventor derivando ujo por el ensamble ΔD = Profundidad m del estrangulación estrangulación.. 3. Calcule las emboladas supercie-barrena. 4. Circule a gasto reducido. 5. Calcule la presión de cierre en TP = Vol. Interno Sarta, lts (GRAD. DE FORMACIÓN * - GRAD. DEL EMB = Desplazamiento real de bomba, lt/emb LODO) x PROFUNDIDAD P ROFUNDIDAD = PRESIÓN EN TP. TP. 6. Utilizando la PRC + PCTP, calcule la prepre - 4. Con el nuevo lodo, controle a régimen reducido (1/3-1/2 del régimen normal). sión de bombeo (PIC) para evacuar el Mantenga constante el régimen reducido. brote, utilice un margen de seguridad 5. Usando el estrangulador ajustable, man de 0-100 psi. tenga 0-100 Ib/pg 2 sobre la presión iniini 7. Mantenga constante el régimen de bombom cial de cierre de TR hasta que el nuevo beo y opere hábilmente el estrangula lodo llegue a la barrena. dor, especialmente a la salida del brote. 8. Después de salir el brote, se procede a 6. Registre la presión cuando el nuevo lodo llegue a la barrena. cerrar el pozo. Simultáneamente, cierre 7. Usando el estrangulador ajustable, man el estrangulador y pare la bomba. tenga constante la presión de bombeo 9. Compruebe la evacuación del brote. Las


registrada en el punto anterior, hasta Donde: que el nuevo lodo alcance la supercie. PRC = Presión de bombeo ajustada por re Si no se controla, retorne al punto No. 1 ducción de densidad, lb/pg 2 o kg/cm2 PB = Presión de bombeo conocida, kg/cm 2, 20.1 Ajuste de Presión de Bombeo lb/pg2 por Cambio de Gasto Do = Densidad original, gr/cm 3 Dt = Densidad a que se va a reducir 1.86 Q2 Prc= Δp ft x Q1 20.4 Ajuste de Presión de Bombeo por Incrementó de Densidad

(

)

Donde: Prc = Presión reducida de circulación por cambio de gastos, lb/pg 2 o kg/cm2 Pft = Presión de bombeo conocida, lb/p 2 o kg/cm2 Q2 = Gasto requerido para el control, EMB Q1 = Gasto conocido, EMB 1.86 = Exponente 20.2 Objetivos de Buenas Prácticas Sobre Control de Pozos • Prevenir los brotes. • Detectar al brote lo más rápido posible. posible. • Restablecer el control primario de la manera más segura como sea posible.

PRC = PB

[ ] Dt Do

Donde: PRC = Presión de bombeo ajustada por in cremento de densidad en lb/pg 2 o kg/cm2 PB = Presión de bombeo conocida, kg/cm 2, lb/pg2 Dt = Densidad de trabajo, gr/cm 3 Do = Densidad original, gr/cm 3


20.3 Ajuste de Presión de Bombeo por Reducción de Densidad PRC = PB

[ ] Do Dt


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ÍNDICE 1. Presiones Entrampadas 173 ____________________________________ 2. Presiones en la Tubería de Revestimiento 174 ____________________________________ 3. Obturamiento de Sartas de Trabajo 176 ____________________________________ 4. Pérdidas de Circulación Asociadas a un Brote 177 ____________________________________ 5. Hidratos 180 ____________________________________


1. PRESIONES ENTRAMPADAS Principalmente durante las actividades en la fase de terminación del pozo o en intervenciones de reparación, se presentan problemas de control por obstáculos en el aparejo de producción. Estos obturamientos, ya sea por dentro del aparejo o por el espacio anular, requieren de una planeación para no complicar la situación. a. En ciertas operaciones de recuperación de obturadores, manejados con línea de acero, dentro del aparejo de producción se complica su recuperación por no existir equilibrio de presiones. Una posible solución es equilibrarlas, ya que pueden connar bastante diferencial de presión abajo del tapón. Otro problema son las incrustaciones cuando se abandona por cierto tiempo un aparejo de producción; para ello, será necesario reconocer, me diante tubería exible con herramientas adecuadas, los hombros de los tapones y posteriormente trabajar con sus respectivos dispositivos recuperadores. b. Respecto al connamiento de presión, al no ser posible abrir las válvulas de tormenta, también una posibilidad es la de tratar de equilibrar presiones por etapas a n de hacer más fácil la ope ración hidráulica de la válvula para lograr su apertura, ya que el control de estas válvulas es prácticamente supercial y, ante la negativa de lograr una apertura de válvula de tormenta, genera la necesidad de recuperar el aparejo de producción, estableciendo el control del pozo por el espacio anular y perforar el obturador de la válvula con herramienta especial, para obtener comunicación a través de la válvula de tormenta y com-


pletar el control del pozo desalojando los uidos y presiones estampadas. c. Con la aplicación de la tubería exible y el uso de motores de fondo esbeltos para trabajar dentro de tuberías de pro ducción, es posible vencer restricciones dentro del aparejo ocasionados por “puentes” de arena, parana y asfálte nos, empleando uidos previamente se leccionados para tales nes. Por ejemplo, para remover tapones, puente de arena, se emplearán uidos que tengan cualidades de sustentación, bajando la tubería exible de manera que se pueda acarrear la arena sin peligro de generar atrapamiento de la tubería exible. Para el caso de tapones puente de parana o asfáltenos, un uido típico para lograr removerlos serán los solventes (xileno, tolueno). El hecho de trabajar con tubería exible los taponamientos dentro del aparejo de producción facilita la operación porque se tiene la exibilidad de control del pozo (independiente de la operación por realizar), al controlar la densidad del uido así como la protec ción de la cabeza del pozo por la instalación del conjunto de preventores. d. Obturamientos abajo del empacador. Cierto tipo de empacadores, por ejem plo los del tipo permanente que poseen obturador (Charnela) automático de cierre al recuperar sus sellos, pueden atrapar presiones si existen o se genera desbalance de presiones (Presión de la formación – Presión hidrostática del ui do de control del pozo). Al obturarse el empacador por represionamiento en la parte inferior del mismo, puede generar una restricción del pozo de los siguientes sellos o de herramientas a través de su interior, por lo que será necesario


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cerrar el pozo mediante el uso del preventor anular para equilibrar las presiones (Equilibrar fuerzas) en la charnela y hacer fácil abrir la válvula y circular en esta posición para desalojar del pozo los uidos connados abajo del empacador.


El uso del preventor anular para equilibrar las presiones (Equilibrar fuerzas) en la char nela hace fácil abrir la válvula y circular en esta posición para desalojar del pozo los uidos connados abajo del empacador.

2. PRESIONES EN LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Las operaciones de control de un pozo que está terminado se pueden dicultar por la existencia de diferentes complicaciones en el aparejo de producción, en la tubería de revestimiento o en el elemento empacador instalado en el extremo inferior de la sarta de producción.

problemas se resumen: P Dichos en el aparejo de producción. A a.b. Agujero Agujero en la tubería de revestimiento. c. Fugas en elemento sello del empacador. C l del sello de un receptáculo l d. Extracción por presión o temperatura. e e. Falla de una cementación a presión y f. Falla de un parche para TR. W a. El hecho de presentarse una fuga en el

aparejo de producción (agujero o su ra) al efectuar el control del pozo, se detecta primero por el retorno del uido de control empleado de una manera más pronta, ya que no coinciden los vo lúmenes calculados para llenar el pozo; y segundo por no efectuarse el control del pozo al tener distintas presiones en

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TP y TR. Una posible solución, si el agu jero está detectado cerca de la profun didad de control, es utilizar una densi dad mayor ajustada a la experiencia de las presiones. Otra solución será la de emplear tubería exible par bajar a la profundidad de control y trabajar con la densidad correspondiente a la presión de formación. b. La generación de un agujero o sura en la tubería de revestimiento complica el control del pozo, ya que la presión que se tiene en el espacio anular se reeja en la existente entre la TR con falla y su pared externa. Una premisa de segu ridad es no rebasar los límites máximos permisibles para las tuberías de revestimiento; si fuera necesario, se purgará la presión excesiva. Para llevar a cabo el control de un pozo con este tipo de problema, primero intentar controlarlo con el método que genere los mínimos valores de presión. Si existe plena comuni cación a través del oricio entre las dos tuberías de revestimiento, proteger la TR cerrando la válvula de la TR externa, para no contaminar más los uidos en el espacio anular, y monitorear la presión. c. Una fuga en elemento de sello del empacador propiciará la comunicación de la presión interna del aparejo de produc ción en el espacio anular y esta presión se reejará en la TR. El hecho de ma nejar en la producción del pozo un por centaje de agua, requiere investigar su procedimiento de la formación o es del uido que se dejó como empaque en el espacio anular. Si existe falla en el em pacador de producción, se perderá el ni vel de uido empacador y habrá presión en la TR. La existencia de la presión en la tubería de revestimiento por falla del


empacador no debe rebasar su capaci dad de presión interna. Si llegara a pre sentarse el problema de presiones exce sivas en la tubería de revestimiento por este tipo de falla, será necesario controlar el pozo para efectuar una reparación menor por cambio de empacador. d. Extracción de los sellos del receptáculo pulido del empacador por efecto de presión del pozo temperatura. El apa rejo de producción está sujeto a cambios físicos de longitud por acción de la presión del pozo (empuje vertical hacia arriba) y acortamiento de su longitud por enfriamiento o alargamiento por incremento de temperatura. De igual ma nera se comportará el uido colocado en el espacio anular, como falla presentada por daño del empacador de producción. Los cambios de longitud generados en el aparejo de producción, por la acción de temperatura o presión del pozo, se podrán solucionar mediante el uso de juntas telescópicas y la prolongación de niples de sello. e. Falla de una cementación a presión. Al efectuar una cementación a presión a través del intervalo disparado y si al nal de la operación, ésta no sella por com pleto y permite el paso del gas, aceite o agua salada; requiere de acciones rá pidas, ya que se complicará la situación por fraguado del cemento y presión en el pozo. Lo primero es no permitir que el pozo uya, ya que si se permite uir cemento podrá atrapar la sarta. Segundo, se debe levantar la sarta y cerrar el pozo para circular inversa de manera enérgi ca, manejando una sobrepresión equi valente a la diferencial de presiones. Tercero, en situación fuera de peligro de atrapamiento de la sarta, restituir


el control del pozo incrementando la densidad. Precaución. Ante situaciones de riesgo de falla de una cementación a presión, se preere utilizar un retenedor de cemento en lugar de un cementador. f. Falla de un parche para TR. Al bajar un parche para corregir una falla en la tu bería de revestimiento y tener la pre sencia de presión del pozo. Antes de co nectar el parche, deberá asegurarse el control del pozo; posteriormente, efec tuar el enchufe de la herramienta para su prueba correspondiente. Si después de haber conectado el parche se tiene presión entre las tuberías de revesti mientos, se requerirá de efectuar regis tros electromagnéticos para determinar la profundidad de la zona que está aportando uidos. Posteriormente, corregir esta anormalidad una corrección en el ademe por medio de una cementación a presión.


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3. OBTURAMIENTO DE SARTAS DE TRABAJO 3.1 Identicación y Detección


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Si durante el procedimiento de control del un pozo, la presión en la tubería de trabajo se incrementa repentinamente con un pequeño o nulo cambio en la presión del espacio anular, estará ocurriendo una probable obstrucción en los oricios del molino, la herramienta o la tubería del trabajo.

REGISTRE LAS PRESIONES OBSERVADAS EN LAS TUBERÍAS DE TRABAJO Y DE REVESTIMIENTO; SUSPENDA EL BOMBEO Y CIERRE EL POZO. Por otro lado existen, medidas correctivas en caso de taponamiento parcial y total. 3.3 Taponamiento Parcial

Cuando ocurra este problema, es necesario restablecer la presión de circulación en la medida que la presión en el fondo se man Estas obstrucciones se identican como ta- tenga constante. Se pueden considerar dos ponamiento parcial y total. posibilidades: • Taponamiento Parcial – En la tubería de • Si el lodo con densidad de control aún no trabajo se observará un incremento re llega a la barrena: pentino en la presión, con un pequeño o nulo cambio en la presión del espacio INICIE EL BOMBEO AL GASTO anular. Esta nueva presión en la tubería REDUCIDO DE CIRCULACIÓN de trabajo se incrementará y estabilizará. MANTENIENDO LA PRESIÓN EN LA • Taponamiento Total – La presión en la tuTUBERÍA DE REVESTIMIENTO bería de trabajo mostrará un drástico inCONSTANTE AL VALOR cremento y éste continuará hasta que la REGISTRADO EN EL ESPACIO válvula de seguridad de la bomba rompa ANULAR AL CIERRE DEL POZO. en el seguro o se suspenda el bombeo, si se detecta oportunamente (a causa que la Con la bomba a una velocidad constante y la circulación ha sido suspendida). La nueva presión en la tubería de revestimiento (en presión en la tubería de revestimiento no el vapor corregido): disminuirá, a menos que sea descargada. OBSERVE LA PRESIÓN ACTUAL EN LA 3.2 Acciones Correctivas TUBERÍA DE TRABAJO QUE SERÁ LA PRESIÓN DE CIRCULACIÓN De manera general, hay una medida correc CORREGIDA A ESTE TIEMPO DE LA tiva que se debe llevar a cabo cuando se OPERACIÓN DE CONTROL. presente un problema en la barrena o moli LA CEDULA DE PRESIÓN DEBE SER no, tubería o herramienta, ésta es: CORREGIDA, COMPENSANDO EN CADA VALOR EL INCREMENTO DE PRESIÓN.


• Si la capacidad interior de la sarta se ha 3.5 Opción Correctiva desplazado con lodo de la densidad de control: Ante situaciones problemáticas de taponamiento total de la sarta de trabajo, el uso INICIE EL BOMBEO AL GASTO de la tubería exible a través de su interior REDUCIDO DE CIRCULACIÓN podrá eliminar el taponamiento, ya sea en MANTENIENDO LA PRESIÓN EN LA la sarta de trabajo y lastrabarrenas u ori TUBERÍA DE REVESTIMIENTO cios de un molino, siempre y cuando la tu CONSTANTE; IGUAL AL ÚLTIMO bería exible permita un paso a través de VALOR DE CIERRE REGISTRADO dichas herramientas bajo condiciones de EN EL ESPACIO ANULAR. presión en el pozo.

CON LAS ANTERIORES CONDICIONES ESTABILIZADAS OBSERVE LA PRESIÓN EN EL MANÓMETRO DE LA TUBERÍA DE TRABAJO, LA CUAL SERÁ LA PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN CON LA SARTA PARCIALMENTE TAPADA. 3.4 Taponamiento Total

Las causas principales por las cuales se puede obturar una sarta de trabajo son el uso de material obturante y la penetración de este material o recortes dentro de los ori cios de una barrena o molino por nula o deciente circulación al bajar la sarta en si tuaciones normales de trabajo.

Otra causa de obturamientos de barrena o 1. Inicialmente el personal puede intentar molino es la de reconocer la profundidad in mover la tubería en un esfuerzo por que terior del pozo sin circulación por diferen el material obturante se elimine. cia de medidas en la sarta que se maneja. 2. Utilice presión de bomba para tratar de forzar el material obturante a través de 4. PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN las toberas. ASOCIADAS A UN BROTE 3. Disponga de una unidad de geofísica para detonar una carga explosiva para 4.1 Relación a Un Brote eliminar las toberas de la barrena. 4. Si la herramienta o la tubería de perfo - Las pérdidas de circulación son uno de los ración está tapada, se puede perforar la problemas más serios que pueden ocurrir tubería; si esto sucede, la densidad del durante el control de un brote. lodo de control se tiene que incremen tar. Todos los procedimientos de control de pre sión dependen, en gran medida, de las presio Esta densidad puede calcularse usando la nes de cierre y de las presiones de circulación. profundidad donde se ha establecido circu lación, siempre que por cálculo no se tenga Las pérdidas de circulación desbalancean las lodo de control a la profundidad de la per - presiones en el pozo y hacen que las lectu foración. ras observadas sean erróneas; por esto, las re glas o procedimientos normales de con -



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trol no resultan aplicables. Las condiciones más comunes en que se presenta una pérdi da de circulación durante un brote son: 4.2 Mala Cementación de la Zapata de la Tubería de Revestimiento


• Incremento de la presión en el espacio anular, seguido de una súbita disminu ción. • Reducción de la presión en la tubería de trabajo, causada por un abatimiento en el nivel de uido del espacio anular. • Amplia uctuación de las presiones en la tubería de perforación y tubería de re vestimiento.

Se presenta en la mayoría de los casos en donde la formación más susceptible a una pérdida es la que se encuentra cubierta por la zapata. Esto ocurre cuando la cementa - Las pérdidas de circulación se clasican en ción de la tubería de revestimiento no es dos: parciales y totales, en cada tipo existen problemas y soluciones diferentes. satisfactoria. 4.3 Fracturas Inducidas Las fracturas se pueden generar por el mal manejo de introducción de tuberías, densidad excesiva de lodo, procedimientos inadecuados de control, etc. En la mayoría de los casos, la fractura cerrará si el exceso de presión es descargado al suspender la circulación.

P Comúnmente, las rocas de formaciones du A ras de perforar causan severas pérdidas di fíciles de sellar. En muchos casos pertene C l al yacimiento, la situación más difícil l cen cuando la presión con que presenta la e espérdida y la presión de reparación son muy cercanas entre sí. W 4.4 Formaciones Fracturadas o Cavernosas

Pérdida parcial – Antes de circular el brote con la densidad de control, use la siguiente técnica en el mismo orden: Si la pérdida no es demasiado severa y el volumen del lodo puede mantenerse cons tante preparando lodo, continúe. La presión en la zona donde se pierde el lodo será por el momento disminuida, después que la burbuja se encuentre por encima de esta zona, resolviéndose así el problema por sí solo. Cuando circule con pérdida parcial, la presión que se tiene en el estrangulador es la máxima presión que el pozo mantendrá.

Para revisar lo anterior, necesita menos de 30 min. Para ello, el pozo puede cerrarse y la PCTP debe vericarse para denir si au Durante las operaciones rutinarias de repa - mentó o disminuyó. La presión de circula ración, las condiciones para detectar una ción puede ajustarse por: pérdida se reducen al decremento del volu men del lodo en presas. En condiciones de Una observación rápida consiste en cerrar el un brote o al estar efectuando un control, estrangulador lo suciente para incremen la detección de este problema se diculta. tar la presión 7 kg/cm² ó 100lb/pg². Algunos indicativos de la presencia de una pérdida durante el control son:

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Si la presión anular no se incrementa, abra control de brotes no pueden utilizarse, ya el estrangulador a su posición original y con - que el pozo no puede circularse. Por ello, tinúe circulando. se requiere primero controlar las pérdidas y posteriormente obtener el control del pozo, Si la presión anular se eleva, observe si en manteniendo las presiones máximas permila tubería de trabajo se incrementa tam - sibles en la cabeza del pozo, dentro del ran bién. Si no es así, abra el estrangulador a su go de seguridad. posición original y continúe circulando. Si la presión en la tubería de trabajo se incre - B. Pozos para reparar con pérdida de circu mentó, no existirá pérdida de circulación. lación (bajo presión). Al tener antecedentes de problema de pérdida de circulación, una Pare el bombeo y observe la PCTP para un metodología que ha dado resultado es: nuevo registro. 2. Dele al pozo de 30 min. a 4 hr para que, Primero. Obtener el control del obturamien por sí solo, se estabilice. Mantenga la PCTP to del intervalo en explotación mediante constante, regulando la presión con el es - tapones de sal y su correspondiente prueba. trangulador. Si la presión sube más de 7 kg/ Segundo. Utilizar uidos de control del pozo cm² (100 lb/pg²), indicará que el gas se está de baja densidad 0.81- 0.92 gr/cm³. canalizando hacia arriba. En este caso, po Tabla 1 drá controlar el pozo con un gasto muy bajo. Indicadores de posibles problemas

3. Escoja un gasto bajo y una presión ini cial de circulación, empiece el bombeo con bajo gasto. Mantenga la presión en el EA constante, a un valor igual a la presión de cierre, hasta que la bomba haya alcanzado el nuevo bajo gasto. Registre la nueva pre sión inicial de circulación en la TP, no use esta técnica cuando tenga que incrementar el gasto de circulación y exista pérdida de circulación.


4. Mezcle un bache de material obturante. Generalmente, el material obturante es más efectivo en rocas duras que en las suaves. 5. Si la pérdida se hace severa y no puede controlarse (60±90% de pérdida), progresi vamente usar material obturante y viscosicante ajustado a las presiones obtenidas. b. Pérdida total – En el caso de pérdida to tal de circulación, los métodos normales de


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5. HIDRATOS


DEFINICIÓN.- Son compuestos de agua e hidrocarburos que se crean bajo presiones y temperaturas reducidas en instalaciones de gas, tales como válvulas, compresores y tuberías de transmisión. Son parecidos a la nieve o el hielo. Frecuentemente se acumu lan en cantidades indeseables e impiden el ujo de uidos. Formación de hidratos.- En perforación se acumulan en las líneas de ujo, conjuntos de preventores, tubos conductores en po zos marinos (RISERS), sartas utilizadas para pruebas de intervalos o cualquier otro tipo de conexiones, causando dicultad para desconexión en cabezales de conectores submarinos. El bloqueo interno es total, im pidiendo la circulación. Los hidratos deben ser removidos antes de efectuar el control del pozo o alguna otra operación de ujo.

• Dicultad para predecir la formación de hidratos. • Posible dicultad para la operación de los preventores. • Falta de condiciones para circular. • Dicultad para remover los hidratos. • Dicultad para recuperar los conectores del cabezal.

Las formaciones con hidratos in situ no son poco comunes y pueden causar dicultad en la perforación y el mantenimiento a los pozos.

P A Las formaciones circundantes para la acu mulación de hidratos pueden describirse de C l l la siguiente manera: e • El agua y el gas deben estar presentes. • Temperatura cercana a OºC. W • Altas presiones.

Figura 1 Efecto de la gravedad especica del gas natural sobre las condiciones de formación de hidratos.

5.2 Prevención de Hidratos

• Sin movimiento por tiempo.

Se han preparado y desarrollado algunos procedimientos para evitar la formación de 5.1 Problemas por Hidratos Los problemas por hidratos son numerosos y hidratos. La mayor parte de ellos están dirimuchos no tienen una solución simple. Algu- gidos a alterar la composición de los uidos o ambientes de temperatura. nos de ellos son:

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En la mayoría de los casos, la experiencia hidratos están abajo del conjunto de pre ha mostrado que se requiere de un tiempo ventores, en la TP y en el espacio anular. sin movimiento para que los hidratos se for- • Para remover los hidratos se han efectuado pruebas con reducciones de pre men. Si las condiciones de la fase de desa sión, comprobando que no son prácticas. rrollo existen para la formación de hidratos, una ayuda preventiva es mantener el uido 5.4 Procedimientos Normales para en movimiento. En algunos ejemplos para la la Prevención y Remoción formación de hidratos se muestra después de circular por un período de tiempo. Una excepción a la guía de tiempo sin movimien- La planeación involucra varios puntos: tos es probando con la sarta. Experiencias muestran la formación de hidratos cuando 1. Determine si las condiciones de operación involucran el comportamiento de la se pone a uir el pozo. fase de hidrato. Si las condiciones opeUna explicación es que los hidratos se for rativas están junto a la región de for men a lo largo del interior de la tubería y mación de hidratos, la planeación para entonces se acumulan en un lugar para bro prevenir que éstos ocurran deberá ha tar de manera súbita en forma de bloque. cerse. Las peores condiciones ocurren al nivel del mar, donde las temperaturas de 5.3 Remoción de Hidratos enfriamiento del pozo serán encontra das. Los uidos abajo del nivel del mar Es bastante difícil su remoción, las estructípicamente tienen mayor temperatura turas de hielo son de alta resistencia a la debido a los gradientes geotérmicos y presión diferencial. También no es práctico circulación de uidos. bombearlos con alta presión. Las experiencias demuestran que, para su remoción, es 2. La primera prioridad debe ser los uidos base aceite. Este lodo minimiza la discon el incremento de temperatura. Los hiponibilidad de agua libre para mezclarse dratos se disolverán lentamente. Sin embar con cualquier gas para la formación de go los métodos parecen ser conables y no hidratos. También pequeñas cantidades son de fácil implantación por varias razones: de gas se disolverán en el aceite y re mueven algo del constituyente para for • No hay instalaciones disponibles para inmar hidratos. crementar la temperatura sobre la parte 3. Los lodos salados deberán utilizarse o sistemas de lodo. cuando los uidos base aceite no sean • Las altas pérdidas de calor ocurren desprácticos. La sal reduce en varios grados pués de la línea de estrangular o del las temperaturas para la formación de tubo conductor marino (RISER). Además, hidratos. estos conductos no proporcionan un ui 4. Deberá evitarse el tiempo sin movimiendo caliente para deshacer los hidratos. to del uido cuando el gas está en el • La circulación es difícil cuando las líneas agujero. Las situaciones para la formade estrangulación se están tapando. ción de hidratos son durante los brotes y • Se requieren los servicios de Tubería Flexipruebas del pozo. ble o Equipo Snubbing para circular si los



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