OXY Well Control Manual

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Control de Perforación y Reacondicionamiento (work-over) / Completamiento de pozos

Occidental Oil & Gas Global Drilling Community

Comprensión del Control de Pozos

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Registro Nombre: (Apellidos) _______________ (Nombres) ____________ Iniciales _____ Fecha de nacimiento ______________________ Fecha ________________ Nacionalidad ______________________ Cargo __________________ Compañía ________________________ Sede de Trabajo_______________ Número de Cursos Previos sobre control de Pozos: ______ Último Control de Pozos: _____ Nombre del último proveedor de servicios de control de Pozos: ________________________________ No. Identificación ________________________ Nivel de Certificación _____________ Dirección de correo electrónico: ______________________ Número Telefónico: ____________ Dirección del Domicilio: ________________________________________________ Información de Contacto en caso de Emergencia: Número telefónico y número de alcoba del hotel: ____________________________________ Número de teléfono celular o Número telefónico de Contacto: ____________________________________

******************************************************************************************* (Para uso exclusivo de OXY Well Control)

Fecha de Inicio del Curso: ___/___/____/ Fecha de Terminación del Curso: ___/___/____ Nivel __________ Puntaje de la Prueba escrita: _____ Re - test ______ Prueba del Simulador _____ Re – test ______ Se emite certificado: SÍ / NO En caso de respuesta negativa, explicar por qué: _______________________ Número del certificado ______________ ¿Se le entrega copia al participante? SÍ / NO En caso de respuesta negativa, explicar por qué: ___________________________

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Evaluación Pregunta

Baja 1

Evaluación 2 3

Buena 4

1. ¿Este curso ha llenado sus expectativas? Comentarios:

1

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2. ¿Este curso ha cumplido con los objetivos que presentó? Comentarios:

1

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3

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3. ¿Los instructores cumplieron con sus objetivos en cuanto a tiempo? Comentarios:

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4. ¿Los ejercicios escritos han tenido el suficiente nivel de exigencia? Comentarios:

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5. ¿Los ejercicios del simulador han sido relevantes? Comentarios:

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6. ¿Los instructores han sido respetuosos? Comentarios:

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8. ¿Los instructores han escuchado a los participantes? Comentarios:

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9. ¿Los instructores permitieron la discusión en clase? Comentarios:

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7. ¿Los instructores siguieron los Estándares y Buenas prácticas de Oxy? Comentarios:

10. ¿Se ha constituido esta clase en un valor agregado a su Unidad de Negocio? Comentarios: Haga un listado de tres elementos que necesitan mejorar; 1. Haga un listado de tres elementos que se deben continuar realizando; 1.

¿Cómo evalúa usted este Control de Pozos en comparación con otros? Instructores: ______________________________ _______________________________ Sede: ___________________________________ Fecha: ________________________

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Declaración de Calidad de WellCAP Política sobre Comentarios

Apreciado Participante de esta sesión de capacitación: IADC se compromete a garantizar que sus proveedores acreditados de capacitación ofrezcan una enseñanza de calidad, y cumplan con altos estándares de conducta. Una de las maneras en que podemos continuar mejorando nuestro sistema de acreditación es escuchar y responder a las opiniones de los participantes en la capacitación. El IADC quiere garantizar que:

1. Sea lo más fácil posible hacer un comentario 2. Tratamos cualquier comentario desfavorable en relación con los proveedores de formación acreditados de manera seria. 3. Vamos a responder de la manera correcta - por ejemplo, con una investigación, una explicación o una búsqueda de información más detallada antes de tomar la acción apropiada. 4. Aprendamos de los comentarios recibidos y los utilicemos para mejorar la calidad de nuestro programa de acreditación. 5. Nuestros proveedores de capacitación aprendan de los comentarios recibidos y los utilicen para mejorar la calidad de la enseñanza que ofrecen. ¿Cómo hacer un comentario? Usted puede hacer comentarios en persona, por escrito, por fax, por e-mail, por teléfono o a través de un formulario en el sitio web del IADC a través de las direcciones que figuran a continuación. Por favor proporcione suficientes detalles acerca de su experiencia en el curso para permitir que el IADC haga una búsqueda de información adicional cuando sea necesario (la fecha del curso, la sede, el proveedor de la capacitación, etc.). Su información de contacto es opcional, pero le ayudará al IADC en caso de que se llegaren a requerir comunicaciones de seguimiento. En persona:

Por escrito:

Por Fax: Vía telefónica: Por e-mail: Sitio web:

Sede principal de IADC 10370 Richmond Ave. Suite 760 Houston, TX 77042 USA Hemisferio Occidental: IADC PO Box 4287 Houston, TX 77210-4287 USA Hemisferio Occidental: +1-713-292-1946 Hemisferio Occidental: +1-713-292-1945 [email protected] www.iadc.org/wellcap/comments.htm

Declaración sobre calidad y Política de Comentarios de WellCAP

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Hemisferio Oriental: PO Box 1430 6601 BC Nijmeger, Holanda Hemisferio Oriental: +31-24-360-0769 Hemisferio Oriental: +31-24-675-2252

Forma WCT-25 – Revisión 060226

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Agradecimientos

Occidental Oil &Gas desea expresar sus agradecimientos a las siguientes organizaciones que han contribuido con sus gráficas e informaciones sobre productos:

- Cameron - Hydril – Todas las imágenes de Hydril tienen derechos reservados de autor, Hydril Company LP - MI Swaco

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“Best In Class”, Los mejores de la Clase Mensaje del Vicepresidente

Nuestra misión en la Oxy Drilling Community (Comunidad de perforación de Oxy) es ser los mejores de la clase en nuestra industria, no sólo en Perforación, sino también en evaluaciones, terminaciones, servicio a los pozos, y el rendimiento en Salud, Medio Ambiente y Seguridad. Sobresalir en una de estas áreas sólo para quedarse atrás en las otras no es lo suficientemente bueno. Para ser realmente los mejores, y para maximizar nuestra contribución al desempeño de la empresa, debemos sobresalir en todas las facetas de nuestro negocio. De hecho, los fundamentos para un rendimiento excepcional abarcan todas estas cosas, con la salud y la seguridad del personal, la protección del medio ambiente y la eficiencia operativa estrechamente vinculadas. Los Administradores de Perforación y yo estamos alineados y comprometidos con el camino a seguir que nos llevará a nuestra aspiración de ser los mejores en la industria, en todo sentido.

En nuestra búsqueda de un rendimiento excepcional, hay que partir de los valores de Oxy sobre la seguridad, el medio ambiente, el código de conducta, y el cuidado de nuestra gente. Como individuos, y grupos de trabajo, debemos analizar nuestros valores con detenimiento para entender cómo pueden influir en nuestra vida y nuestro trabajo. Cuando los tomamos en serio, estos valores deberán permearse en todo lo que hacemos. Debe aparecer fuerte y claro para todos los equipos de Oxy y de nuestros contratistas, que el personal de Perforación de Oxy se esfuerza por vivir nuestros valores, y que nosotros esperamos lo mismo de todos aquellos con quienes trabajamos. Este aspecto puede tener un gran impacto en el rendimiento.

A continuación, debemos abrazar la nueva Estrategia de Oxy Perforación, que se sustenta en seis ejes prioritarios clave para el logro de nuestra aspiración de ser los mejores de la clase: la Gente, el Liderazgo de un Equipo, la Gestión de Contratistas, la Gestión de Riesgos, la Gestión de Datos, y las normas y mejores prácticas. Estas prioridades son fundamentales para construir y sostener una cultura de alto desempeño, y proporcionan la base para nuestro plan de proyecto de tres años para lograr el mejor desempeño en su clase. Los animo a escuchar la versión de voz a través de la presentación de la estrategia y sigo comprometido con visitas semi-anuales a cada unidad de negocio para dar información y actualización sobre nuestro progreso, y para recibir información directamente de ustedes. Mientras tanto, siempre estoy disponible a través de e-mail, teléfono móvil, o personalmente si me encuentro en Houston, para discutir al respecto.

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Estándar Global Control de Pozos 1. Objetivo El objetivo de este Estándar Global sobre Control de Pozos es garantizar la uniformidad con la cual Occidental Oil and Gas Corporation aborda los temas relacionados con el Control de Pozos en cada Unidad de Negocio alrededor del mundo. 2. APLICACIÓN Este estándar se aplica a todo pozo que se encuentre bajo la responsabilidad de Occidental Oil and Gas Corporation, Vicepresidencia Mundial de Perforación. 3. Definiciones  Control de Pozos – Es un medio para controlar o prevenir que los fluidos y gases provenientes de los pozos se escapen al medio ambiente, o que hagan un flujo cruzado en el pozo.  Equipo de desvío - El equipo utilizado para desviar el flujo incontrolado del pozo lejos del personal. Esto se suele utilizar en tuberías de revestimiento estructural, y se utiliza como dispositivo de escape para la evacuación del personal del sitio de perforación.  Equipo de Prevención del escape - Blowout Prevention Equipment (BOPE) Son los equipos mecánicos diseñados para cerrar y controlar un pozo en el caso de pérdida de la hidrostática primaria sobre el control del equilibrio.  Tanque de corrida (Trip Tank) - un tanque pequeño (de 20 a 30 barriles) diseñado para medir con precisión la cantidad de líquido necesario para reemplazar el volumen de acero retirado del pozo cuando se sacan los tubulares del pozo. El tanque de corrida también se utiliza para medir el volumen de fluido desplazado desde el pozo mientras se corren los tubulares en el pozo.  Primera Tubería de Revestimiento Competente (First Competent Casing Shoe) – La " Primera Tubería de Revestimiento Competente" se define como la primera profundidad del revestimiento que se puede evaluar a un mínimo de 10 ppg, utilizando un gradiente de fractura de 0,52 psi / ft.

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Estándar Global Control de Pozos 4. Funciones y responsabilidades • Gerente de Perforación - responsable en última instancia de velar por la aplicación de este estándar en las operaciones dentro de su Unidad de Negocio. También es responsable de comunicar las desviaciones de este estándar a la Dirección de la Unidad de Negocio y a Gestión Funcional. • Superintendente de Perforación - Responsable de alimentar los diseños y procedimientos del pozo, así como de garantizar la aplicación de este estándar dentro de las operaciones de su Unidad de Negocio. El Superintendente de Perforación inicia un Manejo de Cambio (Management of Change – MOC) cuando las operaciones se desvían de los procedimientos aprobados. • Jefe del Sitio de Perforación - Responsable de la ejecución de los procedimientos, así como de comunicar cualquier cambio en los resultados esperados al Superintendente de Perforación para discusión o análisis posteriores. • Supervisor de Ingeniería de Perforación - Responsable de la implementación y el cumplimiento de este estándar en una Unidad de Negocio. El Supervisor de Ingeniería de Perforación inicia un Manejo de Cambio (Management of Change – MOC) cuando el diseño planeado se desvía de esta norma. • Ingeniero de Perforación - Responsable del diseño general del pozo, incluida la aplicación de los requisitos de esta norma en el diseño del pozo y los procedimientos de perforación. 5 Requerimientos Cada Unidad de Negocio deberá seguir los presentes Estándares Básicos de Control de Pozos. Cualquier desviación de este Estándar requiere un documento de Manejo de Cambio (Management of Change – MOC) por escrito, según el Estándar de Manejo de Cambios.

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Estándar Global Control de Pozos A continuación se presentan los principios básicos para control de pozos y / o diseño de pozos que se relacionan con control de pozos para Occidental Oil and Gas Corporation: 1. Cada pozo se tratará como si estuviese en capacidad de tener flujo natural en todo momento. 2. Los equipos de desvío no se consideran como Equipo De Prevención De Reventones – Out (Blowout Prevention Equipment – BOPE). a. En caso de que se use un desviador, el diseño seguirá como mínimo los protocolos API RP 53 y API RP 64, aunque también se los podrá sustituir por el presente documento si las normas de Oxy son más apropiadas. b. En caso de que llegue a la línea de venteo del desviador un flujo incontrolado de hidrocarburos, se deberá evacuar de manera inmediata la totalidad del personal del sitio. Se le deberá comunicar a la totalidad del personal la práctica "Desvío y Deserción". 3. Equipo De Prevención De Reventones (Blowout Prevention Equipment – BOPE) que se utilice en cada pozo deberá seguir el API RP 53, como mínimo, aunque también se le podrá sustituir por el presente documento si las normas de Oxy son más apropiadas. 4. Se deberá instalar Equipo De Prevención De Reventones (Blowout Prevention Equipment – BOPE) en cada pozo. 5. Se deberá instalar Equipo De Prevención De Reventones (Blowout Prevention Equipment – BOPE) en la Primera Tubería de Revestimiento Competente (First Competent Casing Shoe). 6. Cada configuración de Equipo De Prevención De Reventones (Blowout Prevention Equipment – BOPE) de pila o™ de boca de pozo que tenga un índice de 5,000 psi o menos se deberá componer al menos de un preventor anular, una mordaza de varilla, y un empaquetador de cierre total (De acuerdo con la API RP 53). 7. Se deberán ubicar los empaquetadores de cierre total en la cavidad inferior del preventor de una pila de dos mordazas. 8. Cada configuración de Equipo De Prevención De Reventones (Blowout Prevention Equipment – BOPE) de pila o de boca de pozo que tenga un nivel de presión superior a 5.000 psi constará de al menos un preventor anular, dos mordazas de varilla para la tubería de perforación en uso, y un empaquetador de cierre total (De acuerdo con la API RP 53). Si no se encuentra disponible un empaquetador de cierre total, todas las actividades del cable en el orificio del pozo deberán utilizar un lubricante debidamente instalado y probado que se extenderá a la longitud completa de la herramienta. 9. Los empaquetadores de cierre total se deberán ubicar en la cavidad media del preventor de una pila triple. 10. Todos los Equipos De Prevención De Reventones (Blowout Prevention Equipment – BOPE) deberán incluir un múltiple colector de estrangulamiento con al menos un obturador de operación remota o, en lugar de instalar un obturador de operación remota, se deberá instalar y mantener lo siguiente en el múltiple colector de estrangulamiento manual: a. Un manómetro de presión para la tubería de perforación calibrado y de precisión b. Un manómetro de presión para el revestimiento, calibrado y de precisión c. Un medio electrónico de comunicación directa con el Perforador. Este equipo se pondrá a prueba y se calibrará en cada zapata de tubería de revestimiento, así como todas las pruebas del BOPE, y se registrarán en cada informe de pruebas de BOPE.

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11. Todos los equipos BOPE serán evaluados de acuerdo con el Procedimiento Operacional Estándar (Standard Operating Procedure – SOP) de la prueba de MASP, Test de Revestimiento y Prueba de BOPE, que incluye la realización de pruebas BOPE en un máximo de 21 días de intervalo o con mayor frecuencia según las regulaciones locales. 12. Cada equipo de perforación estará equipado con un tanque de cada viaje (Trip Tank). Y El Tanque de cada viaje y la Hoja de Corrida (Trip Sheet) se utilizarán para medir el líquido necesario para llenar el orificio durante todas las operaciones de disparo. El tanque de escape se utilizará en modo de circulación continua, no a los intervalos prescritos. 13. Después de retirar de la Perforación la zapata de cada sarta de revestimiento en la cual se ha instalado equipo BOPE, se realizará una Prueba de Fugas (Leak Off Test – LOT) o una Prueba de Integridad de la Formación (Formation Integrity Test - FIT) se llevará a cabo para confirmar la integridad del trabajo de Cementación del Revestimiento, así como para establecer las base desde la cual de calcula la Tolerancia a las Patadas (Kick Tolerance) para esa sección del orificio (sujeto a las excepciones permitidas en la Sección 5 del Procedimiento Operacional Estándar (Standard Operating Procedure – SOP) para LOT / FIT que se adjunta al presente). 14. Habrá un mínimo de dos barreras entre todas las formaciones que tengan hidrocarburos y la superficie en todo momento, antes de la remoción del equipo BOPE, los árboles, etc. Algunos ejemplos de barreras incluyen, pero no se limitan a; - Matar el fluido de peso en un agujero de pozo estático - Retenedores ó tapones de puente removibles o permanentes - Tapón de Cemento que haya sido etiquetado y / o puesto a prueba - Equipo flotante de revestimiento - Tubos de suspensión con válvula de presión de retorno instalada 15. El siguiente personal deberá tener un certificado de Control de Pozos a Nivel de Supervisión, emitido por una Escuela de Control de Pozos certificada con IADC o WellCap. Todos los demás certificados de Control de Pozos serán aprobados de manera individual. - Gerente de Perforación - Superintendente de Perforación - Supervisor de Ingeniería de Perforación - Ingeniero de Perforación - DSM (o Consultor temporal de DSM) - Supervisor de Operaciones del Contratista - Perforador del Contratista * Nota: Es preferible que los ingenieros de lodos tengan un certificado válido de control de pozos, pero debido a numerosos problemas, este no es un requisito. 16. El "Método del Perforador" es el método principal para hacer circular hacia afuera a una patada y posteriormente matar el pozo.

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Tabla de Contenidos Capítulo 1: Conceptos Básicos sobre la presión * Definición del concepto de Presión – Pág. 3 * Definición del concepto de fuerza – Pág. 3 – 4 * Definición del concepto de Presión Hidrostática – Pág. 5 - Definición del 0.052 – Pág. 6 - Cálculo del Gradiente - Pág. 7 – 8 - TVD vs. MD - Pág. 9 - Conversión de PSI a PPG - Pág. 10 - Conversión de PSI a Pies - Pág. 11 * Presión de Formación - Pág. 13 – 19 - Depósitos (Deposition) y Estratos de Sobrecarga (Overburden) - Pág. 20 – 21 - Proceso de generación de fallas - Pág. 22 – 27 - Permeabilidad y Porosidad - Pág. 28 – 29 - Normales, Subnormales y Anormales - Pág. 30 - 33 - Perforación con Buzamiento - Pág. 34 * Tubo en “U” - Teoría - Pág. 35 - Presión de Fondo de Pozo - Pág. 36 - Tubo en “U” Abierto - Pág. 37 – 39 - Tubo en “U” Cerrado - Pág. 40 – 41 * Presión por Fricción - Pág. 43 - ECD - Pág. 44 – 45 - Corrección de la Velocidad de la Bomba - Pág. 46 - Corrección del Peso del Lodo - Pág. 46 - Extracción (Swab) - Pág. 47 - Aumento (Surge) - Pág. 48 * Cálculos de Volumen - Capacidad Interna - Pág. 50 - Desplazamiento - Pág. 50 - Capacidad Anular - Pág. 51 * Comprensión de la Fuerza - Pág. 53 – 59 - Cálculos de Área - Pág. 54 – 55 - Flotabilidad - Pág. 56

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Tabla de Contenidos Capítulo 2: Detección y Cierre de una patada (“Kick”) o manifestación de gas. * Desbalance - Pág. 3 * Sistema de Circulación - Pág. 4 * Indicadores Positivos - Pág. 5 * Indicadores y Dispositivos de Fluidos - “Flow – Show” – Muestra de Fluidos - Pág. 6 - Sensores de Fosa - Pág. 7 – 8 - Tanque de escape - Pág. 9 - Huellas de Identificación - Pág. 10 * Signos de Advertencia a lo largo del Orificio - Pág. 11 - Cambio de ROP - Llenado del Orificio * Signos de Advertencia en la Superficie - Pág. 12 - Lodo de Corte a Gas - Cortes - Temperatura - Cloros - Pérdida de Circulación * Razón para el Influjo - Pág. 13 – 18 - Condiciones de Desbalance - Pág. 13 - Llenado adecuado del orificio - Pág. 14 - Hoja de Corrida (Trip Sheet) - Pág. 15 - 16 - Fluido de Densidad Ligera - Pág. 17 – 18 * Consecuencias - Pág. 19 - Tamaño de la Patada - Pág. 20 – 21 - Eficiencia del Separador - Pág. 22 - Vaso Comunicante - Pág. 23 * Chequeo del Flujo - Pág. 24 – 25 * Hinchamiento - Pág. 26 – 28 * Cierre (Shut – in) Quién es responsable - Pág. 29 * Cierre (Shut – in) en Duro – Pág. 30.

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Tabla de Contenidos Capítulo 3: Método del Perforador (Driller’s Method) * Presupuestos – Pág. 3 * El Método del Perforador – Pág. 4 - Hoja de Kill – Pág. 5 – 8 - Fluido para Matar el Peso – Pág. 9 – 10 - Tiempo de demora (Lag Time) – Pág. 11 - 12 * Secuencia – Pág. 13 – 27 - Curva de Presión del Revestimiento – Pág. 23 - Operación de Estrangulamiento – Pág. 24 * Procedimiento del Método del Perforador – Pág. 28 Capítulo 4: Comportamiento del Influjo * Comportamiento del Influjo– Pág. 3 * Gas en la Solución – Pág. 4 – 6 * Migración del Gas– Pág. 7 * Ley de Boyles – Pág. 8 * Expansión Descontrolada de Gas – Pág. 9 – 10 * Ausencia de Expansión de Gas – Pág. 11 * Comportamiento del Influjo del agua / crudo – Pág. 12 * Metano en la Solución – Pág. 17 * CO2 – Pág. 18 – 19 * H2S – Pág. 20 – 21 Capítulo 5: Otros Métodos de Control de Pozos * Método de Espera y Medida (Wait & Weight) – Pág. 3 * Comparación de la Presión – Pág. 4 * Esquema de Reducción – Pág. 5 – 6 * Esquemas de Baja de Presión – Pág. 7 – 8 * Procedimientos W & W– Pág. 9 * Tamaño de la Patada – Pág. 10 * Método Volumétrico – Pág. 11 – 19 * Desorción Volumétrica – Pág. 23 – 29 * Compresión de Gas – Pág. 30 * Método de Lubricado y Purga – Pág. 36 * Forzamiento (Bullheading) – Pág. 37 – 39

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Tabla de Contenidos Capítulo 6: Equipo de Control de Pozos * Desviadores – Pág. 3 – 4 * Clasificaciones BOP según API RP 53 – Pág. 5 * Rangos de Presión – Pág. 6 – 7 * Cabezal Rotante – Pág. 8 * Preventores Anulares – Pág. 9 – 14 * Preventores de mordaza – Pág. 15 – 22 - Asistencia de Presión – Pág. 17 - Orificio de Drenaje – Pág. 19 * Válvulas – Pág. 23 – 25 * Cables de estrangulamiento y cierre (Choke & Kill) * Múltiples – Pág. 27 – 28 * Operación de Estrangulamiento (Choke) – Pág. 29 * Estranguladores (Chokes) – Pág. 30 – 33 * Acumulador - Pág. 34 – 43 * Separador de Lodo y Gas – Pág. 44 - Criterios de Diseño – Pág. 45 – 48 * Desgasificador de Vacío – Pág. 49 – 50 * Válvulas de la Sarta de Perforación – Pág. 51 – 53 * Empaquetaduras de los anillos– Pág. 54 – 59 * Pruebas BOP – Pág. 60 – 61 * Conexión y Copa de Prueba – Pág. 62 – 63

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Tabla de Contenidos Capítulo 7: Responsabilidad y Procedimientos * Estándar de Control de Pozos – Pág. 2 – 6 * Reunión pre – ensamblaje – Pág. 7 * Plan de Control de Pozos – Pág. 8 * Lista de Verificación – Pág. 9 – 10 * Responsabilidades – Pág. 11 – 12 - DSM - Ingeniero de Perforación - Supervisor de Operaciones - Perforador - Ingeniero de Lodos - Operador de la Torre - Personal de Perforación * Elaboración de Reportes – Pág. 13 * Cierre - Perforación – Pág. 14 - Desenganche (Tripping) – Pág. 15 - BHA – Pág. 16 - Retirada de la tubería del orificio – Pág. 17 - Revestimiento – Pág. 17 * Perforaciones – Pág. 19 - Perforación en el Pozo – Pág. 20 - Perforación de Desenganche (Trip Drill) - Perforación de Desviación – Pág. 22 – 23 - Perforación de Estrangulación – Pág. 24

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Tabla de Contenidos Capítulo 8: Diseño de Pozos * Riesgos Someros – Pág. 3 – 4 * Diseño de Pozos – Pág. 5 * Presión por Poros / Presión por Fracturas – Pág. 6 * FIT / LOT - Procedimientos de LOT – Pág. 7 – 11 - Procedimientos de FIT – Pág. 12 – 13 - Hoja de Trabajo de LOT / FIT – Pág. 14 - Tolerancia a la Patada (KIck) – Pág. 15 - Supuestos – Pág. 16 - Intensidad de la Patada – Pág. 17 - Volumen de la Patada – Pág. 18 - Cálculos – Pág. 19 – 21 - Programa de Tolerancia a la Patada (Kick) – Pág. 22 – 23 * MASP – Pág. 24 – 25 * Monitoreo de la Presión por Poros – Pág. 26 * Consideraciones Horizontales – Pág. 27

Capítulo 9: Problemas Especiales * Vaso Comunicante Roto – Pág. 3 - Presión de Fractura Excesiva – Pág. 4 - Circulación Total Perdida – Pág. 5 * Técnicas Remediales – Pág. 6 * Vaso Comunicante Intacto – Pág. 7 * Complicaciones Mecánicas – Pág. 8 * Pensamiento Crítico– Pág. 9 * Patadas Durante / Después de la cementación – Pág. 10 – 11 * Presión Sostenida del Revestimiento (Sustained Casing Pressure – SCP) – Pág. 12 * Prueba de Presión de Fondo de Pozo– Pág. 13 * Pozos Horizontales / Multi – laterales – Pág. 14 – 18 * Anti – colisión – Pág. 19 – 20 * Filosofía de las Barreras – Pág. 21

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Tabla de Contenidos Capítulo 10: Acondicionamiento (Well Workover) y Terminación de Pozos (Well Completion) * Definición de los términos Terminación (Completion) y Acondicionamiento (Workover) – Pág. 3 * Acondicionamientos – Pág. 4 * Fluidos de Terminación– Pág.6 – 10 * Expansión Termal – Pág. 11 * Cristalización – Pág. 12 * Hidratos del Gas – Pág. 13 * Riesgos y Seguridad relacionas con la Salmuera – Pág. 14 - 15 * Propiedades de la Salmuera – Pág. 16 * Fluidos del Obturador (Packer) – Pág. 17 * Desplazamiento del orificio del pozo – Pág. 18 * Fluidos de Puente – Pág. 19 * Lubricadores del Cable – Pág. 20 * Barreras de Terminación (Completion) y Acondicionamiento (Workover) – Pág. 21 * Equipo de Terminación de la Superficie – Pág. 22 – 26 * Instalación de los BOP – Pág. 27 * Equipo de Terminación (Completion) bajo la superficie – Pág. 28 – 33 * Tubería y revestimiento – Pág. 34 * Perforación / Estimulación – Pág. 35 – 36 * Bomba Eléctrica Sumergible – Pág. 37 * Recuperación Mejorada de Crudo – Pág. 38 – 39 * Circulación Inversa – Pág. 40 – 41

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Tabla de Contenidos Capítulo 11: Perforación del Revestimiento * Perforación del Revestimiento – Pág. 3 – 4 * Conexión Guía Superior – Pág. 5 * Revestimiento durante la perforación: Pieza no retirable – Pág. 6 * Problemas del Control de Pozos – Pág. 7 – 8 - En la superficie - En el orificio * Él método del Perforador – Pág. 9 * DwC direccional – Pág. 10 * Perforación del Revestimiento Direccional – Pág. 11 – 13 - Control del Pozo * Procedimientos del Método del Perforador – Pág. 14 - Con Perforación del Revestimiento Direccional

Capítulo 11: Apéndice * Fórmulas – Pág. 1 – 2 * Factores de Conversión – Pág. 3 - 4 * Formatos de Control de Pozos - Hoja de Cálculos para los vasos comunicantes – Pág. 5 – 10 - Registro de Control de Pozos – Pág. 11 - Hoja de registro de corrida (Trip Sheet) de Occidental – Pág. 12 – 13 * Glosario – Pág. 14 – 44 * Hojas de cierre (Kill Sheets) del Método del Perforador - Sarta sencilla - Sarta cónica - Hoja de Datos - Hoja de Registro

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Capítulo 1: Conceptos Básicos sobre la presión Best In Class

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* Definición del concepto de Presión – Pág. 3 * Definición del concepto de fuerza – Pág. 3 – 4 * Definición del concepto de Presión Hidrostática – Pág. 5 - Definición del 0.052 – Pág. 6 - Cálculo del Gradiente - Pág. 7 – 8 - TVD vs. MD - Pág. 9 - Conversión de PSI a PPG - Pág. 10 - Conversión de PSI a Pies - Pág. 11 * Presión de Formación - Pág. 13 – 19 - Depósitos (Deposition) y Estratos de Sobrecarga (Overburden) - Pág. 20 – 21 - Proceso de generación de fallas - Pág. 22 – 27 - Permeabilidad y Porosidad - Pág. 28 – 29 - Normales, Subnormales y Anormales - Pág. 30 - 33 - Perforación con Buzamiento - Pág. 34 * Tubo en “U” - Teoría - Pág. 35 - Presión de Fondo de Pozo - Pág. 36 - Tubo en “U” Abierto - Pág. 37 – 39 - Tubo en “U” Cerrado - Pág. 40 – 41 * Presión por Fricción - Pág. 43 - ECD - Pág. 44 – 45 - Corrección de la Velocidad de la Bomba - Pág. 46 - Corrección del Peso del Lodo - Pág. 46 - Extracción (Swab) - Pág. 47 - Aumento (Surge) - Pág. 48 * Cálculos de Volumen - Capacidad Interna - Pág. 50 - Desplazamiento - Pág. 50 - Capacidad Anular - Pág. 51 * Comprensión de la Fuerza - Pág. 53 – 59 - Cálculos de Área - Pág. 54 – 55 - Flotabilidad - Pág. 56

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Control de Pozos Best In Class

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Con todo el énfasis que ponemos en las matemáticas y los cálculos, el control de pozos sigue siendo tan simple como un sube y baja de un parque infantil. A medida que continuamos aprendiendo a calcular el BHP, la presión hidrostática, los gradientes, los volúmenes y la fuerza Téngase en cuenta esta simple imagen. Si seguimos el pozo lleno y con el peso del lodo apropiado, estaremos en control del pozo.

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Presión Best In Class

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La presión es la fuerza sobre un objeto que se extiende sobre una superficie. La ecuación para la presión es la fuerza dividida por el área donde se aplica la fuerza. Generalmente es más fácil usar la presión en lugar de la fuerza para describir las influencias sobre el comportamiento de los fluidos.

Fuerza Presión = Área

Para que un objeto que se halla sentado sobre una superficie, la fuerza que hace presión sobre la superficie es el peso del objeto, pero en diferentes orientaciones podría tener un área diferente en contacto con la superficie, y por lo tanto ejercer una presión diferente. Hay muchas situaciones físicas en las cuales la presión es la variable más importante. Si usted se encuentra pelando una manzana, entonces la presión es la variable clave: si el cuchillo está afilado, entonces el área de contacto es pequeña y se podrá pelar la manzana ejerciendo menos fuerza sobre el cuchillo. Si usted tiene que recibir una inyección, entonces la presión es la variable más importante para conseguir que la aguja pase a través de la piel: es mejor tener una aguja de punta afilada que una de punta roma, puesto que un área más pequeña de contacto implica que se requiere menos fuerza para empujar la aguja través de la piel.

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Presión Best In Class

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 Si queremos calcular la presión, tenemos que asignar unidades de medida de Fuerza y de Área.  Vamos a medir la Fuerza en Libras y el Área en Centímetros Cuadrados.  Sabemos que; Presión = Fuerza ÷ Área Fuerza = Presión x Área El Área se puede calcular como: ln2 = OD2in x 0,7854

Si este es el cilindro hidráulico que se usa para levantar la torre de perforación, ¿Qué cantidad de presión hidráulica se requiere para levantar una torre de 48.000 libras? 48.000lb ÷ 19,64 in2= 2.445 psi Si su equipo utiliza dos cilindros, ¿Cuánta presión hidráulica se necesitaría? 48.000 lb ÷ (19,64 in2 x 2) = 1.225 psi Si el suministro hidráulico está regulado a 3.000 psi, ¿Habrá algún problema? Área del Pistón = 52in x 0,7854 = 19,64 in2 19,64 in2 x 100psi= 19.640 lbs de fuerza

Si tuviéramos que aplicar más presión en el manómetro, entonces tendríamos superar el peso (fuerza) y el pistón se elevaría.

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Presión Hidrostática Best In Class

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  En el Control de Pozos, cuando se mide la presión por lo general es la presión creada con un líquido, y se calcula o se analiza su presión por medio de un manómetro.  Los fluidos que vamos a considerar son el petróleo, gas, agua, lodo de perforación, fluidos del empaquetador, salmueras y líquidos de terminaciones.  Todos estos fluidos tienen una cierta cantidad de peso o Densidad, ya que el peso es una función de la gravedad que va a trabajar con la altura vertical de un fluido.  El fluido en reposo crea una presión que llamaremos Presión Hidrostática. Podemos calcular esta presión por medio del uso de la Fórmula de Presión hidrostática; Presión hidrostática

psi

= Peso del Fluido ppg x 0,052 x Altura vertical del fluido

feet

Si llenamos este recipiente con 1 pie de agua dulce que pesa 8,34 lb / galón, ¿Cuál sería la presión hidrostática? Psi = 8,34ppg x 0,052 x 1 = 0.434 psi

Usted puede volver a organizar matemáticamente la fórmula de la presión hidrostática a resolver, para el peso del fluido o la altura de una columna de fluido.  Fluido ppg = Presión psi ÷ 0,052 ÷ Altura Vertical ft  Altura Vertical t = Presión psi ÷ 0.052 ÷ fluido,

Entonces, ¿qué es 0.052? y, ¿qué significa?

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0,052- ¿En dónde se originó? Best In Class

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 0,052 es un factor de conversión estándar en los yacimientos.   Se obtiene tomando un contenedor estándar de un pie cúbico y seccionando la base en pulgadas cuadradas. (12in X 12in = 144 in2). Esto me daría 144 contenedores que tienen las siguientes dimensiones: 1in x 1in x 1 pie de altura.  A continuación, llenamos todos los recipientes con líquidos. Esto debe tomar alrededor de 7,48 litros.  Puesto que podemos medir la profundidad del pozo en pies y se mide la presión de la fuerza por pulgada cuadrada, tomemos un envase que es de 1 ft de alto y una pulgada cuadrada en su base. ¿Qué parte de los 7,48 galones contendría el recipiente? (7,48gal ÷ 144in2 = 0,052 gallones)  0,052 es en realidad una medida de volumen para ese recipiente de 1 in2 x 1 ft.  Si llenamos el recipiente con 8,34 ppg de agua fresca de la página anterior, entonces podemos calcular esas 8,34 libras por galón x 0.052 galones por in2 – ft = 0,434 libras por in2 por pie o psi / ft, lo cual se denomina un gradiente.

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Gradiente de Fluidos Best In Class

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 Si nuestra densidad del fluido se mide en libras por galón, se puede multiplicar luego el peso del fluido (ppg) por 0.052 para encontrar la presión hidrostática (psi) ejercida por cada pie de este fluido. Esto se llama el "gradiente de presión" (G) del líquido, o el cambio de presión por pie (psi / ft). Conocer el gradiente de presión hace que sea fácil el cálculo de la presión relativa en diferentes puntos de un pozo estático. Si llenamos el contenedor de 0.052 litros con 10 ppg de líquido, ¿cuál será la presión? Gradiente psi/ft = Peso del Fluido ppg x 0,052 PSI ft = 1O, x 0.052ppg in2 / ft 0,52 psi ft = 1Oppg x 0,052

Esto significa que por cada metro de lodo en el pozo, la presión aumenta en un 0,52 psi. Por lo tanto, el Gradiente psi/ft x TVD ft = Presión hidrostática

El tamaño y la forma del recipiente no afectarán a la hidrostática. Las únicas propiedades que cambian la hidrostática son la densidad y la profundidad.

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Gradiente de Fluidos Best In Class

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 Si la densidad del fluido en el pozo es de 10 ppg, entonces ¿cuál será la presión hidrostática a distintas profundidades?  Podemos usar la fórmula de cálculo de la presión hidrostática y la presión en cada profundidad.  O bien, utilizando nuestro conocimiento de que el gradiente es una medida de psi / ft, podemos multiplicar el gradiente de fluido por cualquier profundidad y encontrar el total de la presión hidrostática a esa profundidad.

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

10 ppg x 0,052 = 0,52 psi/ft gradiente



1.000ft x 0.52psi/ft = 520 psi



5.000ft x 0.52 psi/ft = 2.600 psi



10.000ft x 0.52 psi/ft = 5.200 psi

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TVD vs MD Best In Class

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 Debido al hecho de que la densidad del fluido es una función de la fuerza de la gravedad, y que la gravedad es un componente vertical, la presión hidrostática del fondo del pozo es la suma de todos los componentes verticales.  El boceto de un agujero inclinado nos ayuda a comprobar que lo anteriormente dicho es cierto. Esto demuestra que se puede imaginar la columna de lodo como una pila de bloques, con el peso de cada bloque de empuja de manera vertical hacia abajo a aquellos bloques por debajo de la misma.   De esto, podemos ver que es la altura vertical (o la profundidad) de una columna de lodo, no la medida de su longitud, la cual se debe utilizar en los cálculos de la presión.  Utilizando los 10 ppg de fluido que se utilizaron en la página anterior, ¿cuál sería la presión del fondo del pozo?  En nuestras operaciones, siempre utilizaremos ND en el cálculo de la presión. Siempre vamos a usar MD o la profundidad total de la tubería para el cálculo del volumen en barriles.

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El Triángulo de la Ecuación Best In Class

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Si usted desea resolver MW o TVD, complete la información conocida y la ecuación quedará escrita para usted.

Presión psi

MW ppg X 0,052 X

TVD ft

 1) presión de Cierre en la Tubería de Perforación (Shut In Drillpipe Pressure - SIDPP) es de 500 psi. El TVD del orificio es 11,000 pies MW = 11,2 ppg. ¿Cuánto aumento de MW se necesita para matar el pozo? ¿Cuál será el nuevo KWM?  Llene la información conocida: ____ 500 psi ___ 0.052 x 11.000 pies  Aumento de MW: 0,87 ppg  MW en uso es de 11,2 ppg + 0,87 ppg = 12,07 ppg KWM  Siempre redondear en KWM.

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El Triángulo de la Ecuación Best In Class

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Si usted desea resolver MW o TVD, complete la información conocida y la ecuación quedará escrita para usted.

Presión psi

MW ppg X 0,052 X

TVD ft

 1) Mientras se hace la salida del agujero, usando 9,6 ppg de fluido, a usted se la ha olvidado llenar el agujero. Si su sobre – balance es de 100 psi, ¿hasta dónde puede caer el nivel de líquido antes de que se desbalancee?  Llene la información conocida: ___100 psi___ 9,6 ppg x 0052  Haciendo uso del triángulo, usted ha calculado dejar que el nivel del líquido baje hasta 200 pies le haría perder el balance y haría que el pozo fluyere.

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Hidrocarburos Best In Class

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 En tiempos remotos del Paleozoico y el Mesozoico, de 70 a 400 millones de años atrás, había espesa jungla y el mar estaba lleno de vida animal y vegetal. Algunas de estas plantas y animales, vivos o muertos, fueron cubiertos de arena o barro, de manera que no se descompusieron. (He aquí que comienza el proceso para convertirse en petróleo) A veces esto se debía a deslizamientos de lodo, o dunas de arena cambiantes, o incluso erupciones de volcanes o meteoros que chocaban con la tierra y levantaban grandes nubes de polvo. La capa depositada impedía un deterioro mayor y, a medida que se añadían capas en la parte superior, se presentaba un aumento de la presión.  A veces, estas capas eran enviadas más hacia las profundidades a medida que se desplazaba la corteza terrestre. Si estas capas bajan grandes distancias, no sólo aumentaba la presión, sino también la temperatura. Junto con todo esto, había bacterias en acción, al igual que cambios químicos a lo largo de miles y miles de años. Todo esto produjo gas natural y petróleo crudo.

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Presión de Formación Best In Class

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 Roca Madre (Source Rock) - Una roca con abundantes hidrocarburos propensos a la materia orgánica.  Roca del Yacimiento (Reservoir Rock)- Una roca en la que se acumulan el petróleo y el gas.  Roca de sellamiento (Seal Rock)- Una roca impermeable a través del cual el petróleo y el gas no se pueden mover con eficacia.  Ruta de migración (Migration Route) - Avenidas en la roca a través de las cuales se mueven el petróleo y el gas desde la roca madre a la trampa

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Capítulo 1 – Conceptos Básicos sobre la Presión

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Categorías de Presión de Formación Best In Class

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 Normal - la presión de formación es equivalente a un gradiente de agua de la superficie. Presión del fluido = 0,433 (8,33 ppg) - 0,478 psi / ft (9,2 ppg). Depende de la salinidad del agua.  Por debajo de lo normal - presión de formación que es menor que la presión hidrostática de los fluidos de los poros correspondientes. FP < 0.433 psi / ft (8,33 ppg)   Anormal - presión de formación que es mayor que la presión hidrostática de los fluidos de los poros correspondientes. FP > 0.478 psi / ft. (9,2 ppg) - Nota: También se la denomina geopresión o sobrepresión. Presión Por debajo de lo normal

Presión de Formación Normal

Presión anormal

←------------------- 8.32 ppg

8.33 ppg ----------→ 9-2 ppg

9.3 ppg ---------------------→

←--------------- 0,432 psi/ft

0,433 psi/ft ---→ 0,478 psi/ft

0,479 psi/ft ------------------→

VRMS CLAVES DE PRESIÓN  Presión de sobrecarga – las fuerzas combinadas ejercidas en una formación. Columna de fluido (profundidad del agua) + Columna de Roca  Presión de Formación - la presión total contenida en una roca. Hay tres componentes - la Presión de los Poros, tipo de fluido de formación y estructura de la roca  La presión de fractura - la presión a la cual la roca se parte y acepta el fluido. La presión de fractura siempre es mayor que la presión de poro. - Si la presión de poro legare a ser superior a la presión fractura, se rompe el sello, el fluido se fuga y se ecualiza la presión. - Si el ambiente ha elevado la presión de poro se puede esperar una presión de fractura elevada, y viceversa. - Ecuaciones para describir la correlación FP - PP son constantes. Las variables en la ecuación pueden cambiar de manera significativa.

La presión de los poros rara vez supera el 92% de la Presión de Fractura

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Presión de Formación Best In Class

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 Sedimentaria - rocas formadas a partir de la consolidación (litificación) de partículas que se han acumulado en capas. El tipo más común de roca sedimentaria es la roca sedimentaria clásica. En las rocas sedimentarias clásicas, los granos de los sedimentos que son fragmentos de rocas preexistentes se compactan y / o se cementan. Cuando los sedimentos se depositan por primera vez, algunos tienen un espacio bastante grande entre los granos. A medida que se acumulan más sedimentos, la sobrecarga empaqueta los granos más cercanos, causando así la reorientación de las partículas entre sí y haciendo que se unan. Esto se llama compactación.  Ígneas - rocas solidificadas a partir de material fundido. Estas pueden ser intrusivas, solidificadas bajo la tierra (magma), o extrusivas, o que han entrado en erupción sobre la superficie de la tierra (lava, ceniza).  Metamórficas - rocas alteradas por el calor y / o presión. (Es decir, la pizarra, piedra caliza > mármol; arenisca > cuarcita

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Tipos de Roca Sedimentaria Best In Class

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 Clástica - Compuesta de partículas transportadas, de peñascos a lodo. (Es decir, conglomerados, areniscas, pizarras). Las areniscas son a menudo las rocas del yacimiento y las pizarras con frecuencia son roca madre de hidrocarburos  Química - Formada por precipitación de soluciones. (Es decir, la sal, la anhidrita, y ciertas calizas) Estas rocas son a menudo los sellos  Orgánica - Consta de restos o secreciones de plantas o animales (es decir, los arrecifes) pueden ser rocas del yacimiento o madre

La mayoría de las acumulaciones de petróleo y gas en el mundo se encuentran en las Cuencas Sedimentarias

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Tipos de Roca Sedimentaria Best In Class

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Clásticas: El tipo más común de roca sedimentaria es la roca sedimentaria clásica. En las rocas sedimentarias clásicas, los granos de los sedimentos que son fragmentos de rocas preexistentes se compactan y / o se cementan. Cuando los sedimentos se depositan por primera vez, algunos tienen un espacio bastante grande entre los granos. A medida que se acumulan más sedimentos, la sobrecarga empaqueta los granos más cercanos, causando así la reorientación de las partículas entre sí y haciendo que se unan. Esto se llama compactación.  Los granos de arena tienden a estar bastante bien compactados cuando se depositan. A medida que el agua se mueve a través del cemento, se pueden precipitar pequeños poros y así se unen los granos. Esto se conoce como cementación.  La cementación es el principal factor en la formación de areniscas, conglomerados y brechas. Las rocas clásticas se identifican por su tamaño de grano. Como ejemplo tenemos granos de tamaños pequeños, así como grandes: la pizarra [formada a partir de la arcilla], la arenisca [a partir de arenas de cuarzo], el conglomerado [formado a partir de grava] y la brecha [hecha de grava angular] Rocas Químicas:  El segundo tipo de roca sedimentaria es la roca química.  Las rocas sedimentarias químicas son rocas formadas por la precipitación de la solución, la cual también se la denomina cristalización.  Algunos ejemplos son: La sal de roca que se forma cuando se evapora el agua del mar. Las rocas carbonatadas como las Tufas que se precipitan de concentraciones altas de carbonato de calcio como las del Lago Mono, y como la piedra caliza que se formó directamente como una roca sólida a causa de la precipitación de calcita dentro de un arrecife de coral por corales y algas. Roca Orgánica:  El tercer tipo de rocas sedimentarias es la Roca Orgánica.  Las Rocas sedimentarias orgánicas son rocas que se forman a partir de la compactación o la consolidación de material vegetal o animal.  Ejemplo: el carbón o piedra caliza, como coquina de piedra caliza, en el lugar donde las conchas de las criaturas marinas originarias forman la roca. Litificación - El término general para el conjunto de procesos que cambian los sedimentos sueltos de roca sedimentaria se lo conoce con el nombre de litificación. La Litificación incluye a la compactación, la cementación o la cristalización de la solución.

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Compactación / Sobrecarga Best In Class

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A medida que aumenta la fuerza (sobrecarga) en la esponja, se expulsa el líquido. Si usted hace un agujero en la parte inferior de la esponja, no sucede nada. Todo el líquido ha escapado y está a una presión normal.

Si la esponja está sellada, entonces el fluido queda sellado (atrapado) y no se puede escapar. El fluido queda entonces presurizado por la fuerza (sobrecarga) superior. Si usted hace un agujero en la esponja, se libera la presión anormal.

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Compactación / Sobrecarga Best In Class

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 Es el proceso físico mediante el cual se consolidan los sedimentos, lo que resulta en la reducción del espacio de los poros como a medida que los granos se empaquetan de manera más estrechas. A medida que se acumulan las capas de sedimentos, la presión de sobrecarga que es cada vez mayor durante el entierro produce una compactación de los sedimentos, la pérdida de fluidos de los poros y la ulterior formación de roca a medida que los granos se sueldan o se cementan.  Presión normal: Durante el entierro y la compactación, la mayoría de las pizarras pierden fluido de los poros de forma continua.   Presión Anormal: Cuando las rocas impermeables como las pizarras se compactan rápidamente, los fluidos de sus poros no siempre se pueden escapar y en consecuencia deben soportar la columna total de roca sobre ellas, lo cual conduce a la formación de presiones anormalmente altas. El exceso de presión, que se denomina presión excesiva o geopresión, puede hacer que un pozo se explote o se vuelva incontrolables durante la perforación.  Presión por debajo de lo normal: la presión de poro inferior a la presión normal o hidrostática. La presión baja, o una zona de baja presión, son comunes en las zonas de formaciones que han tenido producción de hidrocarburos.

Se produce sobrepresión cuando el entierro es tan rápido y la permeabilidad es tan baja que el fluido de los poros no puede escapar y soporta una presión cada vez mayor. P ovb es la presión de sobrecarga en psi, es la presión P poro en psi.

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Deformación de la Roca Sedimentaria Best In Class

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 Discordancias Una discordancia es una ruptura o laguna en el registro geológico en la cual se superpone una unidad de roca con otra que no le sigue en la sucesión estratigráfica.  Pliegues – Un pliegue es una curva o dobladura en las capas de roca.  Fallas – Una falla es una superficie o ruptura en la roca, donde las unidades a ambos lados de la superficie han caído unas sobre otras. Estas deformaciones son lo que buscamos en la planificación de un pozo. Bajo ciertas condiciones, estas proporcionan una estructura para la acumulación de hidrocarburos. También ofrecen la posibilidad de encontrar una presión anormal.

Para cuando logras hacer coincidir las puntas, te mueven las puntas.

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Discordancia Best In Class

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Disconformidad - una discordancia en la cual las camas son relativamente paralelas, pero hay una diferencia de tiempo en la secuencia de deposición. Esto puede ser consecuencia de la erosión o falta de depósitos.

Disconformidad (Falta el Oligoceno)

Disconformidad de erosión - una discordancia que se ha formado en las camas debajo de la discordancia, que ha sido removida mediante procesos mecánicos. (Es decir, levantamiento y la erosión o cortes para canales)

Tomado de Hyne, 2002

Disconformidad angular - una discordancia en la cual los planos de estratificación a ambos lados de una superficie de erosión no son paralelos, sino que se inmergen en diferentes ángulos.

Tomado de Hyne, 2002

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Pliegues Best In Class

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Anticlinales - un pliegue convexo hacia arriba con las rocas más antiguas en el núcleo.

Anticlinales - un pliegue cóncavo hacia arriba con las rocas más contemporáneas en el núcleo.

Cúpula - una estructura anticlinal, elíptica o circular en el contorno. A menudo se forman por la intrusión de rocas ígneas o rocas sedimentarias diapíricas desde abajo.

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Fallas Best In Class

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Falla hacia abajo por desplazamiento Movimiento vertical

Falla de choque por desplazamiento movimiento horizontal

Falla de desplazamiento oblicuo Movimiento tanto vertical como horizontal

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Elementos del Sistema de Petróleo Best In Class

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 Trampa (Trap) - La configuración estructural y estratigráfica que guía el petróleo y el gas hacia su acumulación Tipos:  Estructural - las capas de roca se han plegado o han tenido fallas para lograr una configuración de captura.   Estratigráfica - Cambios de la Roca del yacimiento a roca no – yacimiento, debido a cambios en el tipo de roca (cambio de facies), la calidad del yacimiento (diagénesis), o su truncamiento (discordancia por erosión).  Combinación – Se tiene alguna forma de mecanismos de atrapamiento tanto estructurales como estratigráficos. TRAMPAS ESTRUCTURALES Formado por la deformación de la Roca del yacimiento Tales como el anticlinal o la falla

TRAMPAS ESTRATIGRÁFICAS Formadas por los depósitos de Roca del yacimiento tales como arrecifes o canales de río, o la erosión de la Roca del yacimiento, como una discordancia angular

ANTICLINAL

TRAMPA DE FALLA NORMAL

Discordancia angular ARENISCA EN CORDÓN - CANAL FALLA ANTICLINAL

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TRAMPA DE FALLA INVERSA


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Procesos del Sistema de Petróleo Best In Class

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Flujo de gas y petróleo de la roca madre a la trampa. La expulsión de petróleo y gas desde la roca madre se produce por el aumento del volumen durante la generación, que fractura de la pizarra. La migración es generalmente hacia arriba a través de las fracturas del subsuelo debido a la flotabilidad (el gas y el petróleo son más ligeros que el agua).  Generación - Entierro de la roca madre a un régimen de temperatura y presión suficiente para convertir la materia orgánica en hidrocarburos   Migración - el Movimiento de los hidrocarburos de la roca hacia una trampa  Acumulación - Un volumen de migración de hidrocarburos en una trampa más rápido que las fugas de la trampa, lo cual resulta en una acumulación

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Roca del Yacimiento Best In Class

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Roca del Yacimiento ¿Qué hace que una roca adquiera calidad de roca del yacimiento? Debe tener permeabilidad y porosidad Nada parece más sólido que una roca. Sin embargo, elíjase el tipo apropiado de roca; un trozo de piedra arenisca o de piedra caliza, y obsérvesele bajo el microscopio. Usted verá una cantidad de pequeñas aberturas o vacíos. Los geólogos llaman a estas pequeñas aberturas "poros". Una roca con poros es "porosa" y de una roca porosa tiene "porosidad". Las Rocas del yacimiento deben ser porosas, ya que los hidrocarburos sólo pueden darse en los poros. Una roca del yacimiento también es permeable; es decir, los poros están conectados. Si se encuentran hidrocarburos en los poros de una roca, estos deben poder salir de los poros. A menos que los hidrocarburos puedan pasar poro en poro, permanecerán encerrados en su lugar, y no podrán fluir hacia un pozo. En consecuencia, una roca del yacimiento apropiada, debe ser porosa, permeable, y debe contener hidrocarburos suficientes para que sea económicamente viable para la empresa operadora perforar y producir estos hidrocarburos.

Porosidad - la medida del vacío o el espacio de los poros de la roca. Este valor se expresa en % del volumen total de roca. Permeabilidad - la capacidad de una roca porosa de transmitir fluidos, una medida de la facilidad relativa del flujo de fluidos a través de los poros y gargantas de poros correspondientes. Generalmente se expresa en milidarcies. Un "poro" es un pequeño espacio abierto entre los granos de una roca.

Los "poros" interconectados le dan a una roca sus características de permeabilidad.

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Chapter 1 - Pressure Basics

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Arenisca del Yacimiento Best In Class

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Arenisca de Yacimiento

Buena porosidad = Espacios amplios para los Hidrocarburos

Los espacios en azul son poros

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Presión Anormal a través de las Fallas Best In Class

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***pg52*** Presión Anormal a través de las Fallas

Pozo B perforado a 8.000 "

Peso del lodo requerido: 4,500 psi ÷ 8,000 ft = 0.560 psi / ft 0.560 psi/ft ÷ 0.052 = 10.9 ppg

¡Una Presión de Formación de 4.500 psi a 8.000 se considera presión anormal!

Pozo A perforado a 10.000’

P formación = 4500 psi

Peso del lodo requerido: 4,500 psi ÷ 10,000ft = 0.450 psi/ft 0.450 psi/ft ÷ 0.052 = 8.7 ppg P formación = 4500 psi ¡Una Presión de Formación de 4.500 psi a 10.000’ se considera presión normal!

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Presión Anormal (Artesiana) Best In Class

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Presión Anormal (Artesiana) Flujo Artesiano - El agua subterránea en los acuíferos entre capas poco permeables de roca, tales como arcilla o pizarra, pueden encontrarse encerrados a presión. Si dicha agua confinada llegare a ser alcanzada por un pozo, el agua se elevará por encima del acuífero e incluso puede fluir desde el pozo hasta la superficie de la tierra. Se dice de dicha agua confinada en este modo que se encuentra bajo presión artesiana, y el acuífero se lo denomina un acuífero artesiano. Una capa freática más alta que el pozo garantiza que la presión del forzará constantemente al agua hacia el pozo artesiano.

Agua bajo presión artesiana fluyendo desde un pozo. Capa freática

Roca Permeable Pozo artesiano

Acuífero

Roca impermeable Precisión Graphics

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Presión Anormal Best In Class

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Presión Anormal Las Camas de Sal y Los Diapiros de Sal también pueden crear condiciones anormales de presión.

-

Una cama de sal es una capa impermeable que puede impedir la migración de hidrocarburos y crear un mecanismo de atrapamiento. Debido a su naturaleza plástica, la sobrecarga en la parte superior sería transmitida a los hidrocarburos por debajo de la sal. Sería similar a apretar un globo de agua. Superficie Azufre Piedra caliza Yeso Anhidrita

Petróleo

- Un Diapiro de Sal es una intrusión de sal. A medida que se extiende hacia arriba, crea plegables y / o fallas de las formaciones que pueden crear un mecanismo de atrapamiento.

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Presión Anormal de Creación Humana Best In Class

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¡LA COMUNICACIÓN A LA SUPERFICIE SE PUEDE SER PELIGROSO PARA SU BIENESTAR!

LAS MALAS PRÁCTICAS CON CEMENTOS PUEDEN LLEVAR A UNA COMUNICACIÓN POR FUERA DEL REVESTIMIENTO. LAS FUGAS DEL REVESTIMIENTO EN LOS POZOS DE INYECCIÓN DE GAS PUEDEN CONDUCIR A LA CARGA DE FORMACIONES SUPERFICIALES.

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Ubicaciones Estructurales Superiores En Campos con Presión Normal Best In Class

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Cuando se perfora con echado ascendente en uan superficie anticlinal, a medida que se cumple la transición de un fluido más pesado hacia un fluido de formación más ligera, el cambio hidrostático del fluido de formación le hará quedar por debajo del balance si no se ajusta el peso del lodo para las condiciones de perforación correspondientes.

Pozo

Pozo

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Pozo


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El Vaso Comunicante Best In Class

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El Vaso Comunicante Un Vaso Comunicante se compone de dos tubos verticales que están conectados en la parte inferior. Si se coloca fluido de la misma densidad en el Vaso Comunicante, el fluido se iguala o balancea de modo que los niveles de fluidos son iguales y la presión hidrostática en cada lado es igual. Si se colocan dos líquidos de diferente densidad en el Vaso Comunicante, el líquido más pesado se desplazar o empuja el fluido más ligero, de manera que los niveles de fluido no pueden ser iguales pero la hidrostática de cada Vaso Comunicante se balancea. El fluido más pesado es dominante y y controla la BHP. Durante la perforación de un pozo, tenemos un Vaso Comunicante en funcionamiento. Tubería de perfora ción

Ánulo

La sarta de trabajo y el ánulo forman nuestro Vaso Comunicante

Tubería de perforaci ón

Ánulo

La presión de fondo de pozo será igual en ambos lados del Vaso Comunicante.

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El Vaso Comunicante

Dos columnas de fluido conectadas en la parte inferior que se balancean entre sí en una condición estática.

Si empezáremos a llenar el Vaso Comunicante con un líquido que pesara 9,6 ppg en el lado de la tubería de perforación del Vaso Comunicante, también llenaríamos el lado del ánulo. Ambas partes tendrían la misma altura del mismo fluido de densidad, de manera que la presión hidrostática que se ejerce sería la misma el BHP estaría balanceado.

Recuerde. El tamaño y la forma del recipiente no afectarán la hidrostática. Las únicas propiedades que cambian la hidrostática es la densidad y la profundidad.

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El Vaso Comunicante


1) Si a continuación, ponemos unos cuantos litros adicionales de un fluido 12 ppg en el lado de la tubería de perforación, este va a caer debido a su mayor densidad.

2) El fluido en el lado del ánulo comenzará a fluir del pozo, empujado por el fluido de 12 ppg que cae.

3) Una vez que la suma de las hidrostáticas de los 12 ppg + 10 ppg en el lado de la tubería de perforación igualen a la hidrostática del ánulo, el pozo dejará de fluir y permanecerá estático.

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4) Para calcular la presión de fondo de pozo, usar el lado del Vaso Comunicante que tiene una densidad de fluido constante.


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El Vaso Comunicante Estático Best In Class

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Si no hay balance entre las dos columnas de fluido y el fluido no puede escapar, se creará presión en la superficie para alcanzar el balance.  6000ft x 0,052 x 12,5 ppg = 3900 psi hidrostática en la Tubería de perforación  6000 ft x 0,052 x 10ppg = 3120 psi hidrostática en el ánulo La presión de fondo de pozo será igual a la presión más alta, por lo que;  3900 psi hydrostatic + 0 psi en el manómetro de la tubería de perforación = 3900 psi BHP  3900 psi BHP - 3120 psi hidrostática del ánulo = 780 psi diferencia  3120 psi hidrostática + 780 psi en el manómetro del ánulo = 3900 psi BHP

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La comprensión del vaso comunicante Best In Class

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Vamos a utilizar esta hoja de cálculo del vaso comunicante en nuestras operaciones. Nos ayudará a entender lo que está sucediendo en el pozo, sobre la base de lo que vemos que sucede en los manómetros de la superficie. Si tenemos el control de la densidad del fluido y la presión en la superficie en un lado del vaso comunicante, entonces tenemos el control de BHP y no hay necesidad de calcular el otro lado, donde se pueden presentar múltiples densidades de fluido de altura desconocida. Esto es fundamental para la comprensión y la ejecución del Método del perforador para el Control de Pozos. Hoja de Calculo de Vasos Comunicantes

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Vaso comunicante balanceado Best In Class

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Recuerde: Mantenga las cosas sencillas.

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Fricción Best In Class

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"La Fuerza de fricción en la mecánica es la fuerza que se opone al movimiento relativo de un objeto. Se dirige en dirección contraria al movimiento de un objeto." De Wikipedia, la enciclopedia libre  Cuando se distribuya el fluido en el pozo se producen presiones por fricción en el sistema de tuberías de superficie, la tubería de perforación, el bonete de corte y el ánulo, los cuales se ven en el manómetro de la bomba. Estas presiones de fricción siempre actúan contrarias a la dirección del flujo.  Cuando se distribuyen de manera convencional (el "camino largo"), todas las presiones de fricción, incluyendo la fricción anular, actúan en contra de la bomba.  La pérdida por fricción anular (Annular Friction Loss - AFL) actúa en contra de la parte inferior del pozo, lo que resulta en un aumento de la BHP. Esto se conoce como Densidad de Circulación Equivalente (Equivalent Circulating Density - ECD), expresada como una libra de peso por el equivalente a un galón de lodo.   Cuando se hace circulación contraria, toda la fricción generada por el bombeo a través del bonete de corte, el BHA y la sarta de perforación sienten en el ánulo. Este aumento en la ECD puede ser muy alto y causar la pérdida de circulación.   La ECD es el resultado de la fricción del anular y se ve afectada por elementos tales como:  El espacio libre entre grandes herramientas de OD y la ID del pozo.  Las tasas de circulación.  Las Propiedades de los fluidos (PV, YP, densidad).   Cálculo de la pérdida por fricción anular – AFL y posteriormente la ECD, no es difícil para cualquier situación particular, pero una vez se la ha calculado cambiaría con la profundidad del agujero cada vez mayor, los cambios en la geometría del agujero (lavado – washout del agujero, BHA boleo - balling), cambios en la densidad del fluido, etc.  Además, la cantidad de fuerza necesaria para mover el fluido de estática generalmente es mayor que la fuerza necesaria para mantenerlo en movimiento a velocidad constante una vez que se inicia. Alinear las bombas gradualmente es importante para prevenir la pérdida de circulación.  Lo importante a recordar es que al circular a través de un pozo, la presión de fondo será mayor que cuando el pozo está estático debido a la fricción anular.

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Densidad de Circulación Equivalente (Equivalent Circulating Density - ECD) Best In Class

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 Durante la perforación, el pozo podría perder el balance en contra de la presión de formación. Al establecer una conexión o desconexión, el pozo puede comenzar a fluir debido a la ECD perdida.  Se debe tener gran cuidado para controlar el pozo cuando las bombas se apagan. BHP Circulante = 5.200HYD + 115AFL = 5.315 psi CBHP ECD = 5.310CBHP ÷ 10.000ft ÷ 0,052 = 10,22 ppg

Peso del Lodo = 10 ppg TVD = 10.000 ft Hidrostática = 10ppg X 0,052 X 10.000ft = 5.200 psi

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ECD Circulación Inversa Best In Class

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 La circulación inversa con el mismo fluido a la misma velocidad produce las mismas fricciones en el pozo. El cambio en la dirección del flujo cambia drásticamente la presión que siente el fondo del orificio.  La Circulación inversa se debe hacer a tasas de bombeo bajas. BHP de circulación= 5.200

HYD

+ 2.035

FRICCIÓN QUE SE SIENTE EN EL

ÁNULUS

= 7.235 psi CBHP ECD = 7.235 CBHP ÷ 10.000ft ÷ 0,052 = 13,91 ppg

Peso del Lodo = 10 ppg TVD = 10.000 ft Hidrostática = 10ppg X 0,052 X 10.000ft = 5.200 psi

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Cambio por Fricción Best In Class

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 Durante un incidente de control de pozos, nuestra geometría del pozo y diseño de sarta de perforación no debe cambiar en circunstancias normales. Los dos aspectos que van a cambiar nuestra fricción en el pozo son: - El Cambio de la velocidad de la bomba - El cambio del peso del lodo  Si aumentamos la velocidad de la bomba para que se dé prisa, o con la idea de que vamos a "utilizar" la fricción de matar el pozo, entonces tenemos que entender lo que está sucediendo dentro del pozo. Si aumentamos la velocidad de la bomba, entonces vamos a ver el aumento de la presión en el manómetro de la tubería de perforación, para que sepamos en cuánto habremos aumentado la presión. Se puede estimar el aumento de la presión con la velocidad de bombeo / fórmula de presión de la bomba. - Nueva psi = Antigua psi X (Nueva SPM + SPM Antigua) 2 Ej.; Nueva psi = 300 psi x (45 spm ÷ 30 spm) 2 Ej.; Nueva psi = 30 º x psi (1,5) 2 = 300 x (1,5 x 1,5) = 675 psi - Aumento de la presión = 675 psi - 300 psi = 375 psi aumento   De este aumento de 375 psi en la presión de la bomba que se ve en la superficie, sólo un pequeño porcentaje se siente en el ánulo como un aumento en la BHP. Si abrimos el choque (choke) en la superficie para corregir lo que VEMOS en la superficie, (375 psi), esto nos podría llevar a desbalancear el pozo y tener mayor influjo. Debemos entender lo que está pasando dentro del pozo!  Si se aumenta el peso del lodo durante la circulación también aumentamos la fricción. Podemos calcular esto con la fórmula de presión / densidad. - Nueva psi = psi Antiguo x (Nueva ppq ÷ Antiguo ppg) Ej.; Nueva psi = 300 psi x (11 ppg + 9,6 ppg) Ej.; Nueva psi = 300 x psi (1,15) = 345 psi - Aumentar la presión = 345 psi - 300 psi = aumento de 45 psi  En este caso, la BHP tendrá un gran incremento debido al aumento en la hidrostática, pero si ajustamos el choque (choke) en la superficie para mantener la presión correcta en la superficie, sobre la base de lo que VEMOS en la superficie, podemos mantener la BHP constante. Debemos entender lo que está pasando dentro del pozo!

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Presión de Inicio de Flujo Best In Class

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Si el pozo se encuentra sobre - balanceado, la presión de fondo de pozo es igual a la presión hidrostática. A medida que se retira la tubería del orificio de pozo, la fricción crea una presión de inicio de flujo (Swab pressure) que se siente hacia arriba en el pozo. Esta presión de inicio de flujo (Swab pressure) reduce la BHP, mientras que el tubo esté en movimiento. Una vez que se detiene el movimiento de la tubería, la hidrostática vuelve a su punto anterior. La grandes Tortas de Filtración que causan los sólidos perforados también crean un sello alrededor de la broca y los collares causando grandes aumentos de presión, así como presiones inicio de flujo. El inicio de flujo (swabbing) durante el acondicionamiento (workover) / la terminación (completion) es más probable debido a las distancias más ajustadas alrededor de las herramientas dentro del orificio. Los factores que crean la presión de inicio de flujo (Swab pressure)son los siguientes: * Espacios Libres * Punto de fluencia y la resistencia de los geles de barro * Velocidad de tracción de la sarta de perforación * Longitud de la sarta de perforación En este ejemplo, estamos sobre - balanceados por 100 psi. Si creamos una presión de inicio de flujo (Swab pressure) de más de 100 psi, estaremos por debajo del balance y permitiremos que el fluido de la formación entre en el pozo. Cuando se detenga el movimiento de la tubería, se pierde la presión de inicio de flujo (Swab pressure), y sobre – balanceo se devuelve. A pesar de que se restablece el sobre balance, el fluido que se filtró se encuentra todavía en el orificio. Si el influjo es de gas, y es profundo en el pozo, a medida emigra habrá muy poca expansión. Un control de flujo puede no mostrar flujo mensurable. ¡PERO HAY UNA PATADA EN EL POZO!

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Limpieza del Agujero Best In Class

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La sobrepresión (Surge Pressure) es una fuerza hacia abajo que se crea al bajar la sarta de perforación y al crear fricción a medida que el lodo se desplaza del orificio. Esta sobrepresión aumenta la BHP. Un nivel alto de sobrepresión puede causar que las formaciones se fracturen y que haya pérdida de la circulación. Si las pérdidas son lo suficientemente graves y no se puede mantener lleno el pozo, puede ocurrir un evento de control de pozos.

Los factores que crean la Sobrepresión (Surge Pressure) son los siguientes; * Espacios Libres * Punto de fluencia y la resistencia de los geles de barro * Velocidad de corrida de la sarta de perforación * Longitud de la sarta de perforación Para mitigar el riesgo de ruptura del pozo, considere lo siguiente:  hacer la corrida de la tubería a una velocidad controlada.  hacer la corrida del revestimiento a una velocidad más lenta  gel de lodo de alta resistencia de alto espesor (romper la de circulación de manera gradual)  empacadores, colgadores del revestidor, etc. Todas las herramientas de tolerancia estrecha.

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Limpieza del Agujero Best In Class

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 Los lechos de corte de alto espesor en orificios muy desviados pueden reducir efectivamente el diámetro del agujero mediante la restricción de la trayectoria del flujo del fluido de perforación. Esta restricción al interior del orificio aumenta la fricción que se siente al fondo del orificio.  Una limpieza adecuada del pozo es crítica para evitar sobrepresiones y presiones de inicio de flujo excesivas, así como ECD’s de niveles altos.  En condiciones estáticas, una burbuja de gas que haga migración puede volverse mucho "más alta" a causa de un área de sección más pequeña que tenga lechos de corte. Este aumento de la altura vertical puede causar un aumento de CP mucho más alto de lo normal en la superficie y en la zapata.  El documento "Buenas Prácticas con Fluidos de Perforación”, el cuel contiene información detallada sobre la limpieza del pozo, se puede encontrar en el Portal de Perforación de la Comunidad Global (Global Drilling Community Portal).

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Capacidad & Desplazamiento de la Tubería Best In Class

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Cálculo de la Capacidad: ID 2 in ÷ 1029,4 = bbl / ft 4,28 2 in ÷ 1029,4 = (4,28 in x 4,28 in) ÷ 1029,4 = 0,01 776 bbl / ft

Si usted tiene 9.850 pies de 5 " de Diámetro Exterior (OD), tubería de 19,5 libras por pie (ppf), con un Diámetro Interno (ID) de 4,28", ¿cuál sería la capacidad total de la sarta de perforación? 4.282in ÷ 1029,4 = 0.01776 bbl/ft 0,01776bbl/ft x 9850ft = 175 bbl capacidad de la sarta de perforación

Desplazamiento Si la tubería se ejecuta o se retira abierta (como un pitillo), entonces el muro de acero desplazará al fluido. El cálculo para esto es: Peso por Pie x 0.000367 = bbl / ft 19.5lb/ft x 0.000367 = 0.007 bbl / ft (aproximadamente) 0.007bbl/ft x 9,850ft = 70.5 bbl Una forma más precisa es la siguiente: (OD2in – ID2in) ÷ 1029.4 = bbl/ft (52in – 4.282in) ÷ 1029.4 = 0.00649 bbl/ft Si el tubo está conectado, entonces se toma el diámetro exterior (OD) de la tubería y se calcular la misma como la fórmula de la capacidad. OD2in ÷ 1029.4 = bbl / ft 52in ÷ 1029.4 = 0.0243 bbl / ft

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Capacidad Anular Best In Class

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Para calcular la capacidad de fluido (Capacidad anular) con un tubo en el interior del revestimiento, la ecuación sería; (ID2, - 002i,) 4 1029.4 = bbl/ft (ID2in - OD2in) ÷ 1029.4 = bbl/ft (8.682in - 52in) ÷ 1 029.4 = [(8.68in x 8.68 in) - (5 x 511 ÷ 1029.4 = 50.34in2 ÷ 1029.4 = 0.0489 bbl/ft Si usted tiene 9.850 pies de 5 " de Diámetro Exterior (OD), tubería de 19,5 libras por pie (ppf), dentro de un revestimiento de 8.68, ¿cuál sería la capacidad anular total? (8.682in - 52in) + 1029.4 = 0.0489 bbl/ft 0.0489bbl/ft x 9850ft = 482 bbl capacidad anular

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1029.4 ¿Dónde se Origina? Best In Class

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La ecuación de volumen para un cilindro de 1” que tienen 1 ft de altura es la siguiente: - π x r2in x 12in = pulgadas cúbicas (in3) - 3.1416 x (0.5in x 0.5in) x 12in = 9.4248 in3 - Puesto que nuestro volumen de agujero está en bbl / ft, necesitamos convertir este número en pies cúbicos, por lo cual: - 9.4248 in3 (12in x 12in x 12in) = 0.005454167 ft3 that’s the feet part! -

1 barril = 5.6146 pies cúbicos (medida estándar para un galón de 42 barriles)

- Por lo tanto, 0.005454167 ft3 (para un cilindro de 1in de altura) ÷ 5.6146ft3/bbl = 0.0009714256878 barriles por pies para un cilindro de 1 in x 1ft. -

Se trata de un número demasiado grande para recordar y utilizar, por lo que se usa el recíproco que es: 1 ÷ 0.0009714256878 = 1029.4

-

Ahora bien, si tomamos el OD2 pulgadas de un cilindro ÷ 1029.4 = volume (Si el cilindro es el interior de un tubular se deberían utilizar ID2 pulgadas)

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bbl/ft

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Presión = Fuerza ÷ Área Best In Class

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Ya definimos anteriormente en este capítulo la diferencia entre la Presión y la Fuerza. Entender la diferencia entre la Presión y la Fuerza es un concepto importante. Muchos trabajadores han resultado heridos por no tener cuidado alrededor de "bajas presiones". El uso de zapatos con raquetas de nieve le puede permitir caminar en la nieve profunda. Estos propagan el peso de una persona (fuerza) sobre un área mucho más grande que los zapatos normales. La presión puede ser mayor haciendo más pequeña el área que presiona la fuerza. Ejemplo 1: Un elefante pesa 16.500 libras se para en un área de un pie sobre el terreno? Primero la fórmula: presión = fuerza / área A continuación, incluimos las cifras: 16,500 ÷ 144 in2 = 115 psi

2

.

¿Cuál es la presión ejercida

Ejemplo 2 ¿Cuál es la presión ejercida por una niña con un peso de 120 libras que se para sobre un tacón “puntilla” con una superficie de 0.155 in 2? Primero la fórmula: presión = fuerza / área A continuación, incluimos las cifras: 120lb ÷ 0.155 in2 = 775 psi Por lo tanto, el elefante ejerce una fuerza mayor (porque es más pesado), pero el talón de la niña ejerce una presión mayor (debido a su área de presión menor). Si usted va a trabajar en un collarín, abrir una puerta con el viento que sopla o desconectar una manguera o chicksan, purgue TODA la presión. Una vez que abra esa puerta puede haber un elefante que la atraviesa.

Rev. 7 Chapter 1 - Pressure Basics

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Cálculo del Área Best In Class

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Área = Largo (L) x Ancho (W) - Si sus medidas son en pies y luego su respuesta será ft2 - Para convertir esto en pulgadas cuadrados, se multiplica por 144 para para obtener in2. - Si la medida es en pulgadas, entonces la respuesta será in2.

Ex. L= 10ft; W = 5 ft Área = 10ft x 5ft = 50 ft2 Área (in2) = x 144ft2 = 7200 in2


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Cálculo del Área Best In Class

-

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Área = π (pi) x r2 - Si sus medidas son en pies y luego su respuesta será ft2 - Para convertir esto en pulgadas cuadrados, se multiplica por 144 para para obtener in 2. - Si la medida es en pulgadas, entonces la respuesta será in 2.

- Hemos adaptado esta fórmula para facilitar su uso en el campo, ya que normalmente medimos los tubulares por su diámetro, no por su radio. Si tomamos π (3,14) y dividimos por 4, obtenemos 0,7854. Mi nueva fórmula, que facilita las cosas, es la siguiente: -

Área = D2in x 0.7854

Ej. El diámetro de este círculo es de 20 pulgadas; el área será;  Área = 202in x 0.7854  Área = (20 in x 20in) x 0.7854 = 324 in2


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Factor de flotabilidad Best In Class

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- "Flotabilidad es la fuerza hacia arriba sobre un objeto producido por el fluido que le rodea (es decir un fluido o un gas) en el que se sumerge completa o parcialmente. La magnitud de esta fuerza es igual al peso del fluido desplazado." Fuente: Wikipedia, la enciclopedia gratuita. - El peso de flote de la tubería depende de tres factores: el volumen de la tubería, la densidad del fluido y si la tubería tiene fluido en su interior. Entre mayor sea el volumen de la tubería y más alta sea la densidad del fluido, más fuerza de flote se sentirá. Si la flotabilidad de su tubería o revestimiento es superior a su peso, esta tenderá a flotar. - Cuando se corre una tubería abierta, o una carcasa con flote / zapata de auto llenado, etc. en la tubería del pozo, se hace más ligera que cuando se está en la superficie. Para calcular el peso de flote de la tubería se utiliza el factor de flotabilidad (BF) para el peso del lodo que se encuentra en el pozo. - BF = (65,4 ppg - de acero - MW ppg) ÷ 65,4 ppg - de acero - 65,4 es el peso de un galón de acero, por lo tanto a través del uso de esta fórmula se obtiene una relación del peso en suspensión libre de las tuberías en el fluido de perforación a su peso en el aire. - Peso de la tubería en el aire lb / ft x Longitud ft x BF = Peso de la tubería en el fluido lb / ft - Si hay un flotador en la sarta, la fuerza de empuje es mayor y el peso efectivo de la tubería es menor. La fórmula es: - Peso de Flote lb/ft = Peso en Aire lb / ft - (OD2in x 0.0408 x MW ppg) - Para conseguir la unidad de desplazamiento (bbl / pie) a una unidad de medida con la densidad del fluido (ppg) utilizamos 0,0408. Esta medida es un derivado de 42 gal / bbl ÷ 1029.4. ¿Cuánto pesaría 1 ft de tubería de 5" 19.5 lb / ft cuando lo colocamos en lodo de 9.6 pgg? (65.4 ppg - acero - 9.6ppg) ÷ 65.4 ppg - acero = 0.853 BF 19.5 lb / ft x 0.853 = 16.6 lb / ft peso de la tubería en el fluido Si hay un flotador en la sarta y no hay relleno, la fórmula sería: Peso de Flote lb/ft = Peso en Aire lb / ft - (OD2in x 0.0408 x MW ppg) Peso de Flote = 19.5lb/ft - ((5in x 5in) x 0.0408 x 9.6ppg] Peso de Flote = 9.7 lb/ft peso de la tubería en el fluido

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Fuerza = Presión X Área Best In Class

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- Ahora, con todo lo que hemos aprendido sobre el vaso comunicante, la hidrostática, la presión, la flotabilidad, la zona y la fuerza, pruebe lo siguiente: - El pozo está asegurado a un desviador. Ya corrimos y cementamos 1050 ' de revestimiento de 20 " 90 lb / ft. Se trajo a la superficie la lechada de cola de 14,0 ppg y desplazamos el tapón superior al flote con agua de 8,4 ppg. Después de golpear el tapón y purgar, ¿qué es lo que sucederá? Ánulo = 14,0 ppg x 0,052 x 1,010 m = 735 psi Revestimiento de 20 " = 8,4 ppg x 0.052 x 1.010 ft = 440 psi Diferencia = 735 psi - 440 psi = 295 psi La presión no se puede balancear ya que la válvula de flote está cerrada, por lo que el cemento tratará de subir (flotar) y sacar al revestimiento del orificio. -

202in x 0.7854 = 314 in2 314in2 x 295psi = 92,600 lbs de fuerza empujando hacia arriba

-

BF = (65.4ppg - acero - (14.0 ppg - 8.4 ppg)) ÷ 65.4 ppg - acero = 0.913 factor de flotabilidad

-

El peso del revestimiento que empuja hacia abajo es; 90 lb / ft x 1050 ft x 0.913 = 86,300 Ibs de fuerza hacia abajo

-

-

92,600lb - 86,300lb = 6,300 libras más liviano

- La fuerza hacia abajo (el peso de flote del revestimiento) es menor que la fuerza hacia arriba (diferencia de presión de la densidad del lodo x are de 20 " de revestimiento). Pensamiento crítico ¿Qué podemos hacer ahora? ¿Qué debemos hacer la próxima vez?

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Presión = Fuerza ÷ Área Best In Class

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Pensamiento crítico - ¿Qué podemos hacer justo ahora? - ¿Qué debemos hacer la próxima vez? Desplazar con un lodo más pesado.

Ánulo = 14.0 ppg x 0.052 x 1010 ft = 735 psi Revestimiento de 20" = 8.4 ppg x 0.052 x 1010 ft = 440 psi Diferencia = 735 - 440 = 295 psi 

202 in x 0.7854 =314 in2



314 in2 x 295psi = 92,600 lbs de fuerza empujando hacia arriba



El peso del revestimiento que empuja hacia abajo es; 90 lb / ft x 1050 ft x 0.913 = 86,300 lbs de fuerza hacia abajo 92,600 lb - 86,300 libras más ligero

lb

¿Cuánto MW? Fuerza ÷ Área = Presión 6,300 lb ÷ 314 in = 20 psi (20psi ÷ 0.052 ÷ 1010ft) + 8.4 ppg

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= 6,300

ppg

= 8.8

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Presión – Fuerza del Área Best In Class

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 Si nos fijamos en la tabla anterior para una bomba PZ11, veremos que la presión nominal de un revestidor (liner) de 7" y 6.5" es la misma para ambas calificaciones finales de fluidos. Cuando llegamos al revestidor de 6 " los niveles de presión son diferentes. Para el fluido de 5.000 psi la presión máxima a la cual usted se debe limitar es de 5.000 psi. (Nunca exceda un nivel de presión) El mismo tamaño de revestidor con un fluido del nivel de 7.500 psi se puede llevar a 5,314 psi. ¿Cuál es el límite absoluto? -

62in x 0.7854 = 28.27in2 x 5,314 psi = 150,250 libras fuerza contra el extremo del engranaje de la bomba. Si tratamos de superar este límite, se puede dañar el cojinete principal de la bomba.

 Por lo tanto, en la tabla anterior estamos limitados por los niveles de presión del fluido de la bomba para los tamaños de revestidores de 6” y más pequeños. Asimismo, nos encontrados limitados en tamaño y potencia para los tamaños de revestidores por encima de 6". Es importante entender que si se perfora con revestidores más grandes, no exceder los niveles de la bomba. Usted puede forzar el revestidor de 7 " a 4.000 psi sin dañar el revestidor, pero usted va a estar excediendo el límite de potencia en el extremo del engranaje y va a dañar los rodamientos de impulso principal.   Tener una buena comprensión de cómo funciona la Presión X Área = Fuerza es útil en sus operaciones diarias es una herramienta crítica en nuestra visión de ser Best in Class, los Mejores de la Clase.

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Capítulo 2: Detección & Cierre (Shut – In) Best In Class

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* Desbalance - Pág. 3 * Sistema de Circulación - Pág. 4 * Indicadores Positivos - Pág. 5 * Indicadores y Dispositivos de Fluidos - “Flow – Show” – Muestra de Fluidos - Pág. 6 - Sensores de Fosa - Pág. 7 – 8 - Tanque de rellenar - Pág. 9 - Huellas de Identificación - Pág. 10 * Signos de Advertencia a lo largo del Orificio - Pág. 11 - Cambio de ROP - Llenado del Orificio * Signos de Advertencia en la Superficie - Pág. 12 - Lodo de Corte a Gas - Cortes - Temperatura - Cloros - Pérdida de Circulación * Razón para el Influjo - Pág. 13 – 18 - Condiciones de Desbalance - Pág. 13 - Llenado adecuado del orificio - Pág. 14 - Hoja de Corrida (Trip Sheet) - Pág. 15 - 16 - Fluido de Densidad Ligera - Pág. 17 – 18 * Consecuencias - Pág. 19 - Tamaño de la Patada - Pág. 20 – 21 - Eficiencia del Separador - Pág. 22 - Vaso Comunicante - Pág. 23 * Chequeo del Flujo - Pág. 24 – 25 * Hinchamiento - Pág. 26 – 28 * Cierre (Shut – in) Quién es responsable - Pág. 29 * Cierre (Shut – in) en Duro – Pág. 30.

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Capítulo 2: Detección & Cierre

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Desbalance Best In Class

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Un influjo o "patada" (kick) es un flujo inesperado y no deseado de fluido de formación en el pozo durante la perforación, la corrida o mientras se esté fuera del pozo.

La Condición Principal que provoca una Patada: LA PRESIÓN EN EL ORIFICIO DEL POZO SE HACE MENOR QUE LA PRESIÓN EN LA FORMACIÓN (Por debajo del balance)  La primera línea de la prevención en el Control de pozos es el Ingeniero de Perforación. Un pozo bien diseñado, y con un esquema de pesos de lodo sobre la base de informaciones válidas, previene la mayoría de los incidentes de Control que se deban a una perforación en presiones inesperadas. El diseño también se asegura que se pueda cerrar el pozo sin que llegue a la superficie.  Durante la perforación y la corrida, el Administrador del Sitio de Perforación, el Ingeniero de Lodos, el Supervisor de Operaciones, el perforador y Operador de la Torre son responsables de mantener las propiedades del lodo. Con la mayoría de equipos actuales, que poseen sistemas digitales de vigilancia, el Perforador ya no es el único responsable del monitoreo del fluido adentro y afuera del pozo.  Sin embargo, el único puesto de trabajo que debe estar en la plataforma de perforación 24 horas del día es el Perforador. El Perforador debe ser la primera persona en darse cuenta y responder ante un influjo o patada (kick).

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Sistema de Circulación Best In Class

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 El primer componente de la detección de una patada consiste en el sistema de circulación. El sistema de circulación consiste en un punto de partida, la fosa o tanque de lodo, donde se almacena el fluido de perforación. La mezcla se lleva a cabo en la tolva de lodo mezclado; de allí el fluido es forzado a través de bombas hasta la rótula y hacia abajo por la tubería de perforación, para llegar a salir por la broca (bonete) de perforación. A partir de ahí, el fluido circula alrededor de la broca, recogiendo escombros y recortes de perforación, para circularlos de vuelta hacia arriba por el orificio, moviéndose entre la tubería de perforación y las paredes del pozo (ánulo). Una vez que alcanza la superficie, el fluido de perforación se filtra con el fin de recuperar los fluidos reutilizables y luego se regresa al punto de partida, los tanques de lodo. Esto forma nuestro sistema de circuito cerrado de circulación.

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Indicadores Positivos Best In Class

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 Indicador positivo - Aumento en el flujo – Detenga las bombas y revise el flujo - Incrementar en el volumen del pozo– Detenga las bombas y revise el flujo - El desplazamiento calculado no coincide con el desplazamiento real de la hoja de corrida – Detenga la corrida y revise el flujo. - El pozo tiene influjo con las bombas apagadas - Cierre del pozo (Shut in)  Revise el flujo en las conexiones - Recuerde, si las bombas se apagan usted habrá perdido su ECD. Hay otra condición que causa que el pozo tenga influjo con las bombas apagadas; esto es causado por estar "fuera de balance". Una condición de desbalance se da cuando uno de los lados del vaso comunicante tiene una hidrostática más alta y los fluidos se están balanceando, que como vimos crearía un flujo. Sin embargo, se recomienda CERRAR EL POZO (Shut in) hasta que se determine el flujo no es causado por desbalance.

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Flow Show Best In Class

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 El sensor de flujo (Floshow) se utiliza para medir el retorno de fluido de perforación del pozo, midiendo el porcentaje de movimiento de la paleta (paddle) en la línea de flujo. El sensor se utiliza como un indicador de tendencia para los problemas de perforación, tales como las pérdidas de circulación o las patadas (kicks).  Entender el flujo de retorno es un arte. Muchas cosas pueden causar que el Floshow indique un flujo de retorno incorrecto: - La paleta no se mueve libremente - Los cortes se acumulan debajo de la paleta - Corte del lodo por gas - Cambio en las propiedades del fluido - Problemas eléctricos  Sigue siendo la mejor herramienta que tenemos para el monitoreo del fluido que retorna del pozo. Debe mantenerse en buen estado y se lo debe vigilar de cerca.   Estamos buscando un "cambio". Si el nivel de la bomba no ha cambiado, pero la tasa de retorno ha cambiado, entonces algo está pasando en el sistema de circulación. Esta herramienta es su PRIMER indicador de una patada. Si el pozo fluye sin que se evidencia un aumento del flujo, entonces LA GANANCIA DEL POZO ES SU SEGUNDO lNDlCADOR DE UNA PATADA.  Detenga y Verifique el Flujo

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Flow Show Best In Class

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 Durante las operaciones normales, hay algunos aspectos que nos pueden llevar a perder el volumen de nuestro sistema: - El fluido reemplaza la roca que circulamos hacia afuera - El equipo de control de sólidos eyecta fluido - Fugas en la superficie - Las fugas a los pozos o tanques de almacenamiento que n se encuentran en el sistema activo - Llenado de las tuberías de superficie cuando se arrancan las bombas - Circulación perdida – ya sea parcial o total - Hinchamiento (ballooning)  Durante las operaciones normales, hay algunos aspectos que nos pueden llevar a ganar volumen en nuestro sistema: - La adición de agua o de productos químicos en los pozos o en el piso de la torre de perforación - Transferencia desde pozos o tanques de almacenamiento que n ose encuentran en nuestro sistema activo - El agua lluvia, si los pozos no están cubiertos - Drenaje al parar las bombas - Hinchamiento (ballooning) - Influjo desde la formación Lo que es importante observar es un aumento en la fosa de lodo que se deba a la entrada al pozo de fluido de formación LA GANANCIA DEL POZO ES SU SEGUNDO lNDlCADOR DE UNA PATADA.

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Sensores en el Pozo Best In Class

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Hay dos tipos de sensores de nivel de pozo actualmente en uso.  En primer lugar, sondas ultrasónicas que miden la distancia desde el cabezal del sensor hasta el nivel del fluido por medio de un pulso ultrasónico de rebote o eco. Un micro-controlador elimina los ecos falsos, por ejemplo, aquellos producidos por una superficie turbulenta, el ruido o el vapor excesivo.  La segunda es la conocida sonda flotante de acero inoxidable. Estas pueden funcionar en temperaturas extremas o donde los vapores puedan causar hacer que fallen los sensores de ultrasonido. Las sondas flotantes de acero inoxidable pueden quedar recubiertas de fluido de perforación seco, material de circulación perdido, etc. y en consecuencia no moverse libremente, haciendo que se dé una señal falsa. Si se coloca cerca de una salida de descarga en el sistema, la boya va a rebotar e manera considerable y posiblemente perder la señal.

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Tanque de rellenar Best In Class

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 Estándar Global de Oxy (Oxy Global Standard) - Tanque de relleno - un tanque pequeño (20 a 30 de barriles) diseñado para medir con precisión la cantidad de fluido necesario para reemplazar el volumen de acero retirado del pozo cuando se retiran los tubulares del pozo. El tanque de rellenar también se utiliza para medir el volumen de fluido desplazado desde el pozo durante la corrida de los tubulares en el pozo.  Cada equipo está equipado con un tanque de rellenar. El tanque de rellanar y la Hoja de Corrida se utilizan para medir el fluido requerido para llenar el agujero durante todas operaciones de corrida. El tanque de rellenar se utiliza en modo de circulación continua, no a intervalos prescritos.  Otros usos del tanque rellenar incluyen la medición de fluidos de perforación o del volumen de agua que entra al ánulo cuando se pierde el retorno, el seguimiento del agujero, mientras que se elabora un trabajo de adquisición de registros o de cementación, la calibración de las bombas de fluidos de perforación, etc. El tanque de rellenar también se utiliza para medir el volumen del fluido de perforación que se ha purgado del pozo o que se bombea al mismo a medida que se inserta la tubería en el pozo o se retira del mismo.

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Huellas de Identificación Best In Class

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 Cada vez que detenemos el bombeo, habrá un volumen de lodo que continúa fluyendo de nuevo a los depósitos. Este flujo lo causa el fluido que se encuentra a un nivel superior en el sistema que el nivel en el pozo de lodo de donde se está drenando. Este volumen será diferente para cada torre de perforación en función de la distancia y la altura de la línea de flujo de los pozos de lodo. Los equipos con impulsores superiores también deben tener en cuenta la altura de la tubería de perforación por encima del piso de perforación.  En la plataforma de perforación, este volumen debe ser conocido y estar documentado. La comparación de este volumen con el flujo de retorno en cada conexión es lo que llamamos huellas de identificación.   Se deben hacer revisiones del flujo en el rotor o en el tanque de rellenar (si el tanque de rellenar se ubica cerca de la línea de flujo), con el fin de evitar la espera de este flujo de retorno.

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Signos de Advertencia a lo largo del Orificio Best In Class

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Existen señales de alerta de que la presión de la formación pueda estar cambiando. Estas señales de advertencia deben ser monitoreadas y se debe establecer una vigilancia cercana sobre el flujo de retorno y el volumen del pozo. Se debe revisar el flujo de cada conexión. Ruptura en la Perforación - Una ruptura en la perforación debe ser un cambio significativo en la tasa de penetración (Rate of Penetration - ROP). Esto podría ser simplemente un cambio en la roca que hace que se cambie la tasa de penetración (Rate of Penetration - ROP) debido a la estructura de corte de la broca (bonete). Podría ser que usted ha perforado a través de una estructura de sellado y que está entrando a en una formación de alta permeabilidad. Detener y verificar el flujo. Póngase en contacto con el administrador de operaciones y el Gerente del Sitio de Perforación. El llenado de orificios en exceso en las conexiones o corridas – a este proceso se lo denomina desprendimiento (sloughing). Podría ser la naturaleza de la roca que se está perforando, o podría ser una pizarra geopresurizada que está sintiendo la pérdida de la ECD. A medida que se igualan las presiones hidrostática y de formación, el agujero tiene más tendencia a desprenderse o caer hacia dentro. Se debe aumentar la densidad del fluido. Tenga cuidado con la tubería pegajosa. Notifique el hecho al administrador de operaciones y al Gerente del Sitio de Perforación.

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Signos de Advertencia en la Superficie Best In Class

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 Incremento en el gas de fondo o en el lodo de corte por gas. Esto se puede deber a la perforación de una formación de alta porosidad, pero de poca permeabilidad. La única manera de detener el gas es detener la perforación. Se puede crear un aumento temporal mediante la perforación de carbón o de pizarras, y las unidades de gas bajan cuando circulan hacia afuera. El aumento de la densidad del fluido no reduce los gases. El lodo de corte por gas no reduce la presión hidrostática de manera significativa; sin embargo, la re - circulación de lodo de corte por gas puede conducir a desbalance. Se debe ejecutar el desgasificador de vacío. Póngase en contacto con el administrador de operaciones y el Gerente del Sitio de Perforación para temas relacionados con el nivel normal y la tasa de penetración para cada campo.

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Signos de Advertencia en la Superficie Best In Class

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 Gas de Conexión y / o Gas de corrida - Esto se debe a una pérdida por sobre - balanceo al perder el ECD. Esto podría conducir a un incidente de control si la permeabilidad de la formación es alta. Usted debe considerar un aumento de la densidad de fluido antes de continuar con la perforación. Póngase en contacto con el administrador de operaciones y el Gerente del Sitio de Perforación para temas relacionados con los niveles máximos para detener la perforación y circular. Haga un seguimiento de los golpes del fondo hacia arriba factibles de identificarse como conexión de gas.  Aumento de la temperatura de fluidos, aumento de cloruros - Estos son los signos que se ven en las zarandas y que podrían indicar un cambio de formación o, una señal de que estamos perforando en un entorno de aumento de la presión. Estos signos no se van a ver hasta que se alcance la superficie y no se deben utilizar como indicadores de una patada. Póngase en contacto con el administrador de operaciones y el Gerente del Sitio de Perforación.  Tamaño de corte, la forma del corte Estos son los signos que se ven en las zarandas y que podrían indicar un cambio de formación o, una señal de que estamos perforando en un entorno de aumento de la presión. También son muy dependientes de la estructura de corte de la broca. Este puede ser un indicador de desprendimiento (sloughing) debido al hecho de que la hidrostática es menor que la presión de los poros, y los cortes se desprenden del pozo de manera más fácil. Estos signos no se verán hasta que se alcance la superficie. Póngase en contacto con el administrador de operaciones y el Gerente del Sitio de Perforación.  Pérdida de circulación – la pérdida parcial de circulación no es un problema de control de pozos, siempre y cuando usted se mantenga compensando por el volumen perdido. Si las pérdidas son muy graves y usted no pueda mantener el pozo lleno, esto le puede conducir a un problema de control de pozos. Esta situación se tratará en el capítulo 7. Póngase en contacto con el administrador de operaciones y el Gerente del Sitio de Perforación.

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Condiciones por Debajo del Balance Best In Class

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 Las estadísticas industriales demuestran que las incidencias más comunes que llevan a una condición de bajo balance son las siguientes: - Despresurización – Inicio de Flujo (Swabbing) - El mayor porcentaje de patadas ocurren durante la corrida. - Llenado impropio del Orificio – También durante la corrida. - Peso del Fluido muy bajo – Plan de Pozos con diseño o ejecución insuficientes. - Perforación en una presión anormal inesperada de los poros – Información Insuficiente. - Pérdida de circulación, posiblemente inevitable, pero debe ser manejable.   Cuando el pozo se encuentre en condiciones por debajo del balance, el fluido de formación o el gas de formación pueden entrar en el pozo. La tasa de influjo depende de la permeabilidad de la formación. Una mayor permeabilidad causará una patada de un volumen mayor. Ya que no tenemos conocimiento de la permeabilidad de la formación, es importante detectar y cerrar el pozo con rapidez para evitar patadas de grandes volúmenes. Más adelante en este capítulo vamos a ver las consecuencias de una patada más grande.  Una vez que el pozo se cierra, tenemos que obtener una verdadera comprensión de la cantidad por la cual estamos por debajo del balance. Para ello tenemos que permitir que se balancee la presión en la formación con la presión hidrostática en el pozo.  Si registramos la presión en la superficie antes de que se haya estabilizado el pozo, podemos empezar a circular una BHP constante a una tasa menor que la presión de formación. Si esperamos demasiado, entonces va a migrar una patada de gas y el aumento de la presión que vamos a ver nos puede hacer empezar a circular la una BHP constante superior a la necesaria. Su mejor herramienta es aquella de registrar la presión con frecuencia, durante el cierre y ver si se puede trazar la verdadera presión estabilizada.

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Llenado apropiado del Orificio Best In Class

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 Un llenado y despresurización incorrectos son las causas más comunes del desbalance.  La tubería puede salir ajustada sin despresurización alguna, y también puede ocurrir una despresurización sin una tracción alta. No dependa del indicador de peso. Usar una Hoja de Corrida es hacer lo que es correcto. Usar una hoja de viaje es lo que hay que hacer.   El cálculo apropiado del desplazamiento, así como la verificación del mismo en relación con el volumen de desplazamiento real que se ha bombeado, es la mejor herramienta para identificar la despresurización. Si se retiran 5 stds de tubería del pozo, los cuales equivalen a 3 barriles de volumen de acero, y el llenado del tanque es de sólo 2,5 barriles, entonces ½ barriles de fluidos se han despresurizado hacia el ánulo. ¿Este fluido provenía de la tubería de perforación, o de la formación? Suponer lo que no es correcto puede acarrear problemas.

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Formato de Hoja de Corrida de Occidental Best In Class

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Fecha:

Plataforma:

Perforador:

OD De la tubería: ________ in

ID: De la tubería: ________ in

OD HWDP in

ID HWDP:

ID DC:

OD DC:

Total DP: # Stds

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in

bbl Calc. Desp. (Húm / Seco)

BHA Total: Desp. Real

DSM:

Desp.:

bbl / ft

Longitud Total ______ ft

in

Desp.:

bbl / ft


in

Desp.:

bbl / ft


bbl Diferencia +/-

Total bbl Sarta de Perforación Inicio Final Observado Observado


Volumen bbl De pozo bombeado Llenado Revisiones del Tanque de flujo

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Hoja de corrida de Occidental Best In Class

# Stds

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Calc. Desp. (Húm / Seco)

Desp. Real

Diferencia +/-

Inicio Observado

Final Observado


Llenado del Tanque

Revisiones de flujo

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Balanceo de Lodos Best In Class

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 Muchas cosas pueden causar que la densidad del fluido sea demasiado baja para como para perder el balance de la presión de formación. Las causas pueden ir desde mala información de planeación hasta una ineficiente ejecución. Si la presión de poro y el peso del lodo del esquema son precisos, algunos aspectos relacionados con el funcionamiento que se deben revisar son: - Perforación más rápido de lo planeado puede “crear más peso”. - las Transferencias accidentales de fluido transferencias, tales como la apertura de la válvula equivocada o el olvido de cerrar la válvula apropiada en los pozos. - Agregar demasiada agua, u olvidarse de monitorear la cantidad de agua que se ha añadido. - Agregar agua demasiado durante la corrida ó el registro (limpieza de la tubería de perforación / cable) – Este es probablemente uno de los problemas más comunes. Recuerde que, al circular a través del tanque de rellenar, el volumen del sistema es mucho más pequeño y una pequeña adición de agua puede reducir la densidad del fluido en la parte superior del orificio del pozo. - Fugas en las válvulas. - Una deficiente Reología del fluido que permite que la barita se salga del sistema. - Lodo de Corte por gas que se recircula - ejecutar el desgasificador de vacío. - No comprobar el peso del lodo con precisión – Haga que el ingeniero de lodos se asegure de que todo el personal esté capacitado y que la escala de lodo se calibre con regularidad. Mantenga una revisión de lodos precisa y frecuente

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Balanceo de Lodos Best In Class

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Calibración 1. Remueva la tapa de la copa y llene la copa en su totalidad con agua pura ó destilada. 2. Reemplace la tapa; limpie y seque. 3. Reemplace el brazo de balance en la base, con el borde afilado apoyándose sobre el aparejo de fondo (fulcrum). 4. La burbuja de nivel debe estar centrada cuando la corredera se encuenta a 8.33 lb / gal. Si no es así, ajústese utilizando el tornillo de calibración al final del brazo de balanceo. Algunos balances no tienen tornillos de calibración y deben tener un disparo de plomo adicionado ó removido a través de la tapa de calibración. Procedimiento 1. Remueva la tapa de la copa y llene la copa en su totalidad con el lodo que se va a evaluar. 2. Reemplace la tapa y rótela hasta que siente de manera firme, asegurándose de que se expluse algo de lodo a través del agujero de la tapa. 3. Enjuague y retire el lodo de la parte exterior de la copa, y séquela. 4. Reemplace el brazo de balance en la base, con el borde afilado apoyándose sobre el aparejo de fondo (fulcrum). 5. Mueva la corredera hasta que el brazo graduado se encuentre a nivel, como se indica en el vial de nivelado sobre el rayo. 6. En el borde de la corredera que se encuentra más cercano a la copa, lea la densidad o el peso del lodo. 7. Haga el reporte de la división de la escala más cercana, ya sea en lb / gal, lb / ft3, psi / 1.000 ft de profundidad, o Gravedad Específica (Specific Gravity – SG).

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Consecuencias Best In Class

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 Existen herramientas que podemos utilizar para mitigar la posibilidad de recibir una patada (kick), o reducir la severidad del golpe una vez se tenga la patada. La herramienta más importante es el reconocimiento rápido y el cierre rápido. Cuanto más tiempo se tarde en identificar una patada y efectuar el cierre, mayor será la dificultad de controlar la patada.}  Una patada más grande crea mayores presiones en el ánulo. A medida que circula una patada por el espacio anular, la presión del revestimiento de superficie se incrementa debido a la expansión del gas y la pérdida de presión hidrostática. Mientras que el gas esté en la sección de pozo abierto, por debajo de la zapata, el aumento de la presión del revestimiento de la superficie se hace sentir también en la zapata. Las patadas más aumentan la posibilidad de pérdida de circulación (vaso comunicante roto).   En el siguiente ejemplo vamos a ver que una patada de volumen mayor en el fondo hace una gran diferencia en la superficie. Parte de nuestra planificación y tolerancia deben recurrir a este volumen en la superficie y la capacidad de los separadores de lodo / gas para manejar la tasa de flujo de gas. Ejemplo:  Una patada de gas de 5 bbl en agujero de 8 ½ " agujero a 10.000 ft durante la perforación con un fluido de 9,6 ppg le daría una diferencia de 40 psi entre la hidrostática de la tubería de perforación y la hidrostática del ánulo y se ampliará a 1.800 barriles en la superficie. - P1 = 5,300 psi - V1 = 5 bbl - P2 = 14.7 psi presión atmosférica - V2 = (5,300psi x 5bbl) ÷ 14.7psi = 1,803 bbl  Una patada de gas de 15 bbl en un orificio de 8 1/2" a 10.000 ft durante la perforación con un fluido de 9,6 ppg nos daría una diferencia de 120 psi entre la hidrostática de la tubería de perforación y la hidrostática del ánulo, pero se ampliará a 5.400 barriles en la superficie. - P1 = 5,300 psi - V1 = 15bbl - P2 = 14.7 psi presión atmosférica - V2 = (5,300psi x 15bbl) ÷ 14.7psi = 5,408 bbl Véase el ejemplo en las páginas siguientes

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Hoja de Cálculo de los Vasos Comunicantes Best In Class

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Hoja de Cálculo de los Vasos Comunicantes Best In Class

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Verificación del flujo Best In Class

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Definir el tamaño del separador de lodo / gas (Mud / Gas Separator MGS) para el pozo que se está perforando, así como decidir la tasa de bombeo a la cual usted decide matar el pozo, son factores críticos. Una mala planificación y una deficiente ejecución pueden ser desastrosas. * Circular el gas hacia afuera más rápido de lo que puede manejar el MGS, la instalación de las válvulas en los lugares inapropiados, pliegues y giros en la línea de ventilación, etc. pueden llevar a una situación como la de la imagen de abajo. * Vamos a discutir el diseño y funcionamiento de un separador de lodo / gas (Mud / Gas Separator - MGS) con más detalle en el capítulo 5.

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Chapter 2 – Detection & Shut In

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Vasos Comunicantes Rotos Best In Class

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La Teoría de los vasos comunicantes rotos se basa en que ambos lados son contenedores conectados en el fondo. Si la tubería del taladro tiene un agujero, o si el anular es débil, la capacidad convencional para controlar la BHP se pierde. Normalmente controlaríamos la BHP abriendo o cerrando el estrangulador para liberar contrapresión o para aplicar contrapresión. Si los vasos comunicantes están rotos, nuestra capacidad para controlar la presión solamente funcionará hasta ese punto.

Ejemplo, si cerramos el estrangulador para restringir el flujo y ponemos 100 psi adicionales de contrapresión en el pozo, las 100 dpi se perderían en la formación débil y la formación que está fluyendo no vería esa presión aplicada.

Si el influjo es líquido, o si se encuentra por encima del punto débil, podemos mantener control parcial. Si el influjo es un influjo de gas en expansión y se encuentra por debajo de nuestro punto débil, hemos perdido la capacidad para controlar la expansión del gas y cualquier intento en un Método de Presión de Fondo de Pozo Constante se vería comprometido.

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Verificación del flujo Best In Class

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 Como mencionamos anteriormente, hay varias razones que podrían causar que fluya el gas con las bombas apagadas; las tres principales son: - Vaso comunicante desbalanceado - Hinchamiento o Fractura por carga - ¡Hay una patada en el pozo!  Una vez más, se recomienda CERRAR EL POZO hasta que se determine que el flujo no ha sido causado por desbalance.

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Balloning Best In Class

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Sarta de Trabajo Presión en la Superficie Fricción = O psi + Hidrostática = BHP Peos del Fluido = 9.6 - ppg Grad. Del Fluido. = 0.5 – psi / ft TVD = 8,000 ft MD = 8,000 ft TVD de la Zapata = ft Ann. Cap. = -0.05 – bbl/ft SlDPP = psi Ganancia del Pozo = bbl Si bombeamos un tapón de líquidos (slug) de 10 bbl a 11 ppg y apagamos las bombas, la densidad más pesada del tapón de líquido cae. Esto causará flujo desde el ánulo hasta que la hidrostática en la tubería de perforación se balancee con la hidrostática en el ánulo. Se puede estimar la cantidad de flujo que se produce. No podemos saber hasta qué punto habrá caído el tapón de líquidos (slug) ni dónde se encuentra en la tubería, pero sabemos que dejará de caer cuando la tubería de perforación hidrostática sea igual a 3994 psi.

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Balloning Best In Class

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 La mayoría de las formaciones que perforamos contienen cierta cantidad de fracturas en la roca. Durante la perforación, estas fracturas se llenarán de nuestro fluido de perforación y van contener la presión que ejerce el líquido.  En algunos de nuestros campos maduros con yacimientos agotados, hemos reducido la resistencia a la fractura bajando la presión de poro dentro de esa formación. A medida que perforamos pasando esa formación, podemos crear fracturas más grandes que las previamente existentes y "guardar" nuestros fluidos de perforación durante la perforación. Esta es una de las causas de la pérdida de líquido en los pozos que ya hemos identificado anteriormente.  Durante la perforación, la presión en cualquier punto en el pozo es la hidrostática a ese punto, además de la pérdida por fricción anular (AFL), desde ese punto hasta la superficie. Cuando cerramos las bombas se pierde la AFL. El líquido almacenado en este tipo de fracturas puede filtrarse de nuevo en el pozo hasta que se estabiliza a la presión hidrostática. Este flujo de vuelta parecerá en la superficie como si el pozo tuviera flujo.  Si las fracturas se producen en una formación con hidrocarburos, el líquido que regresa al pozo puede transportar pequeñas cantidades de gas. En la superficie, estas altas lecturas de gas pueden hacer que usted aumente el peso del lodo. Esto solamente causará una mayor fractura y más gas. Entender el proceso de perforación, y no reaccionar a los parámetros individuales, es uno de los propósitos de este manual.

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Indicaciones de Hinchamiento Best In Class

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 Para considerar que el flujo de retorno ha sido causado por el Hinchamiento (ballooning), se debe tener en primer lugar pérdida de fluido. Si el pozo no ha estado recibiendo fluido, todo flujo de retorno se lo deberá considerar como una patada. Hacer seguimiento de la pérdida de fluido es muy importante y cualquier pérdida accidental de lodo se debe reportar. Es crítica la comunicación entre el ingeniero de lodos, el operario de la bomba, los agitadores y los perforadores.   El flujo de retorno causado por el hinchamiento se ralentizará a medida que continúa el flujo. Permitiendo un exceso de flujo de retorno para luego descubrir que no era hinchamiento significa que usted enfrenta una patada de dimensiones mayores. Se debe hacer una medición precisa en el tanque de llenado. Se debe establecer un límite entre la DSM y el equipo de la plataforma, y dicho límite no se debe exceder.  En caso de duda, cierre el pozo y verifique el flujo con la ayuda de los manómetros. Si la presión de cierre supera la AFL, esto se debe considerar como una patada. Si la presión de cierre es inferior a la AFL, purgue de 1/2 a 1 barril y la vuelva a revisar la presión. Si la presión disminuye y se estabiliza, esto podría ser un hinchamiento. Si la presión baja y sube de nuevo, se la deberá considerar una patada.  Cuando el agujero comience un proceso de hinchamiento, la elaboración de un diagrama de flujo puede ayudarle a establecer una tendencia. Si el flujo de retorno se encuentra por encima de la norma, cierre el pozo de inmediato y verifique las presiones. Esto a veces se denomina "huella de identificación".

La mayoría de las empresas de Mud Logging tienen la capacidad de generar este tipo de diagrama en "tiempo real", con cada conexión superpuesta con las conexiones anteriores, con el fin de establecer una tendencia.

Rev. 7 Chapter 2 – Detection & Shut In

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Influjo vs. Hinchamiento Best In Class

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Cierre Best In Class



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En cualquier momento en que el perforador vea cualquier indicación de que un influjo (manifestación) está ocurriendo, debe detener la operación y cerrar el pozo. No debe esperar por confirmación de parte de otras personas, sino aceptar la responsabilidad de cerrar el pozo. Dejar de cerrar el pozo cuando el perforador cree que el pozo se encuentra desbalanceado y “pateando” debe investigarse y corregirse mediante entrenamiento.

API RP 59 define el proceso de cierre como se muestra a continuación: 

4.9 PROCEDIMIENTOS DE CIERRE Cuando se detecta una manifestación debe cerrarse el pozo tan pronto como sea posible, para minimizar el volumen del influjo. Hay dos opciones de procedimientos de cierre, el cierre suave y el cierre duro. El cierre duro minimiza el volumen del influjo, es menos complicado, puede llevarlo a cabo una persona que trabaje en el piso de la torre y se lleva a cabo usualmente más rápido que el procedimiento de cierre suave.



Durante la perforación, el estrangulador debe estar en posición cerrada, la válvula hidráulica del BOP (HCR) debe estar en posición cerrada, todas las válvulas en el camino directo desde el (HCR) al separador de gas/ lodo deben estar abiertas y todas las demás válvulas en el múltiple del estrangulador deben estar cerradas.



Al cerrar: - Abra el HCR - Cierre el Anular - (Opcional) Cierre una válvula manual aguas abajo del estrangulador

El Capítulo 7 tiene una lista detallada de los procedimientos de cierre para diferentes operaciones

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Cierre Duro Best In Class

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 Occidental práctica el Cierre Duro (Hard Shut – in) tal como se define en la API RP 59 - 4.9.2. Esta formación se debe revisar y confirmar cada hora. Alinenación del BOP  Durante la perforación las válvulas de control BOP (Válvulas de 4 vías) en el acumulador deberá estar en la posición abierta.  La válvula del HCR debe estar en la posición cerrada.  La válvula manual de la línea de matar el pozo deberá estar en posición cerrada. Alineación del Múltiple de Estrangulamiento (Choke Manifold)  Se abren todas las válvulas en el camino del BOP al separador de lodo / gas.  Se abren todas las válvulas de los grabadores / sensores de presión.  Se cierra el estrangulamiento (choke) hidráulico. Si el estrangulador hidráulico (choke) no es un cierre positivo, o si las válvulas posteriores registran un nivel de presión más bajo, la válvula antes del estrangulamiento (choke) deberá estar en posición cerrada.  Se deben cerrar el resto de válvulas del múltiple.

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Capítulo 3: el Método del Perforador Best In Class

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Capítulo 3: Método del Perforador (Driller’s Method) * Presupuestos – Pág. 3 * El Método del Perforador – Pág. 4 - Hoja de Kill – Pág. 5 – 8 - Fluido para Matar el Peso – Pág. 9 – 10 - Tiempo de demora (Lag Time) – Pág. 11 - 12 * Secuencia – Pág. 13 – 27 - Curva de Presión del Revestimiento – Pág. 23 - Operación de Estrangulamiento – Pág. 24 * Procedimiento del Método del Perforador – Pág. 28

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Chapter 3 – Drillers Method

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Supuestos sobre el Control de Pozos Best In Class

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 Una vez que el influjo ha sido debidamente detectado y contenido, necesitamos eliminar dicho influjo. Todos los métodos que vamos a discutir, que son métodos de Presión Constante de Fondo de Pozo, tienen algunas cosas en común y están diseñados con algunos supuestos. - En un fluido de perforación a base de agua, si la densidad del influjo es menor que el peso del lodo (casi siempre) la patada migrará. - Una patada de agua en el lodo de perforación va a mezclar el fluido y eventualmente dejará de migrar a medida que se convierte en un "punto ligero" en su sistema. Una patada de petróleo va a continuar migrando debido a su menor densidad, pero no puede causar aumento de presión en la superficie del revestimiento ni aumento a nivel de pozo ya que puede que no trate de expandirse en función de la relación gas / petróleo. - Si el influjo es de gas en un lodo a base de agua, su velocidad de migración dependerá de la reología del lodo, la geometría del pozo, el tamaño del influjo y la inclinación del pozo. Se deben expandir cada vez que permitimos que se purgue el lodo del pozo. - La migración de gas y la expansión no son lo mismo. Sin una clara comprensión de que estos dos comportamientos son diferentes, usted puede cometer un grave error en el control del pozo. Véase el capítulo 4 - Comportamiento del influjo. Supuestos - Nosotros enseñamos estos métodos con la patada en la parte inferior como un flujo único. - En verdad, la patada puede venir de cualquier formación expuesta. Puede ser una combinación de aceite, agua y / o gas y se su salida puede ser "encadenada " en muchas secciones pequeñas. - Suponemos que el Vaso comunicante no está roto. - Con frecuencia podemos tener vasos comunicantes rotos en los campos de desarrollo maduro. - Suponemos que usted está haciendo uso de un estrangulador (choke) con accionamiento hidráulico y que no hay comunicación directa entre el operador de la bomba y el operador del estrangulador. - Si estos dos supuestos no aplican en su operación, su probabilidad con éxito la presión de fondo de pozo se verá seriamente comprometida. - Suponemos que usted está haciendo circular a través de un separador de lodo / gas que se encuentra en funcionamiento y que está debidamente asegurado. - Si su operación no tiene un separador de lodo / gas del tamaño adecuado que esté funcionando de manera eficiente, entonces usted no estará operando de manera segura.

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El Método del Perforador Best In Class

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 El Método del Perforador el método de Presión Constante de Fondo de Pozo (Constant Bottom Hole Pressure - CBHP) método.  Se trata de un mínimo de dos circulaciones. Una circulación con el Peso del Lodo Original (Original Mud Weight - OMW) para limpiar la entrada del pozo, sin permitir más influjo. Cuando se confirma que el pozo se encuentra limpio, la siguiente circulación es la del Lodo de Matar el Pozo (Kill Weight Mud - KWM) que sobrebalancea el pozo de manera ligera.  El Método del Perforador no requiere bajas velocidades de la bomba, cálculo delos esquemas de bombeo ni complejas hojas de Kill (matar el pozo) para diferentes trayectorias del pozo o configuraciones de la sarta de perforación.  Una vez se ha estabilizado la presión, podemos empezar a circular el pozo de inmediato. Esto evita la acumulación de presión debido a la migración de gas.  Mediante el control de los manómetros en superficie y la comprensión del Vaso comunicante, podemos controlar a BHP en todo momento manteniendo la presión constante de la superficie en el lado del pozo, donde el peso del lodo es constante.  La hoja de matar el pozo de Oxy ha sido diseñada como una guía para la secuencia de eventos que ocurren durante el Método del Perforador y una confirmación de que se está utilizando el calibre correcto. La hoja de Matar el Pozo no calcula el valor de presión que debe ver en todo manómetro; sólo se le permitirá registrar dichos datos. La hoja de matar el Pozo no está diseñada para el control de la BHP, ese es su trabajo. DP psi constante + DP Hidro = BHP

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CP psi constante + CP Hidro = BHP


DP psi constant + DP Hidro = BHP

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Hoja de Datos del Método del Perforador de Occidental (Para Sarta Telescópica) Best In Class

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Datos Previamente Registrados: TVD del Pozo = ft; MD del Pozo = ft; Tamaño del Orificio = pulgadas TVD del Revestimiento = ft; MD del Revestimiento = ft; ID pulgadas DP TVD = ft; DP MD = ft; ID = pulgadas; OD = pulgadas Mud Weight = ppg; LOT / FIT Peso del Lodo Equiv. = pulgadas Salida de la Bomba # 1 = bbl / stk Salida de la Bomba # 2 = bbl / stk

Cálculos de Volumen: 1) Volumen DP: ID2 ÷ 1029.4 = Bbl/ft x MD del Pozo = Bbls 2 in ÷ 1029.4 = _________ bbl/Ft x _________ ft = _________ bbls 2) Csg por Volumen DP: (ID2 – OD2) ÷ 1029.4 = Bbl/Ft x MD del Revestimiento = Bbls ( ___ 2 in - ___ 2 in) ÷ 1029.4 = bbl/ft x___ ft = ___ bbls 3) Volumen de Orificio Abierto: (lD2 - OD2) ÷ 1029.4 = Bbl/Ft x Zapata a TD = Bbls (___ 2 in - ___ 2 in) ÷ 1029.4 = ___ bbl/ft x ___ ft = ___ bbls 4) Volumen del Ánulo : Csg por Volumen DP ÷ Volumen de Orificio Abierto = Bbls ___ bbl + ___ bbl = ___ bbl 5) Circulación total: Volumen DP + Csg por Volumen DP + Volumen de Orificio Abierto = Bbls ___ bbl + ___ bbl + ___ bbl = ___ bbls

Hoja de Datos del Método del Perforador de Occidental (Para Sarta Telescópica) Best In Class

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Datos Previamente Registrados: TVD del Pozo = ft; MD del Pozo = ft; Tamaño del Orificio = pulgadas TVD del Revestimiento = ft; MD del Revestimiento = ft; ID pulgadas DP TVD = ft; DP MD = ft; ID = pulgadas; OD = pulgadas Mud Weight = ppg; LOT / FIT Peso del Lodo Equiv. = pulgadas Salida de la Bomba # 1 = bbl / stk Salida de la Bomba # 2 = bbl / stk Cálculos de Volumen: Volumen de DP A: ID2 / 1029.4 = Bbl / Ft X DP A MD = Bbls _____ 2 in / 1029.4 = ____ bbl / ft X ______ ft = ________ bbls Volumen de DP B: ID2 / 1029.4 = Bbl / Ft X DP B MD = Bbls _____ 2 in / 1029.4 = ____ bbl / ft X ______ ft = ________ bbls 1) Volumen DP TOTAL: DP A bbl + DP B bbl = _______ bbls Stks Totales de DP: Volumen DP TOTAL bbl / Salida de la Bomba bbl / stk = _________ Stks Csg por Volumen DP A: (ID2 – OD2) ÷ 1029.4 = Bbl/Ft x DP A MD) = Bbls ( ___ 2 in - ___ 2 in) ÷ 1029.4 = bbl/ft x___ ft = ___ bbls Csg por Volumen DP B: (ID2 – OD2) ÷ 1029.4 = Bbl/Ft x DP B MD) = Bbls ( ___ 2 in - ___ 2 in) ÷ 1029.4 = bbl/ft x___ ft = ___ bbls 2) Volumen Csg TOTAL: CSG por DP A + Csg por DP B = _________ bbls TOTAL de stks de csg: Volumen Csg TOTAL bbls / Salida de la Bomba bbls / stk _________stks 3) Volumen de Liner por DP B: (ID2 – OD2) ÷ 1029.4 = Bbl/Ft x Longitud del Liner ft) = Bbls ( ___ 2 in - ___ 2 in) ÷ 1029.4 = bbl/ft x___ ft = ___ bbls 4) Volumen de Orificio Abierto: (lD2 - OD2) ÷ 1029.4 = Bbl/Ft x Zapata del Liner al TD ft = Bbls (___ 2 in - ___ 2 in) ÷ 1029.4 = ___ bbl/ft x ___ ft = ___ bbls 5) Volumen total del Ánulo : Volumen del Csg ÷ Volumen del Liner + Volumen del Orificio Abierto = Bbls ___ bbl + ___ bbl ___ bbl = ___ bbl 6) Volumen Total de Circulación: Volumen DP + Volumen Csg + Volumen del Liner + Volumen de Orificio Abierto = Bbls ___ bbl + ___ bbl + ___ bbl ___ bbl = ___ bbls Total de stks de Circulación: Volumen de Circulación bbl + Salida de la Bomba bbl / stk = __________ stks

Hoja de Matar el Pozo (Kill Sheet) del Método del Perforador de Occidental Best In Class

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1ra Circulación: Limpiar el ánulo manteniendo constante el manómetro de DP 1) Alinear la bomba al peso del lodo original = ppg 2) Llevar la velocidad de la bomba lentamente hasta la velocidad de matar el pozo @ spm; Manteniendo constante la presión del Revestimiento = psi (Lo mismo que para SICP) 3) Esperar el tiempo de demora sec. Presión DP inicial de circulación = psi; Presión del Revestimiento = psi (Sin Factor de Seguridad) 4) Mantener constant la presión de DP = psi; Registrar cualquier Factor de Seguridad que se haya usado: psi, Mantener la Hoja de Registro. 5) El influjo se ha circulado hacia a fuera @ stks; MW en = ppg; MW de salida =-M (Circular el mínimo de 1 Volumen de Ánulo) 6) Presión de Circulación de DP = psi, CP de Circulación = psi (CP debería estar cercano al SIDFP original si todo se encuentra bien) 7) Quite todo Factor de Seguridad y detenga la bomba lentamente, manteniendo la CP constante = psi mientras se cierra el estrangulador (choke). Observe las presiones de cierre, ¿Son estas presiones estables? (SÍ / NO) Hay una diferencia entre las presiones de psi

 Punto de Toma de Decisiones – ¿Se encuentra limpio el Ánulo? ¿Se encuentra balanceado el vaso Comunicante? Si NO, repítase la Primera Circulación, si SÍ comiéncese a bombear el Lodo de Matar el Pozo - KWM

2da Circulación: Llene la Tubería de Perforación con el Fluido de Matar el Pozo manteniendo el Manómetro de CP Constante 1) Alinear la bomba al Lodo de Matar el Pozo (KWM) = ppg 2) Llevar la velocidad de la bomba lentamente hasta la velocidad de matar el pozo @ spm; Manteniendo constante la presión del Revestimiento = psi DP de Circulación Inicial (ICP) = psi 3) Siga Manteniendo la CP = psi hasta que el Lodo de Matar el Pozo (KWM) sea un “bit”. (la Presión DP debe reducir ICP – SIDPP = Presión Final de Circulación (Final Circulation Pressure - FCP) 4) Observe la reducción en el manómetro de DP Presión Final de Circulación (Final Circulation Pressure - FCP) = psi @ stks 2da Circulación: Llene la Tubería de Perforación con el Fluido de Matar el Pozo manteniendo el Manómetro de CP Constante 5) Mantenga la DP @ FCP = ____ psi hasta que el Lodo de matar el Pozo KWM se confirme en la superficie. (la lectura del CP debería estar cercana a 0 psi si no tiene ningún factor de seguridad) 6) Detenga la Bomba, cierre el estrangulamiento (choke) y observe las presiones de cierre. SIDPP = _______ psi; SlCP = _______ psi 7) Si las presiones son iguales a 0 psi, cierre el estrangulamiento y revise el flujo. Si las presiones son > 0 psi, revise buscando presiones atrapadas of Lodo de matar el Pozo KWM insuficiente. 8) Desocupe el área de perforación y abra el pozo. Posiblemente necesitará circular y acondicionar el lodo.

Hoja de Registro del Método del Perforador de Occidental Best In Class

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SIDPP = _______ Hora

SPM

psi

Strokes

SICP = DP psi

___________ psi CP psi

Choke

Pozo

MW entra

Unidades

Activo

/ sale

de Gas

Comentarios

Lodo de Matar el Pozo (KWM) Best In Class

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Kill Weight Mud Best In Class

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 Nunca agregue un factor de seguridad a su Lodo de Matar el Pozo (KWM).Una vez que está en el pozo no se puede quitar fácilmente. (Si el valor de FIT / LOT es lo suficientemente alto para un factor de seguridad, use el estrangulador, tal como se describe en el Método de perforadores, NO Lodo de Matar el Pozo (KWM) para ejercer más presión en el pozo)  Cualquier problema que requiera que se detenga la circulación puede causar mayores dificultades operativas y de control, así como dificultades en el control.  En este ejemplo, sería posible la creación una pérdida de circulación mediante la adición de un factor de seguridad de Lodo de Matar el Pozo (KWM).  Con la sarta de perforación llena de Lodo de Matar el Pozo (KWM), el efecto de Vaso comunicante aumentaría la CP por la cantidad de diferencia hidrostática. Este aumento de la CP se puede ver en la Zapata del Revestimiento. DADOS: TD = 70,000' Zapata de 9 5/8" @ 3000' Orificio Abierto de 8 1/2" Tubería de Perforación de 5" Peso original del Lodo de 9.6 ppg SlDPP Original = 300 psi Zapata testeada por fugas @ 12.5 ppg EMW

Supuesto: La bomba se apaga cuando la tubería de perforación se llena de Lodo de Matar el Pozo (KWM). Lodo de Matar el Pozo (KWM) (ppg) 10.2 10.3 10.4 10.5 10.6

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Factor de Seguridad (ppg) 0 0.2 0.3 0.4 0.5

SlCP (psi)

315 365 415 470 520

EMW @ Zapata (ppg) 11.62 11.94 12.26 12.62 12.94

Chapter 3 – Método del Perforador

Bajo / Sobre LOT (ppg) 0.88 bajo 0.88 bajo 0.88 bajo 0.12 de más 0.12 de más

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Tiempo de Demora de Presión Best In Class

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 Una vez que comenzamos a circular el Rick, tenemos que entender cómo utilizar los indicadores durante los ajustes del estrangulador (choke).  Usted puede ver a continuación que nuestro pozo de 10.000 en realidad es de 20.000 desde el indicador de DP hasta el indicador de CP. Cualquier cambio en la tasa de flujo en el pozo o hacia fuera del pozo va a cambiar la presión en el pozo. La regla de oro en un líquido a base de agua es que un cambio de presión se desplazará en 1 seg 11,000 pies.  Ya que la bomba está más cerca del medidor de DP, cualquier cambio en la velocidad de bombeo o galones por minuto (GPM) que entren al pozo van a cambiar el manómetro de DP primero y luego va a cambiar el medidor de CP + / 20 seg. más tarde.  Ya que el choque es el más cercano al manómetro de CP, cualquier cambio en el tamaño del estrangulador o contrapresión que se tenga cambiará el primer indicador de CP y va a cambiar el medidor de DP + / - 20 seg. más tarde.  A medida que comenzamos la circulación estamos cambiando la velocidad de la bomba, manteniendo la CP constante. Una vez que la bomba está a una velocidad constante, que debemos seguir observando el indicador de CP por otros 20 seg. para asegurarnos de que es la presión correcta.  Una vez que la tasa de flujo hacia el pozo fuera del pozo se ha estabilizado y el CP es la presión correcta, hay que esperar 20 segundos luego de cualquier ajuste al estrangulador (choke) antes de que veamos el cambio de presión en el medidor de DP.  Si queremos hacer un cambio de presión DP en cualquier cantidad, entonces tenemos que ajustar el estrangulador (choke) mientras observamos el medidor de CP. Cualquier cambio de presión en el medidor de GP se verá en el indicador de DP + / después de 20 seg.

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La Medida del Tiempo de Demora Best In Class

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 Cuando se utiliza un aceite o fluido de base sintética (MAB / SBM) la regla de oro que dice que en un líquido a base de agua que un cambio de presión se desplazará 1 seg / 1,000 pies ya no aplica. * Los fluidos OBM / SBM son compresibles. Esto aumentará el tiempo de demora posterior a un ajuste en el estrangulador (choke), en comparación con un papel similar utilizando un fluido a base de agua. No hay ninguna ecuación sencilla para calcular el tiempo de demora. La única manera de determinar esto es medir el intervalo de tiempo mediante la realización de una Perforación de Estrangulador (Choke Drill). (Véase el Capítulo 7). * Se debe realizar un Choke Drill antes de la perforación de la zapata, bien sea que se usa Fluido a Base de Agua o OBM / SBM. * El tiempo de demore que se mide con un vaso comunicante intacto es la línea de base para futuras operaciones de control para este pozo. A medida que usted continúa perforando el pozo y la profundidad o el volumen en el pozo aumentan, usted ya conoce el tiempo mínimo de espera para un cambio de presión en el pozo. * Esto también le permitirá capacitar al personal en el mejor simulador de la industria de control de pozos; su plataforma de perforación. Arrancar y detener la bomba es una de las operaciones más importantes en el control del pozo, la práctica de estas operaciones en su plataforma de perforación es dinero bien invertido. Temperatura (F) 78

200

350

Presión (psi) 0 3,000 6,000 9,000 12,000 15,000 0 3,000 6,000 9,000 12,000 15,000 3,000 6,000 9,000 12,000 15,000

Densidad Medida (lb/gal) 17.000 17.145 17.275 17.389 17.492 17.589 16.392 16.592 16.760 16.905 17.033 17.149 15.890 16.122 16.310 16.469 16.608

Esta tabla muestra los resultados de laboratorio en un lodo mineral de base oleaginosa de 17 ppg. .

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Plan del Método del Perforador Best In Class

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 Al cierre: - Lea y registre las presiones, la ganancia del pozo, el tiempo y confirme que no haya fugas. - Si la SlDPP = 0 psi con el flote en la sarta de perforación, no hay problema, usted puede golpear el flote. - Confirme que las bombas se alinean en el pozo activo y que no se produzcan mezclas en ese orificio. Establezca alarmas y vigile de cerca. - Alinee para circular por el múltiple de estrangulamiento (choke manifold), el estrangulador, el separador de gas / lodo y de vuelta al pozo activo. - Asigne a una persona para monitorear la unidad de acumulador para que no haya fugas. - Asigne a una persona con entrenamiento de Control de pozos como el escriba para que registre ha Hoja de Kill y la Hoja de Registro. - Decida qué tipo de stroke va a utilizar para matar el pozo y comprométase con el mismo. - Haga una reunión de seguridad con todo el personal en el lugar, consígase mucho café y relájese, esto no es ciencia de cohetes.

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Método del Perforador Best In Class

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Primera Circulación (Limpiar el Ánulo)  Monitor de cierre en el pozo mientras se prepara para empezar a circular utilizando el peso original del fluido. Registre las presiones de la tubería de perforación y el revestimiento. Hunda el flote si es necesario. 1. Marque el CP como su presión de cierre. 2. Arranque la bomba a la velocidad más baja t posible. Observe los manómetros de DP y CP, tan pronto como usted vea una vacilación en la DP o un aumento en el CP, detenga la bomba y registre la presión DP. El flotador está abierto y esto es SIDPP. (Golpear el flotador).  Mantener constante la presión del revestimiento en su marca, a medida que llevar la bomba a la velocidad de matar el pozo. ESTA VELOCIDAD SE DEBE MANTENER CONSTANTE. La pérdida de fricción anular (AFL) es un factor de seguridad, no agregue otro.   Mantenga la Presión del Revestimiento constante unos minutos más hasta que se estabilice la presión DP. Una vez que el spm para matar el pozo es constante, siga manteniendo la CP constante, a medida que se estabilizan flujo entrante y saliente.   Lea la presión DP y mantenga una presión constante hasta que circule fuera del pozo la patada. - Marque el indicador de DP a esta presión. Vamos a llamarla la Presión Inicial de Circulación (Initial Circulation Pressure - ICP). Esta es la presión mínima que se puede ver en el DP. - Otra buena práctica es la de marcar la posición de estrangulamiento ahora. Este es el tamaño de estrangulación necesario con este fluido, con esta tasa de flujo, con poca o ninguna expansión de gases que afecten el flujo. - Si los valores FIT / LOT valores son lo suficientemente altos, ahora usted puede agregar un factor de seguridad pequeño dosificando la estrangulación y aumentando de la presión del revestimiento por la cantidad que usted haya decidido. Espere el tiempo de demora y ubique otra marca en el medidor de DP. No quite su primera marca, que la presión mínima de circulación de la DP (ICP) para mantener la BHP balanceada. Anticípese a la estrangulación de gas saliente y use la presión del revestimiento para controlar el manómetro de la tubería de perforación de manera correcta.

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SIDPP con flote Best In Class

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Peso del fluido = 9 6 - ppg Grad del Fluido . = 0.5 psi/ft . TVD = 10,000 ft MD = 10,000 ft TVD de la Zapata = ft Ann. Cap. = 0.05 bbl/ft SIDPP = psi SICP = 340 psi Ganancia de Pozo = 5 bbl 1. Marque el manómetro de CP. 2. Arranque la bomba velocidad posible.

a la menor

3. Revise la presión de CP de manera cuidadosa, cuando se abra el flote comenzará a aumentar la CP. 4. Detenga las Bombas. 5

Reste cualquier aumento de presión en el medidor de CP de la lectura en el medidor de DP. 460 psi - 340 psi = 120 psi

6. Determine la SIDPP. 420 psi - 720 psi = 300 psi SIDPP

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Primera Circulación - Continuación  Siga manteniendo constante la presión hasta que salga todo el influjo. Si usted necesita aumentar o disminuir la presión DP, use el indicador CP al abrir o cerrar el choque y luego vuelva a monitorear el medidor de DP para controlar la BHP.  Mantenga la presión del revestimiento constante, a medida baja la velocidad de la bomba hacia abajo. Cuando baje la velocidad de la bomba hasta el punto en el cual la bomba está apenas en ejecución: - Cierre la bomba (primero) - Finalice el cierre del choke Elimine cualquier factor de seguridad antes de marcar el indicador de CP.  Lea las presiones. Si todo el influjo está afuera la presión debe ser casi la misma. Si las presiones de cierre son iguales pero más altas que la SIDPP original, entonces usted puede tener presión atrapada por el cierre de la estrangulación (choke) antes de que las bombas se hayan detenido. Abra el estrangulador y purgue el lodo en incrementos de ½ bbl hasta que las presiones sean las correctas. No purgar las presiones por debajo de la SIDPP original.

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 Gas cerca de la superficie: (por encima de la zapata) - Como se puede ver a continuación, hemos mantenido la presión DP constante mientras que se hizo circular la patada en el pozo. La ganancia de pozo se ha incrementado debido a que la expansión del gas desplazó lodo desde el pozo. - La CP ha aumentado debido a que el barro fue desplazado por el gas y la presión hidrostática en el pozo ha disminuido. (Reemplazada por la CP más alta) - La Ley de Boyle demuestra que vamos a obtener + / - 90% de nuestra expansión de gas en el 10% de la profundidad del pozo. Esto significa que el gas comenzará a expandirse rápidamente a medida que el gas se acerca a la superficie. El aumento de la expansión del gas obligará al lodo a salir del pozo a una velocidad mayor, la cual causa más contrapresión en el pozo. Esta mayor velocidad puede hacer que presión DP empiece a aumentar ligeramente, y que se abra ligeramente el estrangulador. - Si no hay aumento de la presión DP, no ajuste el estrangulador.

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 Gas en la superficie: - A medida que el gas comienza a salir del pozo con el choke, la CP empiezan a bajar. Esto es así porque el coeficiente de fricción del gas es mucho menor que el coeficiente de fricción de un líquido. Al mismo tiempo que estamos purgando gas mientras bombeamos, también estamos llenando el pozo con fluido y recuperando nuestros niveles de hidrostática. - Después del tiempo de demora, la presión DP empiezan a bajar. Si esperamos hasta que baje la presión DP antes de cerrar el estrangulamiento, será muy difícil mantener la BHP constante y sobrebalanceada en relación con la presión de formación. Usted debe estar preparado para reaccionar con rapidez cuando el gas llegue a la superficie. - Cuando el gas comienza a salir del pozo, no tenemos ningún lodo de vuelta al pozo. Debería empezar a bajar el nivel de pozo. - Mientras que el gas sale del pozo, usted ha estado haciendo pequeños ajustes de cierre a la estrangulación. Ahora, todo el gas está fuera y el lodo está de vuelta en el choque. El indicador de CP comenzará a aumentar rápidamente. Usted debe abrir rápidamente el estrangulador para evitar el estrés de la zapata. Si usted abre el estrangulador hasta la marca que ha colocado en el inicio, el choque estará en la posición correcta para esa velocidad de la bomba.

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 Salida del Gas: - Cuando todo el gas está fuera del pozo y el lodo de peso original está de vuelta en la superficie, la presión de la carcasa que circulan deben estar cerca de la SIDPP original, además de los factores de seguridad que se hayan agregado. - A medida que se continúa circulando, si usted no cambia la velocidad de la bomba o la posición del estrangulamiento, monitoree la CP de cerca. Si no hay cambio de presión y el peso del lodo es consistente con el peso del lodo original, esta es una fuerte indicación de que la totalidad del gas se encuentra fuera del pozo. Cualquier resto de gas en el pozo se expande y provoca un cambio de presión. Si existe algún indicio de que todavía hay gas en el pozo, continúe circulando. - Ajustar la presión DP de nuevo a la marca original (ICP), espere por el tiempo de demora, marque el indicador de CP y mantenga una presión constante, mientras que cierra las bombas y hace el cierre del pozo. - La lectura de cierre de los manómetros de DP y CP debería ser la misma, y esta debe ser la SIDPP original. Si el Lodo de Peso de Matar el Pozo ya está mezclado, alinee el lodo nuevo. Si el volumen de pozo es limitado, usted puede comenzar a mezclar Lodo de Peso de Matar el Pozo. No incluya ningún margen de corrida en su Peso de lodo de Matar el Pozo.

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Hoja de cálculo de Vasos Comunicantes (Arranque de Bombas) Best In Class

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Hoja de cálculo de Vasos Comunicantes (Gas cercano a la superficie) Best In Class

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Curva de Presión del Revestimiento Best In Class

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 La siguiente tabla muestra curvas típicas de presión de revestimiento para los diferentes volúmenes de patadas de gas utilizando el método del perforador en un fluido de perforación a base de agua.  Un influjo de agua y / petróleo no tendría ninguna expansión asociada, por lo que la presión de la carcasa se quedaría casi plana. Pueden ocurrir pequeños cambios a medida que el influjo entra a diferentes secciones del pozo.  Es crítico que reconozcamos y hagamos el cierre rápidamente para minimizar el volumen de una patada. Si la patada es de gas, esto puede crear presiones de carcasa muy altas. Profundidad del Pozo = 8000' Tubería de Perf = 5", 19.5#

Tamaño del Pozo = 12-114" Peso del Lodo. = 9.6 ppg

Estas curvas se calculan utilizando la Ley de Boyle con una sola burbuja. Las curvas de presión que se tracen pueden verse diferentes.

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Manipulación del estrangulador Best In Class

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Lo que necesitamos recordar es que una manifestación de gas, que no se encuentre en solución, estará siempre migrando y expandiéndose, aún si estamos circulando. A medida que se acerca a la superficie la tasa de expansión aumenta de forma dramática. Recuerde, el 90% de la expansión ocurre en el 10% superior del agujero. A medida que la burbuja se expande, fuerza del fluido fuera del pozo a una tasa mayor de la tasa con que estamos bombeando dentro del pozo. Si el tamaño del estrangulador no cambia, entonces la tasa de flujo aumentada cambia un aumento en la fricción en el estrangulador. Esta fricción se observa en el anular y después del lapso de tiempo, se observará sobre el medidor de la tubería de taladro. Se trata de un aumento lento y gradual, hasta que la burbuja llega cerca de la superficie. Para corregir este aumento en el medidor de la tubería de taladro y mantener constante la presión de fondo de pozo, usted necesita abrir ligeramente el estrangulador para permitir esta expansión. Recuerde, utilice el medidor CP para "medir" la cantidad de cambios de presión que desea ver en el medidor DP. Matar un pozo de manera perfecta en el método del perforador, la tendencia en el estrangulador deben ser ajustes de apertura ligera para mantener constante la presión de la tubería de taladro durante la primera circulación. Si usted observa que frecuentemente está cerrando el estrangulador para mantener constante la presión de la tubería de taladro, usted podría tener un tubo en U roto, un washout extremadamente grande en el anular, un agujero en la sarta de trabajo, o un estrangulador con fugas. Comience a buscar otros indicadores de lo que pueda estar mal.. Utilizando la hoja de registro del método del perforador, y registrando un ajuste de cierre con un signo "-", y un ajuste de apertura con un signo "+", le permitirá el tamaño de ajuste real del estrangulador en 1/32” no es tan importante como lo que usted está haciendo con el estrangulador.. Los mejores operadores de estrangulador: - Mantiene sus manos LEJOS del estrangulador hasta que sea necesario, no se trata de un volante de un automóvil. - Hacen un ajuste de estrangulador cuando sea necesario y luego, son pacientes y esperan por el lapso de tiempo. - Reconocen cuando están jugando "tenis con el asa del estrangulador" (abrir y cerrar, abrir y cerrar) y detienen los aumentos súbitos de presión que están enviando a través del pozo. - Llevan un registro de la presión DP, de la presión de revestimiento, de la posición del estrangulador, de la ganancia de foso, de la tasa de golpeo, y del tiempo. No se quedan fijos en una sola pieza de datos. Es por esto que se recomienda que el DSM registren los datos y supervise al operador del estrangulador. Si el DSM se convierte en operador del estrangulador, asegúrese de que los registradores de datos entienden lo que deben buscar.


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Segunda circulación: (Circular lodo pesado para matar)  

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Calcule el peso para matar y aumente el peso del fluido a ese valor. Puede haberse hecho durante la primera circulación si el espacio de foso está disponible. Mantenga constante la presión de revestimiento mientras lleva las bombas a velocidad de casa para matar. ESTA VELOCIDAD DEBE MANTENERSE CONSTANTE. CADA vez que usted arranque o detenga las bombas, debe utilizar el medidor CP. ¡Sin excepciones! La presión DP debe ser la misma de antes. Mantenga constante la presión de revestimiento hasta que el volumen de la sarta de taladro haya sido bombeado. La presión DP caer a la que tenemos un lodo más pesado en la sarta de taladro. No hay necesidad de calcular esta caída de presión. Sucederá a necesidad manteniendo constante la presión de revestimiento. La presión de circulación final (FCP) se alcanza cuando el KWM llega a la broca y debe ser aproximadamente: ICP - SIDPP = FCP. (Esto no tomará en cuenta el aumento de fricción debido al aumento en el peso del lodo, pero estará cerca) Marque la presión DP y mantenga constante esta presión hasta que los retornos de fluidos sean de peso para matar. A medida que se bombea lodo de peso para matar por el anular, la presión DP aumentará mientras la bomba intenta levantar el fluido más pesado. Serán necesarios pequeños ajustes de apertura. Cuando el fluido de peso para matar se encuentre en la superficie, el estrangulador debería estar casi totalmente abierto con casi 0 psi en el medidor CP. Apague la bomba y cierre del pozo. La presión de revestimiento debería estar en un valor tan bajo que usted no pueda mantener la constante. Detenga las bombas completamente y luego cierre del estrangulador. Lea las presiones, deberían ser cero. Si usted tiene cualquier presión, revise si se trata de presión atrapada a partir del cierre del estrangulador. Si los medidores DP y CP no están en 0 psi, pero tienen presiones iguales y esto se debe a sub-balance, entonces usted debe repetir el segundo paso del método del perforador con un peso de lodo más pesado. Revise en busca de flujo a través de la línea del estrangulador. Confirmación final de que el pozo está muerto (sobre balanceado). Habrá los preventores si el pozo está muerto. Asegúrese de que el piso está limpio antes de abrir el anular. Puede haber gas atrapado por debajo del elemento.


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Comienzos del método del perforador, segunda circulación: Alinee la bomba para lodo de peso para matar.

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Marque la CP a su presión estática.

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Lleve la bomba a la tasa seleccionada, manteniendo constante la CP.

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Continué manteniendo constante la CP a medida que bombea lodo para matar en la sarta de taladro. El medidor DP caerá de la ICP a FCP. No hay necesidad de preocuparse por calcular el ángulo del agujero, los cambios de diámetro, etc. Estamos utilizando el método del perforador y manteniendo constante en la BHP con el medidor CP y con una hidrostática constante en el anular.

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Una vez la sarta de taladro esté llena de lodo para matar y el medidor DP haya dejado de caer, marque esta nueva presión FCP y manténgala constante a medida que el lodo para matar llena el anular.

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La presión DP tenderá a aumentar a medida que la bomba levanta el fluido más pesado por el anular. Usted debe hacer pequeños ajustes de apertura en el estrangulador y mantener constante la presión DP.

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Cuando el lodo para matar se encuentre en la superficie, detenga la bomba y cierre el estrangulador.


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Método del perforador completo: - Una vez se haya detenido la bomba y esté cerrado el estrangulador, si hay cualquier presión remanente, puede estar atrapada debido a factores de seguridad más grandes, cierre inadecuado o puede ser que el lodo para matar no era lo suficientemente pesado. -

Remueva la presión atrapada -abra lentamente el estrangulador y purgue ½ bbl de lodo en el tanque de viaje y vuelva a cerrar el estrangulador. La presión debe caer mientras purga este fluido. Si la presión estaba atrapada, entonces esta nueva presión debería permanecer. Si el pozo está aún sub-balanceado, entonces la presión debería aumentar nuevamente al valor estático CP.

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Si el pozo está aún sub balanceado, calcule un nuevo lodo para matar y repita el segundo paso del método del perforador.

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Si la presión estaba atrapada, habrá el estrangulador y lleve a cabo una verificación de flujo. Si no se observa flujo, limpie el piso de la torre y abra el anular.

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En este punto usted podría considerar circular y acondicionado lodo y aumentar el peso del lodo como margen de corrida. No incluya un margen de corrida en su lodo de peso para matar original.


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1. Monitoree el pozo estático mientras se prepara para circular utilizando fluido de peso original. Registren las presiones de tubería de taladro y de revestimiento. Bombay el flotador si es necesario. 2.

Mantenga constante la presión de revestimiento mientras lleva la bomba a la velocidad de casa para matar. ESTA VELOCIDAD DEBE MANTENERSE CONSTANTE.

3.

Mantenga constante la presión de revestimiento por unos pocos minutos mientras se estabiliza la presión DP. Lea la presión DP y mantenga la constante hasta circular la manifestación fuera del agujero.

4.

Mantenga constante la presión de revestimiento mientras desacelera la bomba. Cuando haya bajado la velocidad de la bomba al. En el que la bomba está apenas funcionando: - Apague la bomba (primero) - Termine de cerrar el estrangulador.

5.

Lea las presiones. Si todo el influjo se encuentra fuera del pozo, las presiones deberían ser casi las mismas.

6.

Calcule peso para matar y aumente el peso del fluido a ese valor.

7.

Mantenga constante la presión de revestimiento mientras lleva la bomba a velocidad de casa para matar. ESTA VELOCIDAD DEBE MANTENERSE CONSTANTE.

8.

Mantenga constante la presión de revestimiento hasta que haya bombeado el volumen de la sarta de taladro.

9.

Marque la presión DP y mantenga constante esta presión hasta que los retornos de fluido sean de peso para matar.

10. Apague la bomba y cierre el pozo. 11. Lea las presiones. Deben ser cero. 12. Revise en busca de flujo a través de la línea del estrangulador. 13. Abra los preventores si el pozo está muerto.

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Capítulo 4: Comportamiento de influjos

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Comportamiento de influjos – Página 3 Gas en solución – Página 4 – 6 Migración de gas – Página 7 Ley de Boyles – Página 8 Expansión descontrolada de gas – Página 9, 10 Expansión No de Gas – Página 11 Comportamiento de influjo de agua/petróleo – Página 12 Manifestaciones solubles /no solubles – Página 13 – 16 Metano en solución – Página 17 CO2 – Página 18, 19 H2S – Página 20, 21

Capítulo 4 – Comportamiento del Influjo

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Comportamiento de influjos 

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Hemos aprendido que un cambio en la hidrostática en nuestro pozo se verá como un cambio en la presión en los medidores de presión de superficie. o Un cambio en la hidrostática es causado por un cambio en el peso del fluido, el cual está bajo nuestro control, o un cambio en el influjo, que necesitamos entender para ser capaces de controlarlo. Clasificamos el influjo con base en el tipo de fluido de formación: o Gas: Metano, H2S y CO2. o Petróleo o Agua salada En realidad, el influjo puede ser una mezcla de todos los anteriores fluidos. Muchas escuelas de control de pozos enseñan cálculos para estimar el gradiente del influjo después de haber cerrado el pozo. Estos cálculos asumen que la ganancia del foso es una medida exacta del volumen de la manifestación, que la capacidad anular calculada es exacta y que la manifestación se encuentra en el fondo. Estas presunciones, combinadas con el hecho de que no toman en cuenta la solubilidad del influjo en diferentes fluidos, podrían llevar a un error serio. Cualquier manifestación debe manejarse como una manifestación de gas, hasta que se sepa que se trata de otro tipo de influjo. o Las manifestaciones de gas son típicamente más difíciles de controlar y crean el mayor peligro en superficie, por lo que asumir que cada manifestación es una manifestación de gas, es lo correcto. El tipo de fluido de perforación también afecta la forma en que se comporta el influjo. Los gases entrarán en solución con diferentes tipos de fluidos y a diferentes concentraciones. Un gas en solución se comportará como una manifestación de agua por el petróleo hasta que alcanza una presión más baja, donde puede salir de la solución. Las manifestaciones de petróleo que ya tienen gas en solución liberarán el gas a una presión más baja. Cuando el gas sale de la solución (Punto de Burbuja), el gas se expandirá muy rápidamente, y en algunos casos, podría descargar una porción del pozo. Se han documentado casos de pozos que volaron los cojinetes más allá de la plataforma del mico. Este asunto de solubilidad podría describir un gas hidrocarburo en un fluido de base sintética o una manifestación de CO2 en un fluido de base agua. Entender cómo se comportan estos tipos de manifestaciones es crítico para controlar su pozo adecuadamente.


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Gas en Solución Solubilidad de gas - (físico química) Punto hasta el cual un gas se disuelve en un líquido para producir un sistema homogéneo.  

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Los gases más comunes con los que nos enfrentamos en perforación son metano, CO2 y H2S. Cada uno de estos gases son solubles en diferentes sistemas de fluidos. o El metano no es soluble en fluidos de base agua (0.054% vol/vol) El metano es soluble en sistemas de fluidos OBM/SBM. Entrará en solución al contacto con el fluido base hasta saturar el fluido. Una vez haya saturado el fluido, cualquier influjo restante permanecerá como gas libre hasta que migre para encontrar fluido base fresco o hasta que sea circulado por el pozo y entre en contacto con fluido base fresco. o El CO2 es soluble en agua (1.39% vol/vol) y causará floculación severa del fluido de perforación y es muy corrosivo para productos de acero. En un OBM/SBM, el CO2 puede entrar en solución en la fase agua del fluido. Ya que la fase agua es un pequeño porcentaje del volumen del fluido, la cantidad de CO2 en solución puede no cambiar su lectura de la presión de superficie, pero puede contaminar el fluido lo suficiente, como para que las propiedades de su fluido afecten sus presiones de circulación. o El H2S es soluble en agua (4.67% vol/vol), y OBM/SBM dependiendo de la presión y temperatura. En agua, forma un ácido muy débil que es llamado a veces ácido sulfídrico. El H2S es altamente tóxico incluso a bajas concentraciones y causa fragilización por hidrógeno en acero de alto grado. Esta fragilización puede hacer que la tubería o el revestimiento fallen durante un evento de control de pozo. El H2S también contamina severamente el fluido de perforación.


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Migración de Burbujas

Factores que afectan la solubilidad  

Temperatura Presión

Solubilidad de gases vs. temperatura: 

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La solubilidad aumenta con el aumento de la temperatura para la mayor parte de los sólidos y líquidos. o Es más fácil disolver azúcar en té caliente que en té helado. La solubilidad de los gases usualmente disminuye con el aumento de la temperatura. o El aumento en la temperatura causa un aumento en la energía cinética. La energía cinética más alta causa un mayor movimiento en las moléculas, que rompen las uniones intermoleculares y permiten que el gas se escape de la solución. o El hecho de que un gas disuelto (dióxido de carbono en este caso) siempre sea menos soluble con el aumento de la temperatura, puede verse cuando se abre una lata de soda. Se libera mucho más gas de una lata de soda que se abre cuando el ambiente está caliente, que cuando está frío.

Solubilidad de gases vs. presión:  

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Líquidos y sólidos prácticamente no exhiben un cambio en la solubilidad con el cambio en la presión. Los gases aumentan la solubilidad con un aumento en la presión. La ley de Henry establece que: La solubilidad de un gas en un líquido es directamente proporcional a la presión de ese gas sobre la superficie de la solución. Si la presión aumenta, las moléculas del gas son "forzadas" dentro de la solución. o Todas las bebidas carbonatadas se embotellan bajo presión para aumentar el dióxido de carbono disuelto en la solución. Cuando se abre la botella, la presión por encima de la solución disminuye. Como resultado, se libera CO2 de la solución y parte del dióxido de carbono burbujea hacia afuera.


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Migración de Burbujas 

Si un influjo de gas entra en solución, en lugar de formar burbujas libres, no desplazará tanto lodo del pozo y no producirá una ganancia de foso tan alta, ni aumentara el flujo en comparación con un influjo que no está en solución. o La ganancia de foso en superficie puede ser menor que el volumen real del influjo, dependiendo de:  gravedad específica del gas  naturaleza del fluido base (aceite o agua)  temperatura y presión del fondo de pozo  tasa de circulación (concentración de gas) Por ejemplo, una manifestación de metano de 10 bbl en un WBM puede resultar en una ganancia de foso inicial de 3 a 8 bbl para el mismo volumen de manifestación en un OBM / SBM. o

Segundo, si hay menos gas libre presente en el fluido de perforación, esto cambiará la forma en que se comportará el influjo. Por ejemplo, las burbujas de gas libre migran, y si se les permite expandirse, pueden aumentar la ganancia de foso. Si no se les permite expandirse pueden causar un aumento en la presión. Si el gas libre está ausente en el fluido de perforación entonces no ocurrirán esos efectos.

Consideraciones:  La detección de manifestaciones es más difícil con gases solubles, pero estamos usando el mismo equipo de detección de manifestaciones, de manera que no hay diferencia en los métodos de detección. El volumen real del influjo puede ser mayor que las indicaciones en superficie. o Cualquier influjo causará algún aumento en volumen. El problema está en nuestra habilidad para medir este cambio.  El gas migra en el fluido de perforación hasta que entra en solución.  El gas en solución disminuye la densidad del fluido que invade. Líquidos de diferentes densidades pueden segregarse.  El gas en solución cambia la reología del fluido y puede mejorar el asentamiento de la barita.  El gas migra y se expande rápidamente cuando sale de la solución. o Las manifestaciones en solución pueden ser difíciles de reconocer. Hay ganancia, pero nuestra capacidad para medir esa ganancia depende de totalizadores exactos de volumen de trabajo en el foso, de buena disciplina en el foso y de alertas a perforadores y registradores de lodos. o El potencial para tomar un influjo que puede entrar en solución debería tratarse en el plan del pozo, y todo el personal en el sitio debería estar entrenado acerca de qué esperar.

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Migración de Burbujas 

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Las manifestaciones de gas hidrocarburo (no en solución) en un fluido con base agua ingresarán al pozo en forma de burbuja e inmediatamente tratarán de migrar a la superficie. Bien sea que el gas permanezca en forma de una burbuja única, o que se convierta en muchas burbujas más pequeñas, dependerá de la tasa de circulación, de la permeabilidad de la formación, del ángulo del agujero, de la reología del fluido, etc. La tasa de migración dependerá de qué tanto gas permanezca como una sola burbuja, cuanto se entremezcla en el fluido, el ángulo del agujero y la reología del fluido. La tasa de migración puede cambiar a medida que el gas cambia de una sección del agujero a otra, dentro del mismo pozo. A medida que el gas migra, si no controlamos la expansión, el volumen de gas que llega a la superficie será inmenso. Esto puede estimarse mediante la ley de Boyle. No podemos controlar la migración de gas. Podemos controlar la expansión del gas. Esas dos características del gas NO son lo mismo.


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Ley de Boyles

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PSI

Volumen

Presión permanece igual

Volumen permanece igual

Presión aumenta

Volumen disminuye

Presión disminuye

Volumen aumenta

En los años 1700, Robert Boyle investigó la relación entre el volumen de un gas seco ideal y su presión. Boyle fijó la cantidad de gas y su temperatura durante su investigación. Encontró que cuando manipulaba la presión, el volumen respondía en la dirección opuesta. Por ejemplo, cuando Boyle aumentó la presión en una muestra de gas, el volumen disminuyó. La ley de Boyle es un método simple que se utiliza para comparar el resultado de un cambio en volumen y presión con el estado inicial de un volumen de gas fijo. En nuestros pozos, este cambio de volumen y presión es causado por un cambio en la profundidad debido a la migración de gas. Los volúmenes y presiones de gas "antes" y "después" se relacionan mediante la ecuación: o P1V1 = P2V2 En la práctica, usamos esta ecuación para resolver para una o para las dos cantidades “después” cuando conocemos el cambio en la otra cantidad “después”. Por ejemplo: o P2 = (P1 x V1) / V2 o, V2 = (P1 x V1) / P2 veamos cómo funcionan estas ecuaciones cuando calculamos el nuevo volumen de gas a medida que una burbuja migra el pozo con expansión incontrolada.


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Expansión Incontrolada de Gas

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Condición Inicial

2da. Condición

3ra. Condición

4a. Condición


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Expansión Incontrolada de Gas Expansión Incontrolada de Gas   

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En teoría, si una manifestación de gas de 10 bbl se toma a 10,000 pies y se le permite migrar y expandirse (sin control), el volumen de gas sería de 3400 bbls. En realidad, el pozo estaría sub-balanceado antes de que el gas inicial alcanzará la superficie y toda la columna de lodo sería descargada. Reconocer un influjo y cerrar el pozo es la responsabilidad de trabajo más importante que tiene un perforador para protegerse a sí mismo, a su equipo, al medio ambiente y a la torre. El DSM es responsable de comunicar esto y de garantizar que los simulacros de cierre sean una parte regular de las operaciones de perforación.


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No Expansión de Gas

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Si se cierra el pozo con un influjo de gas migrando, y no se purga ningún fluido, el gas no se expande. Si no se permite al gas que se expanda, entonces la presión del gas permanece igual. A medida que el gas migra, la presión de superficie, BHP y la presión en la zapata aumentarán hasta que el pozo falle o la presión de la formación alcance la superficie. Debemos permitir que el gas se expanda para reducir la presión, pero debemos controlar la expansión entendiendo cómo usar el estrangulador para controlar el volumen de fluido que se purga del pozo.


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Influjo Líquido 

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Un influjo de petróleo casi siempre llevará alguna cantidad de gas. El influjo migrará en un fluido de base agua y deberá permitirse que el gas se expanda bajo nuestro control. El contenido de petróleo no se expandirá ni cambiará la hidrostática, de manera que el cambio en la presión de superficie no será tanto como sería en un influjo con el mismo volumen de gas únicamente. Un influjo de agua no se expandirá. Podrá migrar en pozos desviados con altos pesos de lodo, pero tenderá a mezclarse con el fluido en el pozo hasta convertirse en un "punto claro" en el lodo. Un influjo de agua suficiente puede reducir el peso del lodo tanto como para permitir que la formación continúe fluyendo. Un flujo fuerte de agua salada contaminará la mayor parte de los sistemas de lodo y dificultará un control exacto del pozo debido a las malas propiedades del lodo. Un influjo de gas que entra en solución con el fluido de perforación reaccionará como una manifestación líquida hasta que el influjo se encuentre cerca de la superficie y salga de la solución. En este momento tratará de expandirse rápidamente. Si usted está circulando utilizando el método del perforador y la CP no aumenta, no asuma que tiene alguna cantidad de circulación perdida debido a un tubo en U roto. Revise el tubo en U. Haga un pequeño cambio de presión en el medidor CP y espere por el tiempo transcurrido. Si la presión DP cambia en la misma cantidad de presión, entonces el tubo en U está intacto.


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Manifestación vs. Manifestación Influjo Inicial 

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Para hacer una comparación entre las características circulantes de un influjo de gas de "burbuja sencilla" y el mismo volumen de influjo de gas que es altamente soluble, mostraremos dos pozos. Ambos pozos siguen la misma profundidad, 10,000 pies TVD, con fluido de 10 ppg y tienen el mismo ángulo de agujero y la misma geometría de agujero. Veremos una manifestación de gas que no ha entrado en solución, Pozo A, y una manifestación de gas que ha entrado completamente en solución, Pozo B. o No se calcularon los volúmenes y presiones. Están únicamente con propósitos de representación. La cantidad de solubilidad, la densidad de la solución, el punto en el cual el gas sale de la solución y el volumen de gas resultante en superficie dependerán de la presión, de la temperatura, del tipo de fluido, de la densidad del fluido, de la reología del fluido, del tipo de gas, de la densidad del gas, etc. Es muy difícil predecir con alguna exactitud. Con un influjo de gas soluble, la capacidad para VER un aumento en el flujo o un aumento en el volumen del foso, dependerá de la atención de los perforadores y de la exactitud del sistema circulante. En ambos pozos tenemos un influjo de gas de 10 bbl.


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Manifestación vs. Manifestación Al Cierre 

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Pozo A – o Habrá una diferencia mayor entre los medidores DP y CP. La diferencia hidrostática entre 10 bbls de gas a 0.1 psi/pie y 10 bbls de lodo a 0.52 psi/pie es de 40 psi. o Si el pozo está estático por un periodo de tiempo, usted verá que el medidor DP y CP aumenta, a medida que la burbuja comienza a migrar hacia arriba en el pozo. Pozo B – o Los 10 bbl de gas se han convertido en 4 bbl de una solución que es menos que 10 bbl, pero más que la densidad del gas. En este ejemplo, la diferencia hidrostática del 10 psi. o El influjo ya no es gas, es un líquido que puede tratar de migrar, ya que su densidad es más baja. Si haya algún gas libre, entrará en solución al contacto con un fluido base fresco. Las indicaciones de superficie se verían como las de una manifestación de agua.


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Manifestación vs. Manifestación En el punto medio 

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Pozo A – o A medida que se circula el pozo, usando el método del perforador, se permite al gas que se expanda. Esto causa un aumento en el volumen del foso y un aumento en el medidor CP. El estrangulador normalmente requerirá ligeros ajustes de apertura para mantener la presión DP a la presión de circulación correcta. Pozo B – o A medida que se circula el pozo, usando el método del perforador, la solución no se expande. No hay incremento en el volumen del foso. Las indicaciones de superficie se verían como en una manifestación de agua.


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Manifestación vs. Manifestación Cerca de la Superficie 

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Pozo A – o La burbuja ha seguido expandiéndose y desplazando lodo del pozo. A medida que la burbuja se acerca a la superficie, la tasa de expansión aumentará y la tasa de aumento en la CP es una señal de que el gas se encuentra cerca de la superficie. ¡Alístese con el estrangulador! Ya que el gas libre continuará migrando, aún mientras se circula, la parte superior del gas alcanzará el estrangulador mucho antes que con un influjo en solución. Pozo B o En algún punto en el pozo, en el punto de burbuja, el influjo comenzará a salir de la solución debido a la presión más baja, e intentará expandirse rápidamente. Ya que el estrangulador está restringiendo esta expansión, la presión DP mostrará un aumento. Abrir el estrangulador permite que más de la solución se convierta en gas y comience otro ciclo. Aquí es donde mantener una BPH correcta se hace muy difícil. Entre más lenta sea la tasa de circulación, más fácil es. o Si la presión de superficie es lo suficientemente alta como para mantener el influjo en solución hasta después de que haya pasado el estrangulador, entonces la operación del estrangulador es simple, pero el separador lodo/gas tendrá que ser capaz de manipular la tasa de flujo inicial de gas.


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Gas Metano en Solución 

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Los hidrocarburos están compuestos únicamente de hidrógeno y carbono. Los átomos de carbono se unen en cadenas de diferentes longitudes. A medida que las cadenas se hacen más largas, son más pesadas. Moléculas de hidrocarburos de diferentes longitudes tienen propiedades y comportamientos diferentes. Por ejemplo, una cadena con un solo átomo de carbono en ella (CH4) es la cadena más ligera, conocida como metano. El metano es más ligero que el aire y se elevará si se expone a la atmósfera. La proporción gas - petróleo (GOR) es una medida de la cantidad de gas que está mezclada con un volumen de petróleo dado. Entre más alto el GOR, más profundamente en el pozo comenzará a aparecer el gas. o Asumiendo que el gas sea insoluble en agua, a medida que la cantidad de salmuera o agua y emulsificantes aumenta, la solubilidad del gas en el sistema de lodos disminuye. o A medida que aumenta la temperatura, la solubilidad del gas disminuye. o A medida que aumenta la gravedad específica, la solubilidad del gas disminuye. o A medida que aumenta la presión, la solubilidad del gas aumenta. o A presiones lo suficientemente altas, el gas se convierte en líquido y no es soluble. Si no se reconoce el influjo y el pozo se circula con el BOP abierto, el gas es capaz de salir de la solución rápidamente. Esto puede resultar en lodo siendo empujado por encima de los cojinetes. o Si se está circulando el pozo a través de un estrangulador totalmente abierto, con el BOP cerrado, la contraprestación ayuda a mantener al gas en solución y protege al pozo y a sus equipos. o En cualquier momento en que usted sospeche que ha tomado un influjo de gas soluble, o que es posible que usted haya tomado un influjo de gas soluble, circule el pozo con los últimos 2000 pies circulados a través de un estrangulador totalmente abierto.


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CO2 

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El dióxido de carbono es un gas incoloro que, cuando se inhala a altas concentraciones, produce un sabor amargo en la boca y una sensación de picazón en la nariz y la garganta. Estos efectos son el resultado del gas que se disuelve en la membrana mucosa y la saliva, formando una solución débil de ácido carbónico. Cuando se inhala en altas concentraciones (más del 5% en volumen), es inmediatamente peligroso para la vida y la salud de seres humanos y otros animales. El valor actual del umbral límite (TLV) o máximo nivel que se considera seguro para adultos sanos para un día de ocho horas es 0.5% (5000 ppm). El CO2 es más pesado que el aire y se asienta en lugares bajos sin ventilación adecuada. El CO2 se utiliza ahora en la mayoría de los sistemas supresores de incendios para desplazar el oxígeno y asfixiar cualquier llama. Esta asfixia aplica también para el personal expuesto a altas concentraciones deCO2. El CO2 es altamente corrosivo y puede causar floculación severa en lodos de base de agua. Es también altamente dañino para la torre, la tubería, el revestimiento, etc. Asegúrese de mantener programas adecuados de mantenimiento e inspección. El dióxido de carbono es soluble en agua. La solubilidad del CO2 aumenta con el aumento del pH.


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Inundación de CO2 

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Trabajar en pozos con áreas de inundación de CO2 ha llevado también a situaciones complicadas de control del pozo. La mayor parte de esas complicaciones se deben a los efectos de la presión en el agujero del pozo y de la temperatura sobre el CO2. Una inundación de CO2 típica inyecta alternativamente CO2 y agua dentro del yacimiento. Los cambios de fase del CO2 que ocurren complican las técnicas para matar el pozo. Calcular la densidad de peso de matar requerido es complicado si parte del fluido en el pozo está en la fase gaseosa y parte está en la fase líquida. En algunas áreas han solucionado esto presionando un peso de fluido conocido por el pozo y registrando una presión estática de superficie. Después de varias horas puede observarse una presión de superficie más alta, indicando la necesidad de un fluido de completamiento/Workover más pesado. Este fenómeno se debe principalmente a los efectos de la temperatura sobre el CO2. Aunque se había matado el pozo inicialmente, aún existe un banco de CO2 cerca del agujero del pozo. Cuando se detiene la circulación, aumenta gradualmente la temperatura de este banco de CO2, expandiendo el CO2 y aumentando la presión. En áreas de baja permeabilidad, la expansión localizada puede atrapar presión cerca del agujero del pozo que indica la necesidad de fluidos de mayor peso. En el tiempo, esta presión atrapada se disipará eventualmente dentro de una formación de baja permeabilidad. Los problemas de control de pozo asociados con un banco de CO2 cerca del agujero del pozo se han eliminado con éxito en la mayoría de los casos mediante lo siguiente: o Poniendo el pozo en un ciclo de inundación de agua antes del comienzo de las operaciones de workover. o Dejando el pozo cerrado por un periodo largo de tiempo, para permitir que se disipe la presión atrapada. o Fluyendo nuevamente el pozo y produciendo tanto CO2 como sea posible. La solubilidad del gas CO2 en agua es una función de la presión y la temperatura. Condiciones de pozo típicas llevarán a cantidades significativas de CO2 entrando en solución en presencia de agua. El gas CO2 en solución, junto con el CO2 en la fase líquida, pueden llevar a una rápida pérdida de presión hidrostática en el pozo cuando el gas alcanza el punto de burbuja cerca de la superficie mientras se circula la manifestación. Esta rápida pérdida de presión hidrostática tendrá que contrarrestarse mediante un aumento rápido en la presión de superficie y debe anticiparse cuando se circula la manifestación. El efecto de flash también puede hacer que un volumen grande de CO2 circule hacia abajo del estrangulador. Un tamaño adecuado de equipo de manipulación de gas en superficie es crítico en los pozos de CO2.


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Sulfuro de Hidrógeno (H2S) 

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La exposición a bajas concentraciones puede dar como resultado irritación ocular, irritación de garganta y tos, falta de aliento y fluido en los pulmones (edema pulmonar). Estos síntomas usualmente desaparecen en unas pocas semanas. La exposición a largo plazo, de bajo nivel, puede dar como resultado fatiga, pérdida de apetito, dolores de cabeza, irritabilidad, mala memoria, y mareo. Concentraciones mayores de 700 ppm tienden a ser fatales. Concentración en partes por millón:

0.003 - 0.02 10 ppm

100 ppm

200 ppm 500 ppm

700 ppm 1000 ppm

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Umbral de olor. Límite permitido de exposición para una exposición de ocho horas; olor obvio y desagradable .15 límite para exposición promedia por 15 minutos durante exposición continua por ocho horas. Anula el sentido del olfato en 3 – 15 minutos, puede causar ardor en los ojos y en la garganta. Peligro inmediato para la vida y la salud. Mata rápidamente el sentido del olfato. Ardor en los ojos y en la garganta. Ataca el centro respiratorio en el cerebro causando pérdida de conciencia en 15 minutos, mareo; requiere respiración artificial Pérdida rápida de la conciencia. Puede ser fatal sin un rescate pronto Inconsciencia inmediata y muerte en minutos si no hay un rescate pronto.

El edema pulmonar puede ser causado por un daño directo al pulmón, como el daño causado por gas venenoso o infección severa. El edema pulmonar es una acumulación anormal de fluido en los pulmones, que lleva a la inflamación.


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Sulfuro de Hidrógeno (H2S) 

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El H2S es un 18% más pesado que el aire y puede viajar alguna distancia cerca del suelo y puede acumularse en áreas bajas. El rango explosivo del H2S es extremadamente amplio, de 4.3% a 46% en volumen. La temperatura de autoignición del H2S es de 500°F. Cuando se perfora en un ambiente de H2S, se recomienda correr el fluido de perforación con un pH superior a 10 e incluir un secuestrador de H2S en el fluido. Algunas preocupaciones operacionales con H2S: o Ampollas de hidrógeno - Las ampollas de hidrógeno son un problema principalmente en ambientes ácidos. Frecuentemente no causan una falla quebradiza, pero pueden producir roturas o fugas. o Fragilización de hidrógeno - Este tipo de falla inducida por hidrógeno se produce cuando los átomos de hidrógeno ingresan en aceros de alta resistencia. Las fallas debidas a la fragilización de hidrógeno normalmente tienen un periodo en el cual no se observa daño, que se llama de incubación, seguido de una falla catastrófica súbita. Quemar H2S no solucionar su problema. Quemar H2S crea SO2. El SO2 es 22% más pesado que el aire. o El SO2 es un gas incoloro con un olor agudo e irritante. Es tóxico para los humanos y concentraciones tan bajas como 8 ppm producirán tos. El SO2 puede oxidarse a trióxido de azufre, que en presencia de vapor de agua se transforma rápidamente en una niebla de ácido sulfúrico, que es el principal componente de la lluvia ácida. El dióxido de azufre puede unirse a partículas que, si se inhalan, pueden causar efectos más serios. En cualquier momento en que usted se encuentre trabajando alrededor de esos gases, su operación debe tener planes de contingencia disciplinados, áreas seguras para protegerse, entrenamiento adecuado y monitoreo continuo. o Remítase al lineamiento OOGC HES 60.400.203.


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Capítulo 5: Otros métodos de control de pozo

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Método de esperar y pesar – Página 3 Comparación de presión – Página 4 Programa de reducción – Página 5, 6 Programas de caída de presión – Página 7, 8 Procedimientos W&W – Página 9 Tamaño de manifestación – Página 10 Método volumétrico – Página 11 – 19 Procedimientos volumétrico – Página 20 Decapado volumétrico – Página 23 – 29 Compresión de gas – Página 30 Métodos de lubricar y purgar – Página 31 – 35 Procedimiento de lubricar y purgar – Página 36 Bullheading – Página 37 – 39

Capítulo 5 – Otros Métodos de Control de Pozo

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Método de Esperar y Pesar  

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El método W&W es también un método de Presión Constante de Fondo de Pozo (CBHP). Involucra un mínimo de una circulación para matar el pozo. Después de obtener presiones estáticas estabilizadas, usted calcula lodo KW y comienza a pesar el sistema activo. Mientras pesa, un influjo de gas puede estar migrando y esto podría requerir que usted utilice el Método Volumétrico de control de pozos hasta que esté listo para circular (la parte de Esperar). Después de matar el pozo usted necesitaría circular y acondicionar el fluido. El método W&W requiere tasas registradas de bombeo lento y programas de bombeo calculado. Si su pozo es altamente desviado, o si tiene múltiples tamaños de tubería, requiere de complejas hojas de matar pozo para mantener una BHP exacta. Si hay un flotador en la sarta de taladro, usted debe bombear el flotador para obtener SIDPP y luego cerrar el pozo mientras mezcla el lodo KW. Con el método W&W, ambos lados del tubo en U tienen una hidrostática cambiante. Ya que el volumen de la sarta de taladro es menor que el volumen del anular (en la mayoría de los casos) y que la capacidad de la tubería es un valor exacto, calcularemos el cambio hidrostático en la sarta de taladro a medida que bombeamos lodo KW y creamos un programa de reducción de presión DP que tenga en cuenta el cambio hidrostático. La ventaja del método W&W ocurrirá si su lodo KW alcanzó la porción vertical del anular mientras una manifestación de gas se encontraba aún en la sección del agujero abierto por debajo de la zapata de revestimiento. La hidrostática adicional del fluido pesado permitirá una CP de superficie menor y una menor presión en la zapata de revestimiento.


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Comparación de Curca de Presión 

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Comparaciones originales mostraron la diferencia de presión entre la curva negra del Método del Perforador y la curva azul del Método W&W. Pudo sentirse que las presiones de revestimiento más bajas eran una ventaja en la protección de la zapata. La curva W&W original no tomó en cuenta la porción de Esperar de manera que pareció ser una ventaja sustancial. Una vez se ajustó el perfil de presión verdadero para el aumento de presión debido a la migración de gas, la diferencia de presión no fueron tan sustanciales. Ahora, otros factores, tales como tiempo, complejidad, exactitud, etc., comienzan a tener influencia sobre el método que se prefiere.


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Programa de Reducción 

Información dada:

SIDPP = 260 psi SICP = 350 psi Presión de Circulación Lenta (SCP) a 40 spm = 300 psi TVD/MD = 10,000 pies DP = 9500 pies de 5” DP Golpes de la superficie a la broca = 1615 golpes Lodo de peso para matar = 10.5 ppg

MW = 10 ppg DC = 500’ de 6.25”

ICP = SIDPP + SCP; ICP = 260 psi + 300 psi = 560 psi FCP = SCP x (KWM / OMW); FCP = 300 psi x (10.5 ppg / 10 ppg) = 315 psi 

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Yo calcularía el número de golpes requeridos para llenar la sarta del taladro con KWM y dividiría por el número de puntos de observación que elegí, para monitorear el progreso del llenado de la sarta del taladro. Para completar una hoja de matar W&W, calcularía la presión circulante inicial a 40 spm y la presión circulante final con KWM en la broca. La diferencia en esas presiones dividida por el mismo número del punto de observación que elegí arriba. Esto me dará la caída de presión por incremento. Incremento de golpes = golpes hasta la broca / (?) = Incremento de 100 golpes 1615 golpes / 16 = 100 golpes (ICP - FCP) / 16 = caída de presión por 100 golpes bombeados (560 psi – 315 psi) / 16 = 15 psi de caída de presión por 100 golpes bombeados

Mientras bombeo el KWM por la sarta de taladro, aumentaré la hidrostática. Por cada 100 golpes que bombeo, la hidrostática aumenta en 15 psi, de manera que el medidor DP debe reducirse en 15 psi/100 golpes para mantener constante la BHP. En el anular, el influjo se bombea hacia arriba por el agujero y si el gas se expande hará subir la CP. Ninguno de los lados del tubo en U tiene una hidrostática constante.

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Programa de Reducción 

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Método W&W - Una vez se llevan las bombas a 40 spm, manteniendo constante la CP, usted verificará que la ICP iguale la presión DP en el medidor. Si las presiones son diferentes, vuelva a calcular el programa de reducción. Si son iguales, ajuste el estrangulador para seguir el programa. Método del perforador - El anular está limpio, la hidrostática no está cambiando. Lleve las bombas hasta 40 spm, manteniendo constante la CP y continúe la manteniendo constante hasta que el KWM esté en la broca. Mientras llena la sarta de taladro con KWM, la presión DP en cualquier punto sería la misma en ambos métodos, si la BHP se mantuviera constante. FCP - Usted calculó el KWM con base en la SIDPP de 260 psi. El KWM debería "matar" esa cantidad de presión. Para "estimar" la FCP para el método del perforador, usted restaría la SODPP de la ICP inicial esperaría que la FCP fuera ligeramente mayor, debido a una presión de fricción de circulación más alta.


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Programa de caída de presión para pozos desviados Programa de caída de presión para pozos desviados   

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Para ser exacto, usted necesita compensar por el aumento de fricción de una densidad de fluido más pesado. Para ser exacto usted necesita compensar por un cambio en el ID en la sarta de taladro a medida que el KWM ingresa en la sarta cónica o en el BHA. Para ser exacto usted necesita tomar en cuenta la porción del agujero que no es vertical. Si usted no calcula un programa de caída de presión corregida, podría apegarse a mucho sobre balance y romper la zapata de revestimiento.


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Programas de presión complicados 

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Muchos de los pozos que perfora Oxy son altamente desviados, son pozos extendidos con sartas cónicas. Calcular un programa de reducción exacto requeriría hojas de cálculo detalladas. Dependiendo del pozo, del tipo de influjo, de la tasa de migración en la reología de su fluido particular y de la capacidad de mezcla de las torres, puede no haber ventaja con este método para disminuir la presión en la zapata de revestimiento. Por esta razón, recomendamos utilizar el método del perforador. Cuando se usa el método del perforador, la presión de revestimiento en superficie será mayor. Es asegúrese de que el separador lodo/gas es del tamaño correcto.

Pozo teórico vertical con un tamaño de tubería. Pozo desviado con desviación constante y un solo tamaño de tubería. Desviado en “S” al objetivo con un tamaño de tubería. Horizontal con un tamaño de tubería. Pozo desviado con desviación constante y dos tamaños de tubería.


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Procedimientos de esperar y pesar 1. Monitoree la presión estática mientras se prepara para comenzar a circular utilizando fluido de peso original. Registre las presiones de tubería de taladro y de revestimiento. Bombee el flotador si es necesario, para obtener la SIDPP. 2. Calcule y mezcle el lodo del peso para matar requerido. Mientras espera, mantenga constante la BHP utilizando del método volumétrico, si es necesario. 3. Calcule la presión de circulación final (FCP) y el programa correcto de reducción de presión. 4. Calcule los golpes necesarios para bombear KWM desde el foso al piso de la torre. (Capacidad de línea de superficie). Alinee para bombear KWM. Ponga en ceros el contador de golpes. 5. Mantenga constante la presión de revestimiento mientras lleva la bomba a la velocidad de la tasa para matar. ESTA VELOCIDAD SE MANTENDRÁ CONSTANTE. 6. Continúe manteniendo constante la presión de revestimiento hasta haber bombeado el volumen de la línea de superficie. Reinicie el contador de golpes. 7. Si la lectura del medidor DP iguala la ICP calculada, siga el programa de reducción. Si el medidor DP no iguala la ICP calculada, ajuste el programa de reducción según sea necesario y siga el nuevo programa. 8. Una vez que el KWM llegue a la broca, marque la presión DP y mantenga constante de esta presión hasta que el fluido que regrese sea de peso para matar. 9. Apague la bomba y cierre el pozo. Lea las presiones. (Deben ser cero). Verifique en busca de flujo a través de la línea del estrangulador. 10. Abra los preventores si el pozo está muerto.

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BHP = HID + MEDIDOR Anular Presión de superficie + Fricción + Hidrostática = BHP

Sarta de Trabajo Presión de superficie Fricción + Hidrostática = BHP

Peso de fluido = 9.6 ppg Grad. Fluido = 0.5 psi/pie TVD = 10,000 pies MD = 10,000 pies Zapata TVD = _______ pies Cap Anu. = 0.05 bbl/pie SIDPP = 300 psi SICP = 340 psi Ganancia de foso = 5 bbl

Hid = 0.5 psi/pie x (10,000 pies – 100 pies) = 4950 pies

Hid =

4950 psi hid lodo +10 psi hid gas 4960 psi

BHP = 5300 psi (usando tubo en U) Hid = -4960 Superficie = 340 psi Medidor CP

Hid = 0.5 psi/pie x 10,000 pies = 5000 pies

BHP =

300 DP medidor +5000 Hid 5300 psi

Respuestas: 1. Una manifestación mayor crearía una pérdida hidrostática mayor en el anular, por lo tanto CP aumentaría. La DP se mantendría igual 2. El agua salada es más pesada que el gas, por lo que la pérdida hidrostática total en el anular sería menor. La CP sería menor con una manifestación de SW. 3. Una manifestación de 5 bbl en un agujero más pequeño causaría una gran pérdida hidrostática en el anular. La CP sería mayor.

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El pozo está cerrado:

1. ¿Si la manifestación fuera de mayor tamaño cambiarían la DP y la CP? 2. ¿Si la manifestación fuera de agua salada cambiarían la DP y la CP? 3. Si el tamaño del agujero fuera más pequeño, cambiarían la DP y la CP?


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Método Volumétrico 

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El método volumétrico solamente se utiliza cuando tenemos una manifestación de gas que migra y que está aumentando nuestra CP y que no podemos circular, o cuando circulándola, no podemos controlar la BHP. Si la broca se encuentra sobre el fondo, o cerca de éste y no podemos circular, usaremos el método volumétrico hasta que seamos capaces de circular y luego pasaremos al método del perforador. Si estamos fuera del fondo, con una manifestación de gas migrando por debajo de la broca, el método del perforador no controlará la expansión de gas ni la BHP. A medida que el gas migra y no se le permite expandirse, aumenta la presión DP, la presión del revestimiento, la presión en la zapata y la BHP. Debemos purgar del pozo y permitir que la burbuja se expanda. Este es un proceso largo que requiere una medición exacta del lodo purgado del pozo y un control muy cuidadoso del estrangulador. Por esta razón el recomendamos que utilice el tanque de corrida para medir los retornos de lodo y el estrangulador manual para controlar la purga. Tenga paciencia, no trate de hacerle trampa al proceso para acelerar las cosas.


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Método Volumétrico     

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En cualquier momento en que la manifestación de gas se encuentre por debajo de la broca, SIDPP será igual a SICP. Debido a que el gas se encuentra por debajo de la broca no tenemos una columna hidrostática continua que podamos usar para calcular la BHP. Lo que sí sabemos, es que una vez las presiones se han estabilizado, nuestra hidrostática + presión de superficie igualan a la BHP. Si entendemos este balance, entonces podemos intercambiar aumento en la presión de superficie por disminución en la hidrostática. Vamos a dejar que el gas migre y aumente la presión de revestimiento de superficie. Esto aumentará la BHP y la presión en la zapata. Mire su último FIT/LOT y determine cuánto aumento de presión es seguro utilizar. (En mi ejemplo utilizaremos 100 psi). Utilice este aumento de presión y conviértalo a columna de presión hidrostática en el pozo. o Aumento de presión psi / gradiente de fluido psi/pie = pies de fluido o 100 psi / 0.5 psi/pie = 200 pies de fluido de fluido. Ahora, necesitamos saber cuántos barriles en mi anular son iguales a estos 200 pies. Ya que estamos purgando fluido desde la parte superior del pozo, utilizaremos esa capacidad anular para calcular. o Pies de fluido pies x capacidad anular bbl/pie = barriles a purgar o 200 pies x 0.05 bbl/pie = 10 barriles a purgar. Purgando los 10 bbl de fluido hemos reducido la hidrostática en el pozo en 100 psi. Esto disminuye nuevamente la BPH a la BHP estabilizada original.


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Método Volumétrico (Estática) 

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Comenzamos monitoreando nuestras presiones estáticas y determinando cuántos de esos parámetros se han estabilizado. Las 100 dpi determinadas fueron un rango de trabajo seguro con base en el último FIT/LOT. Se convirtieron las 100 psi a una hidrostática y se determinó que una purga de fluido de 10 bbls de fluido por cada 100 psi de aumento estabilizaría la BHP nuevamente en su presión estabilizada original. Alinear para purgar lodo a través del separador lodo/gas al tanque de corrida. (Asegúrese de que el separador está lleno y que cualquier fluido purgado desde el pozo se va a ver en el tanque de corrida).


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Método Volumétrico (Aumento de Presión)  

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El estrangulador está cerrado. Dejamos que el gas migre y que aumente la presión de revestimiento de superficie. Esto aumentará la BHP y la presión en la zapata. Mire su último FIT/LOT y determine cuánto aumento de presión es seguro utilizar. (En mi ejemplo utilizaremos 100 psi). o Aumento de presión psi / gradiente de fluido psi/pie = pies de fluido o 100 psi /0.5 psi/pie = 200 pies de fluido


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Método Volumétrico Primera Purga de Presión  

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Una vez haya aumentado la SICP, se purga fluido del pozo. Determinamos que 10 bbl de fluido (psi hidrostática) equivale a los 100 psi. o Pies de fluido pies x capacidad anular bbl/pie barriles a purgar o 200 pies x 0.05 bbl/pie 10 barriles a purgar Purgando los 10 bbl de fluido, permitimos que el gas se expanda y hemos reducido la hidrostática en el pozo en 100 psi lo que reduce la BHP nuevamente a la BHP estabilizada original. Si abrimos demasiado el estrangulador y permitimos que la CP caiga por debajo de 400 psi, permitiremos que ingrese mas gas al pozo y haga que todo sea más complicado. Debemos mantener constante la presión de revestimiento durante la purga. Recomendamos utilizar el estrangulador manual para un mejor control y.


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Método Volumétrico Purga de Fluido 

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Cuando pongamos fluido no estamos realmente purgando 200 pies de hidrostática fuera del pozo. Estamos purgando 10 bbls de volumen, permitiendo que el gas se expanda 10 bbls. Pero, ¿qué cambio ocurrió realmente en el gas? El método que utiliza Oxy para calcular barriles de fluido a purgar tiene un Factor de Seguridad integrado. El cálculo utiliza la Capacidad Anular en la parte superior del agujero. Conocemos las dimensiones exactas del ID del revestimiento y el OD de la tubería de taladro. No sabemos dónde se encuentra el gas, ni qué volumen anular ocupa. Si calculamos el aumento real en la altura del gas cuando purgamos; (si el gas está en el agujero abierto de 8 ½” por debajo de la broca) o 10 bbl / (ID2 / 1029.4) = o 10 bbl / (8.5 2 depulg / 1029.4) = o 10 bbl / 0.07 bbl/pie = 143 pies de cambio hidrostático Calculando un cambio de 200’, pero creando realmente un cambio de 143’ estamos ligeramente sobre balanceados: o 200 pies – 143 pies = 57 pies o 57 pies x 0.5 psi/pie = 28 psi de sobre balance para esta primera purga. En cualquier momento en que aumente la altura de la burbuja menos de lo que calculamos, ganaremos un ligero sobre balance. Cuando el gas está dentro del revestimiento x el anular de la tubería de taladro, la altura de la burbuja aumentará por la altura calculada. No es necesario añadir otro Factor de Seguridad, a menos que la zapata de revestimiento pueda resistir esta presión añadida.


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Método Volumétrico Segundo Aumento de Presión  

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Una vez se hayan purgado los 10 bbls y se haya cerrado el estrangulador, observe el medidor CP y permita que el gas continúe migrando y aumente la CP otras 100 psi. Para este momento, el tanque de corrida debe haberse drenado y debe estar listo para comenzar una nueva purga de fluido.


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Método Volumétrico Segunda purga de fluido   

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Recuerde mantener constante la presión de revestimiento a la nueva presión durante la purga. Este ciclo de aumento de presión / purga de fluido continuará hasta que usted observe gas en el estrangulador. El pozo estará cerrado y el método volumétrico estará completo. Este método está diseñado para controlar únicamente migración de gas. Una vez estabilizada la CP, usted no puede purgar el gas del pozo sin entrar en sub- balance y comenzar con otro influjo de gas.


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Método Volumétrico Gas en Superficie 

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Una vez esté completo el método volumétrico, el gas estará en la superficie. La presión CP y DP debería dejar de aumentar. Si el gas quedó confinado o se dispersó a través del fluido, entonces la CP podría continuar elevándose con la parte superior del gas ya en el estrangulador. En este caso usted dejaría aumentar la presión de revestimiento por la cantidad que usted ya seleccionó (100 psi) desde 700 psi a 800 psi, y luego purgaría la presión de revestimiento nuevamente a 700 psi, de manera lenta. Esto solamente funciona si no se está purgando fluido del pozo. Nunca purgue fluido y disminuya la CP al mismo tiempo en el método volumétrico. Esté siempre pendiente del balance entre hidrostática y presión de superficie. Para remover el gas y llenar el agujero con lodo, remítase al método Lubricar y Purgar.


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Procedimientos Volumétricos 1. Monitoree la SICP permitiendo que aumente aproximadamente 100 psi por encima de la presión estática original para un sobre balance. (Siempre remítase al último LOT/FIT antes de elegir este valor). 2. Calcule el volumen de lodo (bbl) requerido para igualar 100 psi de hidrostática en el agujero del pozo. La capacidad anular será la capacidad de la tubería de taladro por el revestimiento en la superficie. a. Barriles a purgar por 100 psi: Método Volumétrico (100 psi / Gradiente Lodo psi/pie) x Capacidad Anular bbl/pie. 3. Si no hay tubería en el agujero: a. Barriles a purgar por 100 psi: Método Volumétrico (100 psi / Gradiente Lodo psi/pie) x Capacidad de revestimiento bbl/pie. 4. Abra cuidadosamente el estrangulador y purgue lodo al tanque de corrida mientras mantiene constante la presión de revestimiento, hasta purgar la cantidad de lodo calculado en el tanque de corrida o en otro tanque calibrado. En cualquier momento la CP cae por debajo de la presión a la cual usted comenzó la purga - inmediatamente cierre el estrangulador y permita que la burbuja migre y vuelva a establecer la presión de revestimiento. 5. Lleve un registro de tiempo, presiones y volúmenes. 6. Réplica de esta secuencia de permitir aumentos en la presión de revestimiento y luego purgar un volumen calculado hasta que el influjo llegue a la superficie. 7. Una vez el gas se encuentra en la superficie, deje de purgar lodo del pozo. 8. Si la CP continúa aumentando (el influjo de gas que se ha detenido) permítale a aumentar las mismas 100 psi y luego purgue la CP nuevamente en la misma cantidad. NUNCA purgue lodo y disminuya la CP al mismo tiempo.

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Método Volumétrico Manifestación Pequeña 

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Si trazamos la presión de revestimiento durante los ciclos de aumento de presión / purga de fluido y las comparamos contra la curva de presión del método del perforador, podemos ver que mantienen constante la BHP dentro de la cantidad de presión que elegimos con base en nuestro FIT/LOT. El número de ciclos y el tiempo de purga será diferente en cada pozo. En este ejemplo, con una manifestación de 10 bbl, después de purgar 10 barriles, la manifestación se ha expandido y ha migrado más de la mitad de la distancia hasta la superficie. Esto es una función de la ley de Boyles.


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Método Volumétrico Manifestación Grande  

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En este ejemplo, con una manifestación grande, hay más ciclos de purga con un tiempo mucho más pequeño durante la purga. De nuevo, se demuestra la importancia de reconocer el influjo y de cerrarlo rápidamente.


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Movimiento de tubería bajo presión 

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El movimiento de tubería implica mover tubería dentro o fuera de un pozo bajo presión y bajo su propio peso. A medida que se mueve tubería en un pozo cerrado, atrapa presión en el pozo, aumentando la presión en el fondo, en el revestimiento y aumentando las presiones del agujero del pozo. Para controlar esto, utilizamos el método volumétrico de control de pozo para mantener una BHP constante mientras movemos la tubería. Típicamente, las operaciones de movimiento de tubería bajo presión ocurren durante las corridas, cuando se descubre que el pozo está fluyendo con la tubería fuera del fondo. La cantidad de tubería a mover es pequeña y la presión de superficies usualmente baja. Una vez el pozo está estático, la decisión de bajar tubería al fondo debe tomarse en un tiempo razonablemente corto. Mientras tomamos la decisión, y mientras nos preparamos para bajar tubería, el gas está migrando, la presión de revestimiento está aumentando y debe mantenerse un método volumétrico regular. Para bajar tubería dentro de un pozo, el pozo debe cumplir con lo siguiente: o ¿El pozo tiene un tanque de corrida calibrado que pueda medir con exactitud pequeños volúmenes de fluido purgado del pozo a través del estrangulador? o ¿La presión de cierre hidráulica en el anular puede controlarse y regularse independientemente? o En una situación de presión más alta; ¿la pila BOP permitirá un cierre doble de preventor alrededor de todos los diámetros de tubería? (Esto puede ser una combinación de los arietes, o de un ariete y un anular. Nunca utilice los arietes más bajos para mover tubería bajo presión. o ¿La distancia entre preventores es lo suficientemente grande como para permitir el cierre de ambos preventores con una junta de herramienta completa entre ellos? En la mayoría de las situaciones, usted no debería considerar mover tubería bajo presión, a menos que su torre será capaz de registrar pequeños volúmenes de manera exacta, que su anular se encuentre en buenas condiciones, que se encuentre cerca del fondo y que sus equipos estén capacitados. Si su pozo manifiesta mientras está fuera del agujero y hay necesidad de extender el movimiento de tubería o si la CP es mayor de 500 psi, usted no debería considerar el movimiento de tubería sin tener botellas de oleada instaladas en las líneas de cierre hidráulico.

Si su torre no está equipada para mover tubería con exactitud, entonces se recomienda no mover la tubería y controlar el pozo a la profundidad a la cual se detecte la manifestación.

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Volumétrico mientras se mueve tubería 1. Una vez se ha cerrado el pozo y se han estabilizado las presiones, centre el IBOP sobre el FOSV. Abra el FOSV y asegúrese de que el IBOP no tiene fugas. 2. Reduzca la presión de cierre anular hasta observar una pequeña fuga mientras mueve tubería, pero asegúrese de que el anular no tiene fugas mientras la tubería está estática. 3. Mueva tubería dentro del pozo (con el estrangulador cerrado) hasta que la CP aumente la cantidad de la presión de trabajo. (Ejemplo, 100 psi) más cualquier factor de seguridad deseado (como con todos los factores de seguridad (SF), verifique su último LOT/FIT para determinar este SF). 4. Continúe moviendo tubería dentro del pozo, purgando fluido para mantener la presión de revestimiento constante. Registre el volumen de fluido purgado por cada lingada de tubería que mueva. 5. Cuando la "diferencia" (fluido purgado adicional por encima del volumen de desplazamiento teórico de la tubería) sea igual al aumento calculado en el volumen de fluido: aumente la presión de revestimiento (moviendo tubería adicional sin purgar fluido) en una cantidad igual al aumento de presión predeterminado (psi). 6. Una vez haya visto el aumento de presión adicional, repita los pasos 4 y 5 hasta que alcance su profundidad de circulación deseada. 7. A medida que mueve la sarta dentro del agujero, será necesario llenar la tubería ya que el flotador y/o el BOP interno podrían evitar que se llene desde el fondo. Tenga cuidado de no permitir que los volúmenes de fluido utilizados para llenar la tubería confundan las mediciones de fluidos en el anular. 8. Ya que el 90% de la expansión de gas ocurre en el 10% superior de la profundidad del agujero vertical, la tubería de taladro puede llegar al fondo antes de haber alcanzado el primer aumento de fluido si se reconoce el influjo antes de haber sacado una longitud sustancial de tubería.

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Movimiento de tubería volumétrico 

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Previamente determinamos que podríamos mantener constante la BHP a medida que el gas migraba purgando 10 bbl de lodo por cada 100 psi de aumento en la CP. o Aumento de presión psi / gradiente de fluido psi/pie = pies de fluido o 100 psi / 0.5 psi/pie = 200 pies de fluido o Pies de fluido pies x capacidad anular bbl/pie = barriles a purgar o 200 pies x 0.05 bbl/pie = 10 barriles a purgar Al comenzar a mover tubería dentro del pozo, debemos también purgar un volumen de fluido que sea igual al volumen de acero bajado dentro del pozo. o 5” DP = 52 pulgadas / 1029.4 = 0.0243 bbl/pie o 0.0243 bbl/pie x 93 pies = 2.3 bbl/tiro.


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Movimiento de tubería volumétrico   

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Comience a mover tubería con el estrangulador cerrado. Aumentará la presión de revestimiento Deje que la CP aumente 50 psi (nuestro factor de seguridad de ejemplo)


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Rev. 7 12/2010

Continúe corriendo tubería con el estrangulador cerrado. La presión de revestimiento aumentará. Permita que la CP aumente 100 psi (nuestra presión de trabajo de ejemplo)


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Continúe corriendo tubería mientras purga fluido ataque de corrida, manteniendo constante la CP a 450 psi. Registre los barriles purgados para cada tiro. (Cada purga deberá ser mayor que 2.3 barriles para compensar la expansión del gas). Una vez que el volumen de fluido iguale los 10 bbls de fluido purgado para la presión de trabajo + el desplazamiento de tubería, cierre el estrangulador y continúe corriendo con el estrangulador cerrado.


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Permita que la CP aumente 100 psi (nuestra presión de trabajo de ejemplo) hasta 550 psi. Una vez la BHA comience a ingresar al influjo, la CP aumentará rápidamente. Una vez la broca se encuentre cerca del fondo, o usted crea que la broca se encuentra por debajo del influjo, deje de correr tubería y comience el método del perforador.


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Compresión de Gas  

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Ya hemos visto la Ley de Boyles y entendemos la expansión de gas. Pero, ¿qué sucede cuando comprimimos el gas? Ley de Boyles o P1 x V1 = P2 x V2 o 20 psi x 1 galón = 40 psi x V2 o (20 psi x 1 galón) / 40 psi = 0.5 galón Se comprimimos el gas, entonces también aumentamos la presión en el gas.


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Lubricar y Purgar Estática 

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Cuando comenzamos a bombear fluido dentro del pozo, ha aumentado la presión hidrostática que se ve dentro del agujero, pero que no se ve en superficie. Podemos calcular una presión hidrostática si conocemos el peso y la altura del fluido bombeado. Debido a la compresión de gas, también aumentamos la presión en el gas. Este aumento de presión puede verse en el medidor de superficie y también se siente dentro del agujero. Una vez conocemos la presión total aplicada al pozo, sabemos cuánto hemos aumentado la BHP y, lo que es más importante, la presión en la zapata. Utilizar el método de Lubricar y Purgar puede exceder la presión de fractura en la zapata de revestimiento y no debería utilizarse sin consultar con el Superintendente de Perforación Recuerde, el gas ya no está migrando, las presiones de superficie no aumentarán. Usted tiene tiempo para planear y obtener ayuda.

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Lubricar y Purgar En la zapata 

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El cálculo para los barriles a bombear es el mismo cálculo que para los barriles a purgar en el método volumétrico. o Presión / Gradiente de fluido = Altura de fluido pies o Altura de fluido x Capacidad anular = Barriles a bombear Si utilizamos nuevamente el mismo pozo, entonces; o 100 psi / 0.5 psi/pie = 200 pies de fluido o 200 pies x 0.05 bbl/pie = 10 bbls Entonces, ¿qué pasaría si bombeamos 10 bbls de fluido en este pozo?


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Lubricar y Purgar En la zapata 

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Si el gas tienen un gradiente de 0.1 psi/pie y el fondo del gas se encuentra a 2000 pies, entonces la presión en la zapata es: (A) o 0.1 psi/pie x 2000 pies = 200 psi hidrostática gas o 0.5 psi/pie por 1000 pies = 500 psi hidrostática fluido o La presión en la zapata es 700 psi (superficie) + 700 psi hidrostática = 1400 psi. Si bombeamos 10 bbl de fluido y adicionamos 100 psi de hidrostática, también comprimimos el gas. Si comprimimos el gas por 200 pies, la presión de superficie subiría +/- 75 psi. La presión añadida a la zapata (y BHP) sería de 175 psi. Esto sería un peso de lodo equivalente (EMW) de 10.1 ppg. No hay problema. Si todo lo demás permanece igual, excepto que teníamos 1000 pies de gas y 2000 pies de fluido: (B) o 0.1 psi/pie x 1000 pies = 100 psi hidrostática gas o 0.5 psi/pie por 2000 pies = 1000 psi hidrostática fluido o La presión en la zapata es 700 psi (superficie) + 1100 psi hidrostática = 1800 psi. Si bombeamos los mismos 10 bbls y adicionamos 100 psi de hidrostática, comprimiremos el gas y la presión de superficie subirá a 875 psi. La presión añadida a la zapata y la BHP serán de 275 psi. Esto sería un EMW de 13.3 ppg y excedería el valor FIT.


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Lubricar y Purgar ¿Cómo Sabemos?  

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Con base en la EMW de su zapata, elija un aumento de presión que usted considere seguro para trabajar. Calcule cuántos barriles de fluido le darán este aumento. Alinee su bomba de lodos y bombee tan lentamente como sea posible dentro del anular. Vigile el medidor CP. NO permita que este medidor aumente más que el aumento de presión que usted había elegido. o Si usted elige 100 psi de hidrostática (10 bbls) y su medidor DP estática era de 700 psi y, a medida que comienza a bombear, observe tanto el fluido bombeado, como el medidor CP. o Cuando haya bombeado los 10 bbls, detenga el bombeo y registre el aumento de presión en el medidor. Si el medidor CP aumento a 800 psi antes de terminar el bombeo, deténgase y calcule cuántos barriles bombeó realmente. Utilizando esta técnica, el máximo sobre balance que usted tendría (en nuestro ejemplo) sería 200 psi. 100 psi de hidrostática + 100 psi de compresión al mismo tiempo.


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Lubricar y Purgar Procedimiento  

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Después de bombear los 10 bbl, espere y permita que el fluido caiga a través del gas. Si usted tiene 2000 pies de gas, esto podría tomar algún tiempo. Para regresar la BHP a su valor inicial, usted purgará gas en el estrangulador. Su nueva presión de revestimiento debe ser: o 775 psi (Nueva lectura) – 175 psi (aumento en BHP) = 600 psi CP Cuando usted abre el estrangulador, si tiene algún retorno de fluido, cierre inmediatamente el estrangulador. No purgue presión de revestimiento y fluido al mismo tiempo. Continúe con esos ciclos de bomba - purga hasta que se llene el agujero y la presión de revestimiento se acerque a 0 psi, o hasta que usted no pueda bombear sin que la presión del revestimiento suba demasiado. En operaciones de campo, es una buena práctica bombear un fluido ligeramente más pesado para asegurarse de que el pozo esté muerto antes de que el volumen de gas sea tan pequeño que la compresión se vuelva excesiva.


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Bullheading

1. Con gas en la superficie y con SICP sin aumentar más:  Calcule el volumen de lodo (bbls) requerido para igualar 100 psi de hidrostática en el agujero del pozo. La capacidad anular será la capacidad de la tubería de taladro x la capacidad de revestimiento en la superficie.  Barriles a bombear por 100 psi: Método de lubricar y sangrar (100 psi / Gradiente de lodo psi/pie) x Capacidad anular bbl/pie Elegir el aumento hidrostático dependerá del valor LOT/FIT de la zapata de revestimiento expuesta. Nuestro ejemplo está utilizando 100 psi únicamente a manera de ejemplo. 2. Registre la SICP. Alinee sobre la línea de matar. Bombee muy lentamente dentro del anular mientras monitorea el medidor CP. Continúe bombeando hasta que –  Usted haya bombeado el volumen requerido (= 100 psi hidrostática)  usted haya comprimido el gas en el anular y haya aumentado la SICP en 100 psi. 3. Detenga la bomba de lodo. Permita que el lodo caiga lo suficientemente profundo en el agujero como para evitar purgar algún fluido al abrir el estrangulador. 4. Registre la SICP. Adicione el aumento en la presión visto en el medidor CP más la presión hidrostática bombeada dentro del pozo.  Si todas las 100 psi de hidrostática se bombearon en el pozo y si el medidor CP aumentó en 30 psi, entonces el aumento BHP fue de 130 psi.  Si el medidor CP aumentó en 100 psi y si usted calculó haber bombeado 70 psi de hidrostática dentro del pozo, la BHP aumentó en 170 psi. 5. Abra lentamente el estrangulador y purgue esta cantidad de presión del pozo. NO purgue ningún fluido. 6. Repita este ciclo hasta que ya no sea capaz de bombear dentro de estos parámetros. La experiencia en el campo ha mostrado que lubricar y bombear es más exitoso cuando el lodo lubricado es ligeramente más pesado que el lodo en el pozo.

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Bullheading 

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El Bullheading consiste en bombear dentro del pozo, a una presión y volumen que sobrepase la presión de la formación y la tasa de migración, y forzando al influjo de regreso dentro de la formación. El Bullheading debe considerarse como una opción cuando: o El influjo tenga el potencial de contener H2S y su plan de pozo no esté diseñado para H2S en la superficie. o El tamaño y la presión de la manifestación pueden exceder las limitaciones de su equipo de superficie. o Usted se encuentra fuera del fondo o fuera del agujero y volver a correr tubería en el pozo no es una opción. La decisión para hacer Bullheading debe tomarse rápidamente. o Si las presiones de superficie comienzan a aumentar, es señal de que usted tiene una manifestación de gas migrando y un Bullheading efectivo se hace más difícil se mueve más arriba dentro del pozo. o Si el influjo es agua o petróleo, podría comenzar a contaminar el fluido de perforación y requeriría una presión de bombeó más alta para superar la permeabilidad de la formación y aumentaría el riesgo de fractura de una formación más débil. Antes de llevar a cabo Bullheading usted debe considerar: o Si el influjo fue el resultado de un sub-balance o si el influjo fue suabeado. o ¿Necesitará aumentar la MW y desplazar todo el volumen del anular, o puede usted utilizar el MW y desplazar el volumen del influjo? Si la manifestación es el resultado del sub-balance, usted deberá hacer bullheading al influjo dentro de la formación, utilizando la MW existente para evitar la migración. Más bullheading puede ser necesario después de aumentar la MW. o ¿Sus bombas tienen el tamaño suficiente para entregar suficiente volumen como para superar la migración de gas? La velocidad con la que usted está empujando fluido por el pozo debe exceder la velocidad de la migración de gas para ser capaces de "empujar" el gas. o

¿Cuál es la máxima presión de superficie que usted puede tener con la MW que está bombeando? Exceder la presión de fractura puede causar pérdidas por encima de la manifestación y su capacidad para "empujar" la manifestación ha desaparecido. Su riesgo de un reventón subterráneo es muy alto.

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Bullheading Entienda sus opciones  

Dada la siguiente información, ¿Puedo hacer bullheading a este influjo? 12 ¼” agujero abierto 5” Tubería taladro Área H2S conocida Rendimiento bomba = 0.1129 bbl/golpe

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Asuma que el gas está migrando a 3000 pies por hora o 3000 pies/hora / 60 minutos/hora = 50 pies/minuto, tasa de migración Calcule la capacidad anular en toda la sección del agujero abierto: o (12.252 pulgadas) / 1029.4 = 0.146bbl/pie, capacidad alrededor de la tubería de taladro. Si el gas está migrando a 50 pies/minutos en un agujero de 0.121 bbl/pie, entonces: o 50 pies/minuto x 0.146 bbl/pie = 7.03 bbl/min, tasa de migración Necesitamos bombear que esta tasa, entonces: o 7.03 bbl/min / 0.1129 bbl/golpe igual 65 spm o Necesitamos bombear a un mínimo de 65 spm - ¡Esto es posible!


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Bullheading Entienda su pozo 

Dada la siguiente información, ¿debería tratar de hacer bullheading a este influjo? 8 ½” Agujero abierto 6” cuellos de taladro Rendimiento bomba = 0.1129 bbl/golpe. Es un área conocida de H2S y no tenemos planes para la manipulación del H2S.

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Presión LOT en la zapata = 12.5 ppg x 0.052 x 3000 pies = 1950 Presión estática en la zapata = (0.5 psi y/pie x 3000 pies) / 340 psi = 1840 psi o 1950 psi - 1840 psi = 110 psi por debajo de la presión de prueba, por lo tanto: o 340 psi + 110 psi = 450 psi presión máxima de la bomba. ¿Podemos llegar a 10 spm antes de aumentar la CP a 450 psi? Esto dependería de la permeabilidad de la formación, de la reología del fluido y de la geometría del agujero. ¿Qué hay acerca de las 300 psi de sub-balance? ¿Debería tratar de aumentar el peso de lodo? ¿Puede mezclarse el KWM antes que el gas haya migrado demasiado alto en el agujero? Si estamos bombeando KWM necesitaremos crear un programa de reducción para la presión de revestimiento a medida que se bombea lodo pesado a la zapata. ¿La formación que fluye es una zona de producción y el bullheading del volumen anular la dañaría permanentemente?

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¿Debería hacer bullheading con los +/- 5 bbls de H2S y luego circular el segundo paso del método del perforador para llevar el KWM? Si podemos hacer bullheading sin exceder las 450 psi de presión máxima, entonces ésta podría ser la mejor opción. Todavía tenemos el potencial de que alguna cantidad de H2S entremezcladas del fluido circula la superficie. ¿Es este riesgo aceptable con el equipo y con las contingencias para H2S en la torre?


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Capítulo 6: Equipo de Control de Pozo

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Desviadores – Página 3, 4 Clasificaciones de BOP API RP 53 – Página 5 Taras de presión – Página 6, 7 Cabeza rotatoria – Página 8 Preventores anulares – Página 9 – 14 Preventores de ariete – Página 15 – 22 o Asistidos por presión – Página 17 o Agujero de drenaje – Página 19 Válvulas – Página 23 – 25 Estrangulador y Líneas para matar – Página 26 Múltiples – Página 27, 28 Operación del estrangulador – Página 29 Estranguladores – Página 30 – 33 Acumulador – Página 34 – 43 Separador lodo/gas – Página 44 o Criterios de diseño – Página 45 – 48 Degasificador de vacío – Página 49, 50 Válvulas de tubería de taladro – Página 51 – 53 Empaques de anillo – Página 54 – 59 Pruebas BOP – Página 60, 61 Prueba Tapón & Copa – Página 62, 63

Las siguientes recomendaciones de sistemas de equipos de control de presión siguen el API RP 53 Tercera Edición 1997. Los requerimientos aplicables de occidental siguen el SOP 15 – MASP - Prueba de Revestimiento – Prueba BOPE. o Cualquier desviación de este SOP requiere una Gestión de Cambio (MOC) Nivel 2 para pozos de desarrollo de rutina y un MOC Nivel 5 para pozos no rutinarios, a menos que se especifique lo contrario en este SOP. o Estos requerimientos son mínimos y no reemplazan ninguna regulación ni requerimiento local.

Capítulo 6 – Equipo de Control de Pozo

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Desviadores No es un dispositivo de control de pozo 

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API RP 53 – o 4.1 - A menudo se utiliza un sistema desviador durante la perforación de la parte superior del agujero. Un desviador no está diseñado para cerrar ni para detener el flujo, sino que permite dirigir el flujo lejos de la torre. El desviador se utiliza para proteger al personal y al equipo, redirigiendo el flujo de gas de baja profundidad y los fluidos del agujero del pozo que emanan del pozo a una línea de ventilación remota. o 4.2.3 - Pueden utilizarse BOP anulares convencionales, desviadores de tipo inserto, o cabezas rotatorias como desviadores. La clasificación de presión de trabajo del desviador y de las líneas de ventilación están diseñadas y tienen el tamaño para permitir el desvío de fluidos del pozo mientras se minimiza la contra presión del agujero del pozo. Las líneas de ventilación son típicamente de 10 pulgadas (24.5 cm) o más grandes para mar adentro y de seis pulgadas (15.24 cm) o mayores para operaciones en tierra. o Si el sistema desviador incorpora una válvula en las líneas de ventilación (remítase al API RP 64), estas válvulas deben ser de apertura total y de calibre total (deben tener al menos la misma apertura que la línea en la cual están instaladas). El sistema debe controlarse hidráulicamente de manera que al menos una línea de ventilación se encuentre en posición abierta antes de cerrar el elemento desviador. Típicamente, la mayoría de las operaciones redirigen la línea hidráulica que se cierra, al puerto cerrado del anular y al puerto abierto de la válvula de bola de la línea de ventilación. Debido al menor requerimiento para funcionar, cuando se aplica presión sobre la línea hidráulica de cierre, la válvula se abrirá antes de que se cierre la bolsa del anular, la válvula de bola debe estar en buenas condiciones y funcionando libremente para que esto tenga éxito.


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Desviadores

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Un estudio MMS interno llevado a cabo en 1983, indicó una tasa de falla de desviadores de aproximadamente 67% los principales mecanismos de la falla identificada incluyeron: 1. Falla de la apertura de la válvula neumática del desviador 2. Aparición de flujo del pozo en la superficie por fuera del revestimiento. 3. Falla debida a la erosión por fluido de pozo que contiene arena de formación. 4. Falla de los conectores en la manguera flexible. 5. Falla del sello del empacador anular. 6. Falla debida a una línea de desviador taponada, y 7. Falla de la tubería del desviador debido a un anclaje inadecuado. La mayoría de estas fallas se debieron a un inadecuado mantenimiento, pruebas y entrenamiento. Ya que los sistemas desviadores rara vez se emplean, el personal de campo en la industria a menudo deja de reconocer su importancia. MMS revisó sus prácticas reguladoras para requerir líneas de desviador más largas, menos dobleces y pruebas regulares de los componentes del desviador. Se hizo un esfuerzo por identificar incidentes involucrando el uso de desviadores desde 1990 y para determinar la efectividad de los sistemas de desviación cuando fueron necesarios. Se encontró que la tasa de fallos en los desviadores ha disminuido en gran medida. El principal mecanismo de falla actualmente es la erosión debida al flujo de fluido de formación que contiene arena, cuando se experimentan velocidades de flujo muy altas. La principal función del desviador es dar tiempo para que el equipo de la torre implante un procedimiento de abandono de torre de manera ordenada.


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BOP’s

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API RP 53 – o 6.2 – Cada BOP instalado debería tener, como mínimo, una presión de trabajo igual a la máxima presión de superficie anticipada. Los códigos de componentes recomendados para la designación de conjuntos de pila BOP son los siguientes:  G = cabeza rotatoria  A = BOP tipo anular  R = BOP tipo ariete sencillo con un conjunto de ariete de tubo, bien sea vacíos o para tubería, según prefiera el operador.  Rd = BOP de tipo doble ariete con dos juegos de arietes, posicionados según la preferencia del operador.  Rt =BOP de triple ariete con tres juegos de arietes, posicionados según la preferencia del operador.  S = Spool de perforación con conexión de salida lateral para las líneas de estrangulador y de matar.  K = presión de trabajo de 1000 psi. Los componentes BOP típicamente se describen de abajo hacia arriba, a partir de la pieza más inferior del equipo permanente de cabeza de pozo, o desde el fondo de la pila BOP.

10K – 13 5/8 - RSRdA 

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Esta pila BOP tendría una tara de 10,000 psi (69.0 MPa) de presión de trabajo, tendría un calibre de 13 5/8 de pulgada (34, 61 cm), y estaría arreglada como se muestra a continuación. Los BOP anulares pueden tener una presión de trabajo con una tara menor que los BOP de ariete.


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Clase III (ARR 3-5K) BOPE 

Un carrete de perforación y su ubicación en el arreglo de la pila es opcional. o API RP 53 - 6.6 - Las líneas de estrangulador y de matar pueden conectarse bien sea a las salidas laterales del BOP o a un carrete de perforación instalado por debajo de al menos un BOP capaz de cerrar sobre la tubería.

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Cada pila BOPE/ configuración de cabeza de pozo, con una tara de 5000 psi o menos constará de un mínimo de un preventor anular, un ariete de tubo y un ariete ciego. (Según API RP 53 5.6). Los arietes ciegos se ubicarán en la cavidad inferior de una pila de los arietes. Se probarán todos los BOPE según el MASP, Prueba de Revestimiento y Prueba BOPE (Procedimiento operacional estándar) SOP, que incluye pruebas BOPE a un intervalo máximo de 21 días o con mayor frecuencia según las regulaciones locales.

Oxy

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Clase IV (ARRR 10K) BOPE Oxy 

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Cada pila BOPE/ configuración de cabeza de pozo con una tara de presión mayor que 5000 psi y constará de un mínimo de un preventor anular, dos ariete de tubo para la tubería de taladro en uso y un ariete ciego/de corte. (Según API RP 53). Si no hay disponible un ariete ciego/de corte entonces todas las actividades de cable en agujeros de pozo utilizarán un lubricador adecuadamente instalado y probado, que reciba toda la longitud de la herramienta). Los arietes ciegos se ubicarán en la cavidad de ariete media de una pila de tres arietes. Este equipo se probará y calibrará en cada zapata de revestimiento, al igual que en cada prueba BOPE, y se registrará en todos los informes de prueba BOPE. Se probarán todos los BOPE según el MASP, Prueba de Revestimiento y Prueba BOPE (Procedimiento operacional estándar) SOP, que incluye pruebas BOPE a un intervalo máximo de 21 días o con mayor frecuencia según las regulaciones locales. Los arreglos de ariete y válvula variarán con base en las necesidades de la operación. Control de Pozos Oxy recomienda un juego de arietes de tubo por debajo de la salida de la línea del estrangulador. Estos arietes están dedicados a aislar el agujero del pozo en el evento de una fuga de superficie. No deben utilizarse durante la circulación. Están allí únicamente a modo de "arietes de seguridad".


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Cabeza Rotatoria

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Las cabezas rotatorias se utilizan principalmente en operaciones sub-balanceadas para permitir la rotación de la sarta de taladro mientras se circula a través del estrangulador. Debería considerarse una cabeza rotatoria en operaciones donde exista la probabilidad de que entre gas a la solución. A medida que el gas alcanza el punto de burbuja y sale de la solución, la expansión súbita ha demostrado descargar lodo sobre la porción superior del pozo. El uso de una cabeza rotatoria en esas situaciones proteger a los equipos y al medio ambiente. Los elementos de caucho son típicamente un caucho adecuado para fricción, que se diseña para permitir un fácil cambio en la medida en que se desgastan los elementos. Cada fabricante tiene diferentes cabezas de presión operacional, equipo de soporte y características operacionales. Asegúrese de que todos los equipos entiendan el propósito y la función de cualquier equipo de control de presión.


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Preventores Anulares

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Elementos anulares, algunas veces llamados la "bolsa", son una masa de forma circular de compuestos de caucho especializado, con insertos de acero adheridos o dentro del caucho. Se energizan mediante compresión. Un pistón hidráulico por debajo del elemento se fuerza mediante fluido hidráulico desde el acumulador. Una "cabeza" en la parte superior del anular evita que el elemento se mueva con el pistón. La compresión creada, fuerza al caucho a extruirse dentro del agujero del pozo. Entre mayor es la fuerza de cierre, más compresión se crea. La mayoría de los anulares se ven afectados por la presión creada por debajo de la "bolsa", por la presión del agujero del pozo. Esto se llama "asistido por agujero de pozo". El fabricante proporcionará tablas para la presión hidráulica de cierre correcta y para la presión de pozo para evitar que el elemento aplaste los tubulares o que se dañe el elemento de caucho. Los anulares pueden cerrarse y efectuar un sello alrededor de cualquier tamaño de tubular, kellys de forma irregular y pueden cerrarse en un agujero abierto, aunque no se recomienda. Ningún anular está diseñado para cerrarse alrededor de tubulares múltiples en el pozo. Si se corre una sarta dual usted debe apoyarse en arietes de sarta dual. Los elementos anulares vienen en muchos compuestos diferentes para funcionar a diferentes temperaturas, fluidos y ambientes de trabajo.


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Cuidado del Caucho

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El servicio esperado de H2S y CO2 no afecta la selección del material de empaque. El servicio de H2S y CO2 reducirá la vida de servicio de los productos de caucho, pero la mejor vida de servicio general se obtiene ajustando el material de la unidad de empaque a los requerimientos del fluido de perforación específico. El desempeño de los materiales elastoméricos puede variar significativamente, dependiendo de la naturaleza y extensión de la exposición a sulfuro de hidrógeno. El operador debe monitorear frecuentemente la integridad del sello de presión para garantizar que no haya ocurrido ninguna pérdida de desempeño. El envejecimiento de partes de caucho se basa en varios factores incluidos la luz, la atmósfera, la temperatura y el tamaño. o La luz directa, especialmente la luz solar que contiene rayos ultravioleta es dañina y debe evitarse. o El ozono en la atmósfera reacciona con las partes de caucho y fomenta el deterioro. Las partes de caucho nunca deben almacenarse cerca de equipo eléctrico debido a la ocurrencia de ozono. o Almacene las partes de caucho en su forma natural, no cuelgue anillos-O sobre clavos o ganchos. o El calor causa un endurecimiento gradual del caucho, especialmente en presencia de ozono u oxígeno. En climas calientes y húmedos, particularmente en los trópicos, los hongos y las bacterias atacan el contenido orgánico en partes de caucho reforzado. o Las partes de caucho pasan por varias clases de cambios cuando se exponen a bajas temperaturas. En temperaturas de – 40°F (-40°C), el caucho se vuelve frágil y se astilla cuando se deja caer o se manipula de forma brusca. Algunos cambios ocurren inmediatamente, otros luego de una exposición prolongada. Todos son reversibles; el caucho retoma sus propiedades originales cuando regresa 65° F, (18°C), o temperatura ambiente. Las condiciones de almacenamiento son importantes para obtener la vida máxima de la unidad de empaque. Las unidades de empaque deben almacenarse en un área de almacenaje fresca, seca y obscura. Es también mejor practicar el "primero que entra, primero que sale", al almacenar unidades de empaque.


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Limitaciones del anular 

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Presión hidráulica aplicada del lado de la apertura mueve el pistón hacia abajo. La bolsa se abre debido a su propia resilencia, las bolsas viejas pueden no abrirse con rapidez. No mueva la tubería hasta que haya confirmado que la bolsa está abierta. Durante operaciones de control de pozo, la tubería de taladro puede reciprocarse y las juntas de herramienta pueden correrse a través de una unidad de empaque cerrada, mientras se mantiene un sello completo en la tubería. La vida de la unidad de empaque más larga se obtiene ajustando la presión de la cámara de cierre apenas lo suficiente como para mantener un sello sobre la tubería de taladro, con una ligera cantidad de fuga de fluido de perforación a medida que la junta de herramientas pasa a través de la unidad de empaque. Esta fuga indica la presión de cierre utilizable más baja para un mínimo desgaste de la unidad de empaque y proporciona lubricación para el movimiento de la tubería de taladro a través de la unidad de empaque. Si se hace reciprocado a la tubería, mantenga la dirección del movimiento por tanto tiempo como sea posible. El cambio de dirección es muy dañino para el caucho. Rotar la tubería mientras se cierra puede crear temperaturas extremas en el área de contacto entre el elemento y la tubería. Ha habido casos de falla en la tubería debidas a este calor concentrado. La vida de la unidad de empaque se reduce cuando se utiliza para operaciones de corrida. La válvula del regulador de presión debe ajustarse para mantener la presión de cámara de cierre apropiada. Si la válvula del regulador de presión no puede responder con suficiente rapidez para un control efectivo, debe instalarse un acumulador en la línea de control de la cámara de cierre cerca del BOP - pre cargue el acumulador a +/- 50% de la presión de cierre requerida. Consulte el manual de operaciones para cada preventor anular para información específica.


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Anulares Hydril

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Hydril es el preventor anular más común para BOP de superficie. Cuentan con MSP (típicamente utilizado como desviador), GK, GL, GX y GXS. GK, GL y GX son asistidos por pozo. EL MSP no es asistido por pozo. El GK está diseñado para ser asistido por presión de pozo en el mantenimiento del sello de la unidad de empaque una vez que ha efectuado el sello inicial. A medida que aumenta la presión del pozo, el cierre se mantiene únicamente mediante presión de pozo. Las excepciones son el GK 6-1/16” - 15,000 y 20,000 psi que no son asistidos por presión de pozo y la presión de cierre debe mantenerse en el BOP para garantizar el sello. (Remítase al manual del operador para las curvas de presión de cierre). El GL tiene una cámara de cierre secundaria, principalmente para balancear la hidrostática del elevador marino. Se conecta con la cámara de cierre primaria para operaciones de superficie, esto puede crear una fuerza de cierre muy alta. Los sellos en la parte superior y en la parte inferior del pistón están expuestos a los sólidos del pozo y son los más propensos a fallar.


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Anulares Cameron D y DL 

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En el diseño del Cameron DL, la presión de cierre fuerza al pistón operacional y a la placa empujadora hacia arriba para desplazar la rosquilla de elastómero sólido y forzar al empacador a cerrarse hacia adentro. A medida que se cierra el empacador, los insertos reforzados con acero rotan hacia adentro para formar un anillo de soporte continuo en la parte superior y en la parte inferior del empacador. Se requiere de un elemento de corrida especial para tubería de 6 5/8” para permitir que las juntas de herramienta pasen los insertos. La presión operacional recomendada se encuentra en el rango de las 1500 psi a 3000 psi. Si no se aplica una presión operacional apropiada para cerrar el BOP, los insertos metálicos (elementos anti extrusión) no se encontrarán en una posición que evite la extrusión del elastómero cuando se aplica presión al agujero del pozo. Debe utilizarse una presión operacional mínima de 1500 psi. En caso de que ocurran fugas a 1500 psi, puede aumentarse la presión hasta 3000 psi para detener las fugas. Para corridas extensas, se recomienda una botella de presión de 10 galones, recargada a 400 - 500 psi, instalada en la línea de cierre cerca del anular. Los anulares Cameron DL son asistidos por agujero de pozo. Consulte el manual de operaciones para la presión hidráulica correcta cuando aumentan las presiones de pozo. El tipo DL emplea dos elementos. El empacador es un caucho moldeado con 16 insertos de acero que forman una barrera continua de acero por encima y por debajo del empacador, cuando se cierra, para evitar la extrusión del caucho. Es caucho moldeado homogéneo que rodea al empacador.


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Anular Esférico Shaffer

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El anular Shaffer toma su nombre del contorno redondeado dentro de la cubierta superior. Esta forma hace que los dedos de acero sigan hacia adentro durante la compresión del elemento de caucho. El Shaffer tiene un pistón grande en forma de ”Z”. El tamaño y forma hacen que sea bastante fácil reemplazar los sellos en el campo. Es asistido por el agujero de pozo. La presión típica de cierre hidráulico se encuentra entre 900 y 1100 psi. Para operaciones de corrida prolongadas se recomienda instalar una botella de presión en la línea de cierre, cerca del anular. Revise el manual de operaciones para la presión de pre carga apropiada en la botella de presión.


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BOP de Ariete 

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La mayoría de los preventores de tipo ariete en uso hoy son fabricados por Cameron (tipos U y T), NL Shaffer (Tipos LWS y SL) y Hydril (Tipos V y X). Aunque las características operacionales varían muchos modelos comparten las siguientes características básicas: o Acción auto alimentadora de elastómero - Los elementos frontales de los sellos de ariete tienen placas de acero adheridas al caucho. A medida que se juntan los arietes, estas placas de acero se unen antes de que el preventor esté completamente cerrado. El movimiento continuado de los cuerpos del ariete causa una extrusión del elemento de caucho y efectúa un servicio. Durante el movimiento de tubería, la cara frontal del elemento de sellos del ariete se desgasta. La acción auto alimentadora garantiza que el caucho del elemento empacador se mueva hacia adelante para reemplazar el caucho que se ha gastado. o Dispositivos de bloqueo de ariete - Los preventores de ariete operados hidráulicamente están equipados con extensiones de vástago de tornillo de bloqueo y ruedas manuales de gran diámetro similares a los tornillos operativos de los preventores de cierre manual. El propósito principal de los tornillos de bloqueo es asegurar los arietes de forma manual en la posición cerrada después de que se cierran hidráulicamente. En una emergencia, pueden usarse los tornillos para cerrar los arietes si falla del sistema hidráulico. Si se utilizan los tornillos de bloqueo para cerrar los arietes, debe moverse la válvula de la unidad de cierre hidráulico a la posición cerrada. Esto permite que el aceite hidráulico en el lado de apertura del pistón pase al acumulador y evita que el preventor se bloque de hidráulicamente. o Asistidos por presión - los arietes sostienen la presión desde el lado inferior únicamente. A medida que aumenta la presión del agujero del pozo, se empuja el bloque del ariete hacia arriba contra el cuerpo del ariete. Entre más alta es la presión más ajustado es el sello. Es por esto que las pruebas de baja presión de 200/300 psi son tan importantes. o Agujeros de desagüe - Los arietes de superficie están diseñados con agujeros de desagüe para detectar y evitar que el fluido del agujero del pozo se fugue más allá de un sello de varilla principal defectuoso e ingrese a la reserva del acumulador, contaminando el fluido hidráulico.


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Consideraciones acerca de los Arietes 

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El asa de control de cuatro vías para operar arietes ciegos o arietes ciegos/de corte debe protegerse siempre contra un cierre accidental mientras la tubería se encuentra en el agujero. Muchos accidentes costosos han sido el resultado de cerrar accidentalmente los arietes ciegos, aplastando o cortando la tubería del taladro durante operaciones de control del pozo o de perforación. Debe utilizarse una cubierta removible (sin ningún tipo de dispositivo de bloqueo). (Si se bloquea el asa en una posición abierta, evita el cierre del ariete desde una estación remota). Cuando se utiliza tubería de taladro de aluminio, debe darse una consideración especial a la selección del tamaño del ariete. Por ejemplo, la tubería de taladro de aluminio de 5” tiene un diámetro del cuerpo externo de 5.150”, vs. un diámetro de cuerpo de 5” para la tubería de acero de 5”. Los bloques regulares de 5” deben modificarse ligeramente para que sellen y no dañen la sección principal del tubo de una tubería de aluminio. Pueden usarse preventores de ariete para correr tubería de taladro dentro o fuera del agujero bajo presión, pero es necesario utilizar dos preventores que tengan suficiente distancia entre arietes para colocar una junta de herramienta. Los arietes superior e inferior de un preventor de ariete doble están demasiado juntos para este propósito. Siempre asegúrese de que no haya presión diferencial cuando abra un conjunto de arietes durante corridas ariete a ariete. La corrida ariete a ariete es una operación secuencial que involucra presurizar entre los arietes de corrida superior e inferior, para igualar la presión antes de abrir los arietes inferiores y purgar presión entre los arietes de corrida superior e inferior para purgar presión, antes de abrir los arietes superiores. Dejar de balancear la presión puede causar lesiones a los miembros del equipo y/ o daños al equipo. Es un proceso complicado. Busque ayuda. El ariete de tubo inferior en la pila BOP no debería utilizarse nunca para corridas, ya que siempre se considera como válvula maestra.


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Asistido por Presión  

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Los arietes son también asistidos por presión mediante la presión del agujero del pozo. El fluido hidráulico fuerza a los arietes para que se junten. A medida que los cauchos del empacador frontal se comprimen causan la extrusión del sello de caucho superior y sellan contra el asiento. (Ver a continuación). Una vez que los arietes sellan, la presión del agujero del pozo actúa para "levantar" el ariete y crear un sello más apretado. El fluido del agujero del pozo, bajo presión, llena la cavidad del ariete y ayuda a mantenerlo cerrado. Esta presión del agujero del pozo también está presionando contra el sello del lado de la varilla del pistón (ver Agujero de Desagüe, página 19). Debido a que las varillas portadoras a cada lado del pistón operativo son de diámetros diferentes, las fuerzas de apertura y cierre son diferentes, dada la misma presión hidráulica. Los datos de los fabricantes documentarán esas proporciones de apertura y cierre, para confirmar que se regule la presión hidráulica a la presión correcta.


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Radios de Cierre de los Arietes

Radios de cierre y apertura de preventores de ariete

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Agujero de Desagüe 

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Si el sello principal de la varilla del pistón tiene fugas, podría permitir que el fluido del agujero del pozo ingresara al lado de apertura del pistón. Durante el cierre, el lado de apertura del pistón se ventila hacia la reserva koomey, lo que permite que el fluido del agujero del pozo ventile también hacia la reserva koomey. Para detectar esto, los fabricantes han colocado un agujero de desagüe entre los sellos, aislando el fluido del agujero del pozo y el fluido hidráulico. En arietes Cameron y Shaffer este agujero de desagüe se encuentra en la parte inferior de la brida intermedia, en los arietes Hydril, está ubicada al lado del bonete. Si cualquiera de los fluidos pasa a través de estos sellos, aparecerá en el agujero de desagüe. Este agujero de desagüe debe estar limpio y debe ser capaz de dejar pasar el fluido libremente. Debe verificarse cada vez que se instala el BOP. Durante las pruebas BOP, si se ve fluido hidráulico saliendo por el agujero de desagüe, debe removerse el bonete y deben reemplazarse los sellos principales. Durante control de pozos, si se ve escurrir fluido del pozo en el agujero de desagüe, existe la posibilidad de energizar los sellos con inyección plástica. Una vez se opere la varilla del pistón, se perderá este sello.


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Arietes de Tubo 

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Arietes de tubo o Los arietes de tubo estándar están diseñados para centralizar y empaquetarse alrededor de un tamaño específico de tubería de taladro o revestimiento. Arietes de tubo variables / Empacadores flexibles o Se encuentran disponibles arietes de tubo variables para algunos modelos. Un juego de arietes variables proporcionará soporte para dos diferentes arietes de tubo, por ejemplo, 3 ½” y 5”, o 5” y 7”. Arietes ciegos / de corte o Estos están diseñados para cortar tubería de taladro y luego sellar como arietes ciegos, el corte de la tubería de taladro debe llevarse a cabo con la tubería estacionarías. Debe tenerse cuidado de garantizar de que el cuerpo de la tubería y no una junta de herramienta se encuentre en el lado opuesto de los arietes. En algunos preventores puede ser necesario aumentar la presión operacional por encima de 1500 psi para efectuar el corte. Los arietes ciegos/de corte no son apropiados para cilindros booster. Algunos modelos de ariete ciego / de corte no son apropiados para servicio H2S. Los sistemas de control BOP (bonetes y bombas booster) deben ser adecuados para cortar la tubería en uso. Los requerimientos para el corte varían con base en el tamaño de la tubería, el peso, el grado, las presiones de cierre, etc. Si tiene dudas acerca de los requerimientos, póngase en contacto con el fabricante. Los arietes ciegos sellan del lado del agujero abierto únicamente. Al manipular herramientas en la mesa rotatoria, muchos perforadores cierran los arietes para evitar que caigan herramientas por el agujero. Si se utilizan para este propósito, la presión de cierre debe reducirse para evitar daños al elemento de caucho.


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Arietes Cameron Tipo U  

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El BOP U es uno de los BOP de tipo ariete más ampliamente utilizado en el mundo y ofrece la gama más amplia de tamaños de cualquier BOP Cameron tipo ariete. Los arietes están diseñados para mantener la presión únicamente desde el lado inferior. Ha habido casos documentados de cuerpos de ariete completos instalados al revés. El supervisor debe inspeccionar todas las instalaciones antes de hacer pruebas de presión. Asegurarse de que el texto forjado tenga el lado correcto hacia arriba y de que la salida lateral se encuentre del lado inferior del ariete. Los arietes de superficie tendrán un mecanismo de bloqueo. Este es usualmente un tornillo de bloqueo para bloquear y mantener los arietes en la posición cerrada. Si puede purgarse el fluido del lado de apertura del pistón, puede utilizarse el tornillo de bloqueo para cerrar manualmente los arietes en una emergencia. Sin embargo, el tornillo de bloqueo no puede abrir manualmente los arietes. Deben abrirse hidráulicamente. Las roscas expuestas deben lubricarse y protegerse del fluido de perforación. En una emergencia usted no quiere gastar tiempo limpiando roscas para bloquear los arietes en la posición cerrada. Todos los pernos deben estar instalados en la brida y la tuerca debe tener el perno pasando completamente al otro lado. Si cualquiera de las líneas de la rosca está a la vista, el perno debe reposicionarse y apretarse. Los pernos deben apretarse en un patrón que aplique un torque parejo, similar a las tuercas en una rueda de automóviles. (Ver a continuación). Debe informarse inmediatamente acerca de cualquier fuga de fluido hidráulico o del pozo. Este ariete puede ser su última defensa.


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Arietes Hydril  

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El ariete Hydril acomoda un gran volumen de caucho de alimentación en el empacador frontal y en el sello superior para una larga vida de servicio. El asiento de sello reemplazable en el campo proporciona una superficie de sello suave para el sello superior del ariete. El asiento del sello reemplazable en campo elimina la soldadura de taller, alivio de presión y maquinado para reparaciones, reduciendo así el tiempo improductivo y los costos directos de reparación. Los bonetes con bisagra giran completamente de la parte superior (como otro BOP) y proporcionan un fácil acceso para un rápido cambio de arietes para reducir el tiempo improductivo. El sello del ariete se mantiene mediante presión del pozo. No se requieren fuerzas de cierre para mantener un sello de ariete establecido (asistido por presión).


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Válvula hidráulica remota 

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Características comunes en las válvulas de entrada FL, FSL y SFL-R, incluyen sellos de borde en energizados por presión, instalados entre cada asiento y cuerpo. Estos sellos ayudan en el sellado de baja presión y protegen en contra del ingreso de partículas contaminantes dentro del cuerpo y en las áreas de sellado. El conjunto de entrada y asiento cuenta con un sello bidireccional de manera que puede invertirse para aumentar la vida de servicio. El empacador del vástago puede reemplazarse mientras la válvula se encuentra bajo presión ya que el vástago puede sostenerse contra el bonete para aislar la caja de empaquetado. No es necesaria una fuerza excesiva para cerrar la válvula. La rueda de mano debe regresarse un cuarto de vuelta después de haber cerrado la válvula completamente.


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Válvula hidráulica remota  

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Se instala una válvula operada de forma remota en la línea del estrangulador junto a la pila BOP. El actor hidráulico debe estar diseñado para una presión máxima de trabajo de 3000 psi; sin embargo, el actor debe abrir completamente la válvula con una presión de control de 1500 psi para máximas condiciones de diseño. Las presiones de diseño de 3000 y de 1500 psi se requieren para operaciones compatibles con unidades de cierre BOP estándar. La válvula de la línea del estrangulador debe ser operable tanto desde la unidad de cierre principal como desde la unidad de cierre remota. Las válvulas operadas hidráulicamente están disponibles con vástago y asa para operación manual (para cerrar, pero no para abrir) en caso de falla en el sistema hidráulico. Cameron introdujo la HCR (amplio radio de cierre) como la primera válvula controlada remotamente para servicio de línea de estrangulación. La válvula HCR se ha utilizado de manera tan amplia en la industria que la mayoría del personal de campo hace referencia a cualquier válvula controlada remotamente como la HCR. Actualmente, la válvula de entrada operada hidráulicamente Cameron Tipo F es probablemente la más ampliamente utilizada y está disponible con presiones de trabajo taradas para 3000 hasta 15,000 psi. La válvula de línea de estrangulación NL de Shaffer es del tipo SB y está tarada para presiones de trabajo de 5000, 10,000 y 15,000 psi.


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Válvula de Cheque de Línea de Matar 

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En muchas torres, el múltiple de tubería vertical está tarado a una presión de trabajo de 5000 psi, mientras que la pila BOP y sus componentes están tarados a una presión de trabajo de 10,000 psi. Una válvula de cheque instalada del lado de la línea de matar es una barrera adicional para evitar que la presión del pozo alcance el múltiple de tubería vertical. En esta situación, se recomienda firmemente instalar la válvula de cheque. A medida que se construyen o se reequipan pozos nuevos, las bombas están llegando a niveles de 7500 psi y los múltiples de tubería vertical se actualizan a una presión de trabajo de 10,000 psi. En este caso, ya no son necesarias las válvulas de cheque. Las válvulas de cheque puede presentar problemas cuando se intenta bombear dentro del anular con material de circulación perdida, o cuando se trata de monitorear la presión del pozo a través de la línea de matar. Debe hacerse una prueba de presión a la válvula de cheque a las mismas presiones de las otras válvulas en la pila. Cuando se hace una prueba de presión a las válvulas manuales interiores, debe levantarse la válvula de cheque para permitir la observación de cualquier fuga.

Válvula de cheque DF

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Líneas del Estrangulador y de Matar 

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Líneas de estrangulador y de matar  Las líneas de estrangulador deben ser de un mínimo de 2” para presiones de trabajo de 5000 psi y menos.  La línea de estrangulador deben ser de un mínimo de 3” para presiones de trabajo mayores de 5000 psi.  Para operaciones de perforación por aire, el tamaño mínimo debe ser 4” de tamaño nominal.  Las líneas de estrangulador y de matar deben instalarse con el mínimo número de dobleces. Donde se requieran dobleces, deberán utilizarse Tes o bloques en Te.  En una torre en superficie, puede atarse una línea de matar remota en la línea de matar de manera que pueda utilizarse independientemente de si el preventor está cerrado. La línea de matar remota debe estar tarada a la tara de presión de la pila BOP y debe terminar en una válvula de brida de tara similar, al menos a 100 pies de distancia del pozo. El propósito de esta línea es permitir atar un camión bomba al pozo en una situación de emergencia.  Salidas de cabeza de pozo o Se recomienda que las salidas del carrete de cabeza del pozo no se utilicen para uniones de línea de estrangulador y de matar.  Válvulas de cheque o Tradicionalmente, se ha instalado una válvula de cheque en el extremo de las válvulas de la pila sobre la línea de matar. Puede mejorarse significativamente la seguridad en algunas operaciones mediante el uso de una válvula de cheque en la línea de matar inmediatamente aguas arriba de las válvulas de la pila.


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Múltiples de Estrangulación Requerimientos generales:  

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Debe cumplir como mínimo con la Especificación API 16C. Las reglas regulatorias, en caso de que sean más estrictas, tendrán preferencia. Todos los componentes deben estar tarados a una presión igual o mayor que la presión de trabajo del BOP y deben tener un mínimo de un estrangulador ajustable operado remotamente y un estrangulador ajustable manual. Los múltiples de estrangulación deben ser fácilmente accesibles. Todas las válvulas y estranguladores deben funcionar libremente. Las asas de las válvulas deben estar marcadas para mostrar si la válvula está alineada en el agujero o en posición cerrada. Todas las válvulas deben ser válvulas de tipo apertura total. Las líneas de estrangulación (incluidas las líneas blooey) deben estar bien sostenidas, para resistir vibración severa. Los soportes deben equiparse según se requiera, pero no deben soldarse a la línea de estrangulación. El múltiple de estrangulación mismo debe asegurarse para evitar movimientos durante la ventilación de gas. Deben utilizarse anillos de empaque nuevos cada vez que se rompe una brida y se reinstala. Las conexiones deben ser validadas, con abrazaderas, o soldadas. No utilizar conexiones roscadas bajo presiones de trabajo de 5000 psi o mayores. Todos los BOPE incluirán un múltiple de estrangulación con al menos un estrangulador operado remotamente instalado, o en lugar de instalar un estrangulador operado remotamente, los siguiente se instalará y se mantendrá en el múltiple de estrangulación manual. o Un medidor de presión de tubería de taladro exacto y calibrado o Un medidor de presión de tubería de revestimiento exacto y calibrado o Un medio electrónico de comunicación directa con el perforador.


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Múltiple de Tubería Vertical 

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El múltiple de tubería vertical debe estar diseñado para permitir que el fluido sea dirigido desde las bombas hasta la kelly o hasta el impulsor superior y proporcione aislamiento a la sarta de taladro y permita el bombeo directo del fluido dentro del anular a través de la línea de matar. También le permite llenar el pozo durante corridas, a través de una línea de llenado dedicada que va al niple de campana y tiene conectado un "múltiple de cemento", con una válvula de aislamiento, que puede utilizarse para operaciones especiales de alta presión. Aunque no se requiere que la tara de presión de trabajo sea la misma del BOP y del múltiple de estrangulación, esto es altamente recomendado. Para múltiples tarados a 5000 psi de presión de trabajo y superiores, todas las conexiones deben ser validadas, soldadas o con abrazaderas. Muchos múltiples de tubería vertical tienen Tés taponadas para permitir instalar sensores de registro. Éstos deben removerse y las conexiones apropiadas deben instalarse. Estas válvulas deben contar con prueba de presión, a la presión de trabajo tarada total, desde la dirección desde la cual requerirán mantener la presión durante un evento de control de pozo. Deben instalarse medidores exactos que sean fácilmente visibles para el perforador.


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Estranguladores Cameron 

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Durante un evento de control de pozo, aprendemos a mantener constante la velocidad de la bomba (y la tasa de flujo) durante la circulación. Si los galones por minuto (GPM) que entran al pozo son constantes, entonces restringir los GPM que salen del pozo en el estrangulador creará una contra presión que utilizamos para controlar la presión de la formación. Los estranguladores ajustables manualmente no tienen un indicador de posición que sea fácil de ver. Algunos tienen ranuras en el vástago de operación que muestran la posición. Los estranguladores ajustables de manera remota tienen paneles con indicadores de posición que leen desde “totalmente abierto” hasta “totalmente cerrado”, con marcas en medio. El asa del estrangulador Cameron se mueve a la derecha para abrir el estrangulador. El asa del estrangulador Swaco se mueve hacia la izquierda para hacer un ajuste de apertura. Asegúrese de que sabe cómo utilizar su equipo antes de manipular una manifestación. (Otra buena razón para llevar a cabo simulacros de estrangulación). Los antiguos estranguladores ajustables remotos Cameron y Swaco usaban aire o hidráulica para mover el estrangulador. Usted abre o cierra el estrangulador y luego espera para ver el cambio en la presión que crea sobre el medidor de presión de revestimiento. Luego de un lapso de tiempo, este cambio de presión en la presión de revestimiento se verá en la presión de la tubería de taladro. Los nuevos estranguladores están balanceados para presión. La presión del pozo o en el pistón del estrangulador. Para abrir o cerrar el estrangulador, usted ajusta la presión hidráulica más alta o más baja que la presión del pozo. o Por ejemplo: Si usted está circulando con 650 psi de presión de revestimiento y 1250 psi de presión de tubería de taladro, la presión hidráulica al estrangulador se ajusta a 650 psi. Si usted desea aumentar la presión de la tubería de taladro a 1300 psi, usted aumentaría la presión hidráulica del estrangulador a 700 psi. Esto haría que el estrangulador se cierre ligeramente hasta que la presión de revestimiento aumente en 50 psi. Después del lapso de tiempo la presión DP aumentaría en 50 psi y la presión de circulación DP sería de 1313 psi. Los estranguladores balanceados para presión son muy exactos, reaccionan de manera rápida, son extremadamente útiles para control volumétrico del pozo y deberían considerarse para cualquier actualización de torre y/ o requerimiento precontrato.


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Estranguladores Cameron 

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Los estranguladores ajustables se utilizan para restringir o regular el flujo del pozo. Esta restricción de flujo aplica una contra presión dentro del pozo para controlar la presión que se siente en el pozo. Cameron hace estranguladores ajustables manualmente y ajustable remotamente. Se instalan en el múltiple de estrangulación con una válvula de entrada instalada en cualquiera de los lados para permitir aislamiento. El estrangulador ajustable remotamente es un estrangulador de tipo tapón y asiento. El diseño del tapón y del asiento permite que las piezas puedan invertirse para proporcionar una nueva cara de sellado y reducir gastos.


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Panel Cameron 

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El estrangulador remoto tiene un panel de control que permite montar los medidores de presión de tubería de taladro y revestimiento de lado a lado, por encima de un indicador de posición de estrangulador de manera que puedan verse los ajustes en el estrangulador sobre los medidores. Los antiguos paneles Cameron tenían la capacidad de preestablecer una presión de superficie anular máxima. Una vez se alcanzaba esta presión, el estrangulador abriría automáticamente para mantenerse en una presión menor que la preestablecida. Si su panel de estrangulación tiene esta característica, póngase en contacto inmediatamente con Cameron y haga que la remuevan o deshabiliten permanentemente.


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Super-Estrangulador Swaco  

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El estrangulador de perforación SWACO M-I es uno de los estranguladores de perforación de alta presión más ampliamente utilizados en la industria. El Swaco tiene tres métodos de operación: o Operaciones normales - la bomba hidráulica es operada por aire o Si se pierde el aire de la torre - la activación es manual con una bomba hidráulica localizada en el patín de control remoto. o Si se cortan las líneas hidráulicas - la activación es manual con una barra provista sobre la cabeza del indicador. Una ventaja del Swaco es la capacidad de destapar más fácilmente el estrangulador debido a un taponamiento parcial.


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Panel Swaco 

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Los paneles remotos Swaco tienen una bomba de aire dirigida por pistón que impulsa una bomba hidráulica para operar el estrangulador. El suministro de aire también da energía al indicador de posición. El suministro de aire debe permanecer en la posición ENCENDIDO (ON) para garantizar que se reconozca cualquier fuga en el sistema y que el estrangulador se encuentre en la posición cerrada durante la perforación. El contador de golpes y el indicador de SPM utilizan energía eléctrica. En una pinza retenedora al lado derecho, se encuentra una barra que puede utilizarse para operar manualmente la hidráulica en el evento de que se pierda el aire de la torre. Si se revienta una manguera hidráulica, puede usarse la misma barra para operar el estrangulador de manera manual.


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Sistema Acumulador 

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Las unidades de acumulador son unidades de almacenamiento de fluidos, bajo presión, que proporcionan energía hidráulica almacenada para abrir y cerrar los BOP el evento de una falla total de energía. Uno de los primeros fabricantes fue Koomey y aún se les llama "unidades Koomey". La energía se crea mediante el uso de gas nitrógeno comprimido a 1000 psi, en botellas, que está aislado del fluido mediante flotadores o vejigas de caucho. El fluido se bombea en las botellas a una presión de 3000 psi, comprimiendo aún más el nitrógeno. Una vez se hace funcionar el elemento BOP, el nitrógeno comprimido, fuerza del fluido fuera de la botella para la función del BOP. El fluido regresa desde el lado opuesto del pistón BOP a una reserva de fluido desde donde se bombea nuevamente a la botella. Los interruptores activados por presión encienden y apagan automáticamente las bombas para mantener la presión en las botellas.


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Múltiple Koomey 

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El múltiple consta de los tres medidores de presión: o Presión de acumulador (fluido almacenado) - 3000 psi o Presión del múltiple (arietes y válvulas) - 1500 psi o Presión anular (Hydril, Cameron o Shaffer) - entre 750 psi hasta 1500 psi dependiendo del fabricante. El regulador de presión del múltiple es un regulador operado manualmente que toma la presión operacional de 3000 psi y la regula para suministrar 1500 psi a todos los arietes y válvulas HCR en la pila BOP. Hay una válvula puente antes del regulador que entregará toda la presión operacional al múltiple para emergencias, tales como cortar la tubería de perforación. El regulador de presión anular remotamente operable toma la presión operacional y la reduce a la presión de cierre inicial recomendada por el fabricante. Este regulador se ajusta de manera remota. Asegúrese de no drenar este regulador con el aire de pérdida de torre. (Estilo KR viejo).


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Criterios del Acumulador 

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API RP 53 – 12.3.2 - Los sistemas BOP deben tener suficiente volumen de fluido hidráulico utilizable (con bombas no operativas) para cerrar un preventor tipo anular, todos los preventores tipo ariete a partir de una posición totalmente abierta, y abrir una válvula HCR contra una presión de pozo de cero. Después de cerrar un preventor anular, todos los preventores de tipo ariete y abrir una válvula HCR, la presión restante debe ser de 200 psi (1.38 MPa) o más, por encima de la presión de pre carga mínima recomendada. API RP 53 – 12.3.3 - Tiempo de respuesta del acumulador. El tiempo de respuesta entre la activación y la operación completa de una función se basa en el cierre y sello del BOP o válvula. Para instalaciones de superficie, el sistema de control BOP debe ser capaz de cerrar cada ariete del BOP dentro de 30 segundos. El tiempo de cierre no debería exceder los 30 segundos para BOP anulares menores de 18 ¼ pulgadas (47.63 cm) de calibre nominal y 45 segundos para preventor es anulares de 18 ¾ pulgadas (47.63 cm) de calibre nominal y mayores. El tiempo de respuesta para las válvulas de choque y de matar (bien sea abiertas o cerradas) no debería exceder el máximo tiempo de respuesta de cierre del ariete observado. API RP 53-12.3.5 - Pre carga del acumulador. La presión de pre carga en cada botella del acumulador debe medirse antes de la instalación de cada pila BOP, sobre cada pozo, y ajustarse, de ser necesario. La presión mínima de pre carga para un acumulador de presión de trabajo de 3000 psi (20.7 MPa) debe ser de 1000 psi (6.9 MPa). La presión de pre carga mínima para un acumulador de presión de trabajo de 5000 psi (34.5 MPa) debe ser de 1500 psi (10.3 MPa). La presión de pre carga debe verificarse y ajustarse dentro de un límite de 100 psi (0.69 MPa) de la presión de pre carga seleccionada al comienzo de la perforación de cada pozo. API RP 53-12.4.1 - Un sistema de bombeo consta de una o más bombas. Cada sistema de bombeo (primario y secundario) debería tener fuentes de energía independientes, tales como electricidad o aire. Cada sistema de bombeo debería tener suficiente cantidad y tamaño de bombas como para llevar a cabo lo siguiente de manera satisfactoria: Con los acumuladores aislados de servicio, el sistema de bombeo debería ser capaz de cerrar el BOP anular (sin incluir el desviador) sobre el tamaño mínimo de tubería de taladro que se está utilizando, abrir la válvula de estrangulación operada hidráulicamente, y proporcionar el nivel de presión operacional recomendado por el fabricante del BOP anular para efectuar un sello en el anular en dos minutos. API RP 53-12.4.5 - El suministro eléctrico y/ o aire (neumático) para dar energía a las bombas debería estar disponible en todo momento de manera que las bombas arranquen automáticamente cuando disminuya la presión del sistema a aproximadamente 90% de la presión de trabajo del sistema y se detengan automáticamente entre mas cero y menos 100 psi (0.69 MPa) de la presión de trabajo del sistema de control BOP.


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Regulador Anular 

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En unidades más viejas, el regulador anular remoto era operado por presión de aire desde el piso de la torre. Consistía de un diafragma que, a medida que aumentaba la presión, empujaba un pistón operativo y permitía un puente de fluidos. Entre más presión de aire, más presión de fluido se permitía. Si se perdía la presión de aire, el diafragma retornaba a la posición central y la presión hidráulica regresaba a cero. Los modelos más nuevos son unidades operadas con aire o electricidad que utilizan un servomotor para rotar una varilla roscada para mover el pistón. En el evento de una pérdida de energía, la presión regulada permanece en su último ajuste y da la capacidad de ajustar manualmente la presión en la unidad.


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Válvulas de 4 Vías   

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Válvulas de "4 vías" es un término que se emplea a veces para las válvulas de control del acumulador. Cada componente y cada válvula hidráulica de la pila BOP tendrá una de estas válvulas dedicada a su función. Cuando se hace funcionar una válvula, un dispositivo rotatorio alinea los puertos que permiten que el fluido regulado a 1500 psi fluya a la función seleccionada. El fluido desde el lado opuesto del pistón operativo permitirá un flujo de regreso al depósito. Durante la perforación, cada válvula en uso debe encontrarse en la posición abierta o cerrada, dependiendo del componente que controle. Mientras se encuentra en la posición neutral o bloqueada, la manguera conectada a la última posición seleccionada se mantendrá bajo presión. Debe tenerse mucho cuidado al desconectar las mangueras para asegurarse de que se haya purgado la presión. Tenga cuidado de no doblar las mangueras. Esto creará una restricción y reducirá la velocidad de la entrega de fluido lo que hace que el BOP funcione más lentamente. Al remover las mangueras, tenga listos tapones para los extremos, para instalarlos y evitar que ingresen escombros a su sistema hidráulico. Las válvulas de "4 vías" se dañan fácilmente cuando tienen escombros internos.


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Almacenamiento de Fluidos 

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La botella de almacenamiento más común para acumuladores de BOP de superficie es la botella de 11 galones. Instalamos una vejiga de caucho que ocupa un galón del volumen, de manera que esas botellas se llaman a veces botellas de 10 galones. Para suministrar la "energía" para nuestros acumuladores pre cargamos con 1000 psi de gas nitrógeno (N2). Una reducción en la presión de pre carga causará una reducción en el fluido utilizable. Es crítico para la seguridad del equipo confirmar que se utilice únicamente nitrógeno. Ahora necesitamos algún fluido para operar los BOP, de manera que arrancamos las bombas y llevamos la presión hasta la presión mínima del sistema, que es 200 psi por encima de la pre carga. Presión mínima del sistema = 1200 psi. La ley de Boyles muestra que hemos bombeado: o P1 = 1000 psi o V1 = 10 galones o P2 = 1200 psi o V2 = (1000 psi x 10 galones) / 1200 psi = 8.3 galones de N2 o 10 galones N2 - 8.3 galones N2 = 1.7 galones de fluido para comprimir el N2 a 1200 psi. Nuestro volumen de fluido en la botella es 1.7 galones, pero a la presión mínima del sistema, de manera que nada de este volumen es utilizable.


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Fluido utilizable  

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Ahora necesitamos algo de fluido utilizable para operar los BOP, por lo que arrancamos las bombas y llenamos la botella con fluido a la presión operacional de 3000 psi. La Ley de Boyles muestra que hemos bombeado un total de: o P1 = 1000 psi o V1 = 10 galones o P2 = 3000 psi o V2 = (1000 psi x 10 galones) / 3000 psi = 3.3 galones de N2 o 10 galones N2 - 3.3 galones N2 = 6.7 galones de fluido para comprimir el N2 a 3000 psi. API RP 53 – 12.3.1 - Para los propósitos de esta sección, aplica las siguientes definiciones: o A. Fluido hidráulico almacenado. Volumen de fluido recuperable desde el sistema acumulador entre la presión operativa máxima diseñada del acumulador y la presión de pre carga. o B. Fluido hidráulico utilizable. Volumen de fluido recuperable desde el sistema acumulador entre la máxima presión operativa del acumulador y 200 psi (1.38 MPa) por encima de la presión de pre carga.

Por definición, el fluido hidráulico almacenado por botella es 6.7 galones para un sistema de 3000 psi precargado a 1000 psi.

El fluido utilizable por botella es la diferencia entre el fluido almacenado a 3000 psi el fluido almacenado 1200 psi. Esto es cinco galones por botella.

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Tamaño del Acumulador 

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API RP 53 – 12.3.2 - Los sistemas BOP deben tener suficiente volumen de fluido hidráulico utilizable (con las bombas no operativas) tipo anular, todos los preventores tipo ariete, a partir de una posición totalmente abierto, y abrir una válvula HCR contra una presión de pozos de cero. Después de cerrar un preventor anular, todos los preventores tipo ariete, y abrir una válvula HCR, la presión restante será de 200 psi (1.38 MPa) o más por encima de la presión mínima recomendada de pre carga. Si el volumen total que cumple con este requerimiento (con el BOP a continuación) es 39 galones, entonces necesitaremos: o 39 galones / 5 galones utilizables = 7.8 o 8 botellas. Muchas agencias regulatorias requieren incluir un factor de seguridad en los requerimientos de tamaño del acumulador. Oxy recomienda un factor de seguridad del 50%. Esto cambiaría el requerimiento de botellas a: o 39 galones x 1.5 SF = 58.5 galones o 58.5 galones / 5 galones utilizables = 11.7 o 12 botellas. Siempre verifique los requerimientos regulatorios locales en su área operativa.


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Mejores Prácticas Koomey  o o

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Lo siguiente es tomado del Manual de Perforación IADC, Capítulo K - Equipo, Procedimientos BOP. 3. Operación Los procedimientos de control de pozo se discuten en la sección K3. Estos procedimientos pretenden informar acerca de posibles prácticas de control de pozo que han comprobado ser prácticas. No deben interpretarse como una solución a todos los problemas. Los fabricantes de sistemas de control generalmente hacen las siguientes recomendaciones operacionales. 1. Durante la perforación normal, las válvulas de control del preventor de reventones están típicamente en la posición abierta, las válvulas de matar y de estrangulación están típicamente en la posición cerrada. Esto bloquea hidráulicamente el BOP en posición, da una indicación visual de la posición del anular, del ariete o de la válvula, y lo que es más importante, indica fugas en las válvulas, líneas, o en el BOP, que pueden detectarse porque las bombas arrancan con demasiada frecuencia. 2. Asegúrese de que la energía de todos los sistemas de bombas (AID y electricidad) se encuentre "en línea" en todo momento. 3. Asegúrese de que todos los bancos acumuladores se encuentran "en línea" en todo momento. 4. Asegúrese de que los límites automáticos "on/ off” del sistema de bombas están ajustados apropiadamente. Ajustar el corte del sistema de bombas demasiado bajo da como resultado una reducción significativa de la capacidad de fluido utilizan que el sistema acumulador. Ajustar el punto de “encendido” del sistema de bombas demasiado bajo da como resultado que la presión del acumulador sea demasiado baja, y la capacidad de fluido utilizable se reduce significativamente, por lo que el desempeño del BOP se ve afectado de manera adversa. 5. Asegúrese de que la pre carga de nitrógeno en todos los acumuladores se mantiene adecuadamente dentro de los límites especificados. Una pre carga reducida disminuye el fluido recuperable (utilizable) del acumulador. Una pre carga cero (vejiga probablemente rota) es igual a ningún fluido recuperable. La pre carga de nitrógeno debe medirse cuando hay cero presión hidráulica en los acumuladores. Esto significa que deben purgarse de regreso al depósito para medir la pre carga. 6. Operar con el depósito de fluidos aproximadamente a medio llenar. Los depósitos típicamente tienen el tamaño para mantener al menos 2 veces el fluido recuperable (utilizable) del sistema acumulador. Esto significa que es posible purgar todos los acumuladores sin desbordar el depósito. Los sistemas más nuevos construidos según API RP 16E, tienen veinticinco por ciento (25%) de aislamiento del banco de acumuladores. También tienen válvula de aislamiento y de purga en cada banco, lo que permite verificar la pre carga en un banco a la vez sin detener las operaciones. 7. Asegúrese de que todos los componentes del sistema de control BOP se encuentran en buen estado de funcionamiento, limpios, y, cuando se requiera, lubricados.


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Separador Lodo / Gas (MGS)

La prueba debe llevarse a cabo como se muestra a continuación: 1. 2. 3. 4.

Coloque una junta de tubería de taladro en la pila BOP. Ajuste el regulador para proporcionar 1500 psi de presión operativa al preventor anular. Apague el suministro de energía a las bombas del acumulador. Resiste la presión inicial del acumulador. Esta presión debe ser la presión operativa diseñada de los acumuladores. (Por ejemplo, 3000 psi). 5. Cierre de la válvula de 4 vías para el preventor anular.  Registre el tiempo de cierre hasta que el anular este completamente cerrado y el medidor de presión del anular haya regresado a 1500 psi.  Registre la presión del acumulador. 6. Cierre la válvula de 4 vías para el ariete de tubo superior.  Registre el tiempo de cierre hasta que el ariete esté totalmente cerrado y el medidor de presión del múltiple haya regresado 1500 psi  Registre la presión del acumulador. 7. Para evitar el colapso de la tubería, NO cierre los ariete ciegos. Para simular los requerimientos de fluido de los ariete ciegos, abra la válvula de 4 vías para el ariete de tubo superior.  Registre el tiempo de cierre hasta que el ariete esté totalmente cerrado y el medidor de presión del múltiple haya regresado 1500 psi  Registre la presión del acumulador. 8. Cierre de la válvula de 4 vías para el ariete de tu interior.  Registre el tiempo de cierre hasta que el ariete esté totalmente cerrado y el medidor de presión del múltiple haya regresado 1500 psi  Registre la presión del acumulador. 9. Abra la válvula de 4 vías para el estrangulador HCR.  Registre el tiempo de cierre hasta que el HCR esté totalmente abierto y el medidor de presión del múltiple haya regresado 1500 psi  Registre la presión del acumulador.  Registre la presión final del acumulador. Esta presión final debe estar al menos 200 psi por encima de la presión de pre carga. 10. Después de que los preventores se han alineado nuevamente para perforación, recargué el sistema acumulador a su presión operacional utilizando las bombas del acumulador.

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Separador Lodo / Gas (MGS) 

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API RP 53 - 15.9 SEPARADOR LODO/GAS o El separador lodo / gas se utiliza para separar gas del fluido de perforación que es corte de gas. El gas separado puede ventilarse entonces a una distancia segura de la torre. Generalmente, están en uso dos tipos básicos de separadores lodo/ gas. El tipo más común es el separador lodo/ gas atmosférico, llamado algunas veces “Gas Buster o Poor Boy separator”. Otro tipo de separador lodo/gas está diseñado de manera que puede operarse a una contra presión moderada, usualmente menor de 100 psi (0.69 MPa), aunque algunos diseños se operan a presión de línea de ventilación de gas que es la presión atmosférica más la caída de fricción de línea. Todos los separadores con control de nivel líquido pueden llamarse separadores lodo/ gas presurizados. Tanto los separadores lodo/ gas atmosféricos como los presurizados tienen ventajas y desventajas. Algunos lineamientos son comunes para ambos tipos de separadores lodo/ gas. Debe proveerse una línea puente a la tea en caso de mal funcionamiento o en el evento en el cual se exceda la capacidad del separador lodo/ gas. También deben tomarse precauciones para evitar la erosión en el punto en que el fluido de perforación y el flujo de gas golpean la pared de la nave. Deben hacerse provisiones para una limpieza fácil de las naves y líneas en el evento y en taponamiento. API RP – 53 - 15.1 DEGASIFICADOR o Puede utilizarse un degasificador para remover burbujas de gas entremezcladas en el fluido de perforación que son demasiado pequeñas para ser removidas mediante el separador lodo/ gas. La mayoría de los degasificadores hacen uso de algún grado de vacío para ayudar en la remoción de este gas entremezclado. La línea de entrada de fluido de perforación al degasificador debe colocarse cerca de la línea de descarga de fluidos de perforación desde el separador lodo/ gas para reducir la posibilidad de que el gas se salga del fluido de perforación en el foso.


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Operación Separador Lodo / Gas (MGS)  

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Hay tres componentes para un separador lodo/gas, que gobiernan su eficiencia. Línea de Ventilación - La presión en el separador está determinada por la ficción de presión a medida que el gas fluye fuera de la línea de ventilación. Esta presión de fricción se reduce si: 1. El ID de la línea de ventilación es mayor. 2. Se reduce la tasa de flujo de gas. 3. Se mantiene al mínimo el número de dobleces en la línea de ventilación. Separador - La separación del gas del fluido tiene lugar en las salpicaduras de la mezcla contra las paredes internas del separador lodo/ gas. El diseño del separador se considera eficiente si: 1. Hay muy poco gas entremezclado en el líquido que sale por la parte inferior del MGS. 2. Apenas unas pocas gotas pequeñas de líquido pasa por la línea de ventilación. Pierna líquida - La pierna líquida proporciona una barrera entre la mezcla lodo/ gas en el separador y el arreglo del foso de lodos. Si la presión en el separador se hace más grande que la cabeza hidrostática de la pierna líquida, el gas desplaza al fluido y ventila hacía el área de la zaranda. La cabeza hidrostática de la pierna de sellado depende de tres elementos: 1. Altura de la pierna de sellado. 2. Diámetro del tubo en U y fricción creada. 3. Densidad del líquido en el tubo en U.  Al determinar el tamaño de separado requerido, la densidad del líquido en la pierna de sellado debe ser la densidad del líquido más ligera esperada.


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Esquema del MGS 

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Diámetro - Cuando la mezcla lodo/ gas fluye dentro de la nave a alta velocidad y golpea sobre la pared del separador, se forman pequeñas gotas de lodo. La consideración principal en la determinación del diámetro es que la velocidad de asentamiento de las gotitas de lodo sea más alta que la velocidad hacia arriba del flujo de gas en el separador. Esto garantizará que la mayoría de las pequeñas gotas puedan asentarse en el lodo. Las pequeñas gotas de lodo en la línea de ventilación aumentarán la contra presión de fricción, lo que aumenta la presión operativa del separador. Una entrada tangencial al separador es más eficiente que un punto de entrada medio, directo. Ver dibujo adjunto). Altura - La entrada al MGS debería colocarse muy por debajo de la entrada de la línea de ventilación; esto evitaría el transporte directo de pequeñas gotas de líquido dentro de la línea de ventilación. La distancia desde la entrada hasta la parte superior de la nave debe ser suficiente para permitir la separación de gas y la retención del lodo. Retención es el tiempo que el fluido permanece dentro del separador y permite que el gas entremezclado, que no salió inicialmente, se separe del líquido y sea ventilado. Para ayudar en esta separación secundaria, deben instalarse deflectores para esparcir el lodo y aumentar el área de superficie de éste. Sello líquido - (Tubo en U). La línea de salida de lodo debe diseñarse para manipular retornos de lodo viscosos, contaminados y debe tener un DI mínimo de 8” para minimizar la pérdida de presión y el riesgo de bloqueo. Además, el diseño del tubo en U debe configurarse de manera tal que pueda mantenerse un nivel estático de lodo de 2 a 4 pies en la nave. (Para retención). La altura total de la pierna líquida debe ser mínimo de 10 pies. La parte superior del tubo en U debe ser el punto más alto de toda la tubería de salida de lodo. Para evitar que el tubo en U sea absorbido por el flujo de lodo aguas abajo, debe instalarse un sifón vertical del extremo abierto en la parte superior del tubo en U, extendido hasta más allá de la parte superior del cuerpo del separador. Es esencial que esta línea de entrada esté separada de la línea principal de ventilación de gas. Muchos pozos han conectado esta línea a la línea de ventilación principal, lo que causa que el gas sea inyectado dentro del lodo que regresa a las zarandas. Algunos pozos han experimentado ventilar mezclas lodo/ gas desde esta línea. Al inspeccionarla, se encontró que la tubería interna estaba erosionada y que el sello líquido ya no era efectivo. Línea de ventilación - La línea de ventilación debe ser mínimo de 8” de ID con tan pocos dobleces y vueltas como sea posible. No debe ser más larga de lo necesario para operaciones seguras, para minimizar la fricción. Para operaciones mar adentro, tenga en cuenta la hidrostática del gas cuando calcule la presión operacional. En operaciones en tierra, tenga cuidado de que no haya "trampas" en la ruta de la línea de ventilación. Éstas pueden recolectar fluido y taponar la línea de ventilación.


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Esquema del MGS

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MGS Swaco

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Degasificador de Vacío 

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los degasificadores de vacío remueven volúmenes más pequeños de gas atrapado en el fluido. Funcionan mediante la creación de un vacío, bien sea mediante una bomba de vacío directo o mediante efecto venturi. El fluido de corte de gas se vierte en un contenedor donde salpica contra placas deflectoras. A medida que aumenta el área de la superficie del fluido, el gas rompe y es extraído mediante el vacío a una línea de ventilación. El fluido desgasificado regresa entonces al sistema. En algunos pozos mar adentro, la línea de ventilación está conectada a la línea de ventilación del MGS. En este caso debe instalarse una válvula de seguridad de no retorno para la línea del degasificador de vacío. Los degasificadores de vacío deben utilizarse durante la perforación cuando hay presencia de gas en el fluido y al circular manifestaciones de gas. El lodo de corte de gas no reducirá la presión hidrostática en mayor medida durante operaciones normales, pero la recirculación de lodo de corte de gas bajará sustancialmente la presión hidrostática.


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BOP Interno (IBOP)

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Es importante que el equipo apropiado esté disponible en el pozo para aliviar con el flujo entrante una vez se ha circulado a la superficie. El flujo de retorno debe llevarse a la tubería a través del separador lodo gas, hasta el degasificador de vacío. El degasificador de vacío está diseñado para remover las pequeñas burbujas de gas residual que quedan en el lodo después de haberlo procesado a través del separador lodo gas. El degasificador debe estar alineado en todo momento durante la operación de control de pozo. Es importante que el degasificador funcione de manera apropiada, y como tal, debe probarse con regularidad. Mientras se perfora con retornos de corte de gas, puede verificarse el degasificador de la siguiente forma: o Medir el peso real (corte de gas) del lodo en la caja del cabezal del agitador. o Medir el peso real del lodo a la salida del degasificador. Si el peso real del lodo a la salida del degasificador es mayor que el peso real del lodo a la entrada, el degasificador está funcionando. Para manifestaciones que exceden la capacidad del separador lodo gas, o que contienen fluidos tóxicos, usted debe instalar una línea desde el múltiple, aguas abajo de la válvula de choque, hacia la borda, a una tea, o al pozo de reserva. Debería ser fácil desviar los retornos desde el separador lodo gas hasta la línea de tea. Puede ser necesario utilizar esta línea durante un evento de control de pozo en las siguientes situaciones: o la tasa de flujo de gas es demasiado alta para el separador lodo gas o se están formando hidratos en la línea de ventilación de gas desde el separador lodo - gas o se encuentra que el gas contiene H2S o el sistema de lodos está sobrecargado La línea que se requiere para manipular gas de alta velocidad debe ser tan recta como sea posible para minimizar la erosión y debe estar ancladas de manera apropiada.


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BOP Interno (IBOP)

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Las Válvulas de Seguridad de Apertura Total tienen muchos nombres; o Válvula TIW o Válvula de cuchilla o Válvula “Kelly cock” Todas tienen un propósito. Se instalan para prevenir el flujo de fluido desde la tubería del taladro o los acoples. La FOSV debe verificarse en cada jornada para asegurarse de que funcione libremente, que se encuentre en posición abierta, que la llave de operación sea accesible y que puede levantarse e instalarse fácilmente por parte del equipo. Durante un disparo, debe instalarse esta válvula antes de cerrar el BOP. Si la rosca del extremo del vástago no se ajusta a la tubería en la rotatoria, debería instalarse una sección acanalada en el FOSV. El tiempo que toma instalar la sección acanalada una vez comienza el flujo, podría hacer que el flujo fuera lo suficientemente fuerte como para evitar la instalación. Siempre lleve a cabo una prueba de presión a la válvula desde la parte inferior para verificar la presión baja/ alta.


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BOP Interno (IBOP)

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La IBOP, (llamada algunas veces válvula gris) es una válvula de cheque de no retorno, instalada por encima de la FOSV si el plan es insertar tubería en el agujero. o Si está instalada, recuerde abrir la FOSV antes de comenzar la inserción. La IBOP debe verificarse en cada jornada. Debe presionarse y asegurarse la barra de liberación, de manera que la válvula se encuentre en posición abierta para el centrado. Libere la barra y asegúrese de que se mueve libremente. La rosca del extremo macho debe ser la misma que la de la caja de la FOSV. El equipo debe ser capaz de centrar fácilmente la válvula. Esta válvula también debe probarse desde la parte inferior a baja/ alta presión.


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Juntas de Anillo API

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Las válvulas flotantes se instalan para evitar el retorno de fluidos a través de la sarta de perforación. Hay dos tipos; el tipo émbolo y el tipo ALETA. Ambos tipos permiten circular fluido de manera convencional, pero se cerrarán cuando la presión diferencial en el anillo sea igual o mayor. Correr un flotador en la sarta de perforación puede evitar una lectura inicial de Presión Abierta en la tubería de perforación. Usted podría tener que bombear el flotador para registrar una Presión Abierta en la tubería de perforación (SIDPP). Éste procedimiento se describe en el Capítulo 3. Algunas operaciones prefieren correr un flotador portado para permitir que se ecualice la presión cuando se cierra. Si su operación corre flotadores portados, tenga cuidado al registrar la presión de cierre. Flotadores parcialmente taponados pueden evitar una presión de cierre exacta y asumir que la lectura de la presión es exacta, puede llevarle a calcular un fluido de bajo peso de control. Las válvulas de flotador no están taradas para presión ni son probadas para presión y no pueden considerarse como una barrera.


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Juntas de Anillo API

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Las juntas de anillo son los componentes del sello de presión para el BOP y para las conexiones de cabeza de pozo. NUNCA reutilice una junta de anillo, reemplácela. Se utilizan tanto para conexiones bridadas como para conexiones de junta mecánica. Una de las mayores fuentes de falla es el daño a la junta de anillo o a la ranura del anillo. No utilice cepillos metálicos ni raspadores al limpiar el revestimiento de las juntas ni los restos en las ranuras. Siempre cubra las ranuras del anillo al transportarlas o al mover la pila. Reparar las ranuras del anillo puede ser costoso. Siempre limpie y seque la ranura antes de instalar la junta de anillo. Ajuste las bridas de las juntas de forma pareja para aplicar la misma carga a la junta. NUNCA empaquete una ranura de anillo ni envuelva una junta de anillo para reparar una fuga para obtener una presión de prueba.


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Junta API Tipo R

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La junta de anillo tipo R no se energiza por presión interna. El sellado tiene lugar a lo largo de pequeñas bandas de contacto entre las ranuras y la junta. La junta puede ser de sección octagonal u ovalada. El diseño tipo R no permite contacto cara a cara entre las bridas. Las cargas externas se transmiten a través de la superficie de sellado del anillo. La vibración y las cargas externas pueden hacer que las pequeñas bandas de contacto entre el anillo y las ranuras del anillo se deformen plásticamente, de manera que la junta pueda desarrollar una fuga, a menos que los pernos de las bridas se ajusten semanalmente.


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Junta API Tipo RX

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En la junta de anillo energizada por presión tipo RX, el sellado tiene lugar a lo largo de pequeñas bandas de contacto entre las ranuras y el diámetro externo de la junta. La junta se hace ligeramente más grande en diámetro que la ranuras y se comprime ligeramente para alcanzar el sellado inicial. El diseño RX no permite contacto cara a cara entre los cubos o las bridas. La junta tiene superficies que soportan grandes cargas en su diámetro interior para transmitir las cargas externas sin deformación plástica de la superficie de sellado. Debe utilizarse una junta nueva cada vez que se haga la unión.


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Junta API Cara a Cara Tipo RX Energizada por Presión

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API adoptó la junta de anillo energizada por presión cara a cara tipo RX, como junta estándar para cubos de abrazadera. El sellado tiene lugar a lo largo de pequeñas bandas de contacto entre las ranuras del anillo y el diámetro exterior de la junta. La junta se hace ligeramente más grande que la ranuras. Se comprime ligeramente para alcanzar el sellado inicial. El aumento en el ancho de la ranura asegura el contacto cara a cara entre los cubos, pero esto deja a la junta sin soporte en su diámetro interior. Sin soporte del diámetro interior de la ranuras del anillo, la junta puede no permanecer perfectamente redonda a medida que se ajusta. Si la junta se comba o se aplana, puede haber fugas.


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Ranura API Cara a Cara Tipo RX Energizada por Presión

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Cameron modificó las ranuras de las juntas de anillo cara a cara RX energizada por presión para prevenir fugas causadas por deformación. El diámetro interno de la junta también hace contacto con las ranuras del anillo cuando se conecta.


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Junta API Tipo BX Energizada por presión

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La junta de anillo BX energizada por presión se diseñó para contacto cara a cara de los cubos o de las bridas. El sellado tiene lugar a lo largo de pequeñas bandas de contacto entre las ranuras del anillo y el diámetro exterior de la junta. La junta se hace ligeramente más grande que las ranuras. Se comprime ligeramente para alcanzar el sellado inicial. El propósito del diseño BX fue un contacto cara a cara entre los cubos o las bridas. Sin embargo, las tolerancias de la ranura y de la junta que se adoptan, son tales, que si la dimensión del anillo está en el lado más alto y la dimensión de la ranura está en el lado bajo, el contacto cara a cara puede ser difícil de lograr. Sin contacto cara a cara, la vibración y las cargas externas pueden causar deformación plástica del anillo lo que puede dar como resultado fugas. La junta BX se fabrica frecuentemente con agujeros axiales para asegurar un balance de presión, ya que tanto el diámetro interior como el diámetro exterior de la junta pueden estar en contacto con las ranuras.


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Pruebas BOPE Oxy  

Los componentes BOPE estarán tarados para exceder el MASP calculado. El preventor anular se excluye de este requerimiento. Se hará una prueba de presión a los componentes BOPE (incluida la columna BOP, el múltiple de estrangulación en las líneas de estrangulación) con la siguiente frecuencia: o Al instalarlos. Si se hace una prueba “stump” al BOPE, únicamente se requiere probar las conexiones al momento de la instalación. o Después de 21 días desde la última prueba de presión del BOPE. Cuando el plazo para la prueba de 21 días se venza en el futuro cercano, considere hacer una prueba al BOPE antes de perforar zonas con H2S, presión anormal, o cualquier retorno perdido para prevenir pruebas mientras se perforan estos intervalos. o En cualquier momento en que se rompa una conexión BOPE, la rotura debe recibir una prueba de presión. o Cuando se usan arietes de tipo calibre variable con sartas de tubería con reducción cónica, los arietes deben recibir una prueba de presión para todos los tamaños de tubería anticipados.

Procedimientos de prueba requeridos 

Se recomienda probar el BOPE con el uso de un tapón de prueba u otros medios para aislar el revestimiento y el agujero abierto de las presiones de prueba. o Pruebas de baja presión - Primero deben probarse los componentes a presión de prueba baja de 250 psi. Si durante la prueba la presión excede los 500 psi, debe purgarse la presión hasta 0 psi y reiniciar la prueba. Presurizar más allá de 500 psi puede inducir un sello y dar un resultado de prueba falso. o Pruebas de alta presión - Todos los BOPE, excluido el preventor anular se probarán a un mínimo de 500 psi sobre el MASP calculado para la sección del agujero. Para minimizar el tiempo de prueba durante secciones de agujero subsecuentes, la prueba de presión BOPE inicial debe hacerse al máximo MASP calculado para todo el pozo. Si no, serán necesarias pruebas BOPE subsecuentes. El preventor anular debe probarse al 70% de su presión de trabajo tarada o 500 psi por encima del MASP, cualquiera que sea menor.

Duración de la prueba y purga permitida.  

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Al probar contra un tapón de prueba, cada prueba debe mantenerse por un mínimo de cinco (5) minutos sin purga de presión. Cuando no se utiliza un tapón de prueba, cualquier componente BOPE probado contra el revestimiento debe probarse por 30 minutos con menos de un 10% de purga.


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Pruebas BOPE Oxy Mantenimiento de registros de pruebas de presión 

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Se mantendrán gráficas en la ubicación durante la duración de las operaciones del pozo. El gerente del sitio de perforación y el representante del contratista firmarán y datarán las gráficas. Todas las pruebas se documentaran en el informe IADC. Cada torre tendrá un procedimiento de prueba y una hoja de pruebas BOPE. La hoja de pruebas BOPE documentará la secuencia de las pruebas. La hoja también anotara la estación de control desde la cual se hizo funcionar el BOPE y los tiempos de actuación. Los registros se mantendrán en la oficina por un (1) año después del completamiento del pozo. Las gráficas y las hojas de prueba BOPE deben escanearse y almacenarse en OpenWells como parte del archivo permanente del pozo.

Pruebas de función   

Se hará una prueba de función a todos los componentes cada siete (7) días. Se hará una prueba de función a todos los arietes después de correr revestimiento o segmentación. Deben alternarse las pruebas de función entre estaciones de control. Se medirán y registrarán los tiempos de actuación durante las pruebas de función. Todas las pruebas de presión se harán con agua o con un líquido transparente apropiado con viscosidad similar a la del agua (como por ejemplo una mezcla 50/50 glicol/agua) para temperaturas por debajo del punto de congelación.

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Tapón de Prueba  

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Asegurarse de que las válvulas de la cabeza del revestimiento siempre estén abiertas cuando un probador de tapón de cabeza de revestimiento esté en uso. Los probadores de tapón de cabeza de revestimiento vienen en muchas formas y tamaños. Dejar de seleccionar el tamaño y estilo del tapón de prueba puede causar problemas. Las formas del colgador de cabeza de revestimiento varían. Por ejemplo, una cabeza de tubería CIW Tipo “F” de 5000 psi tiene contornos en forma de cono, mientras que la cabeza tipo DCB tiene un contorno recto. Inserte un probador de tapón tipo F en una cabeza tipo DCB, presurice y ambos se volverán prácticamente inseparables. Siempre consulte con el fabricante de la cabeza de revestimiento para garantizar que se utiliza el probador de tapón apropiado. Algunos probadores de tapón de cabeza de revestimiento se fabrican con un puerto integral, que permite presurizar la cavidad del calibre del BOP por la sarta de prueba de tubería de perforación. Si el probador de tapón no está equipado con un puerto integral, puede utilizarse un sub perforado con el tapón de prueba.

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Copa de Prueba Copa de Prueba

 Las copas de prueba se utilizan para hacer pruebas de presión a las válvulas de cabeza de pozo, a la brida de cabeza de pozo y a los sellos entre cabeza de pozo y revestimiento.  Asegúrese de utilizar el tamaño correcto de copa (para el peso del revestimiento).  El probador de copa se hace sobre tubería de perforación y se baja por debajo de la cabeza del pozo.  La presión aplicada al probador de copa impone directamente una carga sobre la tubería de perforación que puede causar una falla en la tubería de perforación, particularmente con tubería Grado E. Utilice tubería S135 o de peso pesado para todas las pruebas de revestimiento.  Otro método es correr un probador de tapón en combinación con un probador de copa. Después de aterrizar el tapón de prueba, puede aplicarse presión de prueba a través de las salidas de la cabeza de revestimiento. Esto permite que la cabeza del revestimiento soporte las fuerzas inducidas por la copa.  Recuerde que todos los probadores de copa son dispositivos de suabeo. Para prevenir el suabeo, hale lentamente la copa y nunca corra una sarta de prueba que no se encuentre completamente abierta a la atmósfera. En otras palabras, la parte inferior de la copa siempre debe estar abierta a través del agujero de la sarta de prueba.

Revestimiento de 13 3/8” N-80 72 lb/pie, ID – 12.35 probado a 3.000 psi será; 12.352 x 0.7854 x 3000 psi = 359.373 lbs de fuerza ¿Qué grado de tubería de perforación necesitará? ¿Cuál es la tara de carga de tensión? ¿Cuál es la tara de colapso? ¿Cuál es la tara de fractura del revestimiento?

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Capítulo 7: Responsabilidad y Procedimientos

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Norma de control de pozos – Página 2 – 6 Reunión Pre- perforación – Página 7 Plan de control de pozo – Página 8 Lista de verificación – Página 9, 10 Responsabilidades – Página 11 – 12 o DSM o Ingeniero de perforación o Capataz o Perforador o Ingeniero de lodos o Asistente del perforador o Equipo de torre Reportes – Página 13 Cierre o Perforación – Página 14 o Corrida – Página 15 o BHA – Página 16 o Tubería fuera del agujero – Página 17 o Revestimiento – Página 18 Taladros – Página 19 o Taladro de pozo – Página 20 o Taladro de corrida – Página 21 o Taladro de desvío – Página 22, 23 o Taladro de estrangulador – Página 24

Capítulo 7 – Responsabilidad y Procedimientos

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Estándar Mundial – Control de Pozos 1. Propósito El propósito de esta norma de control de pozos es el de garantizar la consistencia en la forma en que Occidental Oil and Gas Corporation enfoca los asuntos de control de pozo en cada Unidad de Negocios alrededor del mundo. 2. APLICACIÓN Aplica a cualquier pozo que se encuentre bajo la responsabilidad del Vicepresidente de Perforación Mundial de Occidental Oil and Gas Corporation. 3. Definiciones Control de pozo - Medio de prevenir/ controlar el escape de fluidos y gases del agujero del pozo al medio ambiente, o el flujo cruzado dentro del pozo. Equipo de desviación - Equipo utilizado para dirigir un flujo no controlado desde el pozo, lejos del personal. Se utiliza típicamente en sartas de revestimiento estructural y se utiliza como dispositivo de escape para la evacuación del personal del sitio de la torre. Equipo de prevención de reventones (BOPE) - Equipo mecánico diseñado para cerrar y controlar un pozo en caso de pérdida de hidrostática primaria sobre el control de balance. Tanque de corrida - Tanque pequeño (20 a 30 barriles) diseñado para medir con exactitud la cantidad de fluido requerido para reemplazar el volumen de acero removido del agujero del pozo al sacar tubulares fuera del agujero. El tanque de corrida también se utiliza para medir el volumen de fluido desplazado desde el agujero al correr tubulares dentro de éste. Primera Zapata de Revestimiento Competente – La Primera Zapata de Revestimiento Competente se define como la profundidad de la primera zapata de revestimiento capaz de resistir una prueba de presión a un mínimo de 10 ppg utilizando un gradiente de fractura de .52 psi/pie, medido desde la mesa rotatoria.

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Estándar Mundial – Control de Pozos 4. Papeles y Responsabilidades Gerente de perforación - finalmente responsable de garantizar la implantación de esta norma dentro de las operaciones de su Unidad de Negocios. También es responsable de comunicar las desviaciones de esta norma a la gerencia de la BU y a la gerencia funcional. Superintendente de perforación - responsable de contribuir con el diseño y procedimiento de pozos y de garantizar la implantación de esta norma dentro de las operaciones de una Unidad de Negocios. Inicia un MOC cuando las operaciones se desvían de los procedimientos aprobados. Gerente de Sitio de Taladro - responsable por la ejecución de estos procedimientos al igual que por la comunicación de cualquier desviación de los resultados esperados al Superintendente de Perforación para ulterior discusión/ análisis. Supervisor de ingeniería de perforación - responsable por la implantación y adherencia a esta norma en una Unidad de Negocios. Inicia un MOC cuando el diseño planeado se desvía de esta norma. Ingeniero de perforación - responsable por el diseño general del pozo, incluida la implantación de los requerimientos de esta norma en el diseño del pozo y en los procedimientos de perforación.

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Estándar Mundial – Control de Pozos 5. Requerimientos Cada Unidad de Negocios seguirá tres normas básicas de control de pozos. Cualquier desviación de esta norma requerirá un documento escrito de Gestión de Cambios según la Norma de Gestión de Cambios. Los siguientes son los principios básicos para control de pozos y/ o diseño de pozos relativos al control de pozos para Occidental Oil and Gas Corporation: 1. Se tratará cada pozo como si fuera capaz de flujo natural en todo momento. 2. El equipo de desvío no se considera como equipo de prevención de reventones. 3. El equipo de prevención de reventones (BOPE) utilizado en cada pozo seguirá como mínimo el API RP 53, pero puede ser sustituido por este documento si las normas de Oxy son más apropiadas. 4. Se instalará equipo de prevención de reventones en cada pozo. 5. Se instalará el BOPE en la primera sarta competente de revestimiento. 6. Cada configuración de apilado BOPE/ cabeza del pozo con una tara de 5000 psi o menos, constará de un mínimo de un preventor anular, un ariete de tubo y un ariete ciego. (Según API RP 53) 7. Los arietes ciegos se localizarán en la cavidad inferior del ariete de una pila de dos arietes. 8. Cada configuración de apilado BOPE/ cabeza del pozo con una presión mayor que 5000 psi constará de un mínimo de un preventor anular, dos arietes de tubo para la tubería de perforación en uso y un ariete ciego/cortante. (Según API RP 53). Si no está disponible un ariete ciego/ cortante, entonces todas las actividades de cableado en agujero utilizarán un lubricador apropiadamente instalado y probado, que pasará por toda la longitud de la herramienta. 9. Los arietes ciegos se ubicarán en la cavidad de ariete central de una pila de tres arietes.

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Estándar Mundial – Control de Pozos 10. Todos los BOPE incluirán un múltiple de estrangulación con al menos un estrangulador operado de forma remota instalado, o en lugar de instalar un estrangulador operado de forma remota, se instalará y mantendrá lo siguiente en el múltiple de estrangulación manual: a. Un medidor de presión de tubería de perforación calibrado y exacto b. Un medidor de presión de revestimiento calibrado y exacto c. Un medio de comunicación electrónica con el perforador. Este equipo se probará dice calibrarán en cada zapata de revestimiento, al igual que en cada prueba de BOPE, y se registrará en cada informe de prueba BOPE. 11. Todos los BOPE se aprobarán según el MASP, la Prueba de Revestimiento y la Prueba BOPE (Procesamiento Operativo Estándar) SOP, que incluye pruebas BOPE a intervalos máximos de 21 días o con mayor frecuencia según las regulaciones locales. 12. Cada torre estará equipada con un Tanque de Corrida. El Tanque de Corrida y la Hoja de Corrida se utilizarán para medir el fluido requerido para llenar el agujero durante todas las operaciones de corrida. El Tanque de Corrida se utilizará en el modo de circulación continua, no a intervalos prescritos. 13. Después de perforar la zapata en cada sarta de revestimiento que tenga BOPE instalado, se llevará a cabo una Prueba de Fugas (LOT) o una Prueba de Integridad de Formación (FIT) para confirmar la integridad del cemento de revestimiento al igual que para establecer las bases desde las cuales calcular la Tolerancia de Manifestación (Kick Tolerance) para esa sección del agujero (sujeto a las excepciones permitidas en la Sección 5 del LOT/ FIT SOP adjunta).

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Estándar Mundial – Control de Pozos 14. Habrá un mínimo de dos barreras entre cualquier formación que contenga hidrocarburos y la superficie, en todo momento antes de remover el BOPE, los árboles, etc. Ejemplos de barreras incluyen, pero no se limitan a: a. peso del fluido de control en un agujero del pozo estático b. tapones/ retenedores de puente recuperables o permanentes c. tapón de cemento que ha sido etiquetado y/ o probado d. equipo de revestimiento flotante e. colgador de tubería con válvula de contra presión instalada

15. Se requerirá que el siguiente personal tenga un Certificado de Control de Pozos vigente a nivel de supervisión otorgado por una Escuela de Control de Pozos certificada IADC/ WellCap. Todos los demás certificado de control del pozo se aprobarán de manera individual. a. Gerente de perforación b. Superintendente de perforación c. Supervisor de ingeniería de perforación d. Ingeniero de perforación e. DSM (o Consultor DSM temporal) f. Capataz del contratista g. Perforador del contratista

16. El "Método del Perforador” es el método primario de circular una manifestación y subsecuentemente matar el pozo. 17. Se publicará en el SOP de Control de Pozo en el portal de la Comunidad Global de Perforación.

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Reunión Pre – Perforación 

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El DSM llevará a cabo una reunión pre perforación antes del comienzo de cada pozo. A esta reunión asistirá personal de Occidental y del contratista, incluidos perforadores, equipos de perforación, equipos marítimos y de cubierta, personal de abastecimientos y personal de servicio. En otras palabras asistirán todas las personas en la torre. Probablemente será necesario llevar a cabo varias reuniones debido a los turnos de trabajo y a los programas de cambio de equipos. Estas reuniones deben organizarse para informar al equipo acerca de los planes de perforación y para hacerlos conscientes de cualquier riesgo de seguridad potencial. También debe discutirse cualquier plan de contingencia específico del pozo. Estas reuniones deben ser un foro abierto y deben animarse los comentarios y sugerencias de cada uno. Los temas que se cubrirán incluyen: o la probabilidad de encontrar H2S y el plan de contingencia en caso de H2S o riesgos de perforación de baja profundidad y planes de emergencia o plan general de perforación o ambiente de presión de pozo anticipado y peso de lodos que se predice en el programa o simulacro de incendio y de abandono de la nave, si aplica o planes de prueba de pozo y procedimientos de seguridad. Para los Planes H2S y de Respuesta a Emergencias, remítase al Lineamiento OOGC, HES H2S 60. 400. 203 o a sus agencias reguladoras locales, es decir OSHA, Texas Railroad, Departamento de Petróleo y Gas, etc.


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Plan de Control de Pozos 

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Cada torre tendrá un plan de control de pozos que incluya; o Prácticas y procedimientos de control de pozo, acordados y entendidos por los equipos de Occidental y del Contratista. o Responsabilidades asignadas para cada posición del equipo. o Líneas de comunicación establecidas. Quién es responsable de notificar a la oficina, de ordenar el volumen de lodos o químicos, de instalar señales o de monitorear el tráfico que accede a la ubicación, etc. o El operador de la bomba y el operador del estrangulador necesitan estar a una distancia tal entre ellos, que puedan escucharse, pero DEBEN estar en línea de visión directa. o En caso que un pozo no pueda contenerse o controlarse, ¿quién iniciará el abandono y cómo se le comunicará al personal? ¿Quién será responsable de bloquear la ubicación al tráfico? o Ubicación de las Áreas Seguras y Puntos de Reunión. ¿Dónde está la lista del personal en la ubicación? o Información de contacto de emergencia y números telefónicos publicados y conocidos por todos los equipos en la ubicación.


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Lista de Verificación 

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Lista de verificación previa a matar el pozo o Asignar al perforador para monitorear las presiones de cierre para posible migración de gas y para comenzar un registro de presiones y eventos. o Completar la hoja de matar pozos del Método de Perforadores de Oxy. Informar al perforador, al ingeniero de lodos y al capataz de los volúmenes, golpes y presiones esperadas. o Tener una reunión previa al trabajo de control de pozo con los miembros del equipo. Seguir el Plan de Control de Pozos. o Tubería de trabajo, sí o no - llegar a un acuerdo con el contratista en el Plan de Control de Pozos. o Minimizar la presión de cierre si aumenta la presión en el agujero. o Ronda del capataz para validar el estatus del equipo. Revisar el preventor anular, las válvulas del múltiple del tubo vertical, las válvulas de alivio de la bomba, las válvulas de revestimiento, las líneas de estrangulador y sobre borda, en busca de posibles fugas. o Confirmar la barita y químicos necesarios para mezclar el fluido de Peso de Control y la condición del fluido después de matar el pozo. Asegurarse de que estén disponibles cuando se necesiten. o Garantizar que haya una comunicación clara entre el perforador y el operador del estrangulador. o Comenzar las operaciones de matar el pozo.


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Prácticas Generales 

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Deberán seguirse las siguientes prácticas operativas para todas las operaciones de control de pozo, independientemente del tipo de torre. Se presentan aquí a manera de recordatorio y para reforzar la posición de Occidental. o El flujo desde el pozo no debe tomarse por la línea de matar el pozo. La línea de matar se utiliza para bombear hacia dentro del pozo desde la superficie. Si condiciones de flujo severas arriba de la línea del estrangulador han dado como resultado una falla en la línea del estrangulador, o en alguno de sus componentes, debe cerrarse el pozo y repararse o reemplazarse el componente que falló, si es práctico hacerlo. o Las válvulas de la línea del estrangulador, de la línea de matar el pozo, de la cabeza del pozo y del árbol de Navidad deben abrirse de dentro hacia fuera. Es decir, las válvulas más cercanas a la cabeza del pozo deben abrirse primero, seguidas de la válvula siguiente más cercana, etc. Si las condiciones lo permiten, deben abrirse y cerrarse las válvulas con presión ecualizada a través de la entrada de la válvula. Esto es particularmente cierto para válvulas que se localizan más cerca de la cabeza del pozo o en la sección vertical del árbol de Navidad. o Si las condiciones de flujo al separador lodo/gas indican la posibilidad de una sobrecarga del sistema, debe cerrarse el pozo y debe reevaluarse la velocidad de matado. Si una velocidad de matado más baja remedia la situación, entonces debe reducirse la tasa de matado. Si no puede cerrarse el pozo, debe desviarse entonces el flujo del pozo al foso de reserva, a la línea de tea o sobre cubierta. Bajo ninguna circunstancia debe dirigirse el flujo desde el pozo hacia el separador lodo/gas si una sobrecarga del sistema es probable. o Si las presiones de superficie durante el matado del pozo indican que el matado no está siguiendo su plan, debe cerrarse inmediatamente el pozo. Una vez identificado y resuelto el problema, o después de revisar el plan, puede reanudarse la operación para matar el pozo. Cerrar el pozo, si se hace de manera apropiada, es siempre la mejor solución cuando usted no tiene confianza en lo que está viendo. La presión en el fondo del agujero se mantendrá constante, aunque la presión de revestimiento de superficie puede ser más alta que las condiciones iniciales de cierre. o Bajo ninguna circunstancia debe permitirse al pozo fluir desde debajo de los arietes de tubo inferiores. o Bajo ninguna circunstancia deben utilizarse los arietes de tubo inferiores para operaciones rutinarias de control de pozo. Estos arietes son para utilizarlos únicamente en emergencias para el cierre final del pozo.


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Responsabilidades del Supervisor Oxy DSM  Una vez el pozo se ha cerrado y está siendo monitoreado correctamente, o Organizará una reunión previa a matar el pozo para todos los involucrados en la operación de control de pozo. o Confirmará presiones de cierre exactas estabilizadas. o Proporcionará procedimientos, cálculos, etc. específicos de control de pozo. o Monitoreará y supervisará la implantación de estos procedimientos.  Estar presente en el piso del pozo durante la operación de matar el pozo. Bien sea en el Capataz o el DSM deben estar presentes en todo momento en el piso del pozo durante la operación. o Para operar o aliviar en el estrangulador, según sea necesario.  Mantendrá comunicación con el Superintendente de Perforación.  Asignará la responsabilidad de mantener un registro de los eventos. Ingeniero de Perforación  Proporcionará un Diseño de Pozo según las Normas de Diseño de Pozos y las Mejores Prácticas de Oxy.  Al recibir notificación del Superintendente de Perforación, el Ingeniero de Perforación; o Debe confirmar todos los cálculos de control de pozo para el lodo de peso para matar el pozo, volúmenes, golpes, etc. o confirmará que una manifestación de gas, con la información de la manifestación dada, está dentro del diseño del pozo y puede manejarse con los datos LOT/FIT actuales. o Confirmará que el separador lodo/gas tenga el tamaño suficiente para permitir la circulación de la manifestación sin pasarse a la reserva o sobre la borda. o Ayudará a calcular un método Volumétrico, de Lubricar & Purgar, Top Kill y/ o de Bullheading. o En caso de un tubo en U roto, ayudará a identificar la ubicación de la zona débil y las contingencias necesarias. Capataz (Toolpusher)  Coordinará las operaciones con el DSM de Oxy.  Tiene la responsabilidad general por la implantación, por parte del equipo, de la operación de control de pozo.  Tiene la responsabilidad de asegurarse de que el perforador y el equipo del taladro se encuentren en sus posiciones asignadas y se desempeñen según lo planeado.  Tiene la responsabilidad de informar al equipo de taladro que no estaba de turno antes de comenzar un nuevo turno.

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Responsabilidades del Equipo  Perforador      

Tiene la responsabilidad de la detección inicial de la manifestación y de cerrar el pozo. Notificará al Capataz, DSM. Monitoreará y registrará las presiones de cierre, la ganancia, y comenzará a registrar la información. Dirigirá al operador de la torre para alinear el separador lodo/gas, el degasificador de vacío y permanecerá en los pozos de lodo para ayudar al Ingeniero de Lodos. Tiene la responsabilidad por la supervisión del equipo del taladro durante la operación de control de pozo. Operará las bombas de lodos bajo la dirección del operador del estrangulador. Monitoreará la ganancia del pozo y el flujo de retorno si puede detectarlo desde los controles de la bomba.

Ingenieros de Lodos    

Calculará y confirmará el Fluido de Peso para Matar el Pozo con el DSM. Tiene la responsabilidad continua de monitorear el sistema de lodos y del acondicionamiento de lodo. Informará continuamente el peso del lodo y activará el volumen del foso al DSM. Calculará el material requerido para aumentar la densidad del fluido y sus propiedades y hará arreglos para la entrega del material.

Operador de la Torre   

Confirmar la alineación del separador lodo/gas, del degasificador de vacío y del equipo de control de sólidos. Asistir al Ingeniero de Lodos según se requiera. Supervisar la mezcla de fluido de Peso para Matar el pozo.

Equipo de Torre   

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Reportarse a las posiciones asignadas Ayudar bajo la dirección del Perforador. Informar cualquier condición inusual al Perforador, al Capataz, o al DSM.


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Reporte 

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El DSM de Oxy debe enviar la Hoja de Matar y el Registro de Control de Pozo al Superintendente de Perforación para revisión después de cualquier tipo de operación de control de pozos. El informe debe incluir: o todas las presiones y volúmenes de cierre registrados o operación de la torre en el momento en que se reconoció inicialmente la manifestación y forma en que ésta se reconoció. (Aumento de flujo, aumento en el foso, corte de perforación, Registrador de Lodos, etc.) o peso del lodo adentro y afuera, tamaño de tubería, tamaño de agujero, salida de bomba, copia del BHA, informe más actualizado de propiedades de lodo o copia de la Hoja de Matar y el Registro de Control de Pozo o un recuento de cualquier problema relacionado con el equipo que pudieren haber ocurrido durante la operación de control de pozo. Debe reenviarse una copia del informe al Equipo de Control de Pozo en Houston. El Equipo de Control de Pozo en Houston utilizará este informe y el Registro de Control de Pozo para determinar si: o El entrenamiento en control de pozos de Oxy es efectivo y los cambios necesarios con base en eventos actuales en las operaciones Oxy. o Se está implantando el entrenamiento de manera correcta. Después de la revisión, cualquier recomendación para operaciones futuras se enviará al Gerente de Perforación y al Superintendente de Perforación. Cualquier cambio requerido en el programa de entrenamiento será instituido por el Líder de Entrenamiento en Control de Pozos, después de su revisión por parte del Gerente de Entrenamiento y del Director de Operaciones.


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Procedimientos de Cierre Procedimientos de Cierre

Si usted observa cualquiera de las siguientes: 1. Aumento en el flujo de retorno. 2. Aumento en la ganancia de la presa.

1.

Mientras Perfora

Detenga la rotatoria y levante el fondo y separe la junta de la herramienta. Detenga las bombas Revise en busca de flujo

2. 3.

NO ¿El pozo está fluyendo?

4. 5.

Notifique al Capataz y al DSM Reinicie Perforación

SI

1. 2. 1. 2. 3.

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Haga sonar la alarma Abra la válvula HCR de Estrangulación y cierre el anular Notifique al Capataz y al DSM Envíe al equipo para monitorear en busca de fugas. Registre DP de cierre, CP y Ganancia de Foso.


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Procedimientos de Cierre Si usted observa los siguientes: 1. El agujero no toma el volumen correcto. 2. Aumento en el flujo de retorno.

1. 2.

Mientras Corre

Detenga la corrida y separe la junta de la herramienta. Revise en busca de flujo

NO ¿El pozo está fluyendo?

1.

Notifique al Capataz y al DSM acerca del llenado incorrecto

SI 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

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Haga sonar la alarma Ajuste las cuñas e instale el FOSV Cierre el FOSV. Abra la válvula del HCR estrangulador y cierre el anular Notifique al Capataz y al DSM Registre el CP de cierre y la ganancia del foso Envíe al equipo a monitorear en busca de fugas. Prepárese para levantar la Kelly/Top Drive


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Fuera del Agujero 

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Los procedimientos de cierre serán los mismos que los de Corrida. El FOSV debe tener una tubería de combinación a la conexión de peso pesado y/ o a la conexión del cuello del taladro. Esta tubería de combinación debe hacerse sobre el FOSV a medida que ocurre el cambio en las conexiones. Es responsabilidad de los perforadores asegurarse de que el FOSV se encuentre listo para ser instalado. Prepárese para cerrar los arietes si aumenta la presión del revestimiento hasta una presión lo suficientemente alta como para que la tubería se vuelva “pipe-light”. Asegúrese de que no hay una unión de herramienta en medio de los arietes de tubo. Si los cuellos del taladro están en medio de los arietes de tubo, y si la presión de revestimiento está aumentando y es posible que la tubería sea expulsada del pozo, prepare al equipo para evacuar el piso de la torre a un área segura. La mejor prevención en contra de esta ocurrencia es una estricta verificación del flujo antes de sacar los cuellos del taladro a través del BOP.

¡He debido...! ¡Podría haber ...! ¡No lo hice! ¡Ahora estoy en problemas!

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Fuera del Agujero 

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Fuera del agujero - Si el pozo comienza a fluir sin tubería en el pozo, la única opción es cerrar los arietes ciegos. o Notifique al Capataz y al DSM o Registre nuevamente la presión del revestimiento y del foso o Alinee el tanque de corrida y prepárese para el Método Volumétrico. Notifique al Superintendente de Perforación. No debe implantarse ninguna operación remedial diferente del método volumétrico, sin una planeación cuidadosa y confirmación de parte del Superintendente de Perforación. Si se va a hacer un intento por correr/sacar en el agujero, considere lo siguiente en su plan; Si la presión del revestimiento no está aumentando y el consenso es que la manifestación NO está migrando, usted puede considerar correr en el agujero, debe hacerse una planeación cuidadosa antes de permitir que el pozo fluya mientras se corre en el agujero. o ¿Cuál es el volumen máximo que está dentro de la tolerancia de manifestación? o ¿Cuál es la máxima presión de revestimiento con base en el último LOT/FIT? o ¿A qué profundidad estimada entrará la sarta de perforación en el influjo? Una vez la sarta de perforación comience a desplazar el influjo usted perderá hidrostática a una tasa más alta. o ¿A qué profundidad es posible un “Top Kill”? Si la presión de revestimiento está aumentando, después de alcanzar una presión estabilizada, usted tiene un influjo de gas en migración. Usted puede considerar sacar tubería en el agujero. Un ejercicio volumétrico con sacada de tubería puede complicarse. Requiere una medición cuidadosa del fluido y planeación. o ¿Puede usted sacar suficiente tubería a través del anular, anular a ariete, o ariete a ariete? o ¿Puede usted controlar con exactitud la presión del revestimiento mientras saca tubería? ¿Puede usted medir con exactitud el volumen purgado mientras saca tubería? o ¿Está la presión del revestimiento lo suficientemente baja como para estar “pipe heavy” mientras saca tubería? o ¿Qué volumen de fluido debe purgarse para compensar el desplazamiento de la tubería? o ¿Qué volumen de fluido debe purgarse para compensar la migración de gas?


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Simulacros 

Si el pozo comienza a fluir durante una corrida de revestimiento; o Verifique el flujo y confirme que el pozo está fluyendo y no está balanceándose o Centre una Herramientas de Corrida de Revestimiento (CRT) en uso. o Si no hay CRT en uso tenga una tubería de combinación con una válvula de cierre completo (posición abierta) ensamblada y lista para instalar o Instale la tubería de combinación, cierre la válvula y cierre del anular. o Asegúrese de que la presión de cierre + la presión del agujero del pozo no colapsen el revestimiento. o Notifique al Capataz y al DSM o Mantenga libre el piso de la torre. Dependiendo del peso total del revestimiento, una pequeña cantidad de presión puede tener suficiente fuerza como para empujar el revestimiento fuera del agujero. No intente conectar una línea de circulación hasta que el DSM y el Capataz hayan confirmado que es seguro hacerlo. o Ejemplo: usted está corriendo revestimiento de 13 3/8” y ha sido un poco lento al llenar el revestimiento según el plan de revestimiento. La lectura del indicador de peso (menos el peso del bloque) al levantar fuera de las cuñas es de 65,000 libras. 13.3752 pulgadas X 0.7854 = 140.5 pulgadas cuadradas 65,000 libras + 140.5 pulgadas cuadradas = 460 psi o

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Una presión de cierre de revestimiento mayor que 460 psi puede causar la eyección del revestimiento fuera del pozo.


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Simulacros 

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Uno de los factores con mayor influencia sobre las presiones en el agujero luego de haber tomado una manifestación, es el volumen del influjo. Entre más pequeño sea el influjo, menores serán las presiones durante la operación para matar el pozo. Es importante que el equipo de la torre reaccione de manera rápida a cualquier signo de la ocurrencia de un influjo y cierre rápidamente el pozo. Los simulacros de control de pozo se llevan a cabo según los SOP de Control de Pozo de Occidental, para asegurar que el perforador y el equipo reconocerán y responderán rápidamente a las indicaciones de una manifestación. Los simulacros que deben considerarse antes de perforar por debajo del revestimiento incluyen: simulacros de BOP y simulacros de Estrangulador. Deben diseñarse los simulacros para reducir el tiempo que le toma al equipo reconocer el influjo e implantar los procedimientos. En general, todos los simulacros deben simularse para limitar el grado de desgaste del elastómero del BOP. Sin embargo, el supervisor de perforación puede encontrar necesario, de vez en cuando, hacer funcionar realmente los elementos BOP. Esto se hará según la necesidad para demostrar la pericia del equipo. El diseño del simulacro debe considerar la eficiencia en la asignación de equipos, pero los ahorros de tiempo únicamente ocurrirán mediante repetición y práctica. ¡HAGA LOS SIMULACROS! Los simulacros no son un evento deportivo de competición. Un simulacro de cinco minutos indica que su equipo está llevando a cabo estos simulacros y probablemente que está mejorando. Un simulacro de 30 segundos indica que usted no los está haciendo de manera apropiada. Llevar a cabo simulacros mantiene la detección de manifestaciones en la mente de cada uno. Llevar a cabo simulacros le proporciona información que puede ser útil cuando se mata un pozo. Llevar a cabo simulacros le ofrece la posibilidad de practicar con el equipo real y le da la confianza para cuando se encuentre en una situación de control de pozos. Llevar a cabo simulacros le permite confirmar que su plan de emergencia funcionará durante una emergencia real.


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Simulacro de Foso /Simulacro de Flujo Acción Parte responsable Iniciar Simulacro DSM de OXY/ Gerente de Torre Elevar sensor de flujo o flotador de foso para indicar “ manifestación" Registrar inmediatamente la hora de inicio Reconocimiento Perforador/ Registrador El perforador reconoce un indicador. El Registrador debe notificar al Perforador del indicador. El perforador debe detener la perforación, levantar el fondo y detener las bombas. Llevar a cabo una verificación de flujo. Iniciar acción DSM de OXY/ Gerente de Torre notificar al perforador de que el pozo está "fluyendo" (Simulacro) Reacción Perforador/ Equipo El perforador activa la alarma y se mueve al remoto del BOP y permanece allí. El equipo está en sus posiciones asignadas Se detiene el tiempo. Registre este tiempo en el Informe de Perforación  

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El propósito de un simulacro de foso es hacer que el equipo este constantemente consciente del nivel de fluido en el foso de lodos y del flujo de retorno y garantizar que puedan cerrar rápidamente el foso. Al iniciar el aumento del foso o el aumento del flujo, hágalo de manera realista. Desde el momento en que usted inicie el simulacro hasta el momento en que el perforador lleve a cabo una verificación del flujo usted está midiendo su tiempo de reconocimiento. Esto enseñará a los perforadores y registradores a mantener las alarmas instaladas, monitorear el flujo y los volúmenes del foso y ser los responsables por mantener la comunicación acerca de lo que está sucediendo en los fosos, etc. En la mayoría de las historias de casos de volúmenes de manifestación extremadamente grandes, el reconocimiento de la manifestación es la falla más frecuente. Después que el perforador ha llevado a cabo una revisión de flujo y se anuncia que el pozo está fluyendo, verifique el tiempo que le toma al equipo reaccionar. Esto enseñará al equipo a comunicarle al perforador lo que están haciendo, y si hay un nuevo miembro del equipo le recordará a cada uno que deben asignarle una responsabilidad de control de pozo, etc.


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Simulacro de Desviador (Perforación) Acción Parte responsable Iniciar Simulacro DSM de OXY/ Gerente de Torre Elevar sensor de flujo o flotador de tanque de corrida para indicar “ manifestación" Registrar inmediatamente la hora de inicio Reconocimiento Perforador/ Registrador El perforador reconoce el influjo. El Registrador debe notificar al Perforador del indicador. Llevar a cabo una verificación de flujo. Iniciar acción DSM de OXY/ Gerente de Torre Notificar al perforador de que el pozo está "fluyendo" (Simulacro) Reacción Perforador/ Equipo Colocar la junta de la herramienta por encima de la rotatoria y ajustar las cuñas Centrar el FOSV y cerrar la válvula Cerrar elevadores o conectar el top drive y remover las cuñas El perforador se mueve al remoto del BOP y permanece allí. El equipo está en sus posiciones asignadas Se detiene el tiempo. Registre este tiempo en el Informe de Perforación 

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Al iniciar el aumento del tanque de corrida o el aumento del flujo, hágalo de manera realista. Desde el momento en que usted inicie el simulacro hasta el momento en que el perforador lleve a cabo una verificación del flujo, usted está midiendo su tiempo de reconocimiento. Esto enseñará a los perforadores y registradores a mantener las alarmas instaladas, monitorear el flujo y los volúmenes del foso, hágalos responsables por mantener una hoja de corrida exacta, etc. Después que el perforador ha llevado a cabo una revisión de flujo y se anuncia que el pozo está fluyendo, verifique el tiempo que le toma al equipo reaccionar. Esto enseñará al equipo a asegurarse de tener listo el FOSV, a que la conexión cruzada correcta esté disponible, a que la llave operativa esté a la mano, etc. Cuando veo un tiempo de 30 – 45 segundos para un simulacro de corrida, se que el tiempo de reacción del equipo es todo lo que se ha practicado. Haga que el perforador y los registradores hagan su parte.


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Simulacro de Desviador (Perforación) Acción Parte responsable Iniciar Simulacro DSM de OXY/ Gerente de Torre Elevar sensor de flujo o flotador de foso para indicar “ manifestación" Mar adentro, si usted está bombeando únicamente agua de mar y no hay ningún foso activo en uso, puede ser necesario simplemente anunciar un "simulacro" Registrar inmediatamente la hora de inicio Reconocimiento Perforador/ Registrador El perforador reconoce el influjo. El perforador detiene la perforación, recoge el fondo y detiene las bombas. Iniciar acción DSM de OXY/ Gerente de Torre Si no se ha hecho previamente, notifique al equipo de perforación que el pozo está "fluyendo" (simulacro) Reacción Perforador/ Equipo El perforador activa la alarma y se mueve al remoto del BOP y permanece allí. El equipo está en sus posiciones asignadas Se detiene el tiempo. Registre este tiempo en el Informe de Perforación  

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Los simulacros de desviador se llevan a cabo para hacer conscientes a los equipos de la velocidad con la que pueden ocurrir los problemas de control de pozo. Los equipos se familiarizan con el funcionamiento del desviador y con el procedimiento apropiado de cierre.


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Simulacro de Desviador Acción Parte responsable Iniciar Simulacro DSM de OXY/ Gerente de Torre Elevar sensor de flujo o flotador de tanque de corrida para indicar “ manifestación" Registrar inmediatamente la hora de inicio Reconocimiento Perforador/ Registrador El perforador reconoce el influjo. Iniciar acción DSM de OXY/ Gerente de Torre Notificar al perforador de que el pozo está "fluyendo" (Simulacro) Reacción Perforador/ Equipo Colocar la junta de la herramienta por encima de la rotatoria y ajustar las cuñas Centrar el FOSV y cerrar la válvula El perforador se mueve al remoto del BOP/ panel del desviador y permanece allí. El equipo está en sus posiciones asignadas Se detiene el tiempo. Registre este tiempo en el Informe de Perforación  

Rev. 7 12/2010

Los simulacros de desviador se llevan a cabo para hacer conscientes a los equipos de la velocidad con la que pueden ocurrir los problemas de control de pozo. Los equipos se familiarizan con el funcionamiento del desviador y con el procedimiento apropiado de cierre.


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Simulacro de Estrangulador Acción     

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Parte Responsable Iniciar Simulacro DSM de Oxy/ Gerente de Torre Antes de perforar el cuello del flotador de revestimiento, Cierre del anular y alinéelo al estrangulador ajustable Bombee lentamente dentro del pozo para atrapar +/- 300 psi Tenga al operador designado del estrangulador en su posición en el múltiple de estrangulación. A su instrucción, debe ponerse en línea una bomba a una tasa de circulación lenta, mientras se mantiene constante la presión del revestimiento en la válvula de cierre (+/- 300 psi) mientras se opera el estrangulador. o Nota - mantener constante la presión del revestimiento mientras aumenta la tasa de golpeo, hasta que el estrangulador está en posición medio abierta. La tasa de golpeo en ese punto le dará a la "tasa para matar el pozo" óptima durante un evento de control de pozo. Dele tiempo al pozo para que se estabilice. Marque y registre la presión circulante de tubería de perforación. Cierre del estrangulador para aumentar la presión del revestimiento en 100 psi e inmediatamente comience a tomar el tiempo hasta que usted vea un aumento de presión de 100 psi en el medidor de presión de la tubería de perforación. Este lapso de tiempo es el lapso de tiempo mínimo que existirá durante un evento de control de pozo en esta sección del agujero. A medida que continúa perforando el lapso de tiempo aumentará. Mantenga constante la presión del revestimiento mientras detiene lentamente la bomba y cierra el estrangulador. Después de terminar el simulacro de estrangulador, purgue la presión atrapada, abra el anular y alinee para perforación. Un simulacro de estrangulador llevado a cabo de manera apropiada es la herramienta de entrenamiento de control de pozos más fuerte que tiene la industria. Es la prueba de competencia de su entrenamiento en control de pozos, su plan de control de pozos y se lleva a cabo en el mejor simulador que hay en el mundo, su torre. La información obtenida durante un simulacro de estrangulación consta de: o Mejor tasa de golpeo para circular el pozo durante el control de pozos o Comunicación entre el operador de la bomba y el operador del estrangulador o Competencia del operador de la bomba y el operador del estrangulador o Competencia del equipo. o Competencia del entrenamiento. o Exactitud en el plan de control de pozo o Tiempo transcurrido.


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Capítulo 8: Diseño de Pozos    

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Riesgos poco profundos – Página 3, 4 Diseño de pozos – Página 5 Presión de poro/ presión de fractura – Página 6 FIT/LOT o Procedimientos LOT – Página 7 - 11 o Procedimientos FIT – Página 12 – 13 o Hoja de cálculo LOT/FIT – Página 14 o Tolerancia a Manifestación – Página 15 o Presunciones – Página 16 o Volumen de manifestación – Página 17 o Intensidad de manifestación – Página 18 o Cálculos – Página 19 – 21 o Programa de tolerancia a manifestación – Página 22, 23 MASP – Página 24, 25 Monitoreo de presión de poro – Página 26 Preocupaciones horizontales – Página 27

La preocupación de Operaciones de Occidental en relación con diseño de pozos y aspectos de diseño de pozos harán referencia a: o STD_029 - Peligros de Perforación a Baja Profundidad o STD_025 - Diseño de pozos o SOP 033_01 - Tolerancia a manifestación o SOP 033_02 - Prueba de Revestimiento – BOPE o SOP 033_03 - Prueba de Fugas y Prueba de Integridad de la Formación

Capítulo 8 – Diseño de Pozos

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Riesgos de Baja Profundidad Riesgos de Baja Profundidad 

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Los riesgos de perforación a baja profundidad son anomalías que se encuentran antes de establecer el revestimiento de superficie e instalar el BOP. Son muy difíciles de manejar operacionalmente y frecuentemente dan como resultado un alto riesgo para el personal y para el equipo. Los riesgos de baja profundidad típicos incluyen gases a baja profundidad, agua a baja profundidad, pedruscos, presión de formación anormal, pozos existentes desde la misma plantilla o desde plataformas cercanas (asuntos anticolisión y Simop), compactación de relleno insuficiente durante la construcción de la ubicación, líneas de flujo enterradas, oleoductos, líneas de telecomunicaciones, líneas eléctricas u otras estructuras hechas por el hombre, zonas de circulación perdida y escombros en el lecho marino. Las herramientas sísmicas de baja profundidad actuales normalmente pueden identificar intervalos de gas de baja profundidad o sobre presión debida a anomalías en los tiempos de viaje sónico de la formación. Estas anomalías se ven como puntos brillantes y pueden extenderse a áreas muy grandes la identificación de un punto brillante en una ubicación particular del pozo no necesariamente confirma la presencia del gas de baja profundidad o de una formación sobre presurizada. Sin embargo, debe tenerse extremo cuidado si se decide perforar en dicho evento. Cuando sea posible, deben hacerse todos los esfuerzos para mover la ubicación de perforación a un sitio alterno siempre y cuando todavía pueda alcanzarse el blanco geológico. Puede revisarse una lista de migradores de peligros de baja profundidad en el GDC SOP en Peligros de Baja Profundidad. El procedimiento de perforación del agujero superior debe incluir planes para lidiar con un reventón de gas de baja profundidad. Las operaciones de desvío deben incluir instrucciones muy simples y específicas al personal operativo y deben ser capaces de ponerse en ejecución en cuestión de minutos. Proteger a las personas tendrá precedencia sobre el intento de controlar el pozo. La autoridad completa para la ejecución del plan debe residir en el Gerente de Sitio de Taladro de Oxy.


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Riesgos de Baja Profundidad Las siguientes son las responsabilidades en lo relacionado con riesgos de baja profundidad. 

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Gerente de perforación (DM) - Responsable por la aprobación de los recursos requeridos para coordinar con G&G para identificar y analizar peligros de perforación de baja profundidad con niveles de riesgo aceptables. Supervisor de Ingeniería de Perforación (DES) - Responsable por la revisión del análisis y los controles para reducir los niveles de riesgo dentro de límites aceptables. Ingeniero de Perforación (DE) - responsable por la identificación y el análisis, en colaboración con geocientíficos, de los riesgos de perforación de baja profundidad. Responsable por la preparación del diseño de pozo para controlar los riesgos dentro de niveles de riesgo aceptables. Superintendente de Perforación (DS) - Responsable por la revisión y aprobación de los controles necesarios para mitigar el riesgo de Peligros de Perforación de Baja Profundidad y por el enlace con el contratista de perforación para las aprobaciones y aceptación necesarias. Gerente de Sitio de Taladro (DSM) - Responsable por la ejecución del procedimiento de perforación para mitigar los Peligros de Perforación de Baja Profundidad. Equipo Crosfuncional (CFT) - Responsable por enfocarse en vías para mitigar los riesgos asociados con los peligros de perforación de baja profundidad. Este CFT normalmente está compuesto de personal de geociencia, yacimiento, producción, instalaciones y perforación involucrado en el proceso de construcción del pozo.


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Diseño de Pozos 

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Las operaciones efectivas de control de pozos comienzan antes de que la torre llegue a la ubicación. El control de pozos de Oxy comienza cuando el ingeniero de perforación diseña el pozo. Su entendimiento del control de pozos, la presión de poro, la presión de fractura, la tolerancia a la manifestación, el equipo de torre y las capacidades del equipo puede determinar el potencial éxito o fracaso en un evento de control de pozos. Hemos visto que controlar exitosamente el BHP se basa en un entendimiento robusto de la presión, en un entendimiento robusto del tubo en U y de un entendimiento robusto de una operación apropiada del estrangulador. Hemos visto la dificultad para controlar BHP en un tubo en U roto. Por lo tanto necesitamos ahora entender el contenedor que utilizamos para nuestro tubo en U. El costado de la tubería de perforación es sencillo. Usted puede ver allí el tamaño, peso, presión de reventón y presión de colapso. La resistencia a la tensión (resistencia a romperse) es una función de la calidad y espesor del acero. Esta información se consigue fácilmente. El otro lado del tubo en U no es tan fácil de investigar o de medir. Los ingenieros de perforación deben encontrar información de otros pozos (datos externos), utilizar interpretación sísmica, extrapolar a partir de cualquier medición registrada utilizando modelos geológicos establecidos y determinar dónde colocar zapatas de revestimiento que proporcionen un contenedor robusto. Desde una perspectiva de control de pozos, básicamente trabajamos con dos presiones, la presión que usted puede esperar y la presión que usted puede contener. Vemos estas como nuestra predicción de presión de poro y nuestra predicción de presión de fractura. Una estimación exacta de estas presiones como función de la profundidad es la clave que abre todo el plan del pozo. El pozo no solamente debe proveer un contenedor para presión, debe cumplir con requerimientos direccionales, limitaciones geológicas, requerimientos regulatorios, y debe hacerlo todo de la forma más económica posible. Los papeles y responsabilidades se definen en el STD_025_Diseño de Pozos, que se encuentra en el Portal de la Comunidad Global de Perforación.


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Presión de Poro / Presión de Fractura 

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Existen varios métodos que pueden utilizarse para estimar la presión de poro de la formación. Estos métodos usualmente involucran la interpretación de datos sísmicos y los resultados de registro de agujero abierto y se aplican usualmente a la estimación de la presión de poro en esquistos, que pueden o no arrojar un estimado exacto de la presión de poro en formaciones permeables. Puede utilizarse la siguiente información para establecer un estimado exacto de la presión de poro de la formación: o Intervalos de esquisto: registros de resistividad, registros de densidad/ porosidad y datos de perforación (gas de fondo, gas de conexión, gas de corrida, torque, arrastre, relleno en corridas ROP, temperatura de líneas de flujo, densidad de esquisto, etc.). o Intervalos permeables: Resultados DST, mediciones de presión RFT, pruebas de inyectibilidad, manifestaciones del pozo, datos de perforación (gas de fondo, gas de corrida, gas de conexión), datos de producción y estudios de desempeño de yacimiento. Hay disponibles varios modelos matemáticos para la estimación de la presión de fractura. Estos métodos involucran típicamente cálculos de presión de fractura que se derivan de estimados del gradiente de sobrecarga, del gradiente de presión de poro de la formación y de la proporción de Poisson (proporción de esfuerzo horizontal a vertical en la matriz de roca). El dato de presión de fractura más útil puede obtenerse de pozos offset. Los datos offset de interés particular serían los resultados de pruebas de fuga, las pruebas de integridad de presión, las indicaciones de retornos perdidos, los datos de presión de estimulación y los resultados de pruebas de inyectibilidad. Esta información puede obtenerse usualmente a partir de: registros de lodos, registros eléctricos, informes diarios de perforación, informes finales de pozo, informes DST, registros de control de pozo y registros de estimulación de pozo.


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LOT / FIT 

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El LOT/FIT se lleva a cabo para verificar que el revestimiento, el cemento y la formación inmediatamente debajo de la zapata de revestimiento puedan resistir las presiones predichas para el agujero requeridas para perforar de manera segura hasta el siguiente. Planeado de revestimiento y/ o TD. Esta prueba determinará la resistencia real a la fractura, la tolerancia a la manifestación y el peso máximo de nodo para la siguiente sección del agujero. El SOP_033_03 permitirá recolectar estos datos de manera consistente en todas las Unidades de Negocios para confirmar y optimizar el diseño del pozo. Estos datos también se compartirán a través de la compañía y se utilizarán en cursos de entrenamiento internos. El ingeniero de perforación del proyecto, el supervisor de ingeniería de perforación y el superintendente de perforación, determinarán conjuntamente el método de prueba requerido (LOT/FIT) para cada zapata de revestimiento en el programa de perforación. La determinación del método de prueba se basará en información de pozo offset, en predicciones de presión de poro, en predicciones de resistencia de la formación y en el tipo de formación (esquisto, arena, carbonato, etc.). El método de prueba se revisará y aprobara en la evaluación de riesgos del proyecto y/ o en el diseño del pozo. Antes de la ejecución, que el Gerente del Sitio de Taladro (DSM), el superintendente de perforación y el ingeniero de perforación del proyecto verificarán que el método de prueba en el programa de perforación aprobado sea aún aplicable. Las desviaciones a partir del programa de pozo aprobado estarán sujetas a documentación de Gestión de Cambios. El DSM es responsable por la ejecución del LOT/FIT utilizando los procedimientos trazados en las siguientes diapositivas y registrando los datos en la última hoja de cálculo LOT/FIT de Oxy. Una vez se ha llevado a cabo el LOT/FIT, es responsabilidad del DSM comunicar los resultados al Superintendente de Perforación. El Superintendente de Perforación comunicará los resultados de la evaluación de la torre al Ingeniero de Perforación del Proyecto.


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L.O.T. 

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Comenzamos a perforar utilizando un diseño de pozo con valores teóricos para presión de poro y gradiente de fractura. El L.O.T (Prueba de Fuga) le da el valor real medido de la presión de fractura y las limitaciones de peso del lodo, el Peso de Lodo Equivalente (EMW), utilizado para perforar la siguiente sección del agujero. Cuando usted junta todo, obtiene sus opciones de control de pozo. Un L.O.T. se lleva a cabo perforando 10’ de nueva formación por debajo de la zapata. Cierre el anular y la bomba en el pozo. A medida que se bombea lodo en un pozo cerrado, la presión de superficie aumentará hasta que ocurra la fractura hidráulica. Mientras usted continúa bombeando, la fractura crecerá. Esto garantiza que su fractura pase el cemento y mida realmente la resistencia a la fractura de la roca. Después de detener las bombas y esperar por 10 segundos, la presión en el Medidor de Presión del Revestimiento se utiliza para registrar la presión de fractura estática para los cálculos LOT. o Fuga de Formación = Hidrostático + Presión de Revestimiento de Superficie

Pfrac = (1000pies x 0.52 x 9.0ppg) + 150psi Pfrac = 618psi 618psi + 0.052 + 1000pies = 11-88ppg peso máximo de lodo estático. Siempre redondee hacia abajo con “máximo”, de manera que el EMW utilizaremos es 11.8ppg EMW La Presión de Fractura nos da ahora un número confirmado, que podemos utilizar como nuestro “Pop-Off”. Esto no cambia nuestro Método de Perforador. Usted continuará circulando, manteniendo constante el BHP, aunque la Presión de Revestimiento pueda exceder su valor LOT.

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Lo que esto significa

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Procedimientos LOT - SOP Anexo A 

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Antes de perforar la guía de la zapata, se llevará a cabo una prueba de revestimiento a tasa constante. Grafique la presión de la tubería de perforación y la presión de revestimiento versus los barriles bombeados utilizando el último programa FIT/LOT de Oxy. Nota: se recomienda hacer esta prueba a la misma tasa a la que se hará el LOT, si es práctico. Esta prueba puede ser útil como línea de base para el LOT para determinar el volumen requerido. Perfore la guía de la zapata, limpie el agujero y haga 10 pies de agujero nuevo. Circule del fondo hacia arriba y apunte la formación del fondo hacia arriba. Tenga un peso de lodo consistente en la sarta de perforación, en el anillo, en la línea de estrangulación y en la línea de matar el pozo. Levante la broca dentro del revestimiento de la zapata. Instale medidores, preferiblemente calibrados, en la tubería vertical y en el múltiple del estrangulador. Nota: la clasificación de presión en los medidores debe ser de un rango aceptable para la presión anticipada requerida. Deben utilizarse grabadores si están disponibles. Instale el equipo y haga una prueba de presión a las líneas de baja y alta presión. Cierre el BOP en la tubería de perforación. Corte la circulación a través del múltiple de estrangulación. Cierre el estrangulador. Bombee lodo por la tubería de perforación a una tasa constante (1/4 – 1 bpm). Registre la presión en la tubería de perforación y la presión de revestimiento a un aumento constante de volumen tal como se estableció anteriormente. Detenga el bombeo después de haber recolectado cuatro puntos de datos a presión de inyección. Registre las presiones de cierre de 10 segundos, y presiones cada minuto, por tres minutos. Purgue la presión de revestimiento, registre el volumen de la purga y abra el BOP. Nota: purgue la presión únicamente en el lado del anular, especialmente si utiliza motores y herramientas LWD. Grafique la presión de la tubería de perforación y la presión de revestimiento contra los barriles bombeados utilizando el último programa FIT/LOT de Oxy. La presión a utilizar para calcular el LOT es la presión de cierre a los 10 segundos en el medidor del revestimiento. Informe de los resultados LOT, según la sección de informes en el SOP. NOTA: las desviaciones de este procedimiento LOT estarán sujetas a documentación de Gestión de Cambios.


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Gráfica L.O.T

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F.I.T 

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En campos desarrollados, con datos conocidos, un F.I.T. (Prueba de Integridad de Formación) validará la integridad del contenedor y los pesos de lodo equivalentes requeridos para perforar la siguiente sección del agujero. Una Prueba de Integridad de Formación no está diseñada para romper la roca, sino para probar la capacidad de las rocas de mantener una cierta cantidad de presión y confirmar la integridad del cemento alrededor de la zapata. Si anticipamos la presión máxima que alcanzaremos en la superficie, podemos probar a esta presión y tener un diseño de pozo válido. Los datos offset exactos son críticos para la decisión de llevar a cabo un F.I.T. Un F.I.T. Se lleva a cabo perforando 10’ de formación nueva por debajo de la zapata. Cierre el anular y presurice hasta una presión predeterminada con su lodo. Si la formación puede resistir la presión aplicada, la prueba se considera buena. Ahora podemos calcular el EMW (Peso Equivalente de Lodo).

(9ppg x 0.052 x 1000pies) + 110pdi = 578psi 578psi / 1000pies = 11.11ppg peso máximo de lodo estático. Siempre redondee con “máximo”, de manera que el EMW que usaremos será 11.1ppg EMW FIT = Hidrostático + Presión de Revestimiento de Superficie Sin fracturar la roca, ya no tenemos un número confirmado para nuestro “Pop-Off”. Esto no cambia nuestro Método de Perforador. Usted continuará circulando, manteniendo constante la BHP, aunque la Presión de Revestimiento pueda exceder su valor FIT.

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Procedimientos F.I.T. - SOP Anexo B 

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Antes de perforar la guía de la zapata, se llevará a cabo una prueba de revestimiento a tasa constante. Grafique la presión de la tubería de perforación y la presión de revestimiento versus los barriles bombeados utilizando el último programa FIT/LOT de Oxy. Nota: se recomienda hacer esta prueba a la misma tasa a la que se hará el FIT, si es práctico. Esta prueba puede ser útil como línea de base para el FIT para determinar el volumen requerido. Perfore la guía de la zapata, limpie el agujero y haga 10 pies de agujero nuevo. Circule del fondo hacia arriba y apunte la formación del fondo hacia arriba. Tenga un peso de lodo consistente en la sarta de perforación, en el anillo, en la línea de estrangulación y en la línea de matar el pozo. Levante la broca dentro del revestimiento de la zapata. Instale medidores, preferiblemente calibrados, en la tubería vertical y en el múltiple del estrangulador. Nota: la clasificación de presión en los medidores debe ser de un rango aceptable para la presión anticipada requerida. Deben utilizarse grabadores si están disponibles. Instale el equipo y haga una prueba de presión a las líneas de baja y alta presión. Cierre el BOP en la tubería de perforación. Corte la circulación a través del múltiple de estrangulación. Cierre el estrangulador. Bombee lodo por la tubería de perforación a una tasa constante (1/4 – 1 bpm). Registre la presión en la tubería de perforación y la presión de revestimiento a un aumento constante de volumen tal como se estableció anteriormente. Detenga el bombeo cuando la presión en el anillo alcance el valor determinado. Nota: el superintendente de perforación, el ingeniero del proyecto y el gerente del sitio del taladro se pondrán de acuerdo acerca de la presión de prueba real y del EMW antes de llevar a cabo el FIT. Registre las presiones de cierre de 10 segundos, y presiones cada minuto por tres minutos. Purgue la presión del anular, registre el volumen de la purga y abra el BOP. Nota: purgue la presión únicamente en el lado del anular, especialmente si utiliza motores y herramientas LWD. Grafique la presión de la tubería de perforación y la presión de revestimiento contra los barriles bombeados utilizando el último programa FIT/LOT de Oxy. La presión a utilizar para calcular el FIT es la presión de cierre a los 10 segundos en el medidor del revestimiento. Informe de los resultados LOT según la sección de informes en el SOP. NOTA: las desviaciones de este procedimiento LOT estarán sujetas a documentación de Gestión de Cambios.


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Hoja de Cálculo LOT/FIT

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Tolerancia a la Manifestación (KT) Remítase al SOP 033_01

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La tolerancia a la manifestación es la parte de los criterios de diseño de pozos que mide el volumen y la presión de las manifestaciones de gas máximas que pueden ingresar al agujero en TD y el aumento de presión sentido en la zapata de revestimiento, debido a la expansión de la manifestación, a medida que circula por el pozo. - P1 V1 = P2 V2

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La tolerancia a la manifestación se define como la intensidad y el volumen de manifestación que puede cerrarse y circularse fuera del pozo manteniendo la integridad de la formación. Los cálculos de la tolerancia a la manifestación tomarán en cuenta tanto la intensidad como el volumen de la manifestación. Los cálculos de la tolerancia a la manifestación se llevarán a cabo como parte del diseño inicial del pozo, para garantizar un diseño y una disponibilidad tubular apropiados. Los cálculos de la tolerancia a la manifestación se culminarán antes de perforar el pozo. Para cada sección del agujero, el diseño de la tolerancia a la manifestación (incluidas la intensidad y el volumen de manifestación) se anotarán en el procedimiento de perforación y en el pronóstico y resumen de riesgos. Debe distribuirse la hoja de cálculo de tolerancia a la manifestación de manera electrónica al pozo para permitir actualizaciones en tiempo real. Si los parámetros operacionales se desvían del diseño, se diligenciará un MOC y se volverá a calcular la tolerancia a la manifestación. Una diligencia de ingeniería apropiada en el diseño y la comunicación con el campo son críticos para nuestro Control de Pozos. La mayoría de las escuelas de control de pozos no discuten la tolerancia a la manifestación, por lo que muchos DMS de Oxy y miembros del personal del contratista no sabrán qué papel juegan al trabajar dentro del diseño de pozos. Es responsabilidad de los ingenieros de perforación proporcionar esta explicación a la torre. Hay una relación directa entre tolerancia a la manifestación y costo del pozo. Especificar tolerancias a la manifestación mínimas aceptables más altas de lo necesario, puede aumentar el costo del pozo, debido a que pueden requerirse sartas de revestimiento adicionales o sartas de revestimiento más profundas. Especificar tolerancias a la manifestación mínimas aceptables más pequeñas de lo necesario puede llevar a costosos incidentes de control de pozo. En todos los casos, el diseño del pozo debe considerar la seguridad de los equipos, del medio ambiente y del equipo como primera prioridad.


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Presunciones KT 

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Los cálculos de tolerancia a la manifestación de Oxy se simplifican con base en varias presunciones: o el influjo de manifestación es una ‘burbuja única’. o En la condición de cierre inicial, el influjo se encuentra en el fondo del agujero abierto. o Se ignoran los efectos de la migración de gas, de la dispersión de gas, de la solubilidad de gas, de la temperatura en el fondo del pozo y de la compresibilidad de gas. Aunque estas presunciones puedan parecer poco realistas, los métodos simples han obtenido amplia aceptación en la industria de la perforación debido a que son simples y generalmente arrojan tolerancias a la manifestación conservadoras (más seguras). En algunos casos la producción de la formación puede ser lo suficientemente alta como para que el pozo no pueda cerrarse antes de que se exceda el volumen de tolerancia a la manifestación. Por lo tanto, la misma tolerancia a la manifestación entre dos pozos puede no significar que comparten el mismo nivel de riesgo.

¿Esta "manifestación" se expandirá lo suficiente como para exceder esta resistencia a la fractura?

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Volumen de Manifestación 

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El volumen de manifestación, según lo definido por la hoja de cálculo de tolerancia a la manifestación, es el tamaño máximo permitido de manifestación que puede tomarse en el TD. Se utilizará un volumen mínimo de manifestación de 20bbls. Si se emplea un volumen de manifestación de menos de 20 bbls en un diseño, debe diligenciarse un MOC Nivel 2. El MOC puede requerir una evaluación de riesgos. El volumen de manifestación será una función de una torre particular y de la capacidad del equipo de detectar una manifestación y cerrar de manera oportuna. Este volumen DEBE establecerse según el equipo de torre y la capacidad de los equipos de la torre para identificar y cerrar de manera rápida. En operaciones sin tanques de corrida, PVT que no funcionan después que se mueve la torre, equipos de torre mal entrenados e inexpertos, solubilidad de CO2 y H2S, etc., el reconocimiento de la manifestación es difícil. En pozos de agujero delgado, pozos HPHT y áreas con gradiente de fractura muy bajos puede no ser posible diseñar pozos económicos, sin invertir en entrenamiento y equipo para permitir a los equipos reconocer y minimizar los volúmenes cerrados.


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Intensidad de Manifestación 

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La intensidad de la manifestación determina la presión en el fondo del agujero y el aumento en la presión que se siente en la zapata de revestimiento, debido a la expansión de la manifestación a medida que circula hacia arriba en el pozo. La BHP se basa en su predicción de presión de poro. Aún con datos geológicos offset robustos, haya algún margen de error. La recomendación de Oxy para este margen de error es: o se utilizará una intensidad de manifestación mínima de 0.2 ppg sobre el peso del lodo para pozos en desarrollo en áreas de presiones conocidas. o se utilizará una intensidad de manifestación mínima de 0.5 ppg sobre el peso del lodo para pozos de exploración, o cuando las presiones sean inciertas. Si se emplea una intensidad de manifestación más baja que el mínimo establecido anteriormente, se diligenciará un MOC Nivel 2. El MOC requiere una evaluación de riesgos. Ya que siempre perforamos con un sobre balance o margen de corrida, también debemos tener esto en cuenta durante nuestros cálculos de la intensidad de manifestación. Presión de fondo del agujero = máxima presión de poro predicha + sobre balance de lodo + intensidad de manifestación. Introduzcamos algunos números para ver cómo funciona esto. o Máxima presión de poro predicha (a 10000’ TVF) = 11.4ppg EMW o Sobrebalance de lodo (para este ejemplo el de 0.3 ppg) = 11.4ppg + 0.3ppg = 11.7ppg  Este es el peso de lodo con el que esperamos taladrar a TD. Esto igualará la presión de la formación más un sobre balance de 0.3 ppg para corrida. o Intensidad de manifestación (usar criterios recomendados por Oxy) = 11.7ppg + 0.5ppg = 12.2ppg EMW o Presión del fondo del agujero = 12.2ppg EMW BHP = 10,000 pies x 0.052 x 12.2ppg = 6345psi


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Cálculos de Tolerancia a la Manifestación

La "tolerancia a la manifestación" que deseamos verificar es 20 bbl & Intensidad de Manifestación 0.5 ppg a 10,000’ TVD. 

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Dados: o o o o o o o

TVD; 10.000 pies Presión de Poro Predicha: 11.4 ppg EMW 9 5/8” : 4325’ TVD Presión de Fractura Predicha: 11.4 ppg EMW Agujero abierto: 8 ½” DC es: 600’ x 6” DC Ann. Cap: 0.035 bpf 5” DP Ann Cap: 0.046 bpf Margen de corrida: 0.3 ppg Intensidad de Manifestación: 0.5 ppg EMW MW en la manif.: 11.7 ppg Gradiente de Influjo: 0.1 psi/pie Tamaño de Manifestación: 20 bbls

Siempre comience conociendo las presiones involucradas BHP = 10.000pies x 0.052 x (11.4ppg + 0.3ppg + 0.5ppg) = 6345psi SIDP = 6345psi – (10,000 pies x 0.052 x 11.7ppg) = 260psi Presión de frac. @ Zapata = 14.4ppg x 0.052 x 4325 pies = 3240psi Gradiente de Lodo = 11.7ppg x 0.052 = 0.608psi/pie Por diseño, el "eslabón débil" es la presión de fractura en la zapata. La máxima presión que verá la zapata es cuando la parte superior de la burbuja de gas (manifestación) se encuentra en la zapata o en el cierre inicial. La presión en la zapata es mayor cuando el influjo se encuentra en su máxima altura vertical mientras está en el agujero abierto.

LOT predicho 14.4 ppg 4325’ TVD

Presión de Poro Predicha 11.4 ppg 10,000’ TVD

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Tamaño Máximo de la Manifestación en el Fondo

260 1. La presión de fractura @ zapata es igual a la hidrostática + superficie CP, por lo tanto Pres. Frac. – Pres. hid. = CP

610

3240psi – 2630psi = 610psi

2. Parte de las 610 psi CP se deben al subbalance de lodo de 11.7 ppg (260 psi). La presión restante se debe a la pérdida de hidrostática a partir del tamaño de la manifestación en expansión. 610psi – 260psi = 350psi

Peso del fluido = 11.7 ppg Grad fluido = 0.608 psi/pie TVD = 10,000 pies MD = 10,000 pies TVD Zapata = 4325 pies Ann. Cap. = 0.046 bbl/pie SIDPP = 260 psi Ganancia de Foso ? bbl

Debido a una diferencia de hidrostática

3. Perdimos lodo a 0.608 psi/pie y ganamos gas a 0.1 psi/pie. El cambio hidrostático por pie es: 0.608psi - 0.1psi/pie = 0.508psi/pie

350psi / 0.508 psi/pie = 690 pies de influjo

Presión de fracturas en la zapata =

Barriles de gas en la zapata

3240 psi @ 4325’

690 pies de influjo x 0.046 Ann. Cap. = 31.7 bbls de gas @ la zapata

DPHid = 11.7ppg x 0.052 x 10,000pies = 6085 psi

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Hidrostática a la zapata 11.7ppg x 0.052 x 4325 pies = 2630 psi Hidrostática tubería perforación 11.7 ppg x 0.052 x 10,000 pies = 6085 psi

4. La altura del influjo en la zapata

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690 pies

BHP =


6345 psi

20

Tamaño Máximo de la Manifestación en el Fondo

260 1. Utilizando la ley de Boyles, podemos ahora estimar el tamaño máximo de la manifestación en el fondo (TD) que podemos contener con este diseño 2. P1 x V1 = P2 x V2 P1 = 3240 psi V1 = 31.7 bbls P2 = 6345 psi V2 = (3240 psi x 31.7 bbl) / 6345 psi V2 = 102,708 / 6345 psi V2 = 16.2 bbls tamaño máximo de manifestación @TD con 0.5 ppg de intensidad

610

Peso del fluido = 11.7 ppg Grad fluido = 0.608 psi/pie TVD = 10,000 pies MD = 10,000 pies TVD Zapata = 4325 pies Ann. Cap. = 0.046 bbl/pie SIDPP = 260 psi Ganancia de Foso ? bbl

Pres. Frac. – Pres. hid. = CP 3240psi – 2630psi = 610psi

Pres. Frac. = 3240 psi @ 4325’ 31.7 bbls de gas en la zapata

3. Se viola nuestro criterio de un volumen mínimo de manifestación de 20 bbls. El diseño actual no funciona.

Por

DPHid = 11.7ppg x 0.052 x 10,000pies = 6085 psi

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BHP =


6345 psi

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MASP

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Se trabajan estas iteraciones de la Ley de Boyles hasta encontrar un diseño optimizado de pozo, que permita al pozo contener el tamaño máximo de manifestación y la presión de manifestación con base en las predicciones de presión de poro y presión de fractura. Una vez cementada la primera zapata y después de llevar a cabo un FIT/ LOT, si el FIT real o la presión de fractura no es tan alta como la predicha, el plan de pozo debe reflejar este cambio en la Tolerancia a Manifestación y no debe continuar la perforación hasta que se corrija el diseño del pozo, o se apruebe un MOC según el Estándar de Gestión de Cambios. Si el aumento calculado en la presión en la zapata de revestimiento excede la presión de fractura que se midió durante el LOT/FIT, debe tomarse una de las siguientes medidas: o debe reducirse la cantidad de gas que ingresa al pozo o debe aumentarse el TVD de la zapata de revestimiento o deberá acortarse el TVD del pozo. Los cálculos de tolerancia a la manifestación hechos para un diseño de pozo son inútiles si no se basan en la realidad. La diferencia entre una manifestación de 2.0 bbl y una manifestación de 20 bbl en Excel es un punto decimal. En la torre, puede costar el pozo.


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MASP Para evitar engorrosos cálculos manuales para determinar la tolerancia óptima a manifestación, Oxy ha desarrollado una hoja de cálculo de Tolerancia a Manifestación.

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MASP  

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Hay mucha confusión en la industria en lo referente al término MASP. Oxy define MASP en el SOP 033_02 – MASP – Prueba de Revestimiento – BOPE como: “Máxima Presión de Superficie Anticipada (MASP) - La máxima presión de superficie calculada que se anticipa para cualquier sección particular del agujero, con base en un conjunto de presunciones”. El ingeniero de perforación calculará una presión máxima en la superficie con el pozo parcial o totalmente evacuado de fluido de perforación y reemplazado con la hidrostática del fluido de formación. Esta presión de superficie se emplea para diseñar clasificaciones de presión de revestimiento y de superficie para el equipo. MASP También se emplea para expresar la Máxima Presión De Superficie Permitida (MAASP: Máxima Presión Anular de Superficie Permitida). Este término describe la máxima presión de superficie que puede contenerse en un pozo (con el peso de lodo en uso) y que no excede la presión de fractura/ la presión de prueba en la zapata de revestimiento. Durante un evento de control de pozos Oxy, el límite de presión máxima, visto en el medidor de presión de revestimiento, se determinará mediante limitaciones de reventón de revestimiento, taras de presión de trabajo BOPE, o cualquier otro "punto débil" identificado, diferente de la presión de fractura de la formación. Las limitaciones de presión de superficie basadas en pruebas LOT/FIT únicamente deben utilizarse para determinar tasas para matar el pozo, pesos de lodo, factores de seguridad en métodos volumétricos y de Lubricar y Purgar.


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Limitaciones de Presión de Superficie

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Históricamente, muchas escuelas de control de pozos han enseñado que usted abre el estrangulador cuando se acerca a la máxima presión de superficie permitida. Esto reduciría la presión de revestimiento, pero también reduce el BHP y permite otra manifestación. La nueva manifestación aumentará su presión de revestimiento, lo que requerirá que usted continúe abriendo el estrangulador. Eventualmente, el estrangulador estará completamente abierto y todo el agujero del pozo estará lleno de gas. Éste no es un control apropiado de pozos La primera prioridad de Oxy es proteger a los equipos y al medio ambiente. Dentro de Oxy, continuaremos manteniendo constante nuestra presión de DP circulante, y por lo tanto mantendremos la BHP constante. Si excedemos la presión de fractura de la formación, notificaremos al superintendente de perforación y monitorearemos de cerca el volumen del foso en busca de pérdidas. Pueden requerirse técnicas posibles de remediación. El uso de parte de Oxy del MASP en el SOP 033_02 garantiza que el equipo de superficie contenga la presión de superficie.


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Monitoreo de Presión de Poro 

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Durante la perforación, puede utilizarse información acerca de las presiones reales de la formación para ajustar el peso del fluido. Un monitoreo cercano de los parámetros del perforación y de las propiedades de la formación, puede proporcionar buena información acerca de las presiones de poro reales. Zonas anormalmente presurizadas pueden exhibir varias de las siguientes propiedades, en comparación con zonas normalmente presurizadas a las mismas profundidades: o Porosidades más altas. o Temperaturas más altas. o Salinidad del agua de la formación más baja. o Densidades de esquisto más bajas. o Resistividades de esquisto más bajas. o Velocidades sónicas de intervalo más alto. o La saturación de hidrocarburo puede ser diferente (es decir, saturación más alta). Los parámetros enumerados anteriormente son de uso común para evaluar presiones de formación mientras se perfora. Siempre deben tenerse en cuenta los cambios en la litología cuando se interpretan cambios en los parámetros de perforación y del fluido. Esta información puede utilizarse para revisar y/ o modificar las predicciones de presión de poro utilizadas para el diseño inicial del pozo. Las herramientas de Medición Mientras se Perfora (MWD) proporcionan datos del fondo de pozo casi continuos mientras la perforación está en progreso. El uso de dispositivos MWD para transmitir datos de registro eléctrico (LWD) permite la evaluación de la presión de la formación utilizando los mismos principios del registro de cable. La ventaja de los datos MWD/ LWD es que se miden los parámetros de perforación de fondo de pozo reales (peso sobre la broca, torque) y los datos de registro de la formación se obtienen durante el proceso de perforación, muy poco antes de que la formación haya sido perforada. La evaluación de las presiones de formación puede ocurrir mientras progresa la perforación. También puede lograrse una correlación en "tiempo real" con datos offset.


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Pozos de Ángulo Alto / Horizontales 

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En pozos de ángulo alto y en pozos horizontales, a menudo se perforan los yacimientos a un ángulo alto u horizontal, con el último revestimiento o sarta de revestimiento colocada sobre el yacimiento. Al considerar la tolerancia a la manifestación para la sección del yacimiento, es a menudo el caso que la altura máxima permitida de gas se extiende desde el fondo del agujero abierto hasta el interior del revestimiento. Esto implica que el pozo puede tolerar un volumen infinito de influjo de gas sin fracturar el punto débil del agujero abierto. Sin embargo, debido a la larga sección de agujero abierto a través del yacimiento en un pozo de ángulo alto o en un pozo horizontal, el volumen de influjo puede ser potencialmente alto. Cuando el influjo se circula a la superficie, puede llenar todo el anular del vertical y las secciones de ángulo bajo y crear presiones de revestimiento muy altas en la superficie. El volumen de tolerancia a manifestación en este caso debe determinarse, no sólo mediante el gradiente de fractura de la formación en el punto débil del agujero abierto, sino también mediante la máxima presión de superficie permitida con base en la resistencia al reventón del revestimiento y a las clasificaciones de presión del equipo de superficie.


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Capítulo 9: Problemas Especiales 

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Tubo en U roto – Página 3 o Exceder la presión de fractura – Página 4 o Circulación perdida totalmente – Página 5 Técnicas Remediales – Página 6 Tubo en U intacto – Página 7 Complicaciones mecánicas – Página 8 Pensamiento crítico – Página 9 Manifestaciones durante/ después de la cementación – Página 10, 11 Presión de revestimiento sostenía (SCP) – Página 12 Prueba por la sarta de perforación – Página 13 Pozos horizontales/ multilaterales – Página 14 – 18 Anticolisión – Página 19 – 20 Filosofía de barrera – Página 21

Capítulo 9 – Problemas Especiales

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Tubo en U Roto 

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Anteriormente, miramos el tubo en U y entendimos que al escoger uno de los medidores de superficie, y una columna completa de fluido de la misma densidad debajo de éste, podíamos controlar la BHP. ¿Cómo sabemos si no tenemos un tubo intacto? o Hay una caída subida de presión en uno de los medidores de presión de superficie. o Fluctuaciones en el medidor de presión del revestimiento seguida de fluctuaciones en el medidor de presión de la tubería de perforación después de un lapso de tiempo. o Tener que ajustar con frecuencia el estrangulador para mantener la presión correcta. o No hay comunicación entre la tubería de perforación y el anular. o El volumen del foso no es consistente con las expectativas. ¿Qué puede crear un tubo en U roto? o Si excedemos la presión de fractura en el punto débil en el foso, rompemos nuestro tubo en U. Podemos exceder la presión de fractura tomando demasiado influjo, por una predicción inexacta de presión de poro y/ o por una mala operación del estrangulador. o Si perforamos en pérdidas completas, el nivel de fluido en el pozo cae. A medida que cae nuestro nivel de fluido, perdemos hidrostática y podíamos permitir una manifestación a partir de una zona por encima de las pérdidas.


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Exceder la Presión de Fractura  

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Podemos exceder la presión de fractura tomando demasiado influjo, por una predicción inexacta de la presión de poro y/ o por una mala operación del estrangulador. ¿Cómo lo sabemos? o Dependiendo de qué tan mala sea la pérdida de fluido, usted podrá ver una caída en la CP, que fluctúa o permanece constante. El nivel del foso puede caer o permanecer constante. Usted puede estar cerrando el estrangulador para mantener constante la presión DP sin ver un aumento en la CP y/ o una gran diferencia en el lapso de tiempo. Si la pérdida ocurre durante la segunda circulación, muy probablemente fue causada por cerrar demasiado el estrangulador. Debería mostrarse como una caída en la CP y una caída en el volumen del foso. ¿Qué podemos hacer? o Nuevamente, depende de la tasa de pérdida de fluido. Si usted tiene suficiente volumen para continuar la circulación, remueva cualquier factor de seguridad que esté manteniendo y continúe para mantener constante la presión DP (primera circulación) o si usted no puede continuar circulando, deténgase y cierre el pozo. Analice la situación y vea si alguna de las técnicas de remediación puede funcionar.

¿Qué no debemos hacer?  No abra el estrangulador para reducir la CP. Abrir el estrangulador desbalancearía el pozo, permitiría un mayor influjo y haría que el problema fuera peor.  Muchas escuelas enseñan a reducir la velocidad de las bombas. Si usted mantiene la CP constante mientras reduce la velocidad de la bomba (la forma correcta) usted aún tiene la CP en el mismo valor. La única presión que ha removido es la fricción desde el estrangulador hasta el punto débil. Disminuir la tasa de la bomba no se recomienda, a menos que usted estuviera bombeando demasiado rápido.

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Pérdida Total Inesperada de Circulación 

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Si perforamos dentro de pérdidas completas, el nivel de fluido en el pozo cae. A medida que nuestro nivel de fluido cae, perdemos hidrostática, lo que podría permitir una manifestación a partir de una zona por encima de las pérdidas. ¿Cómo lo sabemos? o Una vez que usted encuentra pérdidas totales, no dejará de ver las señales. Mar adentro, usted podría cambiar las bombas de agua de mar y continuar. Usted puede no saber que el pozo está manifestando hasta que la expansión de superficie sea mayor que las pérdidas y el fluido/gas alcance la superficie. Con un volumen de superficie limitado usted necesitará cerrar. A medida que cae el fluido, si una zona por encima comienza a fluir, el gas migrará a la superficie y es probable que cree alguna cantidad de CP. ¿Qué podemos hacer? o Usted debe intentar primero llenar el agujero con el fluido más ligero disponible. Si las formaciones están presurizadas normalmente, una columna de agua salada debería matar el pozo. Si las formaciones están anormalmente presurizadas, su posibilidad de éxito con el Método de los Perforadores es muy pequeña. Analice la situación y vea si alguna de las técnicas de remediación puede funcionar. Usted necesitará detener las pérdidas antes de que pueda volver a obtener control sobre la presión.

¿Qué NO debemos hacer? 

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No continúe perforando a ciegas, hasta que haya confirmado que el pozo no está intentando fluir. Sea cuidadoso al intentar añadir material de circulación perdida (LCM) al lodo a menos que esté seguro que puede circular la más allá de los motores, del MWD, etc. taponar la sarta de perforación en este momento limita seriamente sus opciones. Reciprocar lentamente la tubería. Esto ayudará a evitar empaquetar el anular.


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Técnicas Remediales 

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Matar en el fondo. Una columna muy pesada por debajo de la zona de pérdida para sobre balancear la zona productora. Esto requiere que la distancia vertical entre la zona de pérdida y la zona de flujo sea significativa. Una píldora de barita o un tapón de cemento para puentear y aislar la zona productora de la zona de pérdida. El mismo propósito que el anterior, excepto que éste pretende colocar una barrera en lugar de utilizar hidrostática. Requiere una menor separación vertical entre las zonas. Bombear LMC, sedimento de grasa (gunk) o cemento a la zona de pérdida en un intento por recuperar control convencional. Requiere una consideración cuidadosa de los componentes de la sarta de perforación y del producto elegido para bombear. Bullheading mata los fluidos dentro de la pérdida y/ o zonas productoras. Cualquier bullheading requerirá tasas de bombeo más altas que las tasas de migración. Muy dependiente en la sección del agujero y en el equipo Matar el pozo de forma dinámica utilizando pérdida de presión friccional y densidad de fluido para aumentar la presión del agujero del pozo opuesto a la zona productora. Este método se utiliza cuando la zona que fluye se encuentra en el fondo y no podemos utilizar contra presión de superficie para detener el flujo. Requiere tasas de bombeo muy altas para crear la cantidad de fricción necesaria. Ya que utiliza fricción y no hidrostática, tendrá las mejores probabilidades de éxito con una distancia más medida desde las zonas de flujo y de pérdida. Matar el pozo de forma dinámica no debe intentarse con equipo de torre típico sin un modelado riguroso.

Tiempo: Todas las técnicas requieren una planeación cuidadosa. Deben evaluarse las capacidades del equipo, los cálculos y la capacidad del equipo para llevar a cabo el plan. No debe implementarse ninguna de estas técnicas sin apoyo de parte del Ingeniero de Perforación y sin autorización del Superintendente de Perforación.

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Tubo en U Intacto   

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En un tubo en U intacto, sin complicaciones mecánicas, la tabla a continuación es un método de perforadores perfecto para matar el pozo. Si usted ve algo diferente durante su operación de control de pozo, comience a buscar indicadores acerca de lo que puede estar mal. Es importante diligenciar la hoja de registro de manera correcta. Registrar cualquier cambio y comunicar dichos cambios es crítico una vez que comienzan a ocurrir las complicaciones. La persona asignada para registrar la información debe entender acerca de control de pozos para comunicar los cambios. Simplemente registrar la información es útil para mirar hacia atrás a lo que ha sucedido. Utilizar la hoja de registro durante la operación para matar el pozo es útil para analizar y corregir antes de que las cosas salgan mal.

Asumiendo una manifestación de gas en expansión MÉTODO DEL MEDIDOR DP PERFORADOR INFLUJO CLARO MANTENER CONSTANTE

MEDIDOR CP

KWF A LA BROCA DISMINUYE

MANTENER CONSTANTE DISMINUYE LENTAMENTE

KWF SUPERFICIE

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A MANTENER CONSTANTE

AUMENTO LENTO

GANANCIA DEL FOSO AUMENTA, LUEGO REGRESA A LA ORIGINAL CONSTANTE

DIRECCIÓN DEL ESTRANGULADOR MAYORMENTE ABRIENDO

CONSTANTE

MAYORMENTE ABRIENDO


SIN CAMBIO

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Complicaciones Mecánicas 

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En un Método del Perforador normal, no hay nada que deba causar un cambio súbito de presión. La expansión de gas ocurrirá más rápidamente cerca de la superficie, pero aún así será un cambio progresivo. El taponamiento del equipo, derrumbes y empaquetamientos deberían crear cambios súbitos de presión. Usted estará controlando la BHP utilizando uno de los medidores de presión de superficie en cada etapa del método del perforador pero siempre debe estar observando y registrando la presión en ambos medidores. El medidor que reaccione primero le dirá de qué lado del tubo en U se encuentra la complicación. Si usted está ajustando constantemente el estrangulador, innecesariamente, esto podría hacer que usted que deje de ver uno de estos indicadores. Si usted reacciona a uno de los indicadores sin observar el otro, usted puede ajustar el estrangulador de manera incorrecta y la BHP no será correcta. Tener una persona dedicada a observar, registrar y comunicar presiones es muy importante para una ejecución apropiada. ↑ Primera Indicación

Problema mecánico Estrangulador taponado

Tubería de perforación ↑

↑ Después de un lapso de tiempo Indicadores Revestimiento

Estrangulador

Comentarios

↑

Apagar

Packoff

↑

↓

Apagar

Surtidor tapado

↑

→

NC

Problemas en la bomba

↓

↓

Apagar

Estrangulador pegado

↓

↓

Cerrar

Sarta de perforación/ surtidor pegado

↓

→

NC

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Se verá primero en el CP como un aumento rápido. Detenga la bomba y cierre. La CP disminuirá debido a un menor volumen de fluido. Si el derrumbe es profundo, la tubería de perforación puede reaccionar primero. Se verá primero en el DP. Cp permanecerá igual a menos que la bomba también desacelere. Si la bomba falla, ambas presiones caen rápidamente. Si es una válvula o pistón esto puede ser gradual. Una operación incorrecta del estrangulador aumentará la BHP. Se verá primero en el CP. Si es gradual y usted mantiene constante en la DP, entonces la BHP se mantendrá constante en la nueva posición del estrangulador. Se verá primero en el DP. Si es una disminución gradual en las psi y usted cierra el estrangulador para mantener constante la DP, la BHP aumentará.


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Pensamiento Crítico 

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En Control de Pozos de Oxy, un entendimiento fundamental de los conceptos básicos de presión, comportamiento de gases, del método del perforador y del tubo en U proporciona las bases para el control práctico de pozos. o Saber qué hacer y luego ejecutar los pasos para hacerlo. Una vez ocurren las complicaciones mientras se mata un pozo, no hay procedimientos definidos que funcionen en todas las situaciones. Demasiadas veces reaccionamos a un indicador y arreglamos el indicador, pero no arreglamos el verdadero problema. Registrar y seguir apropiadamente los datos le permitirá ver las tendencias que ocurren durante el proceso de matar el pozo y le ayudarán a identificar cuál es el “problema”. En cualquier momento al matar el pozo, cuando usted no está seguro de si la presión del fondo se está manteniendo constante, deténgase y cierre el pozo. Una vez haya identificado el problema, debe desarrollarse un plan para remediarlo y comunicarlo a todas las personas involucradas. El plan debe incluir: o Los procedimientos que se van a seguir. o Los puntos de decisión que reflejan el éxito o fracaso del plan éstos podrían ser presiones anticipadas, volúmenes bombeados, etc. o Responsabilidades de las posiciones. o Riesgos para el personal, para el medio ambiente y para el equipo. o Límites, diseñados para mitigar los riesgos y el punto en el cual la operación se detiene y se evacua al personal no esencial a un área segura.


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Manifestación Durante / Después de la Cementación 

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Las manifestaciones que ocurren durante la cementación son el resultado de reducir la presión hidrostática durante el trabajo de cementación. Las manifestaciones que ocurren después del trabajo de cementación usualmente son el resultado de suabeo o de las propiedades de la lechada. Lo siguiente puede causar una reducción en la presión hidrostática o una avería en la formación. o Se bombea un espaciador de bajo peso y gran volumen más allá del cemento. o La densidad de la lechada de cemento excede la resistencia de la formación, causando circulación perdida. o Si se utiliza cemento de bajo peso, es necesaria contra presión en el estrangulador. Una contra presión incorrecta puede crear falta de balance o circulación perdida. o Mientras el cemento está fraguando, su densidad efectiva pasa de la densidad de la lechada a la densidad del fluido base (es decir, agua). o Una pérdida de fluido alta del lado opuesto de zonas permeables causará una deshidratación prematura de la lechada de cemento. o Formación de un micro anular (canal) que proporciona un paso para el flujo de fluido/ gas. o Falla del flotador del revestimiento. o Agua libre, más probable en pozos desviados. o Diseño o desempeño deficiente del retardante del cemento. Remítase a las mejores prácticas y a los estándares de cementación para planear y llevar a cabo operaciones de cementación.


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Vías de Comunicación de la Presión 

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La presión puede no ocurrir inmediatamente. Mantenga monitoreo de la presión en el anular del revestimiento durante la perforación.


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Presión de Revestimiento Sostenida 

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Hay muchas causas para la presión entre sartas de revestimiento: o Falla en el sello del empacador. o Falla en el colgador del revestimiento. o Uniones de cemento deficientes. o Desgaste general. o Corrosión. o Efectos térmicos. Mayormente ocurridos durante la producción. Usualmente no sostienen la presión si se purgan. La presión de revestimiento sostenida es la presión atrapada entre sartas de revestimiento que volverá a ocurrir luego de purgar la presión inicial. En algunos casos la vía de comunicación es suficiente para que la presión del revestimiento no pueda purgarse. Reglas generales: o Si las presiones exceden la presión de prueba o se aproximan a la presión tarada, evacúe el área hasta que la situación pueda evaluarse y se implanten medidas de seguridad. o Si alguna sarta de revestimiento tiene presión sostenida, asegúrese inmediatamente de que una segunda válvula de aleta está instalada para proporcionar redundancia. o Instituya un procedimiento de registro y reporte para cualquier cambio en la presión. Antes de intentar cualquier remediación, asegúrese de que se conoce la causa exacta de la presión de revestimiento. Asumir lo que el problema es, puede ser desastroso si la presunción es errónea. Perder su barrera de revestimiento en la superficie puede no ser recuperable.


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Prueba por la Sarta de Perforación   

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Una Prueba por la sarta de perforación (DST) es un completamiento temporal para obtener información acerca de la extensión de la formación y de su producción. DST involucra traer a la superficie fluidos y presión de la formación. Se requieren precauciones especiales para mantener el control del pozo. Por esta razón, Occidental ha desarrollado las mejores prácticas de prueba de pozos que deben utilizarse como parte de la planeación de pozos y de la operación DST.


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Preocupaciones Horizontales / Desviadas  

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Todas las técnicas utilizadas en pozos verticales para evitar y detectar manifestaciones pueden aplicarse a pozos de ángulo alto u horizontales. El propósito de perforar un pozo horizontal es mejorar la producción, al exponer una mayor área de yacimiento. Si el pozo se hace sub-balanceado, esto permite que una mayor parte de la formación fluya y aumenta grandemente el tamaño de la manifestación, en comparación con la perforación de un pozo vertical similar. El aumento del tamaño de la manifestación debe tomarse en cuenta al diseñar el pozo y la tolerancia a manifestación. Ya que los pozos horizontales son típicamente pozos de desarrollo en campos conocidos, con presión de poro establecida, deben evitarse las manifestaciones perforadas. Sin embargo, la Densidad Circulante Equivalente (ECD) es más alta al perforar un pozo de ángulo alto. Esto significa una mayor reducción en la presión del fondo cuando se detiene la circulación. La posibilidad de encontrar presiones de formación más altas de las planeadas cuando se perfora a través de una falla o dentro de una fractura siempre es un riesgo. En un pozo altamente desviado/horizontal usted tiene: o Una exposición aumentada a los hidrocarburos en la formación del yacimiento. o Lechos de cortes que disminuyen la tolerancia anular y aumentan el potencial de suabeo. o El potencial de hundimiento de barita y una reducción en el peso efectivo del lodo. Con la barita que yace en el lado inferior del agujero, el fluido en la parte superior del agujero se aligera. Si este fluido más ligero se circula en la sección vertical del agujero sin la barita, puede disminuir la presión hidrostática del pozo y permitir que el pozo patee. Es importante verificar el flujo del pozo en cada conexión y antes de correr para asegurarse de que el pozo sea estable. Cualquier influjo en la sección horizontal puede no ser capaz de migrar y producirá una verificación de flujo negativa. Una verificación de flujo negativa no significa que no haya influjo. El flujo de un pozo horizontal puede ser lento al principio, aumentando rápidamente una vez que el influjo se mueve dentro de la sección de construcción/vertical. En este punto, la presión hidrostática en el anular puede haber disminuido lo suficiente como para permitir más influjo dentro del pozo. Durante la corrida, regresa a un control apropiado del tanque de corrida/hoja de corrida y el reconocimiento de una discrepancia.


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Preocupaciones Horizontales / Desviadas 

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Cuando ocurre una manifestación en una sección de agujero de ángulo alto u horizontal, la Presión Estática de la Tubería del Taladro (SIDPP) será cercana o será igual a la presión estática de revestimiento (SICP). Esto se debe a que la altura vertical de la manifestación causa únicamente un pequeño cambio en la presión hidrostática en el anular. Presiones estáticas de Cero (SIDPP y SICP) no significan que no haya manifestación. Junto con una ganancia de foso positiva, esto puede indicar que la manifestación se encuentra aún en la sección horizontal del agujero. Es muy posible que la sección horizontal esté llena de fluido del yacimiento y aún así el pozo esté "muerto". Se recomienda precaución extrema al volver a correr dentro del yacimiento luego de una corrida completa. Cuando se llegue nuevamente al fondo, se recomienda hacer una verificación de flujo luego de un “bottoms-up” parcial ya que un influjo puede estar entonces lo suficientemente alto en el pozo como para ser detectado. El efecto de la presión de suabeo es potencialmente mayor en un pozo de ángulo alto u horizontal. Para prevenir manifestaciones suabeadas, es importante asegurarse de que: o La reología del lodo esté condicionada antes de correr hacia fuera. o La velocidad de corrida se controla por debajo de la velocidad máxima permitida. Al sacar tubería del agujero, el suabeo que ocurre en la escora puede causar que toda la sección horizontal manifieste. Debe llevarse a cabo un monitoreo cuidadoso del pozo por parte del DSM/ Capataz hasta que la broca se encuentre en la sección vertical y el desplazamiento calculado iguale al desplazamiento real. Debe considerarse bombear fuera del agujero hasta la sección vertical.


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Multilaterales 

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Definidos como "un pozo único con una o más ramas de pozos que irradian a partir de un pozo principal", los pozos multilaterales se utilizan como pozos de desarrollo o como un reingreso a un pozo existente. Los multilaterales ofrecen la capacidad de drenar un único yacimiento de manera más eficiente y drenar múltiples yacimientos al mismo tiempo. Esta ventaja hace que la perforación horizontal sea ideal para yacimientos de poca profundidad, extendidos, fracturados o en ambientes sensibles, tales como la tundra ártica, donde la perforación es controversial. El uso de pozos verticales en tales ubicaciones requeriría más pozos y, por lo tanto, más carreteras, oleoductos y plataformas. Debido a que los pozos horizontales pueden drenar un área más grande, se necesitan menos pozos, lo que significa menos infraestructura. Los pozos multilaterales se clasifican desde el Nivel 1 hasta el Nivel 6 según la complejidad de sus uniones. Aquellos que no proporcionan integridad de presión (Nivel 1, 2, 3, y 4); y aquellos que si la proporcionan (Nivel 5 y 6). Los pozos que se perforan en un ambiente de presión de poro consistente, típicamente agotados, o pozos dominados por estrechas arenas o petróleo pesado, no presentan mucha dificultad en control del pozo y se consideran de bajo riesgo. Los multilaterales son muy comunes para Oxy en Qatar, con todos los pozos produciendo a partir de la misma zona a partir de completamiento descalzos. Los pozos que se perforan en múltiples yacimientos con diferentes presiones de poro, que tienen potencial de circulación perdida, o que contienen gas, son de alto riesgo y no deben perforarse sin contar con la capacidad de aislar los pozos durante la perforación.


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Control de Pozos Multilaterales 

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Siempre y cuando se mantenga un aislamiento hidráulico confiable, los métodos existentes de control de pozo pueden aplicarse y cada pozo puede tratarse de manera separada. De otro modo, los cálculos necesitan tener en cuenta la formación más débil en cada pozo, posibles manifestaciones a partir de estos pozos y los diferentes pesos del lodo en cada pozo. La detección de manifestaciones reside en las señales de advertencia existentes, ganancia de foso, flujo de retorno aumentado, o discrepancias en la hoja de corrida. Sin importar el tipo de pozo que usted perfore, nuestra instrumentación de superficie es la misma.


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Anti-colisión Oxy ha definido sus criterios de anticolisión en el Estándar_035 Anticolisión de Pozos. 1. Propósito El propósito de este Estándar (STD) es garantizar la consistencia en la aplicación de los principios de anticolisión para todos los pozos perforados por la Comunidad Global de Perforación (GDC). La anticolisión es un aspecto crítico de la planeación y ejecución de pozos de perforación direccional. El propósito es protegerse contra una potencial colisión de pozos, lo que representa un riesgo para los Activos de Oxy, para el Personal del Sitio del Pozo y para el Medio Ambiente. 2. Aplicación Este STD aplicará a todos los pozos perforados dentro del Proceso de Construcción de Pozos de la GDC. Este STD es un requerimiento mínimo y no reemplaza ninguna regulación o requerimiento local. Cualquier desviación de este STD requiere un MOC Nivel 5, a menos que se especifique de otra forma en este estándar. Alternativamente, una Unidad de Negocios (BU) con necesidades especiales puede escribir un SOP Anticolisión específico para la BU con la aprobación del Director de Ingeniería de Perforación (CDG). 3. Papeles y responsabilidades Ingenieros de Perforación (DE) - Responsables del diseño general del pozo, incluidos los requerimientos de este STD. Gerentes de Sitio de Perforación (DSM) - Responsable de la ejecución de este STD en el sitio de la torre para mitigar el riesgo de anticolisión. Supervisores de Ingeniería de Perforación (DES) - Responsables de la implantación y adherencia a este STD en una BU. Responsables del aseguramiento de calidad general de ingeniería dentro de la BU. Superintendentes de Perforación (DS) – Responsables de las operaciones de monitoreo vs. diseño planeado y de iniciar un MOC cuando las operaciones se desvían del diseño planeado. Gerente de Perforación (DM) - Responsable de aprobar el diseño costo efectivo del pozo y que el plan de pozo direccional se encuentre dentro de niveles de riesgo aceptables. Especialistas de Perforación Direccional, Grupo Central de Perforación - (DDS CDG) Responsable de garantizar que este STD se encuentre actualizado y sea relevante. Responsable de monitorear su implantación en las Unidades de Negocio. Director de Ingeniería de Perforación, Grupo Central de Perforación - (DDE CDG) Responsable por el aseguramiento de la calidad de ingeniería general de GDC y de aprobar cualquier SOP Anticolisión específico de la BU.

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Anticolisión - SOP_035_01 Todos los pozos diseñados dentro del Proceso de Construcción de Pozos GDC se diseñarán para mantener los siguientes SF mínimos a todo lo largo del intervalo perforado: Factor de Separación SF > 2.0 1.5 < SF ≤ 2.0 1.0 < SF ≤ 1.5 SF ≤ 1.0

Requerimientos No hay requerimientos especiales Requerimientos de levantamiento según la Sección 5.4 Requiere MOC Nivel 3 Requiere MOC Nivel 4 en consulta con el DDS CDG y requiere una evaluación de riesgo para pozos no abandonados.

Cuando se hace necesario un MOC Nivel 3, el MOC abordará la frecuencia de levantamiento planeada, requerimientos de gyro y requerimientos de cierre o taponamiento para pozos offset. Cuando se planea un pozo con un SF ligeramente por encima de 1.5, puede ser prudente proceder con un MOC Nivel 3 antes de comenzar operaciones para evitar el tiempo de cierre asociado con una desviación por debajo de 1.5 SF. Si hay un potencial de riesgo alto involucrado, se llevará a cabo una evaluación formal de riesgos y se desarrollarán los mitigadores apropiados antes de la perforación. Además del SF mínimo, se mantendrá una distancia centro a centro mínima de 10’ para pozos desde el mismo sitio. En casos donde el espaciamiento de la cabeza del pozo sea de menos de 10’, el espaciamiento mínimo del pozo se mantendrá como un 80% del espaciamiento centro a centro mínimo. Para pozos desde sitios diferentes, donde la distancia física no pueda verificarse, la distancia mínima centro a centro no será menor de 30 pies.

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Problema de control de pozo creados por la intersección con un pozo previo pueden incluir: o Circulación perdida - hasta producción agotada o Presión anormal en la intersección - desde producción o Presión de inyección - de agua de inyección, inundación de CO2, flujo de vapor, levantamiento de gas y/ o presencia de H2S. No hay un procedimiento de control de pozo estándar para esta ocurrencia. Se hace crítico reconocerla y cerrar rápidamente. El MOC debe abordar la profundidad a la cual es posible la colisión y TODOS los miembros del equipo deben ser conscientes de ella. o Alarmas de monitoreo DSM. o Perforador, Capataz y Perforador Direccional monitoreando parámetros de perforación. o Ingeniero de Lodos en las zarandas monitoreando los cortes y retornos y monitoreando cuidadosamente los volúmenes de fluido. o El equipo debe restringir el acceso a la ubicación y prepararse para su posible abandono. En el evento de una intersección, contacte inmediatamente al Superintendentes de Perforación.


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Filosofía de Barrera 

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Después de establecer el revestimiento de superficie y durante las operaciones de workover, debe mantenerse y probarse un mínimo de dos barreras independientes en todo momento. En caso de falla de una barrera, las operaciones normales se detendrán hasta que la posición de las dos barreras haya sido restablecida. Una barrera se define como: o Cualquier columna estática de fluido con suficiente presión hidrostática para sobre balancear la presión de poro. o Cualquier válvula de operación remota o elemento BOP cuya presión pueda probarse de manera regular. o Cualquier tapón de cemento/ mecánico en el pozo que haya sido probado apropiadamente. o Cualquier dispositivo mecánico instalado en la cabeza del pozo, en el árbol de Navidad, en la tubería, en el anular o en el pozo que haya sido probado apropiadamente. Un mínimo de una válvula de seguridad de apertura total (FOSV) y una dentro del BOP con XO, que se ajuste a todos los tamaños de conexión de los tubulares en la sarta de taladro, estará disponible en el piso del taladro en todo momento, incluida una cabeza de circulación. Se proporcionarán medios apropiados de manipulación para ayudar con su instalación. Si no puede cerrarse el pozo con el BOP, el pozo se asegurará de manera apropiada colocando y probando un tapón o un empaquetador mecánico. En cualquier momento en que se interrumpa una corrida, se requiere la instalación manual de un FOSV o conexión al miembro superior. Cuando ocurre circulación perdida y no puede volverse a obtener a través de la tubería del taladro, se llenará el anular con el fluido más ligero disponible (usualmente agua) y se registrará el volumen. Mantener un nivel de fluido por debajo del BOP no puede considerarse como una barrera. Correr fuera del agujero sin retornos completos es potencialmente peligroso y solamente se permitirá bajo condiciones conocidas y con la aprobación del Superintendente de Perforación.


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Capítulo 10: - Workover / Completamiento o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o

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Definir completamiento / Workover – Página 3 Workovers – Página 4 Control de pozo – Página 5 Fluidos de completamiento – Página 6 – 10 Expansión térmica – Página 11 Cristalización – Página 12 Hidratos de gas – Página 13 Riesgos y seguridad de la salmuera – Página 14, 15 Propiedades de la salmuera – Página 16 Fluidos empacadores – Página 17 Desplazamiento del pozo – Página 18 Fluidos para puenteo – Página 19 Lubricadores de cable – Página 20 Barreras de Workover / Completamiento – Página 21 Equipo de completamiento de superficie – Página 22 – 26 Instalación de BOP – Página 27 Equipo de completamiento de subsuperficie – Página 28 - 33 Tubería / Revestimiento – Página 34 Perforación / Estimulación – Página 35 – 36 Bomba Eléctrica Sumergible – Página 37 Recuperación Mejorada de Petróleo – Página 38 – 39 Circulación reversa – Página 40, 41

Capítulo 10 – Workover / Completamiento

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Completamiento / Workovers 

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Completar un pozo, es esencialmente prepararlo para producir petróleo y/ o gas. Un método de completamiento se compone de los siguientes pasos: 1. Se corre y se cementa el revestimiento de producción dentro del pozo. 2. Se instalan válvulas de control de flujo en el árbol de Navidad, y se corre tubería de producción dentro del pozo, sellada dentro del revestimiento con un empaquetador. 3. Se perfora el pozo opuesto a la zona productora y comienza la producción. Este capítulo se enfocará en las diferencias entre el control del pozo durante las operaciones de perforación y el control de pozo durante las operaciones de completamiento/ workover. Los comportamientos pretenden establecer la producción. Deseamos sub-balancear el pozo y permitir que el pozo fluya. Aquí es donde está el dinero. Hasta el momento en que estemos listos para hacer fluir el pozo debemos continuar con el control de la BHP. Los métodos que utilizamos para el control de la BHP son los mismos que para la perforación. Utilizamos presión hidrostática, el tubo en U, contra presión de estrangulación y un entendimiento de los medidores de presión de superficie. Después de colocar el revestimiento de producción, o de perforar hasta la profundidad final para completamiento de agujero abierto, típicamente desplazamos el agujero a un fluido de completamiento. Este fluido debe proporcionar suficiente presión hidrostática para balancear el pozo, pero no debe ser compatible con la formación que intentamos producir. Si el pozo deja de producir, o si la tasa de producción disminuye, podemos decidir sacar la sarta de completamiento. Esto se llama un workover. La diferencia es que puede haber mucho equipo de completamiento en el lugar que debemos entender.


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Workover 

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La necesidad de llevar a cabo un workover puede deberse también a un problema en una de dos categorías: o Falla del equipo asociada con la sarta de completamiento  Falla en la tubería/varilla  Falla en el empacador  Falla en un dispositivo de control de flujo como la válvula de seguridad de sub-superficie, funda deslizante, niple de cable  Árbol de Navidad / falla en el colgador de tubería / fuga  Falla en la válvula de levantamiento de gas y/ o mandril  Falla en la bomba de fondo de pozo. o La necesidad para reemplazar/ cambiar el completamiento debido a una disminución en la producción.  Completamiento en una zona nueva (diferente)  Adición de zonas  Control de agua o gas  Estimulación El control de pozo de workover puede ser mucho más complicado que el control de pozo de perforación. Podemos tener dispositivos de control de flujo de fondo de pozo que cambien nuestra vía de flujo, dispositivos de aislamiento de fondo de pozo que pueden atrapar presión, barreras mecánicas que deben abrirse o cerrarse en secuencia, etc. Saber qué hay en el pozo, donde se encuentra y qué presión diferencial se encuentra por encima y por debajo de cada dispositivo, es crítico para operaciones seguras y eficientes. Hay unas pocas cosas que hacen la vida más sencilla. Normalmente tendremos revestimiento colocado a una profundidad en la que no nos preocupa fracturar formaciones más débiles en el pozo, podemos calcular de manera más exacta las capacidades del agujero y usualmente tenemos un conocimiento más exacto de la presión del yacimiento.

La siguiente información específica se requiere desde una perspectiva de control de pozo:     

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Presión de poro deformaciones expuestas - Calcular la densidad del fluido para matar pozos. Acceso a niples de aterrizado - Consideraciones de barrera. Presiones de superficie - Determinar si el tubo en U está intacto. Integridad del empacador y posibilidad de presión diferencial - procedimientos para controlar el pozo. Presencia de sulfuro de hidrógeno (H2S).


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Control de Pozos Problemas de control de pozo a considerar cuando se planea un workover:    

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La hidrostática de salmuera puede verse considerablemente afectada por los efectos de la temperatura en el fondo del pozo. En algunos casos no hay prueba de presión de las barreras mecánicas por debajo de la barrera. Retirar un empacador cuando el pozo no se ha estabilizado de manera adecuada, sellando la formación y sobre balanceando con un fluido adecuado. Intentar retirar una sarta de herramienta de un pozo teniendo una longitud insuficiente de elevador para aislar la sarta de herramienta y aislar para despresurizar la sección del lubricador. Flujo cruzado entre zonas con presurización más alta y más baja.


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Fluidos de Completamiento  

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Un fluido de completamiento es un fluido que se bombea por el agujero para llevar a cabo operaciones de pozo posteriores a la perforación. Funciones primarias. o Control hidrostático de la presión del yacimiento mientras se lleva a cabo el trabajo en el pozo. o Prevención de daños permanentes a la formación durante operaciones de completamiento y workover. Tipos de fluidos o Fluidos de completamiento - para completamiento inicial de pozos y recompletamiento subsecuente. o Fluidos de perforado - para intervalos de paga de perforación y completamiento sensibles a los fluidos. Típicamente, los fluidos de perforación están cargados de sólidos. o Fluidos de empacador - para rellenar espacios anulares por encima del empacador de producción. o Fluidos de workover - para operaciones remediales. o Píldoras de control de pérdida de fluido (FLC) - para controlar la pérdida de fluido de completamiento/ workover a la formación. o Fluidos pesados (slugs) - fluidos más pesados, o aditivos para fluidos existentes, para permitir una corrida seca de la sarta de trabajo completamiento. Requerimiento de los fluidos de completamiento. o Pesados o diluidos fácilmente para control de pozo. o No causan daños al yacimiento ni al pozo. o Estables en condiciones de superficie y de fondo de pozo. o Fácilmente viscosificados para transporte de sólidos. o Seguros para manipular y amigables con el medio ambiente. o Fácilmente disponibles, económicos y potencialmente reciclables. Ejemplos. o Salmueras claras o KCL, NaCl, NaCl/NaBr, NaBr, CaCl2, CaBr2, CaCl2/CaBr2, Ca Br/ ZnBr, ZnBr2/CaCl2/CaBr2. o Fluidos Sólidos-Pesados o Lodo de perforación o Fluido de Taladro o Píldoras FLC


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Rangos de Densidad de Salmuera

Densidades comparativas de fluidos de salmuera clara

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Salmueras 

CLORURO DE POTASIO (KCl) El cloruro de potasio se usa extensivamente debido a su capacidad de inhibir los esquistos. Se encuentra comercialmente disponible como una sal inorgánica de alta pureza, seca, cristalina. Puede utilizarse para formular fluidos claros a una densidad de 9.7 ppg. Se utiliza con frecuencia (al 2 - 7%) en otros fluidos de completamiento de agua limpia, tales como agua de mar o cloruro de sodio, como estabilizador de arcillas y esquisto.

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CLORURO DE SODIO (NaCl) Cloruro de sodio, o sal de mesa común, químico comercial ampliamente disponible, es un producto económico para la formulación de fluidos claros de workover y completamiento a una densidad de 10 ppg, la salmuera de cloruro de sodio y la sal empacada en sacos están fácilmente disponibles en todo el mundo. La salmuera de cloruro de sodio líquida con una densidad de 10 ppg y un TCT de alrededor de 23°F está usualmente disponible. En áreas donde las soluciones de salmuera no se encuentran disponibles, pueden prepararse a partir de sales de cloruro de sodio empacadas en seco, de grado fino evaporadas.

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CLORURO DE CALCIO (CaCl2) El cloruro de calcio puede utilizarse para preparar fluidos claros a una densidad de 11.6 ppg o puede mezclarse con salmueras más pesadas para aplicaciones de densidades más altas. La salmuera de cloruro de calcio líquida se encuentra disponible a 11.6 ppg con una Temperatura Cristalina Cierta (TCT) cercana a los 50°F, o puede formularse a partir de gránulos o polvo empacado en seco. Estos productos secos deben elegirse cuidadosamente para asegurarse de que no contengan contaminantes tales como hierro u otros metales pesados. El cloruro de calcio tiene un calor de disolución positivo; es decir, se produce calor cuando el cloruro de calcio seco se adiciona al agua. De hecho, puede generarse suficiente calor como para causar la ebullición. Por lo tanto, la cantidad de cloruro de calcio requerida para obtener la densidad deseada debe determinarse antes de preparar la solución, ya que la densidad resultante será más baja a temperatura elevada. Al preparar salmuera de cloruro de calcio a partir de sales secas, debe añadirse la sal seca muy lentamente para prevenir la ebullición. Las soluciones de cloruro de calcio recién preparadas son ligeramente alcalinas y se consideran ligeramente corrosivas. Un inhibidor de corrosión ayudará a bajar la tasa de corrosión. Debido al calcio divalente, debe tenerse cuidado de asegurar la compatibilidad con los fluidos del yacimiento.

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Salmueras 

BROMURO DE SODIO (NaBr) La salmuera de bromuro de sodio se utiliza como fluido de workover y completamiento para una densidad de hasta 12.7 ppg. Aunque es más costosa, se utiliza como alternativa a la salmuera con base de calcio, cuando las aguas de la formación contienen altas concentraciones de bicarbonato y iones de sulfato. Puede obtenerse una amplia gama de densidades mezclando salmuera de bromuro de sodio con otras salmueras. El bromuro de sodio se mezcla típicamente con cloruro de sodio para producir salmuera de densidad intermedia (10 a 12.5 ppg). Está disponible en forma líquida a 12.5 ppg, y en sacos de sales en polvo.

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Bromuro de calcio (CaBr2) + CaCl2 Pueden prepararse soluciones de bromuro de calcio a una densidad de 15.5 ppg. El bromuro de calcio usualmente está disponible como un producto líquido a 14.2 ppg con una TCT de alrededor de 58°F. También está disponible como sales en polvo empacadas en sacos. Frecuentemente se mezcla con cloruro de calcio líquido o se adicionan sales de cloruro de calcio secas para una mayor flexibilidad y economía. Al igual que el cloruro de calcio, el bromuro de calcio tiene un calor de disolución positiva y es higroscópico.

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Un material higroscópico (literalmente, "buscador de agua") es un material que absorbe agua fácilmente (usualmente de la atmósfera). Las salmueras de bromuro son higroscópicas y pueden recoger suficiente humedad del aire como para reducir la densidad de la solución si se dejan al descubierto. Siempre almacene materiales higroscópicos en contenedores bien sellados. Conozca sus propiedades físicas, de manera que si usted abre un contenedor, pueda decir si el material se ha contaminado con agua. Además, tenga en cuenta que los materiales higroscópicos típicamente liberan una gran cantidad de calor cuando se mezclan con agua.


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Salmueras 

BROMURO DE ZINC (ZnBr2) + (CaBr2) + (CaCl2) La salmuera de bromuro de zinc / bromuro de calcio, llamada a menudo únicamente bromuro de zinc, se encuentra disponible como un líquido con un peso entre 14.2 y 19.2 ppg. El bromuro de zinc puro pesa entre 19.2+ y 20.5 ppg. Es muy costoso y frecuentemente se mezcla con bromuro de calcio adicional o con cloruro de calcio para una mayor flexibilidad y economía. La densidad máxima para las mezclas de bromuro de zinc es de 20.5 ppg. El bromuro de zinc tiene un pH muy bajo - de 4.5 para una mezcla de 16.0 ppg hasta alrededor de 1.5 para la mezcla de 19.2 ppg, de manera que debe manipularse con especial cuidado. También es muy corrosivo. La descarga de zinc al medio ambiente a menudo está restringida, y depende de las regulaciones ambientales locales. Debido a la alta concentración de sales disueltas y al bajo pH, la salmuera de bromuro de zinc debe manipularse con máxima precaución, utilizando el mismo equipo de protección personal requerido para químicos corrosivos. o

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La salmuera de bromuro se considera tóxicas para la vida marina. Utilice ropa protectora impermeable, anteojos, delantal de caucho, guantes y botas cuando las mezcle o las manipule. En operaciones donde exista una alta posibilidad de salpicaduras, los operadores deben utilizar un vestido completo de plástico caucho y una careta. El contacto de solución de bromuro de zinc con los ojos puede causar alguna pérdida de visión permanente. La exposición de bromuro de zinc con la piel puede causar una irritación considerable. La exposición prolongada de la piel puede causar quemaduras. En caso de contacto de bromuro de zinc con la piel, lave INMEDIATAMENTE el área con agua y jabón, remueva la ropa contaminada y lávela muy bien antes de volverla a utilizar. No siga utilizando ropa contaminada.


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Expansión Térmica 

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Siempre debe medirse y registrarse la temperatura de la salmuera al revisar la densidad del fluido, y debe corregirse la densidad a la temperatura estándar de reporte de 70°F. Las altas temperaturas causan expansión térmica de la salmuera, lo que ocasiona una reducción en la densidad y en la presión hidrostática. Tanto los efectos de la temperatura como los efectos de la presión deben considerarse al seleccionar una salmuera con densidad apropiada para fluidos de completamiento y workover. o Los termómetros son un ejemplo de expansión térmica. El líquido en ellos se calienta y se expande en la única dirección que pueden, a lo largo del tubo. Ejemplo: Salmuera de cloruro de calcio Temperatura en el fondo del pozo = 230°F Densidad del fluido (FD) para balancear la presión de la zona = 11.2 ppg (Calculada a partir de la presión del yacimiento) Temperatura de mezclan superficie = 80°F ¿Qué densidad del fluido deben mezclarse? Calcular la temperatura promedio del pozo (AT): AT = (Temperatura del Fondo del Pozo + Temperatura de Superficie) ÷ 2 AT = (230° + 80°) ÷ 2 = 155° F

FD @ 80° = FD @ 230° + (155° - 80°) x 0.0033 = 11.2ppg + (75° x 0.0033) = 11.2ppg + 0.2475ppg = 11.5 PPG Peso Salmuera – ppg 8.4 - 9.0 9.1 - 11.0 11.1 - 14.5 14.6 - 17.0 17.1 - 19.2

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Pérdida de peso – ppg/°F 0.0017 0.0025 0.0033 0.0040 0.0048


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Punto de Cristalización  

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La cristalización es una característica de la salmuera en ambientes de baja temperatura. El Punto de Cristalización es la temperatura y densidad (dependiendo del tipo de sal y de su concentración) a la cual comienzan a formarse cristales y la solución se congela. o En salmueras altamente saturadas, a medida que la temperatura se aproxima al punto de cristalización, los cristales de sal pueden precipitarse fuera de la solución. Efectos de la cristalización: o Cambios en la densidad de la salmuera. o Pueden desarrollarse restricciones en el equipo de fondo de pozo que pueden causar problemas con la operación del equipo de vías de circulación. o Puede causar problemas para restablecer la densidad deseada. o Puede solidificarse en el equipo de superficie (tanques, bombas, árbol). Póngase en contacto con su proveedor para información exacta acerca de la salmuera particular y de la densidad particular que su operación planea utilizar.


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Salmueras Claras e Hidratos de Gas 

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Los hidratos de gas son sólidos parecidos al hielo, compuestos de moléculas de agua que encapsulan pequeñas moléculas de hidrocarburos u otros gases ligeros. Pueden formarse cuando hay agua presente con gas natural bajo altas presiones y bajas temperaturas. Las variaciones en la presión, en la temperatura, en la salinidad y en la composición del gas presentan retos operacionales para el control de los hidratos de gas. Consulte con sus proveedores de fluidos de completamiento para identificar soluciones para prevenir la formación de hidratos durante completamientos y producción. Glicoles, sales e inhibidores de hidratos de dosis baja son los aditivos más comunes para prevenir la formación de hidratos. Cuando se purga gas del pozo, siempre confirme que se purga la presión. Un bloqueo de hidratos detendrá el flujo, pero la presión podría permanecer. Posicionar el medidor de presión lejos del orificio de purga es una buena práctica operacional.


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Peligros de la Salmuera 

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Las salmueras de completamiento van desde salmueras de bajo riesgo de peligro (NaCl, KCl), a riesgo moderado (CaCl2, CaBr2), a alto riesgo (ZnBr2,/CaCl2/CaBr2); las salmueras concentradas tienden a absorber agua y pueden causar quemaduras en la piel y en los ojos. Puede encontrarse más información en la sección HES de “Mejores Prácticas de Fluidos de Perforación/ Completamiento". Cuando se derraman salmueras concentradas, las superficies se vuelven resbalosas; los derrames deben lavarse con agua y limpiarse inmediatamente. El personal de la torre responsable de manipular los fluidos de completamiento debe estar entrenado en el uso apropiado de estos materiales; debe leer la información NSDS y debe utilizar el equipo de seguridad apropiado.


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Asuntos de Seguridad Sal

Toxicidad

Cloruro de sodio

 Tóxico si se ingiere en grandes cantidades.  La inhalación del polvo irrita la nariz y la garganta

Cloruro de potasio

 Tóxico si se ingiere en grandes cantidades.  La inhalación del polvo irrita la nariz y la garganta

Cloruro de calcio

 Tóxico si se ingiere en grandes cantidades.  Las soluciones fuertes pueden causar irritación severa de los ojos y la piel con daño ocular permanente.  Reacción exotérmica.  Tóxico si se ingiere en grandes cantidades.  Irritante leves para la piel y los ojos.  Reacción exotérmica.  Puede causar quemaduras químicas.  Puede causar daño ocular permanente.  Tóxico si se ingiere en grandes cantidades.  Irritante leves para la piel y los ojos.  Reacción exotérmica.  Puede causar quemaduras químicas.  Puede causar daño ocular permanente.

Bromuro de calcio

Bromuro de zinc

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Precauciones de seguridad  Evite el contacto prolongado.  Utilice protección ocular y máscaras para el polvo cuando la exposición sea severa.  Evite el contacto prolongado.  Utilice protección ocular y máscaras para el polvo cuando la exposición sea severa.  Evite el contacto con los ojos y la piel.  Utilice protección ocular; se recomienda cubrir las manos.

Medidas de primeros auxilios  Ojos - enjuague con agua por 15 minutos.  Piel - enjuague con grandes cantidades de agua..

 Ojos - enjuague con agua por 15 minutos.

 Ojos y piel - enjuague con agua por 15 minutos y busque atención médica.  Inhalación - obtenga aire fresco, busque ayuda médica.  Ingestión - induzca el vómito y busque atención médica.

 Evite el contacto con los  Ojos y piel - enjuague con ojos y la piel. agua por 15 minutos y busque atención médica.  Debe utilizarse protección ocular y  Inhalación - obtenga aire protección para las fresco, busque ayuda médica. manos.  Ingestión - induzca el vómito y  Cambie la ropa busque atención médica. contaminada.  Evite el contacto con los  Ojos y piel - enjuague ojos y la piel. rápidamente con agua limpia.  Debe utilizarse  Inhalación - obtenga aire protección ocular y fresco, busque ayuda médica. protección para las  Ingestión - induzca el vómito y manos. busque atención médica  Cambie la ropa contaminada.


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Propiedades de Salmueras Comunes

Salmuera / Sal Propiedades y Precauciones Con base de sodio  Las sales secas de NaCl, KCl y NaBr permanecerán secas bajo y potasio condiciones normales.  Disolver kCl o KBr en agua causa un enfriamiento notable (endotérmico).  El agua se evaporará de la salmuera has de cloruro y bromuro, dejando sales cristalinas. Con base de calcio  Las sales anhidras de cloruro y bromuro son higroscópicas y zinc (absorben agua del aire) - la humedad en el aire causa una pérdida en la densidad del fluido.  Disolver sales de bromuro y cloruro en agua produce calor (exotérmicas).  Las sales no se cristalizan a partir de solución bajo condiciones normales.  Las salmuera has son resbalosas y no pueden limpiarse; los derrames deben enjuagarse con agua.  La elevación del pH puede causar reacciones de precipitación.  Evite el contacto con la piel o con los ojos, ya que puede ocurrir una irritación severa.

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Fluidos de Empacador 

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Este tipo de fluidos está usualmente libre de sólidos para prevenir que los sólidos se asienten y se peguen, pero también contienen biocida, secuestradores de oxígeno, inhibidores de corrosión y/ o de óxido para proporcionar protección a largo plazo de los tubulares expuestos al fluido. Los fluidos de empacador también están diseñados para proporcionar: o Soporte de presión para la tubería de producción. o Soporte de presión para el revestimiento - a fuerzas de formación offset. o Conducción térmica o aislamiento para los fluidos que fluyen por la tubería de producción. o Facilidades de reingreso de recuperación de equipos en operaciones de workover.


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Desplazamiento del Pozo 

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El desplazamiento del pozo es el proceso mediante el cual un fluido existente en el pozo, usualmente lodo, se reemplaza por un fluido que es más apropiado para la siguiente operación en el pozo. Un cambio eficiente del fluido del pozo entre operaciones de perforación y completamiento es crítico para minimizar el tiempo de circulación y filtrado y para obtener fluidos limpios, libres de sólidos. Para lograr una remoción eficiente y completa del lodo, a menudo se emplean espaciadores secuenciados. Se utilizan fluidos viscosificados en barridas de flujo laminar, mientras que los solventes y los surfactantes se emplean en limpieza de flujo turbulento. Los lodos basados en aceite requieren estrategias de limpieza especiales cuando se hace una transición hacia salmueras de completamiento. Desplazamiento directo. o Se utiliza cuando la densidad del fluido de desplazamiento debe igualar o exceder la del fluido original en el pozo y cuando está disponible un volumen limitado de fluido de desplazamiento base. o La gestión del volumen de fluido es una consideración importante cuando las instalaciones de recolección son limitadas y cuando los retornos necesitan manipulación especial antes de su disposición. Desplazamiento indirecto. o Se utiliza cuando hay disponible fluido de desplazamiento en abundancia y cuando la densidad del fluido no necesita igualar la del fluido original en el pozo. Debe tenerse cuidado al bajar la BHP si no se ha llevado a cabo una prueba negativa. Esté preparado para la posibilidad de una manifestación fuerte. o Los fluidos de desplazamiento se basan típicamente en agua limpia o en agua de mar y pueden utilizarse antes del fluido de completamiento final. Acondicionamiento de lodos. La remoción del exceso de escombros particulados del pozo es un paso crítico antes del proceso de desplazamiento de fluidos. Limpieza mecánica. Cepillos y raspadores que corren a lo largo del desplazamiento de la sarta de trabajo. Rotación y recíprocación de tubería. El movimiento de la tubería es crítico para la remoción de residuos de lodo.


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Fluidos de Puenteo 

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Ya que algún volumen de fluido casi siempre ingresa en la formación durante el completamiento, minimizar la cantidad de sólidos y el fluido perdido total ayuda a asegurar el éxito del completamiento. Si las pérdidas son demasiado altas para sostenerlas, esto puede llevar a reducir la altura de la columna de fluido (presión hidrostática reducida) en el pozo y a potenciales problemas de control de pozo. Puede ser necesario bloquear intencionalmente la zona de paga. Los fluidos de puenteo están diseñados específicamente para desarrollar un sello mecánico adhiriéndose a la cara de poros expuesta y/ o a formaciones permeables para prevenir o minimizar la invasión de fluido dentro de la roca de yacimiento. La mayoría de los fluidos de completamiento que emplean esta técnica utilizan sólidos solubles en ácidos para permitir una limpieza efectiva después del completamiento. Algunos fluidos de completamiento contienen material orgánico de puenteo y o sales medidas que son solubles en hidrocarburos o en agua. En estos fluidos, debe estar presente un rango suficientemente amplio de tamaños de partícula para efectuar un sellado rápido, o podría ocurrir una pérdida de fluido continua a la formación. Una vez se evite que la formación acepte el fluido, puede mantenerse una columna hidrostática. Para bloquear de manera efectiva la zona de paga podemos tratar de: o Minimizar el sobre balance hidrostático. o Adicionar agentes gelificantes a píldoras FLC de viscosificación. o Adicionar sólidos solubles a fluidos gelificados. o Aplicar dispositivos mecánicos de control de pérdida de fluidos.  Discos de vidrio.  Aletas flexibles.  Dispositivo de tapón. Una preocupación principal es si la salmuera de completamiento causará hinchazón, defloculación y/ o migración de arcillas de formación, especialmente en areniscas altas en arcilla, la hinchazón y la migración de la arcilla pueden bloquear las aberturas de los poros. Ambos mecanismos pueden causar que se separen partículas de arcilla de las paredes de los poros, bloqueando las aberturas del poro. Esto es diferente de un fluido de puenteo. Puede causar daño permanente a la formación y pérdida de producción.


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Lubricadores de Cable 

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La mayor parte de las operaciones de completamiento/ workover incorporan trabajo de cableado, tales como perforar, colocar tapones de tubería, correr o sacar válvulas de levantamiento de gas, abrir o cerrar dispositivos de control de flujo de fondo de pozo y correr registros de pozo revestido. Este tipo de trabajo requiere equipo BOP especial como lubricadores, BOP de Cable, inyectores de grasa, o empaques, de manera que el trabajo de cableado pueda llevarse a cabo bajo presión de pozo. Por lo tanto en esencia, una “manifestación” ya está en el pozo. Es una buena práctica asegurarse de que toda la sarta de herramienta puede subirse dentro de lubricador, lo que permite cerrar el pozo mientras se recupera la herramienta. Los lubricadores deben tener una presión de trabajo igual o mayor que el resto del equipo de control de presión que se está utilizando, ya que además de contener la presión, pueden estar sometidos a esfuerzos de doblado. En forma similar a las corridas con tubería, las operaciones con cables involucran la adición y retiro de un volumen de acero del pozo. En pozo sin presión, monitorear los requerimientos de llenado y los volúmenes de fluidos de retorno a recorrer y al retirar cable es tan importante como lo es a correr tubería. El trabajo de cable puede ser una de las operaciones de control de pozo más peligrosas. Gran parte del tiempo del trabajo se lleva a cabo con el yacimiento expuesto y posiblemente mientras se encuentra bajo presión. Los dispositivos de control de flujo de fondo de pozo tales como mangas deslizantes, tapones de tubería, válvulas muñeco, etc., Están siendo ajustados, halados

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o cambiados, por lo que tener en cuenta el número y tipo de barreras en el pozo es crítico, pero muy a menudo se descuida. Antes de llevar a cabo cualquier trabajo de cableado es responsabilidad del DSM garantizar que antes, durante y después de cada corrida el personal del pozo esté protegido por dos barreras independientes.


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Barreras de Workover/ Completamiento La cabeza de pozo tendrá la capacidad de mantener dos barreras en todo momento según lo que se define en el CDG STD_036, diseño de cabeza de pozo y de árbol. 

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La cabeza de pozo permitirá mantener dos barreras en todo momento según lo que se define en el STD_033_Control de Pozos. Ejemplos de barreras incluyen, pero no se limitan a: o Fluido de peso para matar pozos en un agujero de pozo estático. o Tapones/ retenedores puente recuperables o permanentes. o Tapón de cemento que ha sido etiquetado y/ o probado. Equipo coordinador de tubería de flotación de revestimiento con válvula de contraprestación instalada Si se va a correr tubería después de que la torre de perforación deja la ubicación, se dejará el pozo con una capa nocturna o con una cabeza de tubería con una válvula de contra presión que pueda probarse para cumplir con la política de "dos barreras". También habrá un medio para verificar y purgar presión atrapada.

Información adicional: 

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Todo el equipo utilizado durante operaciones de líneas eléctricas, líneas tejidas y alambre slickline, se configurarán de tal manera que se mantenga el mínimo de dos barreras en todo momento. En situaciones donde se hayan experimentado pérdidas, el fluido no puede considerarse como barrera.


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Árbol de Navidad - (STD_036) 

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Un árbol de Navidad es un ensamble de válvulas, carretes y accesorios para un pozo de petróleo o gas. A medida que va aumentado la complejidad, se fabrican con más frecuencia de un solo bloque de acero en lugar de estar hechos de múltiples válvulas y conexiones de flujo bridadas. Un árbol de superficie típico tendrá cuatro válvulas, las dos válvulas inferiores se llaman válvulas maestras (superior e inferior, respectivamente) debido a que residen en el camino del flujo, que los fluidos del pozo deben tomar para llegar a la superficie. La válvula maestra inferior será normalmente operada de forma manual, mientras que la válvula maestra superior es a menudo operada de manera hidráulica/ neumática, lo que le permite ser un medio primario de control de pozo. Las válvulas hidráulicas/ neumáticas también son a prueba de fallas, lo que significa que fallan en la posición cerrada y requieren presión activa para permanecer abiertas. La válvula horizontal es la válvula de flujo de aleta o la válvula de alerta de producción, debido a que se encuentra nominalmente en el camino del flujo de los hidrocarburos que se llevan a producción (o el camino que toman el agua o el gas desde producción hasta el pozo en el caso de pozos de inyección). También es operada de manera hidráulica o neumática. La válvula en la parte superior se llama válvula de suabeo (corona) y se encuentra en el camino utilizado por intervenciones de pozo como cableado y tubería en espiral. Para tales operaciones, se instala un elevador sobre la parte superior del árbol y el cable o bobina se baja a través del elevador, más allá de la válvula de suabeo y dentro del pozo. Esta válvula típicamente opera manualmente. Algunos árboles tienen una segunda válvula de suabeo, organizadas ambas una encima de la otra. La intención de esto es permitir desarmar equipo de la parte superior del árbol con el pozo fluyendo mientras se mantiene la regla de las dos barreras. Con una única válvula de suabeo, la válvula maestra superior está usualmente cerrada para actuar como la segunda barrera, forzando el cierre del pozo durante operaciones de desinstalación de torre. Componentes básicos: o Tapa del árbol / conector de lubricador o Válvula de suabeo (corona). o Té o Cruz. o Válvula maestra superior. o Valvular maestra inferior. o Válvula de Aleta (Producción)


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Cabezas de Pozo de Superficie (STD_036) 

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Una cabeza de pozo es la parte de un pozo de petróleo o gas que termina en la superficie, bien sea en tierra o en mar abierto, que conecta el revestimiento con el BOP durante la perforación y que eventualmente conecta la tubería con el árbol de Navidad. En la parte superior de la cabeza de pozo se encuentra el colgador de tubería, desde el cual cuelga la tubería de producción. El árbol se asienta encima del colgador de tubería. Tazones de revestimiento y coordinadores soportan y aíslan las diferentes sartas de revestimiento. Las válvulas entre estos coordinadores permiten acceso a los diferentes anillos para monitoreo de presión e inyección.


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Colgadores de Tubería 

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Un colgador de tubería se asegura dentro de la cabeza del pozo y suspende la tubería de producción. Algunas veces proporciona puertos que permiten la comunicación de funciones hidráulicas o eléctricas de fondo de pozo, al igual que la inyección de químicos. Sirve también para sellar el anular y las áreas de producción. El diseño del colgador de tubería debe ser compatible con el tazón sobre el cual se encuentra y los adaptadores a los cuales se conecta. Las roscas superiores son roscas cortadas, de mano izquierda, para la instalación de la válvula de contra presión para control de barrera. La válvula de contra presión es una válvula de cheque de una vía utilizada para sellar la presión de la tubería mientras se instalan o retiran el BOP/ árbol de Navidad. Permite que el fluido sea circulado por la tubería y previene el contra flujo.


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Válvula de Contrapresión La válvula de contra presión es una válvula de cheque de una sola vía, utilizada para sellar presión en la tubería mientras se instala o se retira el BOP o el árbol de Navidad. Permite circular fluido por la tubería y previene el contra flujo. Instalar una válvula de cheque de dos días permite probar los arietes ciegos y aísla la presión en la tubería desde la parte inferior.

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Tapón VR 

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El tapón de remoción de válvula (VR) aísla la presión del agujero del pozo en la cabeza del pozo y permite la instalación y remoción de una válvula bajo presión por medio de un lubricador. El lubricador instala tapones VR en la cabeza de revestimiento, en el carrete de revestimiento, o en las salidas laterales de la cabeza de la tubería de manera que puedan aislarse las válvulas de entrada de la presión para remoción o reparación. El lubricador se monta sobre la vida de la salida de la válvula de entrada. Con el ubicado manteniendo la presión, puede abrirse la válvula de entrada, permitiendo que el tapón VR pase a través de la válvula y se enrosque en la cabeza o en la salida del carrete. o Se abre la válvula de entrada y se aplica presión a la instalación. La herramienta extiende el pistón y la conexión hacia el tapón VR. La conexión encaja sobre la cabeza hexagonal en el tapón VR. La tapa de los pistones se rotan manualmente para retirar el tapón VR. Una vez liberados, los pistones se bombean hacia atrás con el tapón VR y se cierra la válvula de entrada. Se monitorea la presión detrás de la válvula de entrada y se purga en consecuencia. Se desconecta la herramienta de instalación del adaptador de brida y se retira el tapón VR. Para instalar un tapón VR, se invierte el proceso.


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Instalar BOPs Después de matar el pozo; 1. Verifique que el pozo esté muerto de la siguiente manera:  Revise las presiones de la tubería en el revestimiento  Revise para asegurarse de que la válvula de salida del lado del revestimiento no tiene un tapón VR instalado. Si hay un tapón VR instalado, debe utilizarse un lubricador de presión para removerlo.  Abra el pozo y verifique visualmente si hay flujo. 2. Instale la válvula de contra presión (BPV) en el colgador de tubería (saber cuantas vueltas para asentar completamente la BPV). 3. Remueva el árbol. 4. Verifique que la válvula de contra presión esté instalada de forma apropiada en el colgador antes de continuar con el procedimiento. 5. Instale y lleve a cabo una prueba BOP completa (excepto para los arietes ciegos). 6. Remueva la válvula de contra presión (consulte con el fabricante para los procedimientos seguros para la remoción de la BPV). 7. Revise la presión del revestimiento - Verifique que sea cero. 8. Retire el colgador de tubería y proceda con el procedimiento remedial aprobado.

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SSV (Válvulas de Seguridad de Subsuperficie) 

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Dispositivo de seguridad instalado en o como parte de la tubería para proporcionar cierre de emergencia en caso de emergencia. Hay dos tipos de válvulas de seguridad de subsuperficie disponibles: controladas en superficie y controladas en sub-superficie. En cada caso, el sistema de la válvula de seguridad está diseñado para fallar en posición cerrada, de manera que se aíslen los fluidos de producción en el evento de cualquier falla del sistema o daño a las instalaciones de control de producción de superficie. Una válvula de seguridad controlada en superficie se controla mediante presión hidráulica suministrada desde un sistema de control de superficie. Las válvulas de seguridad de sub-superficie pueden ser: o válvula de seguridad recuperable por cable (WRSV) o válvula de seguridad recuperable por tubería (TRSV) Típicamente tienen un mecanismo de cierre de tipo aleta (flapper). Pueden asegurarse en posición abierta mediante presión o mediante herramienta de cable. Estas válvulas no deben considerarse como una de sus principales barreras durante operaciones de workover. Cualquier herramienta que se deje caer por la sarta de trabajo tiene el potencial de abrir la aleta y permitir que el fluido fluya hasta la superficie.


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Casquillos Deslizantes 

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Herramienta de completamiento que puede operarse para proporcionar un paso de flujo entre la tubería y el anular. Los casquillos deslizantes contienen una serie de puertos que pueden abrirse o cerrarse mediante un pistón deslizante que generalmente se manipula mediante herramientas slickline. Se operan moviendo un casquillo interno hacia arriba o hacia abajo. Deben actualizarse las presiones de la tubería y del anular antes de abrir el casquillo deslizante para prevenir que las herramientas de cable sean lanzadas hacia arriba o hacia abajo en la tubería. Usos comunes: o Proporcionar producción de zona selectiva en un completamiento de pozo de zonas múltiples. o Circular fluido para matar pozos antes de retirar el árbol.


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Mandriles de Levantamiento por Gas 

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El levantamiento por gas es uno de varios procesos utilizados para levantar artificialmente fluido desde pozos donde hay una presión de yacimiento insuficiente para que el pozo produzca. El proceso involucra la inyección de gas dentro del anular de la tubería-revestimiento. El gas inyectado fluye a través del mandril de levantamiento por gas y airea el fluido en la tubería para hacerlo menos denso; la presión de la formación es entonces capaz de levantar la columna de fluido fuera del pozo. El mandril de levantamiento por gas es un dispositivo instalado como parte de la sarta de tubería de un pozo de levantamiento por gas en el cual se instala una válvula de levantamiento por gas. En el bolsillo lateral del mandril, sin embargo, la válvula se instala y se remueve mediante cable, mientras el mandril se encuentra a un en el pozo, eliminando la necesidad de sacar la tubería para reparar o reemplazar la válvula. Las válvulas de levantamiento por gas son válvulas de una vía que evitan el flujo tubería a anular. Las válvulas de levantamiento por gas pueden sacarse y pueden instalarse válvulas muñeco antes del bullheading por la tubería. Para una circulación reversa, o para bullheading por el anular, es necesario instalar válvulas muñeco.


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Empacadores de Completamiento 

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Un empacador es un dispositivo de aislamiento utilizado para proporcionar un sello entre la tubería y el revestimiento. Esto protege el revestimiento de la exposición a la presión del pozo y a la corrosión causada por fluidos de producción o de inyección. En general, los empacadores se clasifican en tres grupos: o Recuperable o Permanente o Permanente/ Recuperable.

Mecanismos de ajuste: o Mecánicos - Corre en una sarta de trabajo, se ajusta mediante manipulación de la tubería, es decir, aplicando compresión o tensión en combinación con rotación, dependiendo del mecanismo de ajuste particular para ese empacador. Los empacadores que tienen mecanismos de rotación de ajuste/ liberación no deben utilizarse en pozos altamente desviados ya que el torque de superficie puede no transferirse al fondo del pozo. o Hidráulicos - Corren en una sarta de trabajo o en la sarta de tubería. Cuando se alcanza la profundidad de colocación, la tubería se tapona por debajo del empacador con una válvula de cheque, con una válvula vertical o con un tapón de cable y se aplica presión hidráulica a la tubería para colocar el empacador. Generalmente, un tirón hacia arriba predeterminado sobre la sarta de tubería libera la unidad de sello del empacador con un sistema de empacador Hidráulico Permanente. o Sobre-cable eléctrico - Esto está restringido para empacadores permanentes. El empacador se conecta a un adaptador de colocación de cable, conectado a una pistola de colocación en el extremo del cable y se corre en el agujero del pozo. Al alcanzar la profundidad deseada, se transmite una señal eléctrica a la pistola que activa una carga explosiva y, a través de una cámara hidráulica proporcionan las fuerzas mecánicas para colocar el empacador.


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Preocupaciones con Empacadores 

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Las fugas en el empacador pueden dar como resultado fluidos de formación y presión en el anular. Antes de matar o hacer workover al pozo, purgue una pequeña cantidad de presión en el anular y luego cierre la válvula de revestimiento. Si la presión vuelve a aumentar, hay una fuga en el empacador, en la tubería o en el revestimiento. Cuando se hace bullheading por la tubería, es una buena práctica mantener alguna cantidad de contra presión (300 – 500 psi) en el anular para: o Observar rápidamente cualquier fuga. o Reducir la presión diferencial sobre la tubería y los sellos del empacador. Los empacadores están diseñados para tener una estrecha tolerancia con el diámetro interior del revestimiento, esto: o Puede crear una circulación dificultosa más allá de los cauchos del empacador. o Puede aumentar la presión de suabeo/ reflujo mientras se corre creando un efecto de pistón. Puede haber gas atrapado por debajo del empacador. El volumen de gas atrapado dependerá del tipo y longitud del ensamble debajo del empacador. Siempre asuma que hay algún volumen de gas por debajo del empacador. Es una buena práctica monitorear el pozo mínimo 30 minutos después deliberar el empacador y luego circular hacia arriba antes de sacar del agujero.


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Niples de Aterrizado 

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Los niples de aterrizado son tubulares de perfil corto, instalados en posiciones estratégicas en la sarta de tubería, dentro de los cuales pueden colocarse y asegurarse varios dispositivos de control de flujo recuperables. Las herramientas más comunes que se corren son tapones, estranguladores y válvulas de presión y temperatura. No-Go o No Selectivo - únicamente debe utilizarse un niple No-Go de un tamaño particular en una sarta de completamiento. Es una práctica común utilizar un niple No-Go de fondo como último niple en el tubo de cola del empacador para evitar que las herramientas que se caen caigan dentro del sumidero. Selectivo - los dispositivos de asegurado están diseñados con el mismo perfil clave que los niples y el medio de selección de niple se determina mediante la operación de la herramienta de corrida y el procedimiento de colocación. Desde una perspectiva de control de pozo, la función más importante es permitir la colocación de un tapón de tubería como barrera de presión.


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Tubería / Revestimiento Consideraciones: 

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La tubería y el revestimiento de producción son propensos a la corrosión durante la vida de la producción, lo que puede reducir la tara de colapso/ reventón, llevando a potenciales problemas en workover u otras operaciones en pozos viejos. Puede ser necesario reducir la tara de reventón de revestimiento y tubería con base en el daño estimado por corrosión y desgaste cuando se están preparando los procedimientos de workover. Deben llevarse a cabo pruebas de integridad de presión de tubería y revestimiento antes de comenzar cualquier operación de workover. Estas pruebas de integridad determinarán los límites de trabajo seguros. Pozos instalados con equipo de levantamiento por gas pueden ser una causa de colapso de tubería si se inyecta una cantidad excesiva de presión de gas en el anular. Hacer workover a este tipo de completamiento con tubería colapsada será difícil de matar, debido a la complejidad de la joyería de completamiento como válvulas de levantamiento de gas y válvulas de seguridad de anular. Al seleccionar la tubería / revestimiento a utilizar para perforar y completar el pozo, mire la expectativa de vida del pozo al igual que el costo. Problemas de pozo debidos a tubulares inadecuados hacen que el pozo sea una pérdida económica sin importar cuán rápidamente se perforó o cuantos records se rompieron durante la perforación. La tubería de producción se utiliza a veces como sarta de trabajo, pero debe tenerse cuidado de garantizar que la sarta todavía sea capaz de soportar su resistencia tarada. Debe considerarse una sarta de trabajo separada para operaciones tales como fresado o pesca.


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Perforación 

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Ya que la zona de paga está sellada por la sarta de producción y cemento, deben hacerse perforaciones para que el petróleo o el gas fluyan dentro del agujero del pozo. Las perforaciones son simplemente agujeros que se hacen a través del revestimiento y del cemento y se extienden alguna distancia dentro de la formación. o Perforación de cable - Usualmente se lleva a cabo cuando se conoce la presión de la formación con cierto grado de confianza y no se requiere circulación después de perforar. o Transportada por tubería - Usualmente se lleva a cabo cuando la presión de la formación no se conoce con cierto grado de confianza y puede requerirse circulación después de perforar. Para evitar que los escombros del cañón taponen las perforaciones, puede dispararse el pozo sub-balanceado. Esto permitirá que el fluido de la formación fluya dentro del pozo. El pozo debe ajustarse para producción y todas las líneas y el equipo deben probarse para presión. Esto se hace típicamente con cañones transportados por tubería o a través de cañones de tubería.


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Consideraciones de Estimulación 

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Algunas veces, sin embargo, existe petróleo en una formación, pero es incapaz de fluir fácilmente dentro del pozo debido a que la formación tiene muy baja permeabilidad. Se han desarrollado técnicas remediales para mejorar la recuperación de producción. Muchas de estas técnicas crean la presión necesaria tener producción. Saber de dónde viene la presión es necesario para permitirnos controlarla. Acidización o La acidización se lleva a cabo usualmente por parte de una compañía de servicios de acidización y puede hacerse antes de mover la torre fuera del pozo; o puede hacerse también después de haber retirado la torre. La operación de acidización consiste en bombear entre cincuenta y miles de galones de ácido dentro del pozo. El ácido viaja por la tubería, ingresa a través de las perforaciones y entra en contacto con la formación. El bombeo continuado fuerza el ácido dentro de la formación, donde forma canales - canales que proporcionan una vía para que el petróleo o el gas de la formación ingrese al pozo a través de las perforaciones. Hay un alto riesgo de una rápida pérdida de fluido cuando el ácido alcanza la formación. Esté preparado. o La Acidización y la Fractura pueden crear presiones de superficie altas. Asegúrese de que todo el equipo de contención está apropiadamente tarado y probado.


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Bomba Eléctrica Sumergible (ESP) 

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Una ESP se emplea para mover grandes volúmenes de líquidos de baja proporción gas/ líquido desde los yacimientos con alta producción de corte de agua y alta producción bajo pozos saturados de petróleo. El sistema de bomba eléctrica sumergible incluye equipo de fondo de pozo y de superficie y consta de motor eléctrico, protector, separador, bomba sumergible, cable, transformador, panel de control y caja de conexiones. Se instala una válvula de cheque sobre el acople de tubería por encima del adaptador de la bomba para evitar que el fluido de producción se regrese a través de la bomba mientras la unidad EPS está apagada. No es posible bombear desde la tubería. Al sacar la tubería con una ESP, tenga en cuenta que el anular y los arietes no sellan alrededor del cable eléctrico y la tubería simultáneamente. Deben tenerse planes de contingencia y cualquier equipo necesario, antes de sacar la sarta de completamiento. Se recomienda que los arietes ciegos/ de corte estén instalados y probados para garantizar que puedan cortar la tubería y el cable en uso. Occidental es un líder en la industria en el despliegue de bombas eléctrica sumergible, con más de 2600 EPS operando alrededor del mundo, levantando más de 6 millones de barriles de fluido por día.


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Recuperación Mejorada de Petróleo 

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Durante la recuperación primaria, la presión natural del yacimiento o la gravedad llevan petróleo dentro del agujero del pozo, combinado con técnicas de levantamiento artificial (tales como bombas) que traen el petróleo a la superficie. Pero únicamente cerca del 10% del petróleo original del yacimiento se produce típicamente durante la recuperación primaria. Técnicas de recuperación secundaria extienden la vida productiva del campo, generalmente mediante la inyección de agua o gas para desplazar petróleo y llevarlo al agujero del pozo de producción, dando como resultado la recuperación de un 20 a un 40% del petróleo original en el sitio. La sustancia inyectada pretende aumentar la presión en el petróleo en la formación y llevarlo hacia el agujero del pozo. Usualmente se perfora un pozo, llamado pozo de inyección o pozo de inyección de agua, para inyectar la sustancia. Algunas veces, puede volverse a trabajar un pozo abandonado, perforado anteriormente. Mediante la inyección de fluido gas dentro de la formación, estamos creando nuestra propia presión de formación. Típicamente, los pozos productores se perforan en patrones alrededor de los pozos inyectores. La presión creada por el pozo inyector puede no transmitirse de manera igual a cada pozo productor, dependiendo de la distancia, dip de la formación, permeabilidad, etc. Cada pozo productor puede no tener la misma presión de fondo de pozo a la misma profundidad o arena. Debe tenerse especial cuidado al tratar de matar esos pozos. Algunas veces es necesario detener la inyección y permitir que los pozos se desocupen antes de intentar ingresar y matar el pozo.


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Inundación con CO2  

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La técnica EOR, que está atrayendo la mayor parte del interés del nuevo mercado es el dióxido de carbono (CO2)-EOR. La inundación con CO2 es una técnica comprobada mejorada de recuperación de petróleo en la cual se inyecta CO2 profundamente dentro de yacimientos de petróleo con un mínimo impacto ambiental para reducir la viscosidad del petróleo atrapado, de manera que fluya con mayor facilidad a los agujeros del pozo, aumentando la producción y extendiendo la vida económica de campos petroleros maduros. El CO2 se produce con el petróleo recuperado, luego se recicla y se vuelve a inyectar. Con su gran movilidad, la canalización y la capacidad para abrirse paso son posibles en inundaciones con CO2. Esto se aborda con inyección alterna de agua-gas (WAG), que ayuda a controlar la ruptura. Occidental es el más grande operador de CO2 en el mundo. Estamos inyectando exitosamente más de 1 billón de pies cúbicos de CO2 por día en las operaciones de producción de petróleo de Permian Basin en el occidente de Texas y en Nuevo México. Nuestras instalaciones de producción están equipadas para manejar el CO2 como sale a la superficie. ¿Su torre y sus equipos están familiarizados con el CO2 y con sus propiedades?


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Circulación Reversa 

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Discutimos brevemente la circulación reversa y el impacto sobre ECD en el Capítulo 1. La circulación reversa durante la fase de perforación del pozo no es muy común. Es mucho más común durante la porción de workover/ completamiento de nuestras operaciones. Típicamente haremos circulación reversa para desplazar cualquier fluido que tengamos en la sarta de trabajo con un tipo o densidad diferente de la del fluido. Esto se hace para ahorrar tiempo y dinero ya que el volumen de la sarta de trabajo es usualmente menor que el volumen del anular. Durante este tipo de circulación reversa no hay un control de presión real requerido y los retornos van directamente a la línea de flujo. Para las veces en que estamos haciendo circulación reversa y manteniendo una presión de fondo de pozo constante (ABHP), estaremos utilizando el método del perforador, pero bombeando en el anular y tomando retornos de la sarta de trabajo, dirigidos al múltiple de estrangulación. Ya que la mayoría de las operaciones no tienen tubería fija desde la sarta de trabajo hasta el múltiple de estrangulación, nuestra primera prioridad es asegurarnos de que cualquier tubería se asegure y se pruebe. El proceso y los procedimientos son los mismos que los del método del perforador y no dependen de la dirección de circulación. Continuaremos utilizando el tubo en U y entendemos que el lado del tubo en U con un peso de lodo constante determina el medidor que utilizaremos para mantener constante. Entonces, va a cambiar la secuencia de cuál medidor utilizar, pero no el proceso. Hay dos cosas que no van a cambiar: o Lapso de tiempo desde el ajuste del estrangulador (ahora en el lado de la sarta de trabajo del tubo en U) al medidor de presión de revestimiento (del lado de la bomba del tubo en U). o Utilizar el medidor CP para arrancar y detener la bomba. Antes usamos la pequeña cantidad de presión de predicción del anular como un factor de seguridad oculto. Ahora, la presión de fricción mucho más alta de la sarta de trabajo se sentirá en el anular y debemos abrir el estrangulador lo suficiente como para compensar esa presión.


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Fricción Circulante 

Si regresamos completamente el método del perforador y mantenemos constante la presión DP mientras arrancamos la bomba; o Abriremos ligeramente el estrangulador a medida que aumenta la presión DP. El medidor CP aumentará en la cantidad de contra presión del estrangulador (300 psi), la presión de la sarta de trabajo (440 psi) y la AFL (60 psi). La única fricción que la BPH no siente es la AFL.

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Si mantenemos constante la presión CP mientras arrancamos la bomba: o Abriremos el estrangulador lo suficiente a medida que el medidor CP siente la contra presión del estrangulador y la fricción de la sarta de trabajo en el anular. Ya que la fricción de sarta de trabajo es mayor que el SIDPP, estamos manteniendo +/- 140 psi de sobre balance sobre BPH aunque la presión DP lea 0 psi. Puede que no seamos capaces de mantener 340 psi en CP, si el estrangulador no es lo suficientemente grande. En este caso sería aconsejable bombear a una SPM más lenta para permitir alguna lectura de presión en el medidor DP y para asegurarnos de que no estamos circulando a través de un estrangulador completamente abierto.

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Circulación reversa mientras se mantiene constante la BHP requiere un pensamiento cuidadoso, planeación y análisis de riesgos.


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Perforación con Revestimiento Capítulo 11: Perforación con Revestimiento    

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Perforación con Revestimiento – Página 3, 4 Conexión del Impulsor Superior – Página 5 Revestimiento mientras se perfora: Broca no recuperable – Página 6 Asuntos de control de pozo – Página 7, 8 o En superficie o En fondo de pozo Método del perforador – Página 9 DwC Direccional – Página 10 Perforación con Revestimiento Direccional – Página 11 – 13 o Control de Pozo Procedimientos del método del perforador – Página 14 o Con Perforación con Revestimiento Direccional

Capítulo 11 – Perforación con Revestimiento

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Perforación con Revestimiento El proceso de Perforación con Revestimiento elimina la sarta de taladro convencional, utilizando el revestimiento mismo para circular el fluido de perforación y proporcionar rotación y peso para la broca. La Perforación con Revestimiento proporciona la capacidad de utilizar revestimiento normal de campo petrolero como sarta de taladro, de manera que el pozo se perfora y se reviste de manera simultánea. Esto permite mejoras en la eficiencia operacional, eliminando la mayor parte de la corrida de tubería que se requiere con el proceso de perforación convencional. Hay muchas situaciones en las cuales problemas tales como circulación perdida, incidentes de control de pozo, y estabilidad del agujero del pozo se atribuyen directamente a la corrida de la sarta de taladro y otras situaciones donde esos problemas evitan que pueda correrse la sarta de taladro. Normalmente uno esperaría que en la circulación perdida fuera un problema potencial con la Perforación con Revestimiento debido a que la tolerancia anular más pequeña entre el revestimiento del agujero del pozo aumenta las pérdidas de presión friccional, aumentando así la Densidad Circulante Equivalente (ECD). De hecho, lo que se ha encontrado es que la Perforación con Revestimiento reduce significativamente la circulación perdida. Hay evidencia documentada de que el sistema de Perforación con Revestimiento puede utilizarse para perforar a través de zonas agotadas débiles sin la masiva circulación perdida que frecuentemente ocurre cuando se perfora con tubería y cuellos. El mecanismo exacto que proporciona este beneficio aún no ha sido probado, pero se cree que es el resultado de los sólidos perforados que trabajan mecánicamente en la cara del agujero del pozo. Este efecto de pañetado construye mecánicamente un filtro impermeable.

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Perforación con Revestimiento Los sistemas de Perforación con Revestimiento han sido diseñados principalmente para plataformas multi pozo mar adentro, operaciones multi pozo en tierra y para situaciones que requieren que los operadores perforen y coloquen revestimiento a través de formaciones problema de manera rápida. Se ha aplicado esta tecnología en forma exitosa para perforar a través de zonas difíciles, con inestabilidad de agujero de pozo y pérdidas de lodo dentro de zonas agotadas, como una alternativa a la perforación sub-balanceada que requiere equipo especial. Weatherford y TESCO - los dos proveedores principales de la tecnología - ofrecen diferentes enfoques para ayudar a los perforadores a llevar la broca hasta la profundidad total. La mayor parte de revestimiento mientras se perfora - cerca del 80% - se hace conectando una broca no recuperable al fondo del revestimiento y dejando la broca en el agujero. La broca de revestimiento puede perforarse fácilmente con una broca convencional porque, con excepción de características de corte localizadas con precisión, el núcleo de la zapata de la broca está hecho de aluminio perforable. El revestimiento direccional mientras se perfora (DCwD) utiliza una BHA dirigible que se recupera, no se deja en el agujero. Eso hace del DCwD una alternativa a la perforación direccional convencional en campos agotados o maduros que tienen una severa circulación perdida y problemas de estabilidad de pozo. Se requiere un sistema de Perforación con Revestimiento recuperable para pozos direccionales, debido a la necesidad de recuperar las costosas herramientas de perforación direccional y guía, a la necesidad de tener la capacidad de reemplazar equipo dañado antes de llegar al punto de revestimiento y a la necesidad de un acceso rápido y costo efectivo a las formaciones por debajo de la zapata de revestimiento. Un conjunto de perforación direccional recuperable posicionado en el extremo inferior del revestimiento reemplaza las herramientas direccionales utilizadas en BHA convencional. Esas herramientas han sido recuperadas y vueltas a correr a inclinaciones que exceden los 90°.

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Conexión de Impulsor Superior Para llevar a cabo el proceso de Perforación con Revestimiento, se requieren algunas herramientas especiales que sean capaces de conectarse al revestimiento para circular y rotar. Estas herramientas se conectan al impulsor superior y tienen ganchos, que encajan externa o internamente con el revestimiento, lo que permite mover y rotar el revestimiento y un empacador que permite circulación bajo presión.

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Revestimiento Mientras se Perfora Broca No Recuperable

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Problemas de Control de Pozo En Superficie

Estos son algunos problemas de equipo que CwD necesita abordar. Ya que el revestimiento es ahora la sarta de perforación, debe considerarse su tamaño y resistencia. La mayoría de los preventores anulares son asistidos por el agujero del pozo. Cerrar el anular, compresión hidráulica normal para tubería de perforación, puede colapsar el revestimiento a medida que aumenta la presión en el agujero. Póngase en contacto con el fabricante de su anular para las especificaciones correctas. *Para el Hydril Modelo GL, asegúrese de notificarlos de la configuración de cámara secundaria. Ver a continuación:

Ya que el revestimiento tendrá un diámetro mayor y un área de sección mayor que la tubería convencional utilizada para perforación, y debido a la tolerancia mucho menor del anular, un influjo relativamente pequeño puede crear una presión de estrangulador peligrosamente alta, el riesgo de eyección del revestimiento aumenta debido a esta potencial presión más alta y al área mayor involucrada con el uso del revestimiento. Si usted debe sacar el revestimiento, haga que el DSM sea consciente de este riesgo, ya que la fuerza hacia abajo (peso de la sarta) se va reduciendo a medida que usted saca el revestimiento. Un ejemplo de los cálculos de las diferentes fuerzas, dada una presión de agujero igual, debido a esta diferencia en área:   

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Tubería de 5” estática con 200 psi de presión en el agujero 52 x 0.7854 x 200 psi = 3900 libras de fuerza hacia arriba Tubería de revestimiento de 7 5/8” estática con 200 psi de presión en el agujero 7.625 x 0.7854 x 200 psi = 9130 libras de fuerza hacia arriba Tubería de revestimiento de 9 5/8” estática con 200 psi de presión en el agujero 9.62 52 x 0.7854 x 200 psi = 14,800 libras de fuerza hacia arriba


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Problemas de Control de Pozo Fondo de Pozo

Además de las presiones estáticas más altas, la estrecha tolerancia entre el revestimiento y el agujero crea fricción, que aumenta el ECD mientras se perfora y se circula. Debe monitorearse y tenerse en cuenta este ECD. Los menores volúmenes de anular y los mayores volúmenes de revestimiento también pueden afectar nuestro proceso de control de pozo. Ejemplo: Volumen de 20 bbls a 0.2 ppg de intensidad Gradiente de Gas = 0.1 psi/pie Salida de la bomba con 6.5” x 11” = 0.1129 bbl/stk TVD @ 6500 pies con 9.6 ppg fluido Dimensiones de agujero con tubería de perforación y cuellos de taladro: - Agujero de 8 ½” con 200’ de collares de 6 ½” & DP 5” - Zapata TVD @ 3000 pies Dimensiones de agujero con CwD: - Agujero de 8 ½” - Revestimiento de 7 5/8” 45 lb/pie con 6.445” ID = 0.0404 bbl/pie Capacidades Convencionales: - Del fondo hacia arriba = 295 bbl = 2615 golpes - Golpes DP a la broca = 109 bbl = 965 golpes Capacidades de Perforación con Revestimiento: - Del fondo hacia arriba = 89 bbl = 790 golpes - Revestimiento golpes a la broca = 263 bbl = 2330 golpes

Como muestra el ejemplo, nuestro tamaño de influjo puede hacer una gran diferencia en la presión de superficie en el estrangulador. 

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Ya que el ECD más alto eliminará la mayor parte de las manifestaciones durante la circulación, las conexiones y cualquier corrida, requerirán un mayor cuidado. El entrenamiento del equipo y los simulacros de cierre se hacen más críticos. La tolerancia a la manifestación también se verá impactada y debemos asegurarnos de que los cálculos de tolerancia a la manifestación cumplan el SOP 033-01 de Oxy. Prevenga a los perforadores acerca de poner tubería en elevadores y sacar los elevadores demasiado rápido. Los factores de pico/ suabeo serán más altos que en la perforación convencional. Deben llevarse a cabo simulaciones hidráulicas pre-perforación con propiedades de lodo variables para minimizar el impacto sobre los factores de pico/suabeo. Prevenga al DMS: NO factores de seguridad en el estrangulador durante el Método del Perforador. Durante la primera circulación, el influjo estará en la superficie mucho más rápidamente que en operaciones convencionales. Esté preparado. Posible necesidad para una velocidad de bomba muy lenta durante el control de pozo. Tenga paciencia.


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Método del Perforador 1) Acelere la bomba manteniendo constante la presión del estrangulador.  Dependiendo de la tasa de la bomba y de la fricción esto puede exceder la resistencia de la formación. 2) Después que se estabilice la tasa de flujo, mantenga constante la presión de la sarta de trabajo circulante.  El volumen anular es pequeño. Anticipe el gas en la superficie más rápidamente que en la circulación convencional. 3) Después de que el influjo haya salido (confirmado) mantenga constante la presión del estrangulador mientras detiene la bomba y cierra el estrangulador.  Observe los medidores durante suficiente tiempo para confirmar que no haya migración de gas, antes de comenzar a mezclar lodo de peso para matar el pozo (KMW)!!  Durante la segunda circulación (bombeando KWM) la presión de estrangulador se mantiene constante debido a que la hidrostática anular se asume constante. La presión de la sarta de trabajo caerá con la adición de hidrostática de la KWM.  Si hay gas remanente en el anular, durante la segunda circulación, comenzará a expandirse y hará que aumente la presión del estrangulador. Usted es responsable de mantener constante la presión del estrangulador por lo que esto hará que usted abra el estrangulador y el pozo quedará sub-balanceado.  E el control de pozo convencional, puede ser posible llevar KMW hasta la broca antes de que cualquier gas remanente en el anular comience a expandirse. Para el momento en que el gas en expansión afecte la hidrostática anular, usted está manteniendo constante la BHP en el medidor de la sarta de trabajo.  Esto no será posible en Perforación con Revestimiento. Es crítico limpiar completamente el anillo en la primera circulación. 4) Alinéese para KWM, acelere la bomba manteniendo constante la presión del estrangulador. 5) Continúe manteniendo constante la presión del estrangulador hasta que KWM se encuentre en la zapata (broca).  Esto puede tomar un tiempo extremadamente largo, tenga paciencia. 6) Cuando KWM se encuentre en el anular, cambie al medidor de presión de la sarta de trabajo y manténgalo constante hasta que KWM esté en la superficie. Detenga las bombas y observe.

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DwC Direccional Tesco también ofrece un sistema de Perforación con Revestimiento que permite control direccional. Se corre un niple de aterrizaje perfilado en la sarta de revestimiento por encima de la zapata de revestimiento. Puede entonces correrse el BHA direccional por debajo de la zapata y la porción superior del BHA asegurado dentro del revestimiento en el conjunto de seguro de taladro (DLA). Esto permite la rotación del revestimiento y también permite rotar el BHA direccional. Los empacadores de sello en el DLA también permiten dirigir el fluido bombeado por el revestimiento dentro del BHA para la energía hidráulica del motor direccional y por debajo de la rima, para limpieza de refrigeración del agujero.

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Perforación Direccional con Revestimiento Control de Pozo

Al utilizar este sistema, puede recuperarse el BHA sobre tubería de perforación o mediante línea de cable y volverse a correr en el agujero para continuar con la perforación. Mientras se corre el BHA, el revestimiento debe estar suspendido. Puede aterrizarse el revestimiento en la cabeza del pozo si la cabeza de pozo correcta está instalada, si no, se aterriza el revestimiento en los cojinetes de la rotatorias en el piso de la torre y se saca el BHA utilizando una rotatoria falsa para soportar el DP, si se está corriendo con tubería de perforación. Si el pozo comienza a fluir durante la corrida, la torre necesitará instalar la Herramienta Circulante de Revestimiento (CCT) con un sub con puertos a la tubería de taladro y al revestimiento antes de cerrar el anular alrededor del revestimiento.

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Perforación Direccional con Revestimiento Control de Pozo

Mientras se taladra, el DLA (por encima de la zapata) evitará que un influjo suba por el revestimiento, pero no puede evitar que el influjo desplace el fluido de perforación desde la zapata al DLA. Utilizando nuestro método del perforador de control de pozo, podemos circular el influjo hacia afuera, bombeando por el revestimiento, a través de la broca y por el agujero, fuera del revestimiento. Sin embargo, debido al aislamiento en el Ensamble de Seguro de Taladro, el volumen del influjo entre el BHA y el revestimiento, desde el DLA a la zapata, no se circulará hacia afuera. Al final de la primera circulación del método del perforador, tanto el revestimiento como el BHA estarán llenos de fluido de la densidad del fluido original. El revestimiento en el anular del agujero del pozo también está lleno de fluido de la misma densidad, por lo que ambos medidores de presión en la superficie tendrán la misma lectura, aunque aún habrá una "manifestación" en el pozo.

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Perforación Direccional con Revestimiento Control de Pozo Asumiendo un revestimiento de 9 5/8” 47# pies x 6 ¾” BHA anular en la junta de la zapata a 45 pies, el gas restante sería de 1.3 bbls. Si la presión del fondo del agujero era de 5000 psi, la Ley de Boyles calcula que el gas en la superficie (sin control) sería de 443 bbls. Durante la recuperación de la BHA, un influjo de gas seguiría al BHA y expondría a los equipos y a la torre a un evento de alto riesgo al migrar y expandirse. Abrir el puente en el DLA y circular del fondo hacia arriba antes de cualquier corrida fuera del agujero debe convertirse en una práctica estándar. Mientras se saca el BHA, sobre cable o sobre tubería de taladro, debe monitorearse cuidadosamente el pozo en busca de flujo. La Herramienta Circulante de Revestimiento (CCT) debe encontrarse en el lugar y estar lista para conectarla al revestimiento y a la tubería del taladro. Una vez la expansión de la burbuja alcance un punto crítico puede ser imposible instalar el CCT y puede ser imposible cerrar la manifestación. Si el revestimiento está aterrizado en la cabeza de pozo, puede cerrarse el anular de manera convencional contra la tubería del taladro. Si se utiliza un colgador acanalado para sostener el revestimiento, puede utilizarse circulación normal a través de la línea del estrangulador y pueden utilizarse procedimientos de llenado normal. Si se utiliza un colgador de empaquetado, entonces la única vía de circulación será a través de las válvulas de la cabeza de pozo. Los elementos que necesitarán abordarse para mitigar el riesgo son: a) Prueba de presión aceptable de las válvulas de cabeza de pozo. b) Colocación de una válvula HCR en la cabeza de pozo. c) Procedimiento para mantener la hidrostática en el revestimiento a través del anular el agujero del pozo mientras se corre tubería. d) Capacidad para conectar tanto la línea del estrangulador como la línea de retorno desde la cabeza del pozo al múltiple del estrangulador. e) Capacidad de la salida de la cabeza del pozo para manejar la presión y liberación durante la expansión de gas en superficie.

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Fórmulas 1) Acelere la bomba manteniendo constante la presión del estrangulador.  Dependiendo de la tasa de bombeo y de la fricción, esto puede exceder la resistencia de la formación. 2) Después de que se estabilice la tasa de flujo, mantenga constante la presión de la sarta de trabajo circulante.  El volumen del anular es pequeño. Anticipe gas a superficie más rápidamente que en circulación convencional. 3) Después de que el influjo este afuera (confirmado) mantenga constante la presión del estrangulador mientras detiene la bomba y cierra el estrangulador.  Observe los medidores durante el tiempo suficiente para confirmar que no haya gas migrando antes de comenzar a mezclar KWM!  Si el influjo fue debido a suabeo, el pozo debería estar nuevamente en balance y el peso de lodo actual es suficiente para matar el pozo. 4) Alinee para KWM, acelere la bomba manteniendo constante la presión del estrangulador. 5) Siga manteniendo constante la presión del estrangulador hasta que el KWM esté en la zapata (broca).  Esto puede tomar un tiempo extremadamente largo, tenga paciencia. 6) Cuando el KWM se encuentre en el anular, cambie al medidor de presión de la sarta de trabajo y manténgala constante hasta que el KWM se encuentre en superficie. Detenga las bombas y observe. Confirme que no haya flujo. 7) Recuerde que hay un potencial para que quede gas atrapado en la unión de la zapata debajo del DLA. Antes de correr el BHA fuera del pozo haga como práctica estándar una circulación del fondo hacia arriba.  Correr en el agujero con cable o tubería de taladro. Asegúrese de que el lubricado de cable, con una bomba en el sub, se encuentre en el lugar. Si está corriendo con tubería de taladro, asegúrese de que la Herramienta Circulante de Revestimiento esté instalada y espaciada, para permitirle abrir el Ensamble de Seguro de Taladro para permitir pasar el fluido.  Abra el puente y circule con el KWM. Mantenga constante la presión del estrangulador mientras acelera las bombas. Espere por el lapso de tiempo. Mantenga constante la presión de la sarta de trabajo hasta que el influjo esté fuera del agujero y el KVM se encuentre en la superficie.  Detenga las bombas. Cierre el estrangulador y monitoree el pozo.

Fórmulas 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14.

Hidrostática psi = MW ppg x 0.052 x TVD pies FWppg = Presión psi / 0.0052 / TVD pies Fluido para Matar Pozos ppg = (SIDP psi / 0.052 / TVD pies) + Peso Original Lodo ppg TVD pies = Presión psi / 0.0052 / FWppg Gradiente psi/pie = Presión psi / TVD pies Gradiente psi/pie = FW ppg x 0.052 FW ppg = Gradiente psi/pie / 0.052 Desplazamiento de la Tubería bbl/pie = Peso lb/pie x 0.00036 Capacidad de la Tubería bbl/pie = ID2pulg / 1029.4 Capacidad del Anular bbl/pie = (ID2pulg - OD2pulg) / 1029.4 Altura de la Columna de Fluido pies Volumen bbl / Capacidad bbl/pie Golpes de Bomba Totales slk = Volumen bbl / Rendimiento Bomba bbl/slk Rendimiento Triplex bbl/slk = 0.000243 x ID2pulg Revest x Longitud del Golpe pulg x Eficiencia % Rendimiento Duplex bbl/slk = 0.000162 x (ID2pulg Revest – Varilla OD2pulg) x Longitud del Golpe pulg x Eficiencia % 15. Presión Bomba / Corrección Peso Fluido: Presión psi = Presión Original psi x (Nueva FW ppg / Vieja FW ppg)2 16. Presión Bomba / Corrección Velocidad Bomba: Presión psi = Presión Original psi x (Nueva SPM / Vieja SPM)2

Fórmulas 17. Barriles a Purgar por 100 psi: Método Volumétrico (100 psi / (MW ppg x 0.052)) x Capacidad Anular bbl/pie 18. Barriles a bombear por 100 psi: Método Método Lubricar y Purgar (100 psi / (MW ppg x 0.052)) x Capacidad Anular bbl/pie 19. Fuerza lbs = OD2 pulg. x Presión psi x 0.7854 20. Flotabilidad: Tubería Extremo Cerrado Peso Flotado lb/pie = Peso en Aire lb/pies – (OD2 pulg x 0.0408 x MW ppg) 21. Flotabilidad: Tubería Extremo Abierto Peso Flotado lb/pie = Peso en Aire lb/pies x Factor de Flotación Factor de Flotación = 65.4 ppg-acero – MW ppg) / 65.4 ppg-acero 22. Para aceitar (“slug”) la tubería antes de correr (trabajo en seco) calcular la densidad del “slug” ppg: MW ppg x Nivel de Fluido pies x Capacidad Tubería lb/pie Peso Slug ppg = MW ppg + --------------------------------------------------------------------Volumen Slug bbl 23.

MW ppg x Nivel de Fluido pies x Capacidad Tubería lb/pie Volumen Slug ppg = --------------------------------------------------------------------Peso Slug bbl – MW ppg 24. Peso Slug ppg - MW ppg Ganancia Foso a partir de Slug Caido bbl = Volumen Slug bbl x MW ppg 25. Profundidad Caídas Slug (Nivel de Fluido) pies = Ganancia Foso bbl / Capacidad Tubería bbl/pie

Factores de Conversión ¿De dónde vienen? 

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0.7854 es una solución sencilla para calcular el área de un círculo medido en pulgadas. o La fórmula para calcular el área de un círculo es π x r2pulgadas = pulg2. Ya que usualmente medimos nuestros tubulares y cilindros en forma de diámetro interno (ID) o diámetro externo (OD), necesitamos ajustar la fórmula a: o (π x d2pulg) / 4 = pulg2. Para hacerlo aún más fácil, podemos trabajar la ecuación a: o (π / 4) x d2pulg = pulg2. Ya que Pi = 3.14, entonces, 3.14 / 4 = 0.7854 o por lo tanto, 0.7854 x d2pulg = pulg2. 0.052 es un factor de conversión utilizado en el cálculo de la presión hidrostática (psi) cuando usted está utilizando una densidad de fluido medida en libras por galón (ppg) y la distancia vertical esta medida en pies. o Ya que necesitamos un contenedor para medir fluidos, utilicemos un contenedor de un pie cúbico. Si vamos a llenar el contenedor necesitaremos 7.48 galones para llenarlo. o Ya que estamos buscando una respuesta en pulgadas cuadradas necesitamos averiguar cuántos contenedores de una pulgada cuadrada tenemos en el pie cúbico, y ya que vamos a medir la altura vertical en pies, el contenedor tendrá que ser de un pie de alto. o El área de un cuadrado es largo x alto, entonces 12 pulgadas x 12 pulgadas = 144 pulgadas2. Entonces tenemos 144 contenedores que tienen 1 pulgada x 1 pulgada x 1 pie de alto. o Si llenamos todos los contenedores con el galón de fluido, entonces cada contenedor tendrá; 7.48 galones / 144 contenedores = 0.052 galones en cada contenedor que tiene una pulgada de sección por un pie de alto.

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Ahora, si conocemos la densidad (ppg) del fluido y la multiplicamos por el factor de conversión (0.052) sabremos cuántas libras por pulgada cuadrada hay en un contenedor de un pie de alto (gradiente = psi/pie). Si multiplicamos el gradiente por la profundidad vertical total del pozo (10) obtendremos las libras por pulgada cuadrada (psi) de la presión hidrostática en el pozo a esa profundidad.

Factores de Conversión 

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1029.4 es un factor de conversión que utilizamos para calcular un volumen de fluido en el pozo. o La ecuación del volumen para un cilindro de 1” que tiene 1 pie de alto es:  π x r2 x 12 pulgadas = pulgadas cuadradas  3.14 16 x (0.5 pulgadas x 0.5 pulgadas) x 12 pulgadas = 9.4248 pulgadas3. o Ya que nuestro volumen del agujero está en barriles por pie (bbl/pie), necesitamos convertir este número a pies cúbicos, por lo tanto:  9.4248 pulg3 / (12 pulg x 12 pulg x 12 pulg) = 0.005454167 pies3. Esta es la parte en pies. o 1 barril = 5.6146 pies cúbicos (medida estándar para un barril de 42 galones).  Entonces, 0.005454167 pies3 (para un cilindro de 1 pulg x 1 pie de alto) / 5.6146 pies3/bbl = 0.0009714256878 barriles por pie para un cilindro de 1 pulg x 1 pie. o Este es un número grande para recordar y utilizar, entonces el recíproco es 1/ 0.0009714256878 = 1029.4. o Ahora si tomamos el OD2pulg de un cilindro / 1029.4 = volumen bbl/pie (si el cilindro es el interior de un tubular usted utilizaría ID2pulg)  Recuerde:  Bbl / bbl/pies = pies  Bbl/pies x pies = barriles. 65.4 es una constante utilizada para calcular el factor de flotación (BF) para el peso del lodo que está en el pozo. 65.4 es el peso de un galón de acero. o BF = (65.4ppg- acero – MW ppg) / 65.4ppg- acero. o 65.4 es el peso de un galón de acero, entonces, utilizando esta fórmula obtenemos la proporción entre un peso colgando libremente en fluido de perforación y su peso en el aire. o Peso tubería en airelb/pie x Longitud pies x BF = Peso de la tubería en fluido lb/pie.

Hoja de Cálculo Tubo en U Sarta de trabajo Presión Superficie Fricción + Hidrostática = BPH

Anular Presión Superficie + Fricción + Hidrostática = BPH

Peso fluido = ____ ppg Grad Fluid = _____ psi/pie TVD = __________pies MD = __________pies TVD Zapata = ____ pies Cap Anul = ______bbl/pie SIDPP = ________ psi Ganancia Foso = __ bbl

BPH = ____________ psi




BPH = ____________ psi




BPH = ____________ psi




BPH = ____________ psi




BPH = ____________ psi




BPH = ____________ psi

Registro de Control de Pozos

Hoja de Corrida de Occidental

Hoja de Corrida de Occidental

Glosario A Presión anormal - Presión de poro que excede la presión resultante de la presión hidrostática ejercida por una columna vertical de agua con salinidad normal para el área geográfica. Absorción - Penetración o aparente desaparición de moléculas o iones de una o más sustancias en el interior de un sólido o de un líquido. Acumulador - en una torre de perforación, el acumulador almacena fluido hidráulico bajo presión a partir de nitrógeno comprimido para cerrar el preventor de reventones en una emergencia. El acumulador es una nave o tanque utilizada para recibir y almacenar temporalmente hidrocarburos líquidos que se condensan de gas húmedo que viaja a través de un oleoducto. En algunos países, una batería de almacenamiento se conoce como un acumulador. Ácido - cualquier compuesto químico que contenga hidrógeno capaz de ser reemplazado por elementos positivos o radicales para formar sales. En términos de la teoría de disociación, es un compuesto que, en disociación en solución, arroja un exceso de iones de hidrógeno. Los ácidos disminuyen el pH. Ejemplos de ácidos o de sustancias ácidas son ácido clorhídrico, ácido titánico, pirofosfato ácido de sodio. Acidez - la concentración ácida relativa de los líquidos se mide mediante el pH. Un valor de pH por debajo de 7. Acidizar - Tratar calizas u otras formaciones que contienen petróleo, mediante el uso de una reacción química con ácido para aumentar la producción. Se inyecta ácido clorhídrico u otro ácido dentro de la formación bajo presión. El ácido graba la roca, agrandando los espacios de poro y los pasajes a través de los cuales fluyen los fluidos del yacimiento. Luego se saca el ácido mediante bombeo, se suabea el pozo y se vuelve a poner en producción. Los aditivos químicos y los inhibidores se combinan con el ácido para reaccionar de manera selectiva con la roca de formación sin atacar el equipo metálico del pozo. Carrete adaptador - Conector para conectar preventores de reventones de diferentes tamaños o taras de presión a la cabeza de revestimiento. Adhesión - Fuerza que mantiene juntas moléculas diferentes. Estrangulador ajustable - Estrangulador en el cual una aguja cónica y un asiento cambian la tasa de flujo. También llamado estrangulador automático.

Glosario Alcalinidad - Poder combinante de una base medido por el número máximo de equivalentes de un ácido con el que puede reaccionar para formar una sal. En análisis de aguas, representa los carbohidratos, bicarbonato, y de óxidos, y ocasionalmente, boratos, silicatos y fosfatos en el agua. Se determina mediante titulación con ácido estándar para ciertos puntos datum. Instituto Americano del Petróleo – 1. Fundado en 1920, esta organización nacional de la industria petrolera es la organización líder en estandarización sobre el equipo de perforación y producción para campos petroleros. 2. (Jerga) Indica un trabajo hecho de manera apropiada o concienzuda (como, "Su trabajo es estrictamente API"). 3. Grados API; se utiliza para designar la gravedad API. Preventor anular de reventones - Dispositivo instalado usualmente sobre los preventores de ariete, empleado para controlar la presión de cabeza del pozo. La comprensión de un elemento empaquetado de caucho, reforzado mediante presión hidráulica, opera el dispositivo, que efectúa un sello. Un BOP anular estándar cerrará la presión anular, abrirá la presión del agujero y permitirá correr tubería/tubería de taladro mientras contiene la presión del pozo. Anhidrita (CaSO4) - Se encuentra a menudo durante la perforación. Puede ocurrir como tiras delgadas o formaciones masivas. Punto de Anilina - Temperatura más baja a la cual volúmenes iguales de anilina recién destilada y petróleo que está siendo probado son completamente mezclables. Entre más bajo será el punto de anilina del petróleo, más severo es usualmente el daño de las partes de caucho. Espacio anular – 1. Espacio que rodea un objeto cilíndrico dentro de un cilindro. 2. Espacio alrededor de una tubería en un agujero del pozo, cuya pared exterior puede ser la pared del agujero del pozo o del revestimiento; algunas veces se llama anular. Velocidad anular - Velocidad de un fluido que se mueve en el anular. API - Instituto Americano del Petróleo. Gravedad API - La gravedad (peso por unidad de volumen) del petróleo crudo o de otros fluidos relacionados medidos mediante un sistema recomendado por el Instituto Americano del Petróleo. Se relaciona con la Gravedad Específica (SG) mediante la siguiente fórmula: Grados API = 141.5 131.5 SG 60°F. Viscosidad aparente - Viscosidad que un fluido parece tener en un instrumento dado, a la tasa de corte declarara. Es una función de la viscosidad plástica en el límite de elasticidad. En un fluido newtoniano, la viscosidad aparente es numéricamente igual a la viscosidad plástica Arcilla Atapulguita - Arcilla coloidal que crea viscosidad, utilizada principalmente en lodos salagua. Atapulguita, una tierra especial, es un silicato hídrico de magnesio aluminio.

Glosario B Contra presión (presión de revestimiento, presión de estrangulador) - presión existente en la superficie sobre el lado del revestimiento de la tubería de taladro/ sistema de flujo anular. Contra presión - Presión mantenida sobre el equipo o sistemas a través de los cuales fluye un fluido. Válvula de Contra presión - Válvula de control de flujo para proporcionar control de la contra presión cuando se corre o se saca una sarta. Lado posterior (Backside) - Área por encima de un empacador entre el ID del revestimiento y el OD de la tubería. Balance, lodo - Balanza de tipo viga empleada en la determinación de la densidad del lodo. Consta principalmente de una base, una viga graduada con taza de volumen constante, tapa, atraque, borde y contrapeso. Barita, baritas, o Baritina - Sulfato de bario natural (BaSO4) utilizado para aumentar la densidad de los fluidos de perforación. Si se requiere, se actualiza usualmente a una gravedad específica de 4.20 (es decir, es 4.2 veces más pesado que el agua). El material de barita se encuentra como mineral blanco, grisáceo, verdoso y rojizo, o como masas cristalinas. Barril - Medida de volumen para productos del petróleo. Un barril es el equivalente a 42 galones de los Estados Unidos o a 0.15699 m³. 1 m³ equivale a 6.2897 barriles. Barril equivalente - Unidad de laboratorio utilizada para evaluar o probar fluidos de perforación. 1 g de material, cuando se adiciona a 350 ml de fluido, es equivalente a una libra de material cuando se adiciona a un barril de 42 galones de fluido. Estrangulador - Un tubo que se utiliza en un estrangulador de superficie. Se utiliza un estrangulador para regular el flujo del pozo. Niple de campana - tubular corto instalado en la parte superior del preventor de reventones. La parte superior y el extremo del niple están expandidos, o con forma de campana, para llegar a las herramientas del taladro en el agujero y usualmente tiene conexiones laterales para la línea de llenado y la línea de retorno de lodos. Bentonita - arcilla plástica, coloidal, hecha mayormente del mineral montmonirolita de sodio (un silicato de aluminio hidratado) que se hincha cuando se moja. Debido a sus propiedades gelatinizantes, la bentonita es un componente mayor de los lodos de perforación. Para uso en fluido de perforación, la bentonita tiene un límite de elasticidad que excede los 85 bbl/ton. El término genérico "bentonita" no es un nombre mineralógico exacto, ni la arcilla es de composición mineralógica definida. Junta de Reventón – Sub de pared gruesa colocado en la sarta de producción del lado opuesto de las perforaciones para deflectar la acción de aspersión del pozo. Purga - Evacuación de presión de grupos. Arietes ciegos/ de corte - arietes ciegos con un borde cortante que corta contra cualquier tubería del taladro o revestimiento. Sellan uno contra el otro para cerrar efectivamente el agujero.

Glosario Línea Blooie - Línea de flujo para perforación de aire o gas. Reventón - Flujo incontrolado de gas, petróleo, u otros fluidos del pozo en la atmósfera, o en otra zona. Un reventón, ocurre cuando la presión de la formación excede la presión aplicada por la columna de fluido de perforación. Una manifestación advierte de un reventón en ciernes. Ver presión de formación, chorro, y manifestación. 2. Expeler una porción de agua y vapor desde una caldera para limitar su concentración de minerales. Panel de control del preventor de reventones (POB) - Conjunto de controles, usualmente localizados cerca de la posición del perforador sobre el piso de la torre, que se manipula para abrir y cerrar los preventores de reventones. Simulacro de preventor de reventones - Procedimiento de entrenamiento para determinar que los equipos de la torre están completamente familiarizados con las prácticas operacionales correctas a seguir en el uso del equipo de prevención de reventones. "Corrida en seco" de acción preventiva de reventón. Sistema operativo y de control del preventor de reventones (unidad de cierre) - Conjunto de bombas, válvulas, líneas, acumuladores y otros elementos necesarios para abrir y cerrar el equipo preventor de reventones. Columna del preventor de reventones - conjunto de equipo de control de pozos, incluidos preventores, carretes, válvulas y racores conectados a la parte superior de la cabeza del pozo. Preventor de reventones - Equipo instalado en la cabeza del pozo para prevenir escape de presión, bien sea en el espacio anular entre el revestimiento y la tubería del taladro, o en un agujero abierto (es decir, agujero sin tubería de taladro) durante operaciones de perforación y completamiento. El preventor de reventones está ubicado debajo del piso de la torre en tierra y sobre la "pila de superficie" en operaciones marítimas, y sobre el piso marino para "pila submarina" o torres flotantes mar adentro. Ver preventor anular de reventones y ariete preventor de reventones. Bonete - en preventores de tipo ariete, componente que sella la parte posterior del cilindro del ariete. BOP - Abreviatura para preventor de reventones. Pila BOP - Preventores de reventones empleados como control del pozo mecánico automatizado durante la perforación; durante trabajos de cable. Presión del fondo del agujero - Dependiendo del contexto, puede ser la presión ejercida por una columna de fluido contenida en el agujero, o la presión de formación a la profundidad de interés. Del fondo hacia arriba - Desde el fondo del pozo hacia la parte superior del pozo. Iniciar circulación - Iniciar la bomba de lodos para restablecer la circulación de la columna de lodo. Debido a la detención, el fluido de perforación se ha solidificado durante el periodo de no circulación, usualmente se requiere una bomba de alta presión para iniciar la circulación.

Glosario Obturación- Obstrucción en un pozo formado por la intrusión de formaciones sub-superficie. Material Obturador - Material fibroso, en hojuelas o granular adicionado a la lechada de cemento o al fluido de perforación para ayudar a sellar las formaciones en las cuales ha ocurrido circulación perdida. Bullheading – 1. Término que denota bombeo en un pozo cerrado sin retornos. 2. Forzar un fluido por el agujero bajo la ubicación. Salmuera - Agua saturada con sal común o que contiene una alta concentración de ésta (cloruro de sodio); por lo tanto, cualquier solución salina fuerte que contenga cualquier otra sal como cloruro de calcio, cloruro de cinc, nitrato de calcio, etc. Bullhead - Bombear activamente por la tubería de taladro o por la tubería, directamente a un punto objetivo. Golpear - Aplicar y mantener presión adicional, sobre y por encima de la presión hidrostática. Flotación - Aparente pérdida de peso de un objeto sumergido en un fluido. Si el objeto está flotando, la porción sumergida desplaza un volumen de fluido cuyo peso es igual al volumen del objeto. Butano - Hidrocarburo parafinado, C4H10 que es un gas en condiciones atmosféricas, pero que se licúa fácilmente bajo presión; hace parte del LPG. C Perforación, Cable – Herramienta - Método de perforar un pozo permitiendo que una broca con peso en la parte inferior de un cable caiga contra la formación que se está penetrando. Consistencia de Enjarre - Según el API RP 13B*, notaciones tales como ”duro", "suave", "fuerte", "cauchoso", "firme", etc. pueden utilizarse para dar alguna idea de la consistencia del enjarre del filtro. Espesor del enjarre - Medición del espesor del enjarre del filtro depositado por un fluido de perforación contra un medio poroso, a menudo seguido de la prueba estándar API de filtración. El espesor del enjarre usualmente se reporta en 32avos de pulgada. Ver Enjarre de Filtro y Enjarre de Muro. Calcio - uno de los elementos alcalinos con valencia de 2 y con un peso atómico de aproximadamente 40. Los componentes de calcio son una causa común de la dureza del agua. También es un componente de la cal, el yeso, la caliza, etc. Carbonato de calcio – CaCO3 - sal de calcio insoluble utilizada algunas veces como material para aumentar el peso (calizas, conchas de ostra, etc.), en fluido de perforación especializados. También se utiliza como una unidad y/ o estándares para reportar la dureza. Cloruro de calcio – CaCl2 - sal de calcio muy soluble adicionada algunas veces al fluido de perforación para impartir propiedades especiales, pero principalmente para aumentar la densidad de la fase fluido.

Glosario Contaminación con calcio – Iones de calcio disueltos en suficiente concentración para impartir propiedades indeseadas en un fluido de perforación, tales como floculación, reducción en el límite de elasticidad de la bentonita, aumento en la pérdida de fluidos, etc. Hidróxido de calcio – Ca (OH) 2 - Ingrediente activo de la cal apagada. Es también el principal ingrediente del cemento (cuando está húmedo). Este material también se conoce como "cal" en terminología de campo. Presión de reventón del revestimiento - Cantidad de presión que, cuando se aplica a una sarta de revestimiento, causa la falla de la pared del revestimiento. Esta presión es críticamente importante cuando se está circulando una manifestación de gas debido a que el gas, en su camino a la superficie, se expande y ejerce más presión de la que ejercía en el fondo del pozo. Presión de revestimiento - Presión que se acumula en un pozo entre el revestimiento y la tubería, o entre el revestimiento y la tubería del taladro. Raspador de revestimiento - Herramienta en forma de hoja utilizada para raspar desperdicios o escombros del interior del revestimiento; se corre en tubería o en tubos. Asiento del revestimiento - Ubicación del fondo de una sarta de revestimiento que está cimentada en un pozo aunque, típicamente, se hace una zapata de revestimiento al final del revestimiento en este punto. Zapata de Revestimiento - Sección cilíndrica de acero corta, pesada, hueca, con un fondo redondeado que se coloca al final de la sarta de revestimiento para servir como zapata de refuerzo y para ayudar a cortar proyecciones menores del agujero el revestimiento. También se llama zapata guía. Revestimiento - Tubo de acero que se coloca en un pozo de petróleo o gas a medida que progresa la perforación para evitar que la pared del agujero colapse durante la perforación y para proporcionar un medio para extraer petróleo, si el pozo es productivo. Cáustica o soda cáustica – Ver hidróxido de sodio. Derrumbe - Forma severa de colapso. Formaciones cavernosas - Formación que tiene vacíos voluminosos, usualmente como resultado de la disolución por aguas de la formación que pueden o no estar aún presentes. CBL - Registro de unión del cemento - utilizado para evaluar la efectividad de un trabajo de cementación. Cemento - Mezcla de aluminatos y silicatos de calcio, fabricada mediante la combinación de cal y arcilla durante el calentamiento. El cemento muerto contiene aproximadamente 62.5% de hidróxido de calcio, que es la mayor fuente de problemas cuando el cemento contamina el lodo. Centipoise (cp.) - Unidad de viscosidad igual a 0.01 poise. La viscosidad del agua a 20°C es 1.005 cp. (1 cp. = 0.000672 lb/pie-seg).

Glosario Centrífuga - dispositivo para la separación mecánica de sólidos de alta gravedad específica de un fluido de perforación. Se utiliza usualmente en lodos pesados para recuperar material de peso y descartar sólidos de perforación. La centrífuga utiliza una rotación mecánica de alta velocidad para lograr esta separación, a diferencia del separador tipo ciclón en el cual la energía del fluido por sí misma proporciona la fuerza de de separación. Ver Desarenador. Válvula de cheque - Válvula que permite el flujo únicamente en una dirección. Químicos - en terminología de fluidos de perforación, un químico es cualquier material que produzca cambios en la viscosidad, límite de elasticidad, resistencia de gel y pérdida de fluidos, al igual que tensión superficial. Barril de químicos - Contenedor en el cual se mezclan varios químicos antes de su adición al fluido de perforación. Estrangulador - Dispositivo con un orificio fijo variable instalado en una línea para restringir el flujo y/ o controlar la tasa de producción. Los estranguladores de superficie son parte del árbol de Navidad y contienen un niple de estrangulador, o estrangulador, con un agujero de pequeño diámetro que sirve para restringir el flujo. Los estranguladores también se utilizan para controlar la tasa del flujo de lodo de perforación fuera del agujero cuando el pozo está cerrado con el preventor de reventones y se está circulando una manifestación fuera del pozo. Línea del estrangulador - tubería de alta presión entre las salidas del preventor de reventones o las salidas de la cabeza del pozo y el múltiple de estrangulación utilizado para dirigir y controlar los fluidos del pozo desde el anular. Múltiple de estrangulación - Conjunto de tubería y válvulas especiales, llamadas estranguladores, a través de las cuales se circula el lodo de perforación cuando están cerrados los preventores de reventones, para controlar las presiones que se encuentran durante una manifestación. Presión de estrangulación - Ver contrapresión. Árbol de Navidad - Las válvulas de control, medidores de presión y estranguladores ensamblados en la parte superior de un pozo para controlar el flujo de petróleo y gas, después de haber perforado y completado el pozo. Método de circular y pesar - Método para matar la presión del pozo en el cual se comienza la circulación inmediatamente y el peso de lodo se recupera gradualmente, según un programa definido. También se llama método concurrente. Circular - Pasar desde un punto a través del sistema y de regreso hasta el punto de partida. El fluido de completamiento circula desde los tanques de lodo a través de la sarta de tubería hasta el fondo del pozo y regresa a través del anular. Cabeza de circulación - Dispositivo conectado a la parte superior de la tubería del taladro o de la tubería para permitir el bombeo dentro del pozo sin el uso de la “kelly”. Presión de circulación - presión generada por las bombas de lodo y ejercida sobre el vástago del taladro.

Glosario Tasa de circulación - Tasa de flujo del volumen de fluido de perforación circulante que escapa dentro de la formación a través de grietas o medios porosos. Circulación - Movimiento de fluido de perforación desde el foso de succión a través de la bomba, tubería de taladro, broca, espacio anular el agujero y de regreso al foso de succión. El tiempo involucrado se llama usualmente tiempo de circulación. Válvula de circulación - Accesorio empleado por encima del empacador, que permite circulación anular-a-tubería y viceversa. Arcilla - Tierra plástica, suave, de varios colores, comúnmente silicato hídrico de alúmina, formado por la descomposición del feldespato y otros silicatos de aluminio. Los minerales arcillosos son esencialmente insolubles en agua, pero se dispersan bajo hidratación, fuerzas cortantes tales como el raspado, efectos de la velocidad, etc., en partículas extremadamente pequeñas que varían desde tamaños sub-micrón, hasta 100 micrones. Ver también Arcilla Atapulguita, Bentonita, Arcilla de perforación de alto límite de elasticidad, arcillas de bajo límite de elasticidad y arcillas naturales. Cierre – 1. Cierre temporal de un pozo capaz de producir petróleo o gas. 2. Cerrar los preventores de reventones en un pozo para controlar una manifestación. Cierre de los preventores de reventones fuera del anular de manera que la presión desde debajo no pueda fluir a la superficie. Proporción de cierre - Proporción entre la presión en el agujero y la presión operacional del pistón necesaria para cerrar los arietes. Unidad de cierre - Conjunto de bombas, válvulas, líneas, acumuladores y otros elementos necesarios para abrir y cerrar el equipo preventor de reventones. Tubería en espiral - Pieza de tubería larga, delgada (normalmente hasta aproximadamente 2.5 pulgadas de OD), enrollada sobre un dispositivo de enrollado. Se utiliza en lugar de la tubería de taladro para ciertas operaciones apropiadas. Comunicación - Hace referencia a la conexión o continuidad entre áreas separadas. Puede referirse a zonas geológicas, secciones de tubería, etcétera. Compatibilidad - Medida de la tendencia de dos substancias (sólidos, líquidos, mezclas, etc.) para llevar a cabo o reaccionar de manera sinérgica o no. (En oposición a incompatibilidad, donde cualquier material reacciona de manera antagonista, dando como resultado efectos negativos). Completar un pozo - Terminar el trabajo en un pozo y dejarlo en estatus productivo. Fluido de completamiento - Cualquier fluido utilizado durante operaciones de completamiento o workover, con la suficiente densidad como para controlar la presión del yacimiento, y propiedades contenedoras para minimizar daños a la formación. Método concurrente - También llamado método de circular y pesar. Tubo conductor - Una sarta de revestimiento corta de gran diámetro, utilizada para mantener abierta la parte superior del agujero del pozo y para proporcionar un medio de transportar el fluido de perforación que fluye hacia arriba desde el agujero del pozo hasta el foso de lodos.

Glosario Conificación - Hace referencia a la migración vertical de un fluido de yacimiento, a diferencia del flujo radial, flujo normal, preferible. Gas de conexión - cantidad relativamente pequeña de gas que ingresa a un pozo cuando se detiene la bomba de lodos para que se haga una conexión. Método de presión de estrangulador constante - Método para matar un pozo que se ha manifestado, en el cual se ajusta el tamaño del estrangulador para que mantenga una presión constante. Este método no funciona, a menos que la manifestación sea toda o mayormente agua salada; si la manifestación es gas, no hay forma de mantener una presión de fondo de pozo constante porque el gas se expande a medida que sube por el anular Método de nivel de foso constante - método para matar un pozo en el cual se mantiene constante el nivel de lodo en los fosos mientras se reduce el tamaño del estrangulador y se disminuye la velocidad de la bomba. No es efectivo porque la presión de revestimiento aumenta hasta el punto donde se pierden las rupturas de formación o de revestimiento y el control del pozo. Fase continua - Fase del fluido que rodea completamente la fase dispersa que puede ser coloides, petróleo, etcétera. Corrosión - alteración química adversa sobre un metal o la pérdida de metal por aire, humedad o químicos; usualmente se forma un óxido. Cráter - Formación de una cavidad en forma de túnel en la parte superior del agujero como resultado de un reventón, u ocasionalmente causada por un derrumbe. Sección acanalada - Acople utilizado para cruzar sobre varios tipos de conexiones roscadas; también, dispositivo utilizado en herramientas de empacado de grava, que permite que los fluidos crucen desde la tubería al anular, o viceversa. Punto de cristalización - Temperatura a la cual la Sal en un líquido se vuelve insoluble, forma cristales y puede asentar la solución, dando como resultado un líquido con menor gravedad específica (g.v.). En algunos casos el líquido puede solidificarse. Cortes - Pequeñas piezas de formación que son el resultado de cortes, raspado y/ o aplastamiento de parte de la broca. Empacador de copa - dispositivo colocado en el vástago del taladro que se baja dentro de un pozo para permitir llevar a cabo una prueba de presión del revestimiento y de los preventores de reventones. El dispositivo sellador tiene forma de copa y es por esto que se llama copa. Prueba de copa - también llamada prueba de empacador. Elementos tipo copa - Sellos de caucho que se energizan únicamente mediante presión, no mediante fuerza mecánica; tapones y herramienta de lavado. Ciclón - Dispositivo para la separación de varias partículas de un fluido de perforación, más comúnmente utilizado como desarenador. El fluido se bombea de manera tangencial dentro de un cono y la rotación del fluido proporciona suficiente fuerza centrífuga como para separar las partículas por peso.

Glosario D Darcy - Unidad de permeabilidad. Desespumante - cualquier sustancia utilizada para reducir o eliminar la espuma mediante la reducción de la tensión superficial. Compare con Anti-espumante. Degasificador - Equipo que remueve el gas no deseado de un líquido, especialmente del fluido de perforación/ fluido de completamiento. Es una nave que utiliza reducción de presión y/ o inercia para separar gases atrapados de las fases líquidas. Deshidratación - Remoción de agua libre o combinada de un compuesto. Deposición – Literalmente, "acostado", hace referencia al método mediante el cual los sedimentos alcanzan su posición en una formación geológica. Densidad - Materia medida como masa por unidad de volumen, expresada en libras por galón (lb/gal), kilogramos por litro (kg/l) y libras por pie cúbico (lb/pie3). La densidad se llama comúnmente "peso". Desarenador - dispositivo basado en hidro-ciclón de remoción de sólidos para separar arenas o cieno del lodo. Diámetro - Distancia a través de un círculo, medida por el centro. En la medición de diámetro de tubería, el diámetro interior (ID) es el diámetro del círculo interior, y el diámetro exterior (OD) es el diámetro del círculo formado por la superficie exterior del tubo. Presión diferencial - Diferencia de presión entre la cabeza hidrostática de la columna de fluido de perforación y la presión de formación en una profundidad dada en el agujero. Puede ser positiva, cero, o negativa, con respecto a la cabeza hidrostática. Pegadura por presión diferencial (pared) - Pegadura que ocurre porque parte de la sarta de perforación (usualmente los collares del taladro) quedan embebidos en el enjarre del filtro, dando como resultado una distribución no uniforme de la presión alrededor de la circunferencia de la tubería. Las condiciones esenciales para la pegadura requieren una formación permeable y una presión diferencial. Perforación direccional - Desviación intencional de un agujero de pozo de la vertical. Aunque los agujeros de pozo normalmente se perforan verticalmente, algunas veces es necesario o ventajoso perforar a un ángulo desde la vertical. La perforación direccional controlada hace posible alcanzar áreas sub-superficie lateralmente remotas del punto donde la broca ingresa a la tierra. Involucra el uso de turbobrocas, Dyna-Drills, whipstocks u otras herramientas deflectoras. Dispersante - cualquier químico que promueva la dispersión de la fase de dispersión. Fase de dispersión - fase dispersa (sólida líquida o gaseosa) de una dispersión. Las partículas están divididas finamente y completamente rodeadas por la fase continua.

Glosario Desplazamiento - volumen de acero en el tubular y dispositivos insertados y/ o retirados del agujero del pozo. Disociación - División de un compuesto o un elemento en dos o más moléculas simples, átomos o iones. Se aplica usualmente al efecto de la acción del calor o solventes sobre substancias disueltas. La reacción es reversible y no es tan permanente como la descomposición; es decir, cuando se remueve el solvente, los iones se recombinan. Desviador - dispositivo conectado a la cabeza del pozo o al elevador marino para cerrar el acceso vertical y dirigir cualquier flujo hacia una línea lejos de la torre. Se utiliza a menudo para controlar reventones de pozo que se encuentran a profundidades relativamente pequeñas y para proteger torres flotantes durante reventones dirigiendo el flujo lejos de la torre. La línea de desvío puede llamarse "línea blooie". Pata de perro - "Codo" causado por un cambio brusco de dirección en el agujero del pozo. Abatimiento - Disminución en la presión, usualmente referida a la diferencia de presión entre una formación productora y la tubería de producción dentro de la cual produce. Cuello del taladro - Tubo pesado de paredes gruesas, usualmente de acero, utilizado entre la tubería del taladro y la broca en el vástago del taladro para proporcionar peso y/ o efecto de péndulo al vástago del taladro. Lodo o fluido de perforación - Fluido circulante utilizado en perforación rotatoria para llevar a cabo cualquiera o todas de varias funciones requeridas en la operación de perforación. Tubería del taladro - Tubería de paredes pesadas utilizada como sarta de trabajo. Presión de tubería del taladro - Cantidad de presión ejercida dentro de la tubería del taladro como resultado de la presión circulante, el ingreso de presión de la formación dentro del pozo, o ambos. Medidor de presión de la tubería del taladro - indicador que se monta sobre el sistema de circulación de lodos para medir la cantidad de presión en el vástago del taladro. Válvula de seguridad de la tubería del taladro - Válvula esencial de apertura completa, localizada sobre el piso de la torre con roscas para ajustarse a la tubería del taladro en uso. Esta válvula se utiliza para cerrar la tubería del taladro y evitar el flujo. Prueba de vástago de taladro (DST) - Prueba para determinar si se ha encontrado petróleo y/ o gas en cantidades comerciales en el agujero del pozo. Perforable - Hace relación a los empacadores y otras herramientas dejadas en el agujero del pozo para romper las más tarde mediante la broca del taladro. El agujero perforable está hecho de hierro fundido, aluminio, plástico u otro material suave y quebradizo. Empacador forzado perforable - Empacador permanente, perforable por naturaleza, capaz de presiones de trabajo extremas, para trabajo remedial; con una válvula de control de flujo positivo. Métodos del perforador - método para manifestaciones de pozo que involucra dos circulaciones completas y separadas; la primera ventila la manifestación fuera del pozo y la segunda circula lodo más pesado a través del agujero del pozo.

Glosario Fluido/lodo de perforación - Fluido circulante utilizado en perforación rotatoria para llevar a cabo cualquiera o todas las diversas funciones requeridas en la operación de perforación. Una función es forzar cortes fuera del agujero del pozo hasta la superficie. Mientras que una mezcla de arcilla, agua y otros aditivos químicos es el fluido de perforación más común, también pueden perforarse pozos utilizando al aire, gas o agua como fluido de perforación. También llamado fluido circulante. Carrete de perforación - conexión de la pila BOP que tiene ambos extremos equipados con bridas. Usualmente tiene el mismo diámetro que el preventor de reventones. Puede o puede no tener salidas laterales para conectar líneas auxiliares. Un accesorio utilizado como espaciador en el equipo de cabeza de pozo. Proporciona espacio entre varios dispositivo de cabeza de pozo (como los preventores de reventones) de manera que puedan suspenderse dispositivos en el vástago del taladro (como junta de herramientas). Completamiento dual - Pozo único que produce desde dos formaciones separadas al mismo tiempo. La producción de cada zona está separada corriendo dos sartas de tubería con empacadores dentro de una única sarta de revestimiento de producción, o puede correrse una sarta de tubería con un empacador a través de una zona mientras que la otra produce a través del anular. En un completamiento dual miniaturizado, dos sartas de revestimiento de 4 ½ pulgadas o menores se corren y se cimentan en el mismo agujero de pozo. Válvula muñeco - válvula colocada en un mandril de levantamiento de gas para bloquear la comunicación del anular con la tubería. Dinámica - Estar activo o en movimiento; opuesto a estática. E Emulsificante o agente emulsificante - Sustancia utilizada para producir una emulsión de dos líquidos que no se mezclan. Los emulsificantes pueden dividirse, según su comportamiento, en agentes iónicos y no iónicos. Los tipos iónicos pueden dividirse a su vez en aniónicos, catiónicos y anfotéricos, dependiendo de la naturaleza de los grupos de iones activos. Emulsión - mezcla líquida heterogénea sustancialmente permanente de dos o más líquidos que normalmente no se disuelven entre ellos, sino que se mantienen en suspensión o dispersión, uno en el otro, mediante agitación mecánica o, más frecuentemente, mediante la adición de pequeñas cantidades de sustancias conocidas como emulsificantes. Las emulsiones pueden ser mecánicas, químicas, o una combinación de ambas. Pueden ser del tipo aceite en agua o agua en aceite. Densidad circulante equivalente (ECD) - Suma de la presión ejercida por la cabeza hidrostática del fluido, sólidos perforados y pérdidas de presión de fricción en el anular dividido por la profundidad de interés y por 0.052, si se va a expresar la ECD en libras por galón (lb/gal).

Glosario ESD - Apagado de emergencia, sistema automatizado de la plataforma para cerrar un SCSSV y/ o un SSV. Etano - Hidrocarburo ligero, C2H6, encontrado en el gas natural. Es gaseoso a condiciones atmosféricas. F Falla - Término geológico que denota una ruptura en la formación, hacia arriba o hacia abajo, en el estrato sub-superficie. Las fallas pueden afectar significativamente los programas de lodo y revestimiento del área. Llenado del agujero - Bombeo de fluido dentro del agujero del pozo a medida que se saca la tubería para mantener el nivel de fluido dentro del revestimiento cerca de la superficie. El propósito es evitar el peligro de un reventón, intrusión de agua, y/ o derrumbe del agujero del pozo, por ejemplo, a medida que se saca la tubería. Línea de llenado - Línea a través de la cual se adiciona fluido al agujero. Enjarre de filtro – 1. Sólidos de lodo depositados por filtración sobre la pared permeable del agujero del pozo mediante el fluido de perforación. 2. Sólidos suspendidos que se depositan sobre un medio poroso durante el proceso de filtrado. Espesor del enjarre de filtro - Medición de los sólidos depositados sobre papel de filtro en 32avos de pulgada durante una prueba de filtro API de 30 minutos. Ver Espesor de Enjarre. En ciertas áreas, el espesor del enjarre de filtro es una medida de los sólidos depositados sobre papel de filtro durante 7 ½ minutos. Filtrado - Líquido que se fuerza a través de un medio poroso durante el proceso de filtración. Presión de circulación final - Presión de tubería de taladro requerida para circular a la tasa seleccionada para matar el pozo, ajustada para aumentar la densidad del fluido de perforación para matar por encima de la densidad de fluido de perforación original; utilizado a partir del momento en que el fluido de perforación alcanza el fondo de la sarta del taladro hasta que se terminan las operaciones para matar el pozo o se efectúa un cambio bien sea en la densidad del fluido de perforación para matar, o en la tasa para matar el pozo. Operaciones de pesca - operaciones en la torre con el propósito de recuperar secciones de tubería, juntas, desperdicios u otros elementos obstructores que están atorados o porque se dejaron caer en el agujero. Invertido - cuando ocurre lo contrario de lo que se pretendía en un fluido de perforación. En una emulsión agua en aceite invertida, se dice que la emulsión está invertida cuando se invierten las fases continua y dispersa. Floculación - asociación suelta de partículas en grupos ligeramente unidos, asociación no paralela de plaquetas de arcilla. En suspensiones concentradas, tales como los fluidos de perforación, la floculación da como resultado gelación. En algunos fluidos de perforación, la floculación puede ser seguida de una precipitación irreversible de coloides y ciertas otras substancias del fluido, por ejemplo, rocas rojas.

Glosario Fluido - Sustancia que asume fácilmente la forma del contenedor en el cual se coloca. El término incluye tanto líquidos como gases. Pérdida de fluido - medición de la cantidad relativa de fluido perdido (filtrado) a través de formaciones permeables o membranas cuando el fluido de perforación se somete a diferencia de presión. Formación - Depósito compuesto a todo lo largo de sustancialmente los mismos tipos de roca; Una unidad litológica. Cada formación diferente recibe un nombre, frecuentemente como resultado del estudio de la aparición de la formación en la superficie y algunas veces con base en fósiles encontrados en la formación. Rompimiento de formación - Evento que ocurre cuando la presión del agujero del pozo es de magnitud tal, que la formación expuesta no resiste las presiones aplicadas. Competencia de formación (integridad de formación) - Capacidad de la formación para resistir la presión aplicada. Prueba de competencia de la formación (prueba de integridad de la formación) - aplicación de presión mediante la superimposición de presión de superficie sobre una columna de fluido para determinar la capacidad de una zona sub-superficie de resistir una cierta presión hidrostática. Daño de la formación a la productividad del pozo, como resultado de la invasión dentro de la formación de partículas de lodo o filtrados de lodo. Fluido de formación - fluido (como gas, petróleo o agua) que existe en una formación de roca de sub-superficie. Presión de fractura de la formación - . A la cual se romperá la formación a partir de la presión en el agujero del pozo. Presión de formación - Fuerza ejercida por los fluidos en una formación, registrados en el agujero al nivel de la formación con el pozo cerrado. También se llama presión de yacimiento o presión estática de fondo de pozo. Prueba de formación - Recolección de datos sobre una formación para determinar su productividad potencial antes de instalar revestimiento en un pozo. El método convencional es la prueba de vástago de taladro. En el vástago del taladro se incorporan herramientas de prueba tales como un empacador, válvulas o puertos que pueden abrirse y cerrarse de la superficie y un dispositivo registrador de presión. Se baja la herramienta al fondo sobre una sarta de tubería de taladro y se coloca el empacador, aislando la formación que se va a probar de las formaciones por encima y se soporta la columna de fluido por encima del empacador para purgarlo dentro de la tubería de taladro, exponiendo gradualmente la formación a presión atmosférica y permitiendo que el pozo produzca a la superficie, donde pueden muestrearse e inspeccionarse los fluidos del pozo.

Glosario G Galena - Sulfuro de plomo (PbS). Se usan grados técnicos (gravedad específica alrededor de 7) para aumentar la densidad de los fluidos de perforación a puntos imprácticos o imposibles con barita. Gas - Un fluido, sustancia comprimible que llena completamente cualquier contenedor en el cual esté confinada, siendo su volumen dependiente de la presión ejercida sobre el contenedor. Hidrato de gas - Mezcla sólida tipo hielo de un gas en un líquido acuoso. Se forma más fácilmente a presiones altas y temperaturas bajas. Normalmente se asocia con perforación de aguas profundas o ubicaciones árticas. Levantamiento por gas - proceso de elevar o levantar fluidos desde un pozo mediante la inyección de gas por el pozo a través de la tubería, o a través del anular de tubería revestimiento. El gas inyectado airea el fluido para que ejerza menos presión que la de la formación; consecuentemente, la presión más alta de la formación fuerza del fluido fuera del agujero del pozo. Puede inyectarse gas de manera continua o intermitente, dependiendo de las condiciones de producción en el pozo y del arreglo del equipo de levantamiento por gas. Válvula de levantamiento por gas - dispositivo de levantamiento artificial mediante el cual el gas anular inyectado ingresa en la válvula, pasando dentro de la sarta de tubería para reducir la cabeza hidrostática. Gas arena - Estrato de arena o arenisca porosa a partir de la cual se obtiene el gas natural. Lodo de corte de gas - Lodo de perforación que contiene gas de la formación que le confiere una textura característicamente floja. Cuando no se libera el gas que contiene antes de que el fluido retorne al pozo, el peso densidad de la columna de fluido se reduce. El lodo de corte de gas es señal de una formación con potencial para fluir y/ o reventar, y como tal, debe tratarse como un signo de advertencia de presión de formación cambiante. Proporción gas-petróleo - medida del volumen del gas producido con el petróleo; expresado en pies cúbicos por barril, o en metros cúbicos por tonelada métrica, o en metros cúbicos por metro de corte. Empaque - un material (como papel, corcho, asbesto o caucho) utilizado para sellar dos superficies esencialmente estacionarias. Gel – 1. Estado semisólido, gelatinoso, asumido por algunas dispersiones coloidales en reposo. Cuando se agita, el gel regresa a un estado fluido. 2. Término utilizado para designar arcillas altamente coloidales, con alto punto de elasticidad, que otorgan viscosidad, tales como la bentonita añadida como relleno y/ o para reducir el peso de la lechada. Gelación – Asociación de partículas para formar una estructura continua. Gelado - Jerga de campo petrolero que usualmente hace referencia a cualquier fluido con alta resistencia de gel, y/ o propiedades altamente viscosas. A menudo se trata de un estado de floculación severa.

Glosario Resistencia de gel - Medida de la capacidad de un coloide para desarrollar y retener una forma de gel. La resistencia de gel, o resistencia cortante, de un lodo de perforación determina su capacidad para mantener sólidos en suspensión. Algunas veces la bentonita y otras arcillas coloidales se adicionan al fluido de perforación para aumentar su resistencia de gel. Gravedad, Específica - El peso de un volumen particular de cualquier substancia comparada con el peso de un volumen igual de agua a una temperatura de referencia. Para los gases, usualmente se toma el aire como sustancia de referencia. Gumbo - Cualquier formación relativamente pegajosa, como la arcilla, que se encuentra en la perforación. Tapón Gunk – 1. Una lechada en crudo o diesel que contiene cualquiera de los siguientes materiales o combinaciones de ellos: bentonita, cemento, atapulguita, y goma guar (nunca con cemento). Utilizado principalmente en el combate de la circulación perdida. H H2S - Abreviatura para sulfuro de hidrógeno. Colgador - dispositivo utilizado para "colgar" y/ o posicionar herramientas en el revestimiento o en la tubería. Cierre duro - cerrar un pozo cerrando el preventor de reventones con el estrangulador y/ o con la válvula de la línea del estrangulador cerrada. Derrumbe - Colapso parcial o completo de las paredes de un agujero como resultado de presiones internas debidas principalmente a la hinchazón a partir de hidratación o presiones de gas de la formación. Lodo de pH alto - Fluido de perforación con un rango de pH por encima de 10.5. Lodo con alta alcalinidad. Hidrato - sustancia que contiene agua combinada en la forma molecular (tal como CaS4 – 2H2O). Sustancia cristalina que contiene agua de cristalización. También se emplea como abreviatura para “hidrato de gas”. Hidratación - la acción de una sustancia de tomar agua por medio de la solución y/ o adsorción. Ácido clorhídrico - Compuesto ácido comúnmente utilizado para acidizar; mediante la mezcla de gas de cloruro de hidrógeno en agua; también conocido como ácido muriático. El símbolo químico es HCL. Sulfuro de hidrógeno - compuesto gaseoso, H2S, de sulfuro e hidrógeno, comúnmente hallado en el petróleo, que despide el olor desagradable de las fracciones ácidas del petróleo. Tiene una gravedad específica de 1.189 y es extremadamente venenoso y corrosivo. Cabeza hidrostática - Presión ejercida por una columna de fluido, usualmente expresada en libras por pulgada cuadrada. Para determinar la cabeza hidrostática a una profundidad dada en psi, multiplique la profundidad en pies por la densidad en libras por galón por 0.052.

Glosario Presión hidrostática - Fuerza ejercida por un cuerpo de fluido el descanso; la presión hidrostática aumenta directamente con el peso y la profundidad del fluido. En perforación, el término hace referencia a la presión ejercida por el fluido de perforación en el agujero del pozo. I IADC - Asociación Internacional de Contratistas de Perforación, anteriormente en la Asociación Americana de Contratistas de Perforación de Pozos de Petróleo (AAODC). Impermeable - Previene el paso de un fluido. Una formación puede ser porosa y a la vez impermeable si hay una ausencia de pasajes de conexión entre los vacíos dentro de ella. Influjo - Ingreso no programado, no deseado de agua, gas, petróleo u otro fluido de formación del agujero del pozo. Ocurre porque la presión ejercida por la columna de fluido de perforación no es lo suficientemente grande como para superar la presión ejercida por los fluidos en la formación perforada. Si no se toma una acción pronta para controlar el influjo o matar el pozo, ocurrirá un reventón. Lodo inhibido - Fluido de perforación que tiene una fase acuosa con una composición química que tiende a retardar e incluso evitar (inhibir) una hidratación apreciable (hinchazón) o dispersión de las arcillas de formación y de los esquistos a través de medios químicos y/ o físicos. Presión de circulación inicial - presión de tubería de taladro requerida para circular inicialmente a la tasa para matar pozos seleccionada, mientras mantiene la presión de revestimiento en la válvula de cierre; numéricamente igual a la presión circulante de la tasa para matar pozos más la presión de cierre en tubería de taladros. Dentro del preventor de reventones - Válvula instalada en el vástago del taladro para prevenir un reventón dentro del vástago. El flujo es posible únicamente hacia abajo, permitiendo bombear lodo hacia adentro, pero evitando cualquier flujo de regreso al vástago. También llamado Preventor de reventones interno (IBOP). Sarta intermedia de revestimiento - Sarta de revestimiento colocada en un pozo después del revestimiento de superficie; llamada algunas veces revestimiento de protección. Su propósito es evitar derrumbes en el agujero, y algunas veces sostener una tira fuerte de tubo para conectar preventores de reventones. Aceite Invertido - Lodo de Emulsión - Una emulsión invertida es una emulsión agua en aceite, donde agua dulce o agua salada es la fase dispersa, y diesel, crudo, o algún otro aceite es la fase continua. El agua aumenta la viscosidad y el aceite reduce la viscosidad.

Glosario J Ranura-J - tipo de mecanismo en empacador/ herramientas, en el cual la rotación de la tubería mueve el mandril de la herramienta a través de una serie de movimientos, similares a la letra J, para colocar y liberar la herramienta. Percusor de perforación – 1. Dispositivo mecánico utilizado para impartir un golpe a una herramienta de golpeo. 2. Una herramienta de percusión operada mecánica o hidráulicamente para dar un fuerte golpe de martillo a objetos en el agujero del pozo. Los precursores de perforación se utilizan para liberar objetos atascados en el agujero o para soltar tubería o tubos del taladro que están colgados. Los golpes pueden darse hacia abajo o hacia arriba. El percusor de perforación se controla en la superficie. Aplicar un fuerte golpe al vástago del taladro, utilizando un percusor de perforación. Lavado de chorro - Proceso de remover periódicamente una porción de agua, lodo y/ o sólidos de los fosos, usualmente mediante bombeo a través de un arreglo de boquilla de chorro. K Asiento clave - Sección de un agujero, usualmente de desviación anormal y de formación relativamente suave que se ha erosionado o se ha gastado por la tubería de taladro a un tamaño menor que las juntas de herramienta o los collares. Esta configuración tipo agujero de llave permitirá ahora que esos miembros pasen cuando se está sacando tubería del agujero. Manifestación - Entrada no programada, no deseada de agua, gas, petróleo u otro fluido de formación en el agujero del pozo. Ocurre porque la presión ejercida por la columna de fluido de perforación no es lo suficientemente grande como para superar la presión ejercida por los fluidos en la formación perforada. Si no se toma una acción pronta para controlar la manifestación o si no se mata el pozo, ocurrirá un reventón. Matar – 1. En perforación/ servicio de pozos, prevenir la amenaza de un reventón tomando las medidas preventivas apropiadas (por ejemplo, cerrar el pozo con los preventores de reventón, circular la manifestación y aumentar el peso del fluido de perforación/ completamiento/ workover). 2. En producción, detener la producción de un pozo de petróleo y gas, de manera que pueda procederse con el reacondicionamiento del pozo. Matar un pozo - Llevar un pozo bajo control cuando está reventando. Procedimiento de circular agua y lodo en un pozo completado antes de comenzar con las operaciones de servicio de pozo. Fluido de peso para matar pozo (KWF) - Peso unitario, por ejemplo, libras por galón (lb/gal), seleccionado para el fluido a utilizar para contener una formación que manifiesta. Línea para matar - Línea de alta presión que conecta la bomba de lodos y el conjunto de preventor de reventones a través del cual puede bombearse fluido dentro del agujero para reducir la presión del pozo mientras se cierran los preventores. Tasa de matar - Una tasa predeterminada de fluido circulante, expresada en volumen de fluido por unidad de tiempo, que se utiliza para circular bajo condiciones de manifestación; la tasa de matar es usualmente alguna fracción seleccionada de la tasa de circulación utilizada mientras se perfora.

Glosario L Flujo laminar - Elementos del fluido que fluye a lo largo de formas fijas, paralelos a las paredes del canal de flujo. En el flujo laminar, el fluido se mueve en placas o secciones con una velocidad diferencial a través del frente que varía desde cero en la pared hasta un máximo hacia el centro del flujo. El flujo laminar es la primera etapa de flujo en un fluido newtoniano; es la segunda etapa en un fluido Bingham plástico. Prueba de fugas - Aplicación de presión mediante la superposición de una presión superficial sobre una columna de fluido para determinar la presión a la cual la formación expuesta acepta todo el fluido. Mandriles de asegurado – Herramientas slickline con deslizadores y tazones de caucho para contener la presión y tubería de empacado en pozos que no están equipados con niples de aterrizado. Registro - Proceso para medir las propiedades físicas y químicas de la formación y de los fluidos de formación. Niple de aterrizado – Sub para aterrizar dentro de herramientas de tubería, tales como tapones, medidores de flujo, herramientas de registro, etc. Material de circulación perdida (LCM) - Sustancia añadida a lechadas de cemento o lodo de perforación para prevenir la pérdida de cemento o lodo a la formación. Circulación perdida - Pérdida de cantidades de lodo entero a una formación, usualmente en capas cavernosos, fisuradas o muy permeables, evidenciado porque todo o parte del lodo deja de regresar a la superficie a medida que se circula en el agujero. La circulación perdida puede llevar a un reventón y en general, reduce la eficiencia en la operación de perforación. También se llama retornos perdidos. Retornos perdidos - circulación perdida causada por fluido de perforación que pasa desde el agujero a una formación porosa, fracturada o cavernosa. También se llaman circulación perdida. Aditivos de circulación perdida - materiales añadidos al lodo para controlar o prevenir la circulación perdida. Estos materiales se adicionan en diferentes cantidades y se clasifican como fibra, hojuela, o granular. Lodos bajos en sólidos - designación dada a cualquier tipo de lodo donde aditivos de alto desempeño, por ejemplo, CMC, se han sustituido parcialmente o por entero por arcillas comerciales o naturales. Para una viscosidad y densidad comparable (adicionados con barita), un lodo bajo en sólidos tendrá un contenido más bajo en porcentaje por volumen de sólidos. Pila de lubricador - Dispositivo de superficie utilizado en operaciones slickline para mantener la línea lubricada y que proporciona grasa para control de presión.

Glosario M Mandril – 1. Barra cilíndrica, o eje alrededor del cual se arreglan o conectan otras partes, o que se ajusta dentro de un cilindro o tubo. 2. El miembro que contiene la presión de un empacador; también es el componente utilizado para transferir la energía dentro de los deslizadores; también, es un miembro que localiza una válvula de levantamiento de gas. Múltiple - Sistema complementario de tubería de un sistema de tubería principal (u otro conductor) que sirve para dividir el flujo en varias partes, para combinar varios flujos en uno, o para redirigir un flujo a cualquiera de varios destinos posibles. Marsh Funnel - Instrumento utilizado en la determinación de la viscosidad Marsh Funnel. El Marsh Funnel es un contenedor con un orificio fijo en la parte inferior, de manera que cuando está lleno con 1500 cm³ de agua limpia, 1 qt (946 mililitros) fluirá en 26 +/- segundos. Para que salgan 1000 cm³, el tiempo de fluido del agua es 27.5 +/- segundos. Viscosidad Marsh Funnel - Comúnmente llamada viscosidad funnel. La viscosidad Marsh Funnel se reporta como el número de segundos requeridos para que 1 qt de un fluido dado fluya a través del Marsh Funnel. En algunas áreas la cantidad fluida entre 1000 cm³. Matriz - patrón de grano en una roca o formación. Mecanismos - forma en la cual ocurre algo. En nuestra industria usualmente nos referimos a mecanismos de daño de formación, la forma en que se daña una zona productora de petróleo. Metano - hidrocarburo parafínico ligero, gaseoso, inflamable, CH4, con punto de ebullición de 258°F, que es el componente principal del gas natural y constituye un importante hidrocarburo básico para la fabricación petroquímica. Migración – 1. Movimiento de hidrocarburos desde el área en la cual se formó hasta una roca yacimiento donde puede acumularse. 2. Movimiento de una zona a otra. Milidarcy – 1/1000 darcy. MMS - Servicio de Gestión Mineral, división del Departamento del Interior que regula las actividades OCS. Lodo - fluido de perforación de base agua o aceite cuyas propiedades han sido alteradas por sólidos, comerciales y/ o nativos, disueltos y/ o suspendidos. Se usa para circular cortes y para muchas otras funciones durante la perforación de un pozo. Lodo es el término más comúnmente dado a los fluidos de perforación. Adictivo para lodos - Cualquier material añadido a un fluido de perforación para lograr un propósito particular. Densidad del lodo - Peso por unidad de volumen de fluido de perforación, usualmente expresado en libras por galón o en libras por pie cúbico.

Glosario Indicador de flujo de lodo - Dispositivo que mide continuamente y que registra el volumen de lodo que regresa del anular y que fluye por la línea de retorno de lodo. Si el lodo no fluye a una tasa bastante constante, puede haber ocurrido una manifestación. Separador lodo gas - Dispositivo que separa el gas del lodo que viene de un pozo cuando se está circulando una manifestación. Registro de lodos - Método para determinar la presencia o ausencia de petróleo o gas en las diferentes formaciones penetradas por la broca. El fluido de perforación y los cortes se prueban continuamente a su regreso a la superficie, y los resultados de estas pruebas se correlacionan con la profundidad de origen. Foso de lodos - instalaciones de almacenamiento en la tierra o de acero para el sistema de lodos de superficie. Los fosos de lodos, que varían en volumen y cantidad, son de dos tipos: de circulación y de reserva. Las pruebas de lodos y el acondicionamiento se llevan a cabo normalmente en el sistema de fosos de circulación. Programa de lodos – Plan o procedimiento propuesto o que se sigue para los tipos y propiedades de fluidos de perforación utilizados en la perforación de un pozo con respecto a la profundidad. Algunos factores que tienen influencia sobre el programa de lodos son el programa de revestimiento y características de formación tales como tipo, competencia, solubilidad, temperatura, presión, etc. Bombas de lodo - bombas en la torre utilizadas para circular fluidos de perforación. Completamiento múltiple - arreglo para producir un pozo en el cual un agujero de pozo penetra dos o más formaciones que contienen petróleo y que se encuentran una sobre la otra. Las sartas de tubería se suspenden lado a lado en la sarta de revestimiento de producción, cada una tiene una longitud diferente y cada una está empaquetada para evitar la mezcla de diferentes fluidos de yacimiento. Entonces se produce cada yacimiento a través de su propia sarta de tubería. N Arcillas naturales - Las arcillas naturales, a diferencia de las arcillas comerciales, son arcillas que se encuentran cuando se perforan diferentes formaciones. El punto de elasticidad de esas arcillas varía mucho y pueden o no incorporarse a propósito dentro del sistema de lodos. Cemento Noat - Lechada compuesta de cemento Portland y agua. Nipple-up - En perforación, ensamblar la pila del preventor de reventones sobre la cabeza del pozo en la superficie. Nitrógeno - Gas inerte (NO2) utilizado para limpiar pozos. Presión normal - Presión de formación igual a la presión ejercida por una columna vertical de agua con salinidad normal para el área geográfica.

Glosario O Lodo de base aceite - El término "lodo de base aceite" se aplica a un tipo especial de fluido de perforación donde el aceite es la fase continua y el agua la fase dispersa. El lodo de base aceite contiene asfalto y usualmente de 1 a 5% de agua emulsionada en el sistema con soda cáustica y un ácido orgánico. También pueden estar presentes silicatos, sales y fosfatos. Los lodos de base aceite se diferencian de los lodos de emulsión invertida (ambos, emulsiones agua en aceite) por las cantidades de agua utilizada, el método para controlar la viscosidad y las propiedades tixotrópicas, los materiales constructores de pared y la pérdida de fluido. Agujero abierto – 1. Cualquier agujero de pozo en el cual no se ha instalado revestimiento. 2. Agujero abierto o revestido en el cual no hay tubería de taladro ni tubería suspendida. Contenido de aceite - Contenido de aceite de cualquier fluido de perforación es la cantidad de aceite en volumen-porcentaje. Lodo de emulsión aceite en agua - Comúnmente llamado "lodo emulsión". Cualquier lodo convencional o especial basado en agua al cual se ha añadido aceite. El aceite se convierte en la fase dispersa y puede emulsionarse en el lodo bien sea de forma mecánica o química. Completamiento de agujero abierto - Método para preparar un pozo para producción en el cual no se coloca revestimiento contra la formación productora. Los fluidos del yacimiento fluyen sin restricciones dentro del agujero abierto del pozo. Un completamiento de agujero abierto se ha utilizado de manera limitada en situaciones bastante especiales. También se llama completamiento descalzo. Proporción de apertura - Proporción entre la presión requerida para abrir el preventor y la presión del pozo debajo de los arietes. Operador - La persona o compañía, bien sea propietaria o arrendataria, que opera realmente un pozo de petróleo o una concesión. Sobrebalance - Cantidad mediante la cual la presión ejercida por la cabeza hidrostática de fluido en el agujero del pozo, excede la presión de la formación. Sobrecarga – 1. Presión de la corteza terrestre sobre una formación. Para propósitos prácticos, usualmente puede considerarse como una psi por pie de profundidad. 2. Estrato de rocas que yace por encima del estrato de interés en la perforación. P Empacador - Pieza de equipo de fondo de pozo que consiste en un dispositivo de sello, un dispositivo de sostenimiento o colocación de un pasaje interior para los fluidos; se utiliza para bloquear el flujo de fluidos a través del espacio anular entre la tubería y la pared del agujero del pozo sellando el espacio entre ellos. Usualmente se hace en la sarta de tubería a alguna distancia por encima de la zona de producción. Un elemento de sellado se expande para evitar que el fluido fluya, excepto a través del agujero interior del empaque y dentro de la tubería. Los empacadores se clasifican según su configuración, uso y método de colocación y si son o no recuperables (es decir, si pueden removerse cuando es necesario, o si deben molerse o perforarse y por lo tanto destruirse).

Glosario Fluido empacador - cualquier fluido colocado en el anular entre la tubería y el revestimiento, por encima de un empacador. Un líquido, usualmente agua limpia inhibida o aceite inhibido, utilizado en un pozo cuando se emplea un empacador entre la tubería y el revestimiento. Este fluido es lo suficientemente pesado como para cortar la presión de la formación que se está produciendo, no se endurece ni tiene asentamientos de sólidos suspendidos por largos periodos de tiempo, y no es corrosivo. Método de cementación con empacador - Métodos de cementación con empacador en el cual se coloca un empacador para que forme un sello entre la sarta de trabajo (el tubo por el cual se bombea el cemento) y el revestimiento. Otro empacador, o un tapón de cemento, se coloca por debajo del punto que se va a cementar con empacador. Mediante la instalación de empacadores, el punto de cementación se aísla del resto del pozo. Tamaño de partículas - Diámetro de una partícula, que se asume esférica. (Aunque asumimos que las partículas son esféricas, éste es rara vez el caso). El tamaño se define usualmente en micrones (q.v.). Partes por millón (PPM) - peso unitario del soluto por millón de pesos unitario de solución (soluto más solvente), correspondiente al peso porcentaje, excepto que la base es un millón en lugar de cien. Penetración, tasa de (ROP) - La tasa en pies por hora a la cual el taladro avanza para hacer más profundo el agujero del pozo. Por ciento - Para peso por ciento, ver PPM. - Volumen por ciento es el número de partes volumétricas de cualquier líquido o sólido por 100 partes volumétricas iguales del todo. Volumen por ciento es el método más común de reportar contenidos sólidos, de aceite y agua en fluidos de perforación. Perforar - Atravesar la pared de revestimiento y cemento para proporcionar agujeros a través de los cuales pueden ingresar los fluidos de la formación o para proporcionar agujeros en el revestimiento de manera que puedan introducirse materiales en el anular entre el revestimiento y la pared del agujero del pozo. La perforación se lleva a cabo bajando al pozo un cañón de perforado, o perforador, que dispara eléctricamente balas o cargas desde la superficie. Cañón de perforación - Dispositivo explosivo equipado con cargas o balas que se baja hasta la profundidad deseada en un pozo y se dispara para crear agujeros penetrantes en el revestimiento, la cementación y la formación. Perforación - Agujero hecho en el revestimiento, en el cemento y en la formación a través del cual los fluidos de la formación pueden ingresar en un agujero de pozo. Usualmente se hacen varias perforaciones al mismo tiempo. Permeabilidad – 1. Medida de la facilidad o capacidad de una roca para transmitir un fluido bajo condiciones de flujo laminar en la que los fluidos fluyen a través de una roca porosa. La unidad de permeabilidad es el darcy. 2. Conductividad de fluidos de un medio poroso. 3. Capacidad de un fluido para fluir dentro de la red de poros interconectados de un medio poroso.

Glosario pH - Abreviatura para potencial de hidrógeno. Los números pH van de 0 a 14.7, que son neutros, y hay índices de acidez (debajo de 7), o de alcalinidad (por encima de 7) del fluido. El pH de una solución ofrece información valiosa acerca de la acidez o alcalinidad inmediata, contrastada con la acidez total o con la alcalinidad total (que puede ser titulada). Ariete de tubo - Componente de sellado para un preventor de reventones con un indentado y empacador para tubería de taladro, cuellos de taladro, o revestimiento que cierra el espacio anular entre el tubo y el preventor de reventones o cabeza de pozo. Se necesitan arietes separados para cada tamaño (OD) de tubería en uso. Indicador de nivel de foso - uno de una serie de dispositivos que continuamente monitorean el nivel del lodo de perforación en los fosos de lodo. El indicador usualmente consta de dispositivos flotadores en los fosos de lodo, que sienten el nivel de lodo y transmiten los datos a un dispositivo de registro y alarma (llamado grabador de volumen de foso), montado cerca de la posición de los perforadores en el piso de la torre. Viscosidad plástica - propiedad de flujo absoluto que indica la resistencia al flujo de ciertos tipos de fluidos. La viscosidad plástica es una medida de la resistencia interna al flujo del fluido atribuible a la cantidad, tipo y tamaño de sólidos presentes en un fluido dado. Polímero - Sustancia formada por la unión de dos o más moléculas de la misma clase conectadas extremo con extremo dentro de otro compuesto que tiene los mismos elementos en la misma proporción, pero con un peso molecular más alto y diferentes propiedades físicas. Poro - una abertura o espacio dentro de una roca o masa de rocas, usualmente pequeño y a menudo lleno con algún fluido (como agua, petróleo, gas, o los tres). Presión de poro (Presión de formación) - presión ejercida por los fluidos dentro del espacio de poro de una formación. Porosidad - Cantidad de espacio vacío en una roca de formación, expresado como el porcentaje de vacíos por volumen total. La porosidad absoluta se refiere al espacio total en una roca, independientemente de si ese espacio es accesible para penetración de fluidos. La porosidad efectiva hace referencia a la cantidad de espacios de poro conectados, es decir, el espacio disponible para penetración de fluidos. Libras por galón - Medida de densidad de un fluido. PPG - Abreviatura para libras por galón. Precipitado - Material que se separa de la solución o lechada en forma de sólido. La precipitación de sólidos en un fluido de perforación puede seguir a la floculación o coagulación, tal como las arcillas rojas dispersas a la adición de un agente de floculación o la precipitación química, como remover calcio con bicarbonato o ceniza de soda en forma de carbonato de calcio.

Glosario Presión - Fuerza que ejerce un fluido (líquido o gas) cuando se encuentra confinado de alguna forma dentro de una nave, tubería, agujero en el piso o similar, como la ejercida contra la pared interior de un tanque o la que ejerce el lodo de perforación sobre el fondo del agujero del pozo. La presión se expresa a menudo en términos de fuerza por unidad de área, como libras por pulgada cuadrada (psi). Caída de presión - Pérdida de presión debida a la presión, a medida que un fluido pasa a través de un oleoducto o nave. Gradiente de presión - Cambio de presión con la profundidad, expresado usualmente como libras por pulgada cuadrada por pie. Escala de diferencias de presión en la cual hay una variación uniforme de la presión de punto a punto. Tiempo transcurrido de presión (PLT) - Tiempo que toma reflejar un cambio en la presión en el medidor de la tubería del taladro (normalmente) después de hacer un ajuste al estrangulador. Éste puede medirse antes de perforar la zapata después de un trabajo de cemento. Pérdida de presión – 1. Reducción en la cantidad de fuerza que ejerce un fluido contra una superficie; usualmente ocurre porque el fluido se mueve contra la superficie. 2. Cantidad de presión indicada por un medidor de presión de la tubería de taladro cuando el fluido de perforación se está circulando mediante la bomba de lodos. Las pérdidas de presión ocurren a medida que se circula el fluido. Oleada de presión - Aumento súbito, usualmente de corta duración en la presión. Cuando se corre tubería o revestimiento dentro de un agujero con demasiada velocidad, el resultado es un aumento en la presión hidrostática, que puede ser lo suficientemente grande como para crear circulación perdida. Empacador de producción - Cualquier empacador diseñado para crear un sello entre la tubería y el revestimiento durante la producción. Q Renunciar - Algo con lo que los trabajadores de campos petroleros siempre amenazan, pero que rara vez hacen. R Ariete - Componente de cierre y sellado en un preventor de reventones. Puede instalarse uno de tres tipos – de tubo, ciego o de corte - en varios preventores montados en una pila sobre el agujero del pozo. Los arietes ciegos, cuando se cierran, forman un sello sobre el agujero que no tiene tubería de taladro en el PRI, los ariete de corte cortan a través de la tubería de taladro y luego forman un sello. Tasa de corte - Tasa a la cual una acción, resultante de fuerzas aplicadas, causa o tiende a causar que dos partes adyacentes de un cuerpo se deslicen en relación con la otra en una dirección paralela a su plano de contacto. Comúnmente se da en RPM. Panel remoto del estrangulador - Conjunto de controles, usualmente colocados en el piso de la torre, que se manipulan para controlar la cantidad de fluidos de perforación que se está circulando a través del múltiple de estrangulación. Este procedimiento es necesario cuando se circula una manifestación fuera de un pozo.

Glosario Estación remota - Conjunto auxiliar de controles para operar las unidades de preventor de reventones. Circulación reversa - Método mediante el cual el flujo normal de un fluido de perforación se reversa circulándolo por el anular y de regreso a través de la sarta de trabajo. Reversar - desplazar el fluido del agujero del pozo de regreso a la superficie; para desplazar volumen de la tubería de regreso al foso. Reología - Ciencia que trata la deformación y el flujo del agua. Elevador - Tubo a través del cual el líquido viaja hacia arriba; tubo elevador. Perforación rotatoria - Método de perforar pozos que depende de la rotación de una columna de tubería de taladro en cuya parte inferior está conectada una broca. Se circula un fluido para remover los cortes. RTTS - Marca comercial para un empacador recuperable. S Saco - contenedor para químicos utilizados en fluidos de perforación. Sal - En terminología de lodos, se asocia comúnmente con NaCl o cloruro de sodio. Flujo de agua salada - flujo de formación de agua salada dentro del agujero del pozo. Muestras - Cortes obtenidos para información geológica a partir del fluido de perforación a medida que emerge del agujero. Se lavan, se secan y se etiquetan según la profundidad. Arena - Material granular suelto, resultante de la desintegración de rocas, con mayor frecuencia, sílica. Lodos de agua salada - fluido de perforación que contiene sal disuelta. Solución saturada - Una solución está saturada si contiene a una temperatura dada tanto soluto como puede retener. A 68°F, toma 126.5 lb/bbl de sal para saturar un bbl de agua limpia. Sedimentos - sólidos en una solución que se asientan o que se han asentado. Puede hacer referencia al fondo de una jarra de muestra de una formación geológica en desarrollo o desarrollada. Colocar revestimiento - Instalación de tubería o revestimiento en un agujero del pozo. Usualmente requiere el uso de lodo, reacondicionamiento, o al menos verificar las propiedades del fluido de perforación. Esquisto - roca de arcilla de grano fino con grietas tipo pizarra, que algunas veces contiene una sustancia orgánica productora de petróleo. Cortante (fuerza cortante) - Una acción, resultante de fuerzas aplicadas, que causa o que tiende a hacer que dos partes contiguas de un cuerpo se deslicen en relación con la otra en una dirección paralela a su plano de contacto.

Glosario Fuerza cortante - Medición del valor cortante del fluido. Fuerza cortante mínima que producirá de formación permanente. Ver Resistencia de Gel. Dirección lateral (Sidetracking) - Perforar direccionalmente alrededor de un pescado, o lejos de un pozo existente. Patinar - Mover un pozo de una ubicación a otra, usualmente sobre rieles, en el que se requiere poco desmantelamiento. Daño de la piel - Daño de la formación, pérdida de permeabilidad y posiblemente porosidad sobre la cara del agujero del pozo, debida a fluidos de perforación o completamiento, o a prácticas. Velocidad de deslizamiento - Diferencia entre la velocidad angular del fluido y la tasa a la cual se remueven los cortes del agujero. Derrumbe - Colapso parcial o completo de las paredes de un agujero como resultado de formaciones incompetentes, no consolidadas; ángulo alto o reposo; y mojado a lo largo de los planos de estratos. Camisa ranura - Camisa de completamiento que tiene ranuras cortadas en fábrica. No necesita perforarse. Las ranuras usualmente se eligen según las medidas esperadas de control de arena. Colocar sobre peso - Un procedimiento antes de sacar la tubería de taladro en el cual se bombea una pequeña cantidad de lodo pesado en la sección superior para crear una columna no balanceada. A medida que se saca la tubería, la columna más pesada en la tubería de taladro cae, manteniendo así el interior de la tubería de taladro seca en las superficies cuando se les enrosca la conexión. Jabón - Sal de sodio potasio de un ácido graso de alto peso molecular. Cuando contiene algún metal diferente del sodio o el potasio, se llaman jabones "metálicos". Los jabones se utilizan comúnmente en fluidos de perforación para mejorar la lubricación, emulsificación, tamaño de muestras, desespumado, etc. Sodio - Uno de los elementos metálicos alcalinas con una valencia de 1 y un peso atómico de aproximadamente 23. Numerosos compuestos de sodio se utilizan como aditivos para fluidos de perforación. Bicarbonato de sodio (NaHCO3) - Material usado ampliamente para tratar la contaminación del cemento y ocasionalmente otra contaminación de calcio en fluidos de perforación. Es la sal de sodio medio neutralizada de ácido carbónico. Cloruro de sodio (NaCl) - comúnmente conocido como sal. La sal puede estar presente en el lodo como contaminante, o puede añadirse para cualquiera de varias razones. Ver Sal.

Glosario Concentración de sólidos - Cantidad total de sólidos en un fluido de perforación determinado mediante destilación, incluye tanto los sólidos disueltos como los sólidos suspendidos o no disueltos. Los sólidos suspendidos pueden ser una combinación de sólidos de gravedad específica alta y baja y sólidos nativos o comerciales. Ejemplos de sólidos disueltos son las sales solubles de sodio, calcio y magnesio. Los sólidos suspendidos hacen el enjarre de pared, los sólidos disueltos permanecen en el filtrado. Los contenidos totales de sólidos suspendidos y disueltos se expresan comúnmente como porcentaje por volumen y menos comúnmente como porcentaje por peso. Sólidos, disueltos - Sólidos, usualmente sales en nuestra industria, pero el término no se restringe a sales, que están disueltos en un fluido. En una salmuera hay sales disueltas que añadimos y hay otros sólidos disueltos como el óxido de hierro, el carbonato de calcio sulfato, etc. Los números de tipos potenciales de sales disueltas son infinitos. La cantidad total de sales disueltas se limita mediante punto de cristalización (q.v). Sólidos, suspendidos - Sólidos que no están disueltos y que permanecen en suspensión en un fluido de perforación, workover o completamiento. Solubilidad - Grado al cual se disolverá una sustancia en un solvente particular. Soluble, agua - Indica un sólido que es soluble en agua. Soluto - Sustancia disuelta en otra (solvente). Solución - Mezcla de dos o más componentes que forman una fase sencilla homogénea. Ejemplo de soluciones son sólidos disueltos en líquido, líquido en líquido, gas en líquido. Solvente - líquido utilizado para disolver una sustancia (soluto). Espaciador - Un volumen de líquido que puede o no contener sólidos, y que se usa para separar dos fluidos. Un ejemplo es utilizar un espaciador entre un lodo de base agua y un lodo de base aceite durante el desplazamiento para prevenir que se entremezclen. Spurt Loss - filtrado inicial e invasión de lodo a medida que se deposita un enjarretado de filtro. Exprimir - Procedimiento mediante el cual se fuerzan lechada de cemento, lodo, tapones de grasa, etc. dentro de la formación bombeando dentro del agujero mientras se mantiene una contrapresión, usualmente mediante el cierre de los arietes. SSV - Válvula de seguridad de sub-superficie controlada en superficie. Almidón - Grupo de carbohidratos presentes en muchas células de plantas. El almidón se procesa especialmente (pregelatinizado) para utilizarlo en lodos con objeto de reducir la tasa de filtración y ocasionalmente, para aumentar la viscosidad. Sin protección apropiada el almidón puede fermentarse.

Glosario Pegado - Condición en la cual la tubería de taladro, el revestimiento u otros dispositivos, inadvertidamente se atoran en el agujero. Puede ocurrir mientras la perforación está en progreso, mientras se corre el revestimiento en el agujero, o mientras se está levantando tubería de taladro. Frecuentemente el resultado es un trabajo de pesca. Presión subnormal - Presión de poro menor que la presión resultante de la presión hidrostática ejercida por una columna vertical de agua con salinidad normal para el área geográfica. Supersaturación - Si una solución contiene una concentración más alta de un soluto en un solvente de la que normalmente correspondería a su solubilidad a una temperatura dada, esto constituye supersaturación. Esta es una condición inestable, ya que el exceso de soluto se separa cuando la solución se siembra mediante la introducción de un cristal del soluto. El término "supersaturación" se emplea frecuentemente de manera errónea para lodos de sal caliente. Surfactante - Material que tiende a concentrarse en una interface. Utilizado en fluidos de perforación para controlar el grado de emulsificación, agregación, dispersión, tensión interfacial, espumado, desespumado, mojado, etcétera. Suabeo - Cuando se retira la tubería del agujero en un lodo viscoso o si la broca está dañada, se crea succión. Lodo de base sintética - Sustituto ambientalmente aceptable para el lodo de base aceite. T Levantamiento de temperatura - Operación para determinar la temperatura a diferentes profundidades en el agujero. Este levantamiento se emplea para encontrar la ubicación de influjos de agua dentro del agujero, cuando existen dudas acerca del cementado apropiado del revestimiento y por otras razones. Tixotropía - Capacidad de un fluido para desarrollar resistencia de gel con el tiempo. Ésa propiedad de un fluido que causa que cree una estructura de gel rígida o semirígida si se le permite permanecer en descanso, pero que puede regresarse a un estado fluido mediante agitación mecánica. Este cambio es reversible. Emulsión o lodo apretado - Jerga de fluidos de perforación para describir la condición en algunos sistemas a los cuales se ha añadido aceite y en los que el petróleo rompe y sube a la superficie. Cualquier medio químico o mecánico que emulsifique el petróleo libre se conoce como “apretado". Junta de herramienta - Acople de tubo de taladro que consta de un vástago y una caja de diseños y tamaños varios. Torque - Medida de la fuerza o esfuerzo aplicado a un eje para hacer que éste rote. En una torre rotatoria esto aplica especialmente a la rotación del vástago de taladro en su acción contra el interior del agujero. Puede lograrse usualmente una reducción de torque mediante la adición de varios aditivos al fluido de perforación.

Glosario Profundidad total (TD) - Máxima profundidad alcanzada por la broca del taladro. Tour - Turno de una persona en un programa ordenado. La palabra, designa el turno de un equipo de perforación. Degollamiento - separación en dos de una junta de tubería de taladro por fuerza excesiva aplicada por la mesa rotatoria. V Velocidad – Tiempo - tasa de movimiento en una dirección y sentido dado. Es una medida del flujo del fluido y puede expresarse en términos de velocidad lineal, velocidad de masa, velocidad volumétrica, etcétera. La velocidad es uno de los factores que contribuyen a la capacidad portante de un fluido de perforación. Velocidad Critica - Aquella velocidad en el punto transicional entre tipos laminares y turbulentos de flujo de fluidos. Este punto se presenta en el rango transicional de números de Reynolds de aproximadamente 2000 a 3000. Viscosidad - Resistencia interna ofrecida por un fluido al flujo. Este fenómeno es atribuible a la atracción entre las moléculas de un líquido, y es una medida de los efectos combinados de adhesión y cohesión con los efectos de las partículas suspendidas, y el ambiente líquido. Entre mayor sea la resistencia, mayor será la viscosidad. W Enjarre de pared - Material sólido depositado a lo largo de la pared del agujero que resulta de la filtración de la parte fluida del lodo dentro de la formación. Lodo con base de agua - fluidos de perforación comunes y convencionales. El agua es el medio para la suspensión de sólidos y es la fase continua, haya o no aceite presente. Peso - En terminología de lodos, hace referencia a la densidad de un fluido de perforación. Normalmente se expresa en lb/gal, lb/pie3 o kg/l. Material de peso - cualquiera de los materiales de alta gravedad específica utilizados para aumentar la densidad de los fluidos de perforación. Este material es comúnmente barita, pero puede ser hematita, etc. En aplicaciones especiales, la caliza también se llama material de peso. Mojado, Aceite - Indica que la superficie de un sólido tiene una capa de aceite. Mojado, agua - Indica que la superficie del sólido tiene una capa de agua. Mojabilidad - Indica la capacidad de la superficie de un sólido para ser revestida con un líquido. Agente mojador - Sustancia o composición que, cuando se adiciona un líquido, aumenta la dispersión del líquido sobre una superficie o la penetración del líquido dentro de un material. Whipstock - Dispositivo insertado en un agujero de pozo que se utiliza para deflectar o para perforación direccional. Wildcat - Un pozo en un territorio no probado. Fluido de workover - Cualquier tipo de fluido utilizado en la operación de workover de un pozo.

Glosario Y Producido (Yield) - Término utilizado para definir la calidad de arcilla mediante la descripción del número de barriles de una lechada de una centipoise dada que pueden hacerse a partir de 1 tonelada de arcilla. Con base en el producido, las arcillas se clasifican como bentonita, alto producido, bajo producido, etc. Punto de Cedencia - En terminología de fluidos de perforación, el punto de cedencia significa el valor de elasticidad. De los dos términos, el punto de cedencia es la expresión más comúnmente usada. Valor de elasticidad - El valor de elasticidad es la resistencia al flujo inicial, o representa la tensión requerida para comenzar el movimiento de un fluido. Esta resistencia se debe a cargas eléctricas localizadas sobre o cerca de las superficies de las partículas. Los valores de punto de elasticidad y tixotropía, respectivamente son medidas de las mismas propiedades de fluidos bajo estados dinámicos y estáticos.

Hoja de Datos, Método del Perforador – Occidental (Un solo Tamaño de Tubería) Datos Pre-registrados: 1. Tubería Taladro (MD) = _____ Pies Vol. Tub. Taladro = _________bbl (Bbl + Rendimiento bomba) = Golpes

Pozo TVD = ____ Pies Pozo MD = ____ pies ; Tamaño Agujero = ____ pulgadas Revestimiento TVD = ____ pies Revestimiento MD = ____ pies ID = ____ pulgadas DP TVD = ____ pies : DP MD = ____ pies ; ID = ____ pulgadas ; OD = ____ pulgadas

2. Zapata Revest. (MD) = ______ Pies Vol. Revest por DP = ________ bbl (Bbl + Rendimiento bomba) = Golpes

Peso de Lodo = ____ ppg ; Peso de lodo equivalente LOT/FIT = ____ ppg Rendimiento Bomba # 1 = ____ bbl/golpe Rendimiento Bomba # 2 = ____ bbl/golpe

Cálculos de volumen 1) Volumen DP: DI2 / ÷ 1029.4 = bbl/pie x PozoMD = bbls ____2 pulgadas ÷ 1029.4 = ____ bbl/pie x ____ pies = ____ bbls 3. Zapata a TD (MD) = ___________ pies Volumen Agujero Abierto = _____ Bbl (Bbl + Rendimiento bomba) = Golpes

2) Revest por Volumen DP: (ID2 – OD2) ÷ 1029.4 = Bbl/pie x ZapataMD = Bbls (____2 – ____2) ÷ 1029.4 = ______ Bbl/pie x ______ pies = _____ Bbls 3) Volumen Agujero Abierto: (ID2 – OD2) ÷ 1029.4 = Bbl/pie x Zapata a TD = Bbls (____2 – ____2) ÷ 1029.4 = _____ Bbl/pie x ________ pies = _______ Bbls

4. Volumen Anular = ____________ Bbl (Bbl + Rendimiento bomba) = Golpes

5. Circulación total = _____________ Bbl (Bbl + Rendimiento bomba) = Golpes

4) Volumen Anular: Revest por Volumen DP + Volumen Agujero Abierto = Bbls ______ bbl + _______ bbl = _________bbl 5) Circulación total: Vol. DP + Revest por Volumen DP + Volumen Agujero Abierto = Bbls _____ bbl + ______ bbl + bbl = _________ bbls

Hoja de Datos, Método del Perforador – Occidental (Sarta Cónica)

Datos Pre-registrados: Tubería Taladro A (MD) = ___ pies Vol. Tubería Taladro = ______ bbl Tubería Taladro B (MD) = ___ pies Vol. Tubería Taladro = ______ bbl 1) Total Vol DP = __________ Bbl Total Golpes DP = _________ Golpes

Revest por DP A (MD) = ______ Pies Revest por DP A Vol. = _______ Bbl Revest por DP A (MD) = ______ Pies Revest por DP A Vol. = _______ Bbl 2) Total Revest por Vol DP = _____ Bbl Total Revest por DP golpes = ____ Golpes

Longitud Camisa = ____________ pies 3) Camisa por Vol DP = _________ Bbl Camisa por Golpes DP = ______ Golpes

Zapata Camisa a TD (MD) = _____ Pies 4) Agujero Abto por Vol DP = ____ Bbl Agujero Abto por Golpes DP = ___ Golpes 5) Total Vol Anular = _____ Bbl Total Golpes Anular = _____ Golpes 6) Total Vol Circ. = _______ Bbl Total Golpes Circ. = _______ Golpes

Pozo TVD = ____ Pies Pozo MD = ____ pies ; Tamaño Agujero = ____ pulgadas Revestimiento TVD = _____ pies; Revestimiento MD = _____ pies; ID = ______ Pulgadas Top Camisa TVD = _____ pies; Top Camisa MD = _____ pies; ID = ______ Pulgadas Zapata Camisa TVD = _____ pies; Zapata Camisa MD = _____ pies DP A TVD = _____ pies; DP A MD = _____ pies: ID = ____ Pulgadas; OD = ____ Pulgadas DP B TVD = _____ pies; DP B MD = _____ pies: ID = ____ Pulgadas; OD = ____ Pulgadas Peso Lodo = _____ ppg; LOT/FIT Peso equivalente lodo = _______ ppg Rendimiento Bomba # 1 = _____ bbl/golpe; Rendimiento Bomba # 2 = _____ bbl/golpe Cálculos de volumen: 2 Vol. DP A: ID ÷ 1029.4 = Bbl/Pie x DP A MD = Bbls 2 ____ ÷ 1029.4 = ______ Bbl/Pie x _______ Pies = ______ Bbls 2 Vol. DP B: ID ÷ 1029.4 = Bbl/Pie x DP A MD = Bbls 2 ____ ÷ 1029.4 = ______ Bbl/Pie x _______ Pies = ______ Bbls 1) Total Vol DP: DP A bbl + DP B bbl = _________ Bbls Total Golpes DP: Total Vol. DP bbl ÷ Rendimiento Bomba bbl/golpe = _____ golpes 2 2 Revest. Por Vol. DP A: (ID – OD ) ÷ 1029.4 = Bbl/Pie x DP AMD) = Bbls 2 2 (____ pulg – ____ pulg) ÷ 1029.4 = ______ Bbl/Pie x ______ pies) = _____ Bbls 2 2 Revest. Por Vol. DP B: (ID – OD ) ÷ 1029.4 = Bbl/Pie x DP BMD) = Bbls 2 2 (____ pulg – ____ pulg) ÷ 1029.4 = ______ Bbl/Pie x ______ pies) = _____ Bbls 2) Total vol revest: Revest por DP A + Revest por DP B = ________ Bbls Total golpes revest: Total Vol Revest bbl ÷ Rendimiento Bomba bbl/Golpe = ______ golpes 2 2 3) Camisa por Volumen DP B: (ID – OD ) ÷ 1029.4 = Bbl/Pie x Zapata camisa a TD Pies = Bbls 2 2 (____ – ____ ) ÷ 1029.4 = ______ Bbl/Pie x _______ Pies = _________ Bbls Camisa por Golpes DP B: Volumen Camisa bbl ÷ Rendimiento Bomba bbl/pie = _________ golpes 2 2 4) Volumen Agujero Abierto: (ID – OD ) ÷ 1029.4 = Bbl/pie x Zapata camisa a TD pies = Bbls 2 2 (____ – _____ ) ÷ 1029.4 = ________ Bbl/pie x _________ pies = _____Bbls 5) Total Volumen Anular: Vol. Revest + Vol. Camisa + Vol. Agujero Abierto = Bbls ______ bbl + ______ bbl + ______ bbl = _________ bbl Total Golpes Anular: Volumen Anular bbl ÷ Rendimiento bomba bbl/golpe = ____________ golpes 6) Totl Vol Circ.: Vol. DP + Vol Revest. + Vol. Camisa + Vol Agujero Abierto = Bbls ______ bbl + ______ bbl + ______ bbl + ______ bbl = _________ bbl Total Golpes Circ.: Vol. Circ bbl ÷ Rendimiento Bomba bbl/Golpe = ___________ Golpes

Occidental - Hoja de Matar Pozos, Método del Perforador Hora: __________ Ganancia Foso: ____ bbl Foso Activo: ______ bbl SICP: ________ psi SIDPP: ______ psi MW Original = ______ ppg Lodo Pesado para Matar = _________ ppg (SIDPP ÷ 0.052 ÷ Peso TVD) + OMW ppg = KWM ppg Tasa de matar __________ spm Total golpes Anular = _________ golpes Total golpes Tubería Taladro = _________ golpes Golpes – Broca a Zapata = ____________ golpes

Unidad de Negocios: ___________ Pozo: ________________________ DSM: ________________________ DSM: ________________________ Torre: ________________________ Fecha: _______________________

1ra. Circulación: Limpiar el anular manteniendo constante el medidor DP 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. SIDPP SICP

Alinear bomba a peso de lodo original = ____ ppg Acelerar bomba lentamente a tasa de matar @ ____ spm; manteniendo constante la presión de revestimiento = ____ psi (Misma que SICP) Esperar lapso de tiempo ____ seg; Presión inicial de circulación DP = ____ psi; Presión de revestimiento = ____ psi (No Factor de Seguridad) Mantener constante presión DP = ____ psi; Registrar cualquier factor de seguridad utilizado = ____ psi; Mantener hoja de registro. Influjo circulado hacia afuera @ ____ golpes; MW en = ____ ppg; MW fuera = ____ ppg (Circular un mínimo de un volumen anular). Presión DP circulante = ____ psi; CP circulante =____ psi; (CP debe estar cerrado a SIDPP si todo está OK). Remover cualquier factor de seguridad y detener lentamente la bomba manteniendo constante CP =____ psi mientras se cierra estrangulador. Observe presión de cierre res. 0 min 5 min 10 min 15 min 20 min ¿Las presiones están estables? _______ (Si / No) *Punto de Decisión ¿El anular está limpio? ¿El tubo en U está Las presiones son diferentes por ______ psi balanceado? Si no, repita 1ra. Circulación. Si sí, comience a bombear KWM.

2da. Circulación: Llene tubería de taladro con lodo pesado para matar, manteniendo constante medidor CP 8. 9. 10. 11.

Alinear bomba a lodo pesado para matar = ____ ppg Acelerar bomba lentamente a tasa de matar @ ____ spm; manteniendo constante la presión de revestimiento = ____ psi; DP circulante inicial (ICP) = _______ psi continúe manteniendo CP = ______ psi hasta que el KWM esté en la broca. (Debe reducirse presión DP. ICP – SIDPP = Presión circulante final (FCP) Observe reducción en el medidor DP. FCP = ____________ psi @ ______________ golpes.

Continúe 2da. Circulación: Llene el anular con Lodo Pesado para Matar, manteniendo constante medidor DP 5. 6. 7. 8.

Mantener DP @ FCP = ___________ psi hasta que KWM se confirme en superficie (Lectura CP debe estar cerca de 0 psi; si no se mantiene ningún factor de seguridad) Detener la bomba; cerrar el estrangulador y observar las presiones estáticas. SIDPP = ___________ psi; SICP = ___________ psi Si las presiones = 0 psi, ahora el estrangulador y revise en busca de flujo. Si las presiones > 0 psi, revise en busca de presión atrapada o KWM insuficiente. Limpie el piso de la torre y abra el pozo. Posiblemente necesite circular y acondicionar lodo.

Occidental - Hoja de Registro, Método del Perforador SIDPP = ________________ PSI Hora

SPM

Golpes

SICP = _______________ PSI DP psi

CP psi

Estrang.

Foso Activo

MW adentro/ afuera

Unidades de Gas

Comentarios

Occidental - Hoja de Registro, Método del Perforador SIDPP = ________________ PSI Hora

SPM

Golpes

SICP = _______________ PSI DP psi

CP psi

Estrang.

Foso Activo

MW adentro/ afuera

Unidades de Gas

Comentarios

Sim. 1:

Hoja de Datos, Método del Perforador – Occidental (Un solo Tamaño de Tubería) Datos Pre-registrados:

6. Tubería Taladro (MD) = _____ Pies Vol. Tub. Taladro = _________bbl (Bbl + Rendimiento bomba) = Golpes

Pozo TVD = 6300 Pies Pozo MD = 6300 pies ; Tamaño Agujero = 8 ½ pulgadas Revestimiento TVD = 3800 pies Revestimiento MD = 3800 pies ID = 8.92 pulgadas DP TVD = 6300 pies : DP MD = 6300 pies ; ID = 4276 pulgadas ; OD = 5 pulgadas


Peso de Lodo = 12.00 ppg ; Peso de lodo equivalente LOT/FIT = 14.30 ppg Rendimiento Bomba # 1 = 0.1000 bbl/golpe Rendimiento Bomba # 2 = 0.1000 bbl/golpe Cálculos de volumen 1) Volumen DP: DI2 / ÷ 1029.4 = bbl/pie x PozoMD = bbls ____2 pulgadas ÷ 1029.4 = ____ bbl/pie x ____ pies = ____ bbls

8. Zapata a TD (MD) = ___________ pies Volumen Agujero Abierto = _____ Bbl (Bbl + Rendimiento bomba) = Golpes













Sim. 2:



Pozo TVD = 8190 Pies Pozo MD = 10,550 pies ; Tamaño Agujero = 8 ½ pulgadas Revestimiento TVD = 6460 pies Revestimiento MD = 6460 pies ID = 8.92 pulgadas DP TVD = 8190 pies : DP MD = 10,550 pies ; ID = 4276 pulgadas ; OD = 5 pulgadas
















Prueba 1:



















Prueba 2:



















CDG

G D

Mejor en su clase

C

Taller 1 Presión Hidrostática (Capítulo 1, Página 5) Entender el control de po

Presión (psi) = 0.052 X Profundidad (TVD,ft.) X MW (ppg) EJEMPLOS: Profundidad,TVD Peso Lodo Presión Hidrostática 3515' 7520' 9526' 11200'

9.4 ppg 10.6 ppg 11.2 ppg 12.5 ppg

_____________ psi _____________ psi _____________ psi _____________ psi

Gradiente de presión (Capítulo 1, Página 7) Peso Lodo (ppg) X 0.052 = Gradiente de Presión (psi/ft) EJEMPLOS: Peso Lodo Gradiente de Presión 14.6 ppg 12.1 ppg 9.6 ppg 10.0 ppg

___________ psi/pie ___________ psi/pie ___________ psi/pie ___________ psi/pie

Peso Lodo Equivalente (Capítulo 1, Página 43) Peso Lodo Equivalente (ppg) = Presión  0.052 TVD EJEMPLOS: Presión Profundidad,TVD Peso Lodo Equivalente 1925 psi 6362 psi 7540 psi

3526' 7942' 11416'

___________ ppg ___________ ppg ___________ ppg

Presión de Fondo de Pozo Circulante (Capítulo 1, Página 44) BHP Circulante = Presión hidrostática. + Pérdida de Fricción Anular (AFL) EJEMPLOS: TVD, MD Peso Lodo Hidrostática AFL BHP Circulante 9625' 12210' 6,345’ 6,345’

10,280’ 14,690’ 6,345’ 11,660’

Control de Pozos Occidental

11.7 ppg 13.5 ppg 9.6 ppg 9.6 ppg

______ psi ______ psi ______ psi ______ psi

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75 psi 160 psi 60 psi 235 psi

_________ psi _________ psi _________ psi _________ psi

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Mejor en su clase DENSIDAD CIRCULANTE EQUIVALENTE (Chapter 1, Page 43) ECD (ppg) = OMW + (Pérdida de presión anular  0.052  TVD ) EJEMPLOS: Profundidad,TVD Peso Lodo Pérdida Anular ECD 8745' 10.3 ppg 90 psi _____ppg 11230' 13.7 ppg 135 psi _____ ppg 9543' 16.2 ppg 180 psi _____ ppg 1. La profundidad del pozo es 6400 ft. La pérdida de presión anular durante la perforación es 95 psi, y el peso actual del lodo es 11.2 ppg. El revestimiento de 13-3/8" está colocado a 4400 ft. ¿Cuál es el ECD? RESPUESTA: _______ ppg 2. Un pozo TVD de 3,500’ contiene fluido de 9.5 ppg. Calcular la presión hidrostática en la Z de revestimiento a 2,900'. Respuesta:___________ 3. Un pozo vertical de 12,000’ contiene 8,000’ de lodo de 11.0 ppg y 4,000’ de lodo de 12.5 ppg. Calcular la presión hidrostática en el fondo del pozo. Respuesta: : ____________ 4. Para añadir un margen de viaje de 200 psi a su sistema que contiene fluido de 13.5 ppg a una profundidad de 2900', calcular cuál sería el peso de fluido requerido. Respuesta: : ____________ 5. Un pozo de 9,130’ (8,850' TVD) contiene fluido de 10.6 ppg. Calcular la presión hidrostática en el fondo del pozo. Respuesta: : ____________ 6. Calcular el peso del fluido necesario para balancear un gradiente de formación de 0.612 psi/Pie. Respuesta ___________ 7. Si el peso del fluido es 15.2 ppg, ¿cuál es el gradiente de fluido? Respuesta: : ____________ 8. El equipo de monitoreo del fluido como el PVT y los sistemas de alarma de foso, tanques de viaje y registros de viaje deben utilizarse: a) En cualquier momento en que el pozo esté abierto. a) En cualquier momento en que se circula a través de los fosos. c) Únicamente en producción y en formaciones de presión anormal. d) Únicamente en formaciones más profundas. Control de Pozos Occidental

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Mejor en su clase 9. De todas las pérdidas de presión del sistema en un sistema circulante, ¿cuál se ejerce justamente en la Formación? a) Pérdida de presión en el equipo de bombeo de superficie. b) Pérdida de presión en el anular. c) Pérdida de presión a través de la sarta de taladro. d) Pérdida de presión a través de las boquillas de la broca. 10. ¿Cuál de las siguientes debería ser la primera indicación de que usted ha tomado una manifestación? a) Aumento en el volumen del foso. b) Lodo con cortes de gas. c) Aumento de la presión de la bomba. d) Aumento en la tasa del flujo de retorno. 11. Mientras se vuelve a correr tubería en el agujero, se nota que el desplazamiento normal de fluido en el tanque de corrida es menor que el calculado. Después de alcanzar el fondo y al comenzar la circulación, se observa que el medidor de flujo de retorno baja de 50% a 42%. Se nota una pérdida de foso de dos bbls. ¿Cuál es la causa más probable de estas indicaciones? a) Ha ocurrido una circulación pérdida parcial. b) Ha ocurrido una circulación pérdida total. c) Se ha tomado una manifestación. d) Se ha "suabeado" el pozo. 12. ¿Cuál de las siguientes es una señal de alarma de que está ocurriendo una manifestación? a) Aumento en la tasa de flujo. c) Presión de la bomba disminuida. c) Corte de perforación. d) Lodo con cortes de gas. 13. Si ocurre el flujo a través del DP mientras se corre tuberías, cuál debería ser la primera acción? a) Levantar e introducir kelly/ top drive. b) Volver a correr al fondo. c) Cerrar el preventor anular. d) Introducir la válvula de seguridad de apertura total. 14. ¿Cuales dos de las siguientes causan suabeo? a) Sacar la tubería demasiado rápido. b) Entrar en el agujero demasiado rápido. c) Fuerzas de gel altas en las propiedades de su lodo. d) Dejar de colocar sobrepeso antes de POOH. Control de Pozos Occidental

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Mejor en su clase 15. Se bombea una píldora de diesel dentro del pozo. El pozo no está cerrado, usted está circulando de regreso a la línea de flujo. ¿En qué momento exactamente comenzará a cambiar la presión circulante de fondo de pozo? a) Cuando el diesel va bajando por la sarta empujado por el lodo original b) Cuando el diesel está subiendo en el anular. c) Tan pronto como comienza a bombearse diesel dentro de la tubería de taladro d) Cuando comienza a bombearse diesel a través de la broca 16. Usted está sacando el BHA del agujero para un cambio de broca. Usted tiene 340’ de cuellos de taladro de 6 ½” con un ID de 2 ¼”. ¿Cuantos barriles de caída de fluido debería ver en su tanque de rellenar? a) 15 bbl b) 12.3 bbl c) 7.5 bbl d) 10.3 bbl 17. Si el nivel de fluido cayó 480' en un revestimiento de 9-5/8", 47 lb/pie (ID= 8.681") con lodo de 12.0 ppg, ¿Cuánta presión hidrostática se perderá? a) 400 psi b) 300 psi c) 200 psi d) 100 psi 18. Cuando ocurre una manifestación, ¿por qué es importante cerrar el pozo tan pronto como sea posible? a) Una ganancia de foso mayor dará como resultado un SIDPP más alto, lo que dará como resultado un fluido pesado para matar más pesado. VERDADERO o FALSO:____________ b) Una ganancia de foso mayor dará como resultado un SIDPP y un SICP más altas. VERDADERO o FALSO:____________ c) Una ganancia de foso mayor dará como resultado un SIDPP más alto, pero el SICP permanecerá igual. VERDADERO o FALSO:_________________ d) Una ganancia de foso mayor dará como resultado un SICP más alto, pero el SIDPP permanecerá igual. VERDADERO o FALSO: ___________________


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Mejor en su clase 19. ¿Cuál de las siguientes causas de una manifestación es totalmente evitable y se debe a una falta de alerta de parte del perforador? a) Circulación perdida b) Lodo con cortes de gas. c) No mantener el agujero lleno con el volumen correcto. d) Presiones anormales. 20. El pozo está cerrado con una manifestación de gas de 50 bbl. Tamaño del agujero = 8-1/2" Profundidad = 13,300' 12,300' de DP de 5" (cap. anul. = 0.0459 bbl/ft) 1,000' de DC de 6-1/2" (cap. anul. = 0.0292 bbl/ft) Peso de lodo = 14 ppg SIDPP = 600 psi El gradiente de influjo = 0.12 psi/ft. ¿Cuál sería la SICP aproximada? a) 1,380 psi b) 2,000 psi c) 1,600 psi d) 1,485 psi

21. Dada una pila de superficie (jack-up equivalente), un pozo está cerrado con 1500 psi en el estrangulador. Hay 11.2 ppg de fluido y 1200 pies de tubería de taladro de 4.5-in, 16.6 ppf en el agujero. Si La tubería del taladro está llena de fluido de 11.2 ppg, A.

Calcular el peso flotado de toda la sarta de taladro.

B.

Calcular la fuerza hacia arriba debida a la presión de revestimiento actuando sobre la sarta de taladro.

C.

Considerando las partes A y B, la tubería se consideraría a) Tubería ligera b) Tubería pesada c) Balanceada o neutra


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Migración de Gas

Se está taladrando un pozo a 10,000 pies cuando se decide hacer un viaje de broca. Después de sacar 1000 pies de tubería, los indicadores de manifestación han sido vistos y el pozo cerrado. El Gerente de Sitio de Taladro de Oxy nota que las presiones estabilizadas de tubería de taladro y de revestimiento comienzan a aumentar, por lo que sospecha que hay una burbuja de gas migrando en el agujero del pozo. Con base en la situación anterior, responda las siguientes preguntas. (Recuerde, trate de contestar con un sentido de largo plazo, y no únicamente para los primeros pocos segundos.) 1. Asumiendo que la burbuja de gas ingresó al pozo por debajo de la broca, ¿cómo debería relacionarse la SIDPP inicial con la SICP final? a) SIDPP mayor que SICP b) SIDPP igual a SICP c) SIDPP menor que SICP 2. Una vez que la burbuja de gas ha migrado más allá de la broca, ¿cómo se relacionará la SIDPP con la SICP? a) SIDPP mayor que SICP b) SIDPP igual a SICP c) SIDPP menor que SICP 3. A medida que la burbuja de gas migra hacia arriba por el anular, si el Gerente de Sitio de Taladro de Oxy no hace nada, ¿qué le sucede a la presión en la burbuja? a) aumenta b) disminuye c) permanece constante 4. A medida que la burbuja de gas migra hacia arriba por el anular, si el Gerente de Sitio de Taladro de Oxy purga fluido en el estrangulador, ¿qué le sucede al volumen del gas? a) aumenta b) disminuye c) permanece constante 5. A medida que la burbuja de gas migra hacia arriba por el anular, si el Gerente de Sitio de Taladro de Oxy purga fluido en el estrangulador que le sucede a la presión en la burbuja? a) aumenta b) disminuye c) permanece constante

6. A medida que la burbuja de gas migra hacia arriba por el anular por encima de la broca, si el Gerente de Sitio de Taladro de Oxy purga fluido en el estrangulador manteniendo constante la presión de la tubería de taladro, ¿qué le sucede a la presión del fondo de pozo? a) aumenta b) disminuye c) permanece constante 7. A medida que la burbuja de gas migra hacia arriba por el anular por encima de la broca, si el Gerente de Sitio de Taladro de Oxy purga fluido en el estrangulador manteniendo constante la presión de la tubería de taladro, ¿qué le sucede a la presión en el anular por debajo de la burbuja? a) aumenta b) disminuye c) permanece constante 8. A medida que la burbuja de gas migra hacia arriba por el anular por encima de la broca, si el Gerente de Sitio de Taladro de Oxy purga fluido en el estrangulador manteniendo constante la presión de la tubería de taladro, ¿qué le sucede a la presión del revestimiento? a) aumenta b) disminuye c) permanece constante 9. A medida que la burbuja de gas migra hacia arriba por el anular por encima de la broca, si el Gerente de Sitio de Taladro de Oxy purga fluido en el estrangulador manteniendo constante la presión de la tubería de taladro, ¿qué le sucede a la presión en el anular por encima de la burbuja? a) aumenta b) disminuye c) permanece constante 10. A medida que la burbuja de gas migra hacia arriba por el anular por encima de la broca, si el Gerente de Sitio de Taladro de Oxy purga fluido en el estrangulador manteniendo constante la presión de la tubería de taladro, ¿qué le sucede a la presión en la burbuja? a) aumenta b) disminuye c) permanece constante 11. A medida que la burbuja de gas migra hacia arriba por el anular por encima de la broca, si el Gerente de Sitio de Taladro de Oxy purga fluido en el estrangulador manteniendo constante la presión del revestimiento, ¿qué le sucede a la presión del fondo de pozo? a) aumenta b) disminuye c) permanece constante

12. A medida que la burbuja de gas migra hacia arriba por el anular por encima de la broca, si el Gerente de Sitio de Taladro de Oxy no hace nada, ¿qué le sucede a la presión del fondo del pozo? a) aumenta b) disminuye c) permanece constante 13. A medida que la burbuja de gas migra hacia arriba por el anular por encima de la broca, si el Gerente de Sitio de Taladro de Oxy no hace nada, ¿qué le sucede a la presión de revestimiento de superficie? a) aumenta b) disminuye c) permanece constante 14. Para controlar de manera correcta una burbuja de gas que migra, por encima de la broca, el Gerente de Sitio de Taladro de Oxy debe purgar fluido en el estrangulador manteniendo constante la presión de la tubería del taladro. a) Verdadero b) Falso 15. Los métodos correctos de control de pozo (Esperar & Pesar, Perforador, etc.) utilizan presiones de fondo de pozo constantemente cambiantes para controlar las presiones de la formación y matar el pozo. a) Verdadero b) Falso

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Taller 2

Entender el control de po

1. Un pozo que fluye está cerrado-. ¿Cuál lectura del medidor de presión se utiliza para determinar la presión de la formación? a. Medidor de presión del múltiple BOP. b. Medidor de presión de la tubería de taladro de la consola del estrangulador. c. Medidor de presión de la tubería de taladro de la consola del perforador. d. Medidor de presión de la tubería de revestimiento de la consola del estrangulador. 2. La razón por la cual la presión del revestimiento es usualmente más alta que la- presión estática de tubería de taladro es: a. Los cortes en el anular son más ligeros, por lo tanto crean una hidrostática más ligera en el anular. b. El fluido del influjo es usualmente menos denso que el peso de lodo existente. c. La presión del revestimiento no necesariamente es más alta, depende de si se trata de una operación mar adentro o en tierra. d. La única diferencia está en el tipo de medidores utilizados. 3. El aumento de presión debido a la migración de gas que no puede expandirse podría llamarse el segundo aumento. El primer aumento usualmente ocurre entre 5-15 minutos o más después de que se cierra el pozo. ¿Qué factores tienen un impacto sobre el primer aumento? a. Migración de Gas b. Pérdidas por fricción c. Permeabilidad d. Tipo de influjo 4. Usted tiene que aumentar la presión de la tubería de taladro en aproximadamente 100 psi manipulando el estrangulador durante una operación para matar un pozo. De las siguientes opciones, ¿cuál elegiría? a. Seguir cerrando el estrangulador hasta que usted vea que la presión en la tubería del taladro comienza a elevarse. b. Aumentar la presión del revestimiento en 100 psi y esperar a que se eleve la presión en la tubería del taladro. 5. Durante la primera circulación del método del perforador, la presión circulante inicial era de 1075 psi a 30 spm. El perforador aumentó entonces la velocidad de la bomba a 35 spm, pero el operador del estrangulador continuó manteniendo "constante la presión de la tubería de taladro cierra comillas a 1075 psi. ¿Qué le sucedió a la presión del fondo del pozo? a. Aumentó b. Disminuyó c. Permaneció igual 6. Si un flotador del tipo sin puertos se corre en la sarta del taladro, la SIDPP correcta no puede obtenerse. a. Verdadero b. Falso


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Mejor en su clase 7. El pozo está cerrado después de tomar una manifestación de un tipo anormalmente presurizada. Después de circular hacia fuera un influjo en la primera circulación, utilizando el "Método del Perforador" y detener la bomba, la SICP debería ser a. Igual que la SICP original b. Menor que la SIDPP c. Igual a la SIDPP d. Ninguna de las anteriores 8. Durante una circulación típica de larga duración, al ajustar el estrangulador, el lapso de tiempo de demora hidráulica que toma para que un cambio en el estrangulador se muestre como un cambio en la presión de la bomba es de aproximadamente (Regla general): a. 1 segundo por cada 1000 pies de profundidad de la broca b. 2 segundos por cada 1000 pies de profundidad de la broca c. 3 segundos por cada 1000 pies de profundidad de la broca 9. Para configuraciones de pila BOP, la presión de revestimiento se mantiene constante: (Elija tres respuestas): a. Durante los procedimientos de arranque de la bomba en un método de presión constante de agujero del pozo. b. Continuamente mientras se ventila gas a la superficie. c. Siempre que sea el momento de detener las bombas después de la primera circulación del Método del Perforador d. Siempre, a medida que el gas migra hacia la superficie. e. Durante cualquier cambio de velocidad en la bomba mientras se circula una manifestación. 10. Elisa las afirmaciones ciertas que relacionan las presiones en el pozo durante la primera circulación de un procedimiento de control de pozo con el Método del Perforador cuando se circula una manifestación de gas. (Más de una respuesta) a. La presión en cualquier punto por encima de la burbuja de gas está disminuyendo. b. La presión en cualquier punto por encima de la burbuja de gas está aumentando. c. La presión de la burbuja de gas permanece igual. d. La presión de la burbuja de gas está disminuyendo. e. La presión en cualquier punto por debajo de la burbuja es constante. f. La presión en cualquier punto por debajo de la burbuja de gas está disminuyendo. g. La presión del fondo de pozo es igual o ligeramente mayor que la presión de la formación.

11. Mientras se circula un influjo de gas, la presión en la zapata de revestimiento estará en el máximo o en la presión más alta tanto en "condiciones de cierre inicial", o cuando la: a. Burbuja de gas está por encima de la zapata y el lodo pesado para matar se encuentra en la sección del agujero abierto b. El lodo pesado para matar alcanza la zapata con el influjo de gas dentro del revestimiento c. La parte superior de la burbuja de gas alcanza la zapata d. La parte inferior de la burbuja de gas alcanza la zapata Control de Pozos Occidental

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Mejor en su clase 12. Tomamos una manifestación y cerramos el pozo. Es una manifestación de 25 bbl de agua salada. A medida que se circula la manifestación de agua salada hacia arriba del agujero, el volumen del foso debería: a. Aumentar b. Disminuir c. Permanecer igual 13. ¿Que causaría que calibre entrara en solución en presencia de un fluido base sub-saturado ( un fluido base que puede absolver más gas en solución)? a. Presión disminuida b. Presión aumentada 14. ¿Qué hace que el gas "salga" de cualquier lodo que contenga gas en solución? a. La pérdida de presión hidrostática a medida que el gas alcanza la superficie b. Un aumento en la presión hidrostática en condiciones de fondo de pozo 15. Se cerró y estabilizó un pozo. Si el influjo es gas, marque con un círculo las respuestas que sean CIERTAS. (Más de una respuesta) a. La SIDPP es mayor que la SICP b. La SICP es mayor que la SIDPP c. El gas no se expandirá si migra hacia arriba en el pozo cerrado, aumentando la presión del fondo del pozo. d. A medida que el gas migra hacia arriba en el pozo cerrado, ocurrirá un aumento gradual pero constante en la SICP y en la SIDPP (sin flotador). 16. El pozo está cerrado con una manifestación de gas. ¿Cuál de las siguientes precisiones NO AUMENTA con la migración del gas? El estrangulador permanece cerrado. No hay flotador en la sarta. a. Presión del fondo de pozo b. Presión de zapata de revestimiento c. SICP d. Presión de la burbuja de gas e. SIDPP f. Presión de superficie g. Presión de formación

17. Cuando un influjo ingresa en el anular, ¿cuál de las siguientes afectará la presión de cierre del revestimiento?: a. Volumen de influjo b. capacidad anular c. Densidad del influjo d. Presión de formación e. Todas las anteriores


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Mejor en su clase 18. Durante la perforación, el fluido de corte de gas reduce más la presión de fondo de pozo cuando el gas: a. Se encuentra cerca de la superficie b. Se encuentra en o cerca del fondo c. Está aproximadamente a medio camino en el pozo d. Todas las anteriores 19. Cuando se circula una manifestación de gas hacia arriba del pozo, el volumen del foso de superficie: a. Aumentará b. Disminuirá c. Permanecerá igual 20. ¿Es cierto que una manifestación del gas hidrocarburo ingresando al agujero siempre causará un aumento en el nivel del foso a. Cuando se perfora con lodo de base aceite Verdadero / Falso b. Cuando se perfora con lodo de base agua Verdadero / Falso 21. Preguntas acerca de la ley de Boyle: Esta es una manifestación "suabeada". El volumen de la burbuja de gas es 10 bbl. La presión de la burbuja de gas es 5200 psi. El peso del lodo es 10 ppg o 0.52 psi/pie. La profundidad del pozo es 10,000 pies TVD. (Ignore la presión atmosférica en sus cálculos.) El pozo está abierto (no cerrado): a)

Si la burbuja de gas se dejara expandir libremente, ¿cuál sería el nuevo volumen de la burbuja de gas a 5,000 pies TVD? bbls

b)

Si la burbuja de gas se dejara expandir libremente, ¿cuál sería el la nueva presión de la burbuja de gas a 5,000 pies TVD? psi

El pozo está cerrado y estabilizado: c) Las bombas de lodo se pusieron en línea con el estrangulador en posición cerrada. Por lo tanto, por no abrir el estrangulador de manera apropiada, la burbuja de gas se ha comprimido ahora a un nuevo volumen de 8 bbls. ¿Cuál es la presión de la burbuja de gas ahora?

psi


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Taller 3 Entender el control de pozos

1. El perforador cierra el pozo en una manifestación de gas. A medida que el gas comienza a migrar, la presión de revestimiento ha aumentado en 100 psi. ¿Cuántos pies de lodo de 15 ppg se han deslizado por debajo de la burbuja para aumentar la presión en el pozo en 100 psi? ft 2. Después de permitir que la presión de revestimiento aumente 100 psi, el DSM purga lentamente pequeñas cantidades de lodo del anular mientras mantiene constante la presión de revestimiento. ¿Qué le está sucediendo a la presión de la burbuja de gas? a) Está aumentando b) Está disminuyendo c) Se mantiene igual 3. ¿Cuál será la "tendencia" de la presión de revestimiento a medida que el DSM continúa con el Método Volumétrico? a) Aumentar b) Disminuir c) Permanecer igual 4. Cuando se utiliza el Método de Esperar y Pesar del Método del Perforador, la presión estática de tubería de taladro circulante inicial (SIDPP) mas la presión de fricción a la tasa de matar circulante. a) Verdadero b) Falso 5. Mientras se utiliza el método Esperar y Pesar en un pozo altamente desviado, si el operador del estrangulador utiliza el estrangulador para mantener la presión de tubería de taladro según el programa de presión de tubería de taladro para un pozo vertical, la presión en la zapata: a) Será menor de lo necesario b) Será mayor de lo necesario c) Será constante 6. Cuando se hace Bullheading, ¿es una práctica común sobre-desplazar la sarta de trabajo antes de detener la bomba? a) Si b) No 7. ¿Cuál método de control de pozo minimiza la presión en la superficie? a) El Método del Perforador b) El método de Esperar y Pesar c) El método Volumétrico d) Depende de la geometría del pozo


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Mejor en su clase 8. ¿Cuál método de control de pozo minimiza la presión en la zapata de revestimiento? a) El Método del Perforador b) El método de Esperar y Pesar c) El método Volumétrico d) Depende de la geometría del pozo 9. ¿Cuál método CBHP de control de pozo minimiza o reduce la cantidad de tiempo que el pozo está estático antes de comenzar a circular? a) El Método del Perforador b) El método de Esperar y Pesar c) El método Volumétrico

10. El método del perforador dará como resultado una presión de fondo de pozo más alta cuando se circula un influjo que el método de esperar y pesar. a) Verdadero b) Falso 11. ¿Como determinaría la presión inicial de circulación sin ninguna presión de tasa de circulación estuviera disponible? Asuma que el pozo se encuentra en tierra, se ha tomado una manifestación y se ha cerrado el pozo. a) Añada 300 psi a la presión de revestimiento y acelere la bomba a velocidad para matar mientras utiliza el estrangulador para mantener constante la presión de revestimiento a (SICP + 300). b) Lleve la bomba a la casa para matar mientras mantiene constante la presión de revestimiento mediante manipulación del estrangulador. c) Circule a la tasa de bombeo para matar manteniendo 200 psi de contraprestación en el lado de la tubería de taladro/tubería con el estrangulador.


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Mejor en su clase 12. Mientras corre, el pozo comienza a patear. El perforador cierra el pozo. La broca se encuentra a 9000’ TVD. Profundidad del pozo 10,000 ft TVD Revestimiento 9-5/8" profundidad de zapata 7500 ft. Tamaño del agujero = 8-1/2"

Peso de lodo en uso 10 ppg. Cap. Rev. =0.0758 bpf Cap. agujero = 0.0702 bpf

Cuellos de taladro 800' x 6-1/2" OD x 2-13/16" ID DC Desp. metal. = 0.0330 bpf Cap. DC = 0.0075 bpf Tubería de taladro 5" OD. DC Desp. metal. = 0.0075 bpf; DP cap.=0.01776 bpf. Cap. DC/ agujero abierto. = 0.0292 bpf Cap. DP/ agujero abierto. = 0.0459 bpf Cap. DP/ revestimiento = 0.0505 bpf Presión estática de revestimiento: 200 psi Influjo: 10 bbls. Gradiente de influjo = 0.12 psi/ft. Influjo en el fondo; no migración. ¿Cuales la presión estática en la tubería de taladro? _______psi Calcular el volumen de fluido a purgar por pie de sarta de taladro que se corre nuevamente dentro del agujero. ______bpf. ¿Cuál es la nueva presión de revestimiento una vez que la broca está nuevamente en el fondo? ________psi

13. ¿Cuántos barriles del lodo deberían purgarse para reducir la cabeza hidrostática general en 100 psi en el siguiente ejemplo, en el cual el pozo manifestó estando fuera del agujero? 9-5/8" x 47 ppf; Cap. revestimiento = 0.07323 bbl/ft Peso de lodo = 15.4 ppg a) b) c)

9.1 bbls. 12.4 bbls. 10.9 bbls.

14. Una manifestación de gas ha sido cerrada estando fuera del agujero. Se observó una presión de revestimiento estática estabilizada. Algún tiempo más tarde, se observa que la SICP se ha elevado en 100 psi debido a la migración del gas. La capacidad del agujero es 0.07323 bbl/ft y el peso de lodo es is15.4 ppg. ¿Qué tan lejos se ha movido la burbuja hacia arriba en el pozo? RESPUESTA:________ft. 15. El objetivo del método volumétrico es: a) Mantener constante la SICP. b) Mantener constante la presión del influjo. c) Mantener constante la suma de la presión hidrostática y la presión de revestimiento dentro de un rango de trabajo. d) Mantener constante la presión del en la zapata. Control de Pozos Occidental

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Mejor en su clase 16. En su torre, ¿cuáles son las presiones operacionales normales vistas en los siguientes medidores en el panel remoto? Medidor No. 1 __________psi Medidor No. 2 __________psi Medidor No. 3 __________psi

1

2

Tor re

Anular Presión

Air e

Medidor No. 4 __________psi

3

4

Múltiple

Acumulador

Presión

Presión

17. Si el medidor N. 1 en el panel remoto marca cero psi, ¿cuál de las siguientes afirmaciones de cierta? a) Aún puede operarse el preventor anular desde el panel remoto. b) Aún pueden operarse el estrangulador y las líneas de matar desde el panel remoto. c) No puede operar sin ninguna función de la pila desde el panel remoto. d) Todas las funciones en el panel remoto operarán normalmente. 18. ¿En cuáles dos medidores en el panel remoto esperaría usted ver una reducción en la presión cuando está cerrado el preventor anular? a) b) c) d)

Medidor 1 Medidor 2 Medidor 3 Medidor 4

19. Usted está probando una pila BOP de superficie con un tapón de prueba. Las válvulas laterales de salida por debajo del tapón deben mantenerse en posición abierta. a) b) c) d) e)

Porque la prueba creará cargas de gancho extremas. Debido al potencial daño al revestimiento/agujero abierto. De otro modo, se necesitaría circulación reversa para liberar el tapón de prueba. Para revisar en busca de fugas en el tapón de prueba, y para evitar presión atrapada por debajo del tapón. A y B son correctas.


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Mejor en su clase 20. El propósito de tener fluido almacenado bajo presión en las botellas del acumulador es: a) Reducir el tiempo de cierre de las funciones BOP. b) Permitir el cierre del BOP en caso de una falla de energía. c) Almacenar fluido hidráulico. d) Operar el estrangulador remoto. e) A y B son correctas. 21. Sobre una pila de superficie, el control puente sobre la unidad acumulador a y el panel remoto de los perforadores le permite poner presión completa a cuál de los siguientes: a) Todas las funciones b) Anular únicamente c) Arietes únicamente d) Arietes y válvulas HCR únicamente 22. Al probar un ariete de tubería en una prueba BOP regular, se le informa que está saliendo fluido del agujero de desagüe sobre el ariete. ¿Qué acción debería tomar? a) El "agujero de desagüe" únicamente verifica los sellos de la cámara de cierre, por lo tanto, déjelo así hasta el próximo programa de mantenimiento. b) Energizada el anillo empaquetado plástico de emergencia. Si se detiene la fuga, déjelo así hasta el siguiente programa de mantenimiento. c) El Sello del eje primario está goteando y debe repararlo inmediatamente. d) Los elementos empaquetado desde el ariete sobre el cuerpo del ariete están gastados y deberían reemplazarse inmediatamente. e) Una fuga aquí es normal debido a que las caras segadoras metálicas en el ariete necesitan lubricación para minimizar el daño. 23. En cada una de las siguientes tres preguntas, seleccione el tipo de válvula a los que usted cree aplica cada una de las siguientes afirmaciones: TIPO A - IBOP, vástago de no-retorno en la válvula de seguridad TIPO B - FOSV, válvula de seguridad de apertura total a) Requiere el uso de una llave para cerrar. b) No debe correrse en el agujero en la posición abierta. c) Debe bombearse para que abra para poder leer la SIDPP.

Tipo A o B Tipo A o B Tipo A o B

24. Después de conectar las mangueras de abrir y cerrar a la pila y de verificar la pre carga, usted primero debería: a) b) c) d)

Tomar una tasa de circulación lenta. Purgar las botellas del acumulador y verificar la pre carga. Hacer una prueba de funcionamiento a todos los elementos sobre la pila. Poner todas las funciones en neutro (bloquear) para cargar las mangueras.


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Mejor en su clase 25. La función principal del estrangulador en el sistema BOP general es: a) Desviar el fluido al tanque de lodos. b) Desviar los contaminantes al tanque de quemado. c) Cerrar el pozo con suavidad. d) Mantener la contrapresión mientras se circula una manifestación. 26. El aumento de presión en el separador lodo/gas puede ser peligroso porque: a) El gas puede reventar la línea de ventilación b) El gas puede desplazarlo do en la pierna líquida y luego alcanzar el área de la zaranda c) El estrangulador puede no funcionar apropiadamente d) El perforador puede estar fumando sobre el piso de la torre 27. Cuál es la presión de fractura en la zapata de revestimiento, dados los siguientes datos: Presión de fuga de superficie = 1000 psi TVD de zapata de revestimiento = 7500 ft Peso de lodo = 11.0 ppg Respuesta: : ____________

28. Para garantizar que se obtengan resultados correctos a partir de una prueba de fuga en la zapata de revestimiento, se han observado, medido y registrado de manera exacta varios parámetros críticos. En la siguiente lista, marque los parámetros que deben registrarse. (Elija TRES respuestas): a) Tasa de bombeo constante b) Profundidad medida de la zapata de revestimiento c) Volumen de lodo en el revestimiento. d) Densidad del lodo utilizado e) Profundidad vertical cierta de la zapata de revestimiento 29. ¿Cuál de las siguientes indicaciones posibles sugiere que la presión hidrostática del lodo y la presión de formación son casi iguales? a) Un corte de perforación. b) Conexión de Gas c) Cortes grandes, astillados. d) Gas del viaje e) Todas las anteriores 30. La presión de fractura es: a) La presión creada por más de una columna completa de agua de formación nativa del área b) La presión requerida para fracturar la formación, lo que lleva a pérdida de todo hacia la formación c) La presión de una formación no consolidada, altamente permeable d) La presión requerida para que falle el asiento de la válvula en el extremo de fluido de una bomba triplex Control de Pozos Occidental

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Mejor en su clase 31. Calcular la presión de revestimiento de superficie para estos pozos: a)

EMW o Fractura MW = 11.3 ppg (a) MW de prueba = 9 ppg (b) TVD de zapata = 5,850 ft TVD CP = _____psi

b)

EMW o Fractura MW = 13.2 ppg (a) MW de prueba = 11 ppg (b) TVD de zapata = 7.000 ft TVD CP = _____psi

c)

EMW o Fractura MW = 14.1 ppg (a) MW de prueba = 10.5 ppg (b) TVD de zapata = 201,168.00 cm TVD CP = _____psi

32. Calcular el peso del lodo LOT/FIT o las EMW a partir de las siguientes pruebas de fuga. (No redondee la EMW) a)

b)

Prueba de fuga de superficie = 1,250 psi (a) Zapata TVD = 6,500 ft TVD, Prueba MW = 9.8 ppg

EMW= ___ ppg

FIT Superficie Psi = 925 psi (a) Zapata TVD = 5,750 ft TVD, Prueba MW = 9.1 ppg

EMW= ___ ppg

33. Calcular la SIDPP de una manifestación de gas de "1.2 ppg" en un pozo de 6,250 ft TVD, zapata de revestimiento 4,500 ft TVD. Peso de lodo utilizado durante la perforación = 11.1 ppg. a) b) c) d)

109 psi 390 psi 281 psi 325 psi


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Mejor en su clase

Taller 4 Entender el control de po 1. ¿Cuál de las siguientes indica un wash-out del estrangulador? a) Presión de tubería de taladro aumenta, presión de revestimiento permanece b) Presión de tubería de taladro permanece, presión de revestimiento aumenta c) Tener que cerrar continuamente el estrangulador para mantener la presión de la tubería de taladro y de revestimiento d) Tener que abrir continuamente el estrangulador para mantener la presión de la tubería de taladro y de revestimiento

2. Si hay un agujero en la tubería de taladro, ¿cuál de las siguientes podría verse afectada? a) Presión del fondo de pozo b) Presión de fricción de circulación c) Presión de fractura de formación d) Presión de cierre del anular 3. Se está matando un pozo utilizando el método del perforador. SIDPP original = 500 psi SICP original = 900 psi Después de la primera circulación, se cierra el pozo y se permite que las presiones se estabilicen. SIDPP = 500 psi SICP = 650 psi Se recomienda no pasar más tiempo limpiando el agujero. ¿Cuál de las siguientes acciones debe tomarse? a) Continuar con el método del perforador (mantener constante la presión de revestimiento hasta que el lodo para matar alcance la broca) b) Lodo para matar mediante bullheading dentro del anular c) Circulación reversa hasta que SICP = 500 psi d) Continuar de todas maneras limpiando el agujero 4. Se está matando el pozo, utilizando el método del perforador. El fluido se encuentra aproximadamente a medio camino en el anular. El operador del estrangulador nota que el estrangulador debe cerrarse gradualmente para mantener la presión correcta en la tubería de taladro. Debe haber un wash-out en la sarta. ¿Qué efecto tiene el cierre gradual del estrangulador sobre la presión del fondo de pozo? a) Aumenta b) Disminuye c) Permanece constante 5. Mientras se espera que se estabilicen las presiones después de cerrar, usted nota que ambos medidores caen. Seleccione la causa más probable: a) Ambos medidores fallaron b) Broca taponada c) Agujero en la sarta. d) Fractura de la formación Control de Pozos Occidental

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Mejor en su clase 6. Usted cierra un pozo que fluye con SIDPP de 200 psi y SICP de 0 psi. Decide observar el pozo abriendo el estrangulador, pero no hay flujo. ¿Cuál es el problema? a) La válvula HCR aún está cerrada. b) Circulación totalmente perdida. c) Broca taponada. d) FOSV cerrado e) Ninguna de las anteriores 7. Se ha tomado una manifestación en agujero abierto. La tubería de taladro está taponada, usted no puede circular y no puede leer la SIDPP. Después de estabilizar, la presión de revestimiento comienza a aumentar y se sospecha una migración de gas. ¿Cuál de las siguientes técnicas de control de pozo utilizaría? a) El Método del Perforador b) El método de Esperar y Pesar c) El método de Lubricar y Purgar d) El método Volumétrico 8. ¿Cuál de las siguientes afectará la tasa de bombeo (bpm) elegida para matar el pozo? a) La capacidad de manipulación del separador lodo/gas (MGS) b) La capacidad de la sarta de taladro c) La capacidad del agujero abierto d) La capacidad de almacenamiento de químicos 9. Mientras circula una manifestación la presión de la tubería de taladro súbitamente pasar de 500 a 950 psi. La presión de revestimiento no cambia. ¿Qué debería hacer? a) Cambiar a presión de revestimiento y mantenerla constante hasta que el pozo esté muerto; b) Cerrar el pozo, leer las presiones y reestablecer la circulación con presiones nuevas. c) No hacer nada, continuar circulando, manteniendo 950 psi en la tubería de taladro; d) Desacelerar las bombas hasta que la presión en la tubería de taladro será de 500 psi. 10. Mientras mata el pozo, usted nota que se está acercando a la MASP con el influjo cerca del zapata. Se trata de un pozo profundo con una sección de agujero abierto corta. Usted debería: a) Remover cualquier factor de seguridad de circulación b) Abrir el estrangulador para evitar exceder la MASP c) Comenzará bombear lodo para matar d) Llevar las bombas a una tasa más lenta


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Mejor en su clase 11. Una manifestación está estática con 260 psi sobre la tubería de taladro y 520 psi sobre el revestimiento después de tomar una ganancia de 20-bbl mientras se perfora con lodo de 12 ppg. El revestimiento está colocado a 5000 pies (TVD) con gasto de filtración EMW de 15 ppg. La profundidad del pozo es 10,000 ft (TVD). Asumiendo que el fluido de manifestación se encuentra por debajo de la zapata de revestimiento, la densidad de lodo equivalente en la zapata es: a) b) c) d)

2 ppgp 13 ppg 14 ppg 15 ppg

La máxima presión del revestimiento que podría mantenerse sin romper la zapata de revestimiento es: (Asuma que el gas no ha mirado más allá de la zapata de revestimiento). a) b) c) d) e)

600 psi 780 psi 1,050 psi 2,140 psi 3,500 psi

12. Una manifestación está estática con 260 psi sobre la tubería de taladro y 520 psi sobre el revestimiento después de tomar una ganancia de 20-bbl mientras se perfora un pozo direccional con lodo de 12 ppg. El fondo del agujero de 8.5 pulgadas se encuentra a 10,000 pies de profundidad medida y la profundidad vertical cierta es de 5000 pies. La densidad del lodo para matar (la más cercana a lo correcto) es: a) b) c) d)

12 ppg 13 ppg 14 ppg 15 ppg

13. Estimar la presión de fondo de pozo en esta situación de workover de pozo: SITP = 2,300 psi SICP = 0 psi Gradiente de presión de fractura = 0.832 psi/ft. Gradiente de presión de formación = 0.676 psi/ft. Top of perfs = 8,988 ft TVD/MD Bottom of perfs = 9,025 ft TVD/MD BHP= _____________psi

14. Los fluidos de completamiento son considerados generalmente como fluidos de tipo muy limpio. a) Bajos en sólidos b) Altos en sólidos Control de Pozos Occidental

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Mejor en su clase 15. El peso del fluido es 8.9 ppg A 10,000 pies, se perforó el revestimiento a una zona a una presión de 6560 psi. ¿Cuál será la presión - estática de tubería? a) 550 psi b) 735 psi c) 1,930 psi d) 3,125 psi 16. Con el empacador colocado en su lugar, la presión estática de revestimiento mientras un pozo está en producción puede ser un indicador de lo siguiente: a) El fluido del empacador es demasiado pesado b) Una falla en el empacador o una fuga en la tubería c) Un aumento en la presión del fondo del pozo. d) Todas las anteriores 17. Antes de ejecutar una operación de matar pozo tipo bullheading, se recomienda bombear en el anular y aplicar alguna presión adicional (por ejemplo 500 psi) para: a) Ayudar a mantener en empacador asentado de forma apropiada b) Determinar si la tubería por el revestimiento comienza a gotear c) Proporcionar a la tubería más resistencia interna al reventón d) Todas las anteriores 18. ¿Como podemos haber que nuestra píldora viscosa (que se utiliza algunas veces para reducir la tasa de migración de gas) ha alcanzado las perforaciones mientras se hace bullheading? a) El pozo deja de patear. b) La presión de la tubería aumentará. 19. Datos del pozo: SITP = 3,890 psi SICP = 0 psi Gradiente de fractura = 0.7956 psi/ft. Gradiente de formación = 0.6656 psi/ft. Top of perfs = 9,015 ft TVD/MD Bottom of perfs = 9,115 ft TVD/MD Calcular el ppg equivalente del fluido en la tubería. __________ppg 20. (Encierre en un círculo la respuesta correcta) se utilizan fluidos en lados opuestos deformaciones productivas para evitar daño permanente a la zona de paga. a) Remedial b) Empacador c) Completamiento 21. (Verdadero o Falso) Los fluidos remediales como la salmuera son susceptibles a "Problemas de Cristalización". La cristalización se ve como si se estuviera formando hielo, y a menudo se le conoce como "congelamiento" por las personas de campo. Control de Pozos Occidental

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Mejor en su clase 22. En el método de circulación reversa de control de pozo el porcentaje más grande de pérdidas de presión friccional es . Usualmente, esto estaría sobre un lado de la tubería. Por lo tanto, cuando se reversa, la mayor parte de la presión de la bomba para circular se ejerce ahora sobre el anular. a) Dentro del diámetro más pequeño b) Dentro del anular c) Las líneas de superficie 23. A es un dispositivo utilizado para sellar el área entre el revestimiento de la tubería. Su propósito es aislar el revestimiento de alta producción o presiones de estimulación y fluidos corrosivos. a) Tapón puente b) Junta de Seguridad c) Tubería d) Empacador 24. A se utiliza para tener la capacidad de circular el anular entre la tubería y el revestimiento sin desasentar el empacador ni sacar la guía o el niple de sellado del empacador. a) Niple No-go b) Mandril c) Empacador flexible d) Camisa deslizante 25. En relación con Operaciones Remediales, métodos que aumentan la productividad de un pozo incluyen operaciones tales como: a) Fractura b) Acidificación c) Control de arena d) Cementación forzada e) Re-Perforación f) Inyección de químicos g) Side tracking h) Todas las anteriores


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Mejor en su clase

Taller 1 Presión Hidrostática (Capítulo 1, Página 5) Entender el control de po

Presión (psi) = 0.052 X Profundidad (TVD,ft.) X MW (ppg) EJEMPLOS: Profundidad,TVD Peso Lodo Presión Hidrostática 3515' 7520' 9526' 11200'

9.4 ppg 10.6 ppg 11.2 ppg 12.5 ppg

____1720_____psi ____4145_____psi ____5550_____psi ____7280_____psi

Gradiente de presión (Capítulo 1, Página 7) Peso Lodo (ppg) X 0.052 = Gradiente de Presión (psi/ft) EJEMPLOS: Peso Lodo

Gradiente de Presión

14.6 ppg 12.1 ppg 9.6 ppg 10.0 ppg

__0.759____psi/ft __0.629____psi/ft __0.499____psi/ft __0.520____psi/ft

Peso Lodo Equivalente (Capítulo 1, Página 43) Peso Lodo Equivalente (ppg) = Presión  0.052 TVD EJEMPLOS: Presión

Profundidad,TVD

1925 psi 6362 psi 7540 psi

3526' 7942' 11416'

Peso Lodo Equivalente

____10.5___ppg ____15.4___ppg ____12.7___ppg

Presión de Fondo de Pozo Circulante (Capítulo 1, Página 44) BHP Circulante = Presión hidrostática. + Pérdida de Fricción Anular (AFL) EJEMPLOS: TVD, 9625' 12210' 6,345’ 6,345’

MD 10,280’ 14,690’ 6,345’ 11,660’


Peso Lodo 11.7 ppg 13.5 ppg 9.6 ppg 9.6 ppg

Hidrostática 5855 psi 8570 psi 3170 psi 3170 psi

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AFL 75 psi 160 psi 60 psi 235 psi

BHP Circulante __5930__psi __8730__psi __3230__psi __3405__psi Rev 3, 02 / 2008

Mejor en su clase DENSIDAD CIRCULANTE EQUIVALENTE (Capítulo 1, Página 43) ECD (ppg) = OMW + (Pérdida de presión anular  0.052  TVD ) EJEMPLOS: Profundidad, TVD 8745' 11230' 9543'

Peso Lodo 10.3 ppg 13.7 ppg 16.2 ppg

Pérdida Anular 90 psi 135 psi 180 psi

ECD 10.5 ppg 13.9 ppg 16.6 ppg

1. La profundidad del pozo es 6400 ft. La pérdida de presión anular durante la perforación es 95 psi, y el peso actual del lodo es 11.2 ppg. El revestimiento de 13-3/8" está colocado a 4400 ft. ¿Cuál es el ECD? RESPUESTA:_11.5_ppg (95psi ÷ 0.052 ÷ 6400ft) + 11.2ppg= 2. Un pozo TVD de 3,500’ contiene fluido de 9.5 ppg. Calcular la presión hidrostática en la zapata de revestimiento a 2,900'. Respuesta:____1,430 psi 2900ft x 0.052 x 9.5ppg = 3. Un pozo vertical de 12,000’ contiene 8,000’ de lodo de 11.0 ppg y 4,000’ de lodo de 12.5 ppg. Calcular la presión hidrostática en el fondo del pozo. Respuesta:___7,175 psi__ (8000ft x 0.052 x 11.0ppg) + (4000ft x 0.052 x 12.5ppg) = 4. Para añadir un margen de viaje de 200 psi a su sistema que contiene fluido de 13.5 ppg a una profundidad de 2900', calcular cuál sería el peso de fluido requerido. Respuesta:__14.8 ppg____ (200psi÷ 0.052 ÷ 2900ft) + 13.5ppg = 5. Un pozo de 9,130’ (8,850' TVD) contiene fluido de 10.6 ppg. Calcular la presión hidrostática en el fondo del pozo. Respuesta:___4,880 psi___ 8850ft x 0.052 x 10.6ppg = 6. Calcular el peso del fluido necesario para balancear un gradiente de formación de 0.612 psi/Pie. Respuesta ____11.8 ppg__ 0.612psi/ft ÷ 0.052 = 7. Si el peso del fluido es 15.2 ppg, ¿cuál es el gradiente de fluido? Respuesta:___0.79 psi/ft__ 15.2ppg x 0.052 = 8. El equipo de monitoreo del fluido como el PVT y los sistemas de alarma de foso, tanques de viaje y registros de viaje deben utilizarse: a) En cualquier momento en que el pozo esté abierto. a) En cualquier momento en que se circula a través de los fosos. c) Únicamente en producción y en formaciones de presión anormal. d) Únicamente en formaciones más profundas.


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Mejor en su clase 9. De todas las pérdidas de presión del sistema en un sistema circulante, ¿cuál se ejerce justamente en la formación? a) Pérdida de presión en el equipo de bombeo de superficie. b) Pérdida de presión en el anular. c) Pérdida de presión a través de la sarta de taladro. c) Pérdida de presión a través de las boquillas de la broca.

10. ¿Cuál de las siguientes debería ser la primera indicación de que usted ha tomado una manifestación? a) Aumento en el volumen del foso. b) Lodo con cortes de gas. c) Aumento de la presión de la bomba. d) Aumento en la tasa del flujo de retorno. 11. Mientras se vuelve a correr tubería en el agujero, se nota que el desplazamiento normal de fluido en el tanque de corrida es menor que el calculado. Después de alcanzar el fondo y al comenzar la circulación, se observa que el medidor de flujo de retorno baja de 50% a 42%. Se nota una pérdida de foso de dos bbls. ¿Cuál es la causa más probable de estas indicaciones? a) Ha ocurrido una circulación pérdida parcial. b) Ha ocurrido una circulación pérdida total. c) Se ha tomado una manifestación. d) Se ha "suabeado" el pozo. 12. Cuál de las siguientes es una señal de alarma de que está ocurriendo una manifestación? a) Aumento en la tasa de flujo. c) Presión de la bomba disminuida. c) Corte de perforación. d) Lodo con cortes de gas. 13. Si ocurre el flujo a través del DP mientras se corre tuberías, cuál debería ser la primera acción? a) Levantar e introducir kelly/ top drive. b) Volver a correr al fondo. c) Cerrar el preventor anular. d) Introducir la válvula de seguridad de apertura total. 14. ¿Cuales dos de las siguientes causan suabeo? a) Sacar la tubería demasiado rápido. b) Entrar en el agujero demasiado rápido. c) Fuerzas de gel altas en las propiedades de su lodo. d) Dejar de colocar sobrepeso antes de POOH.


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Mejor en su clase 15. Se bombea una píldora de diesel dentro del pozo. El pozo no está cerrado, usted está circulando de regreso a la línea de flujo. ¿En qué momento exactamente comenzará a cambiar la presión circulante de fondo de pozo? a) Cuando el diesel va bajando por la sarta empujado por el lodo original b) Cuando el diesel está subiendo en el anular. c) Tan pronto como comienza a bombearse diesel dentro de la tubería de taladro d) Cuando comienza a bombearse diesel a través de la broca 16. Usted está sacando el BHA del agujero para un cambio de broca. Usted tiene 340’ de cuellos de taladro de 6 ½” con un ID de 2 ¼”. ¿Cuantos barriles de caída de fluido debería ver en su tanque de rellenar? a) 15 bbl (6.5in2 – 2.25in2) ÷ 1029.4 = 0.036 bbl/ft b) 12.3 bbl 0.036bbl/ft x 340ft = 12.24 bbl c) 7.5 bbl d) 10.3 bbl 17. Si el nivel de fluido cayó 480' en un revestimiento de 9-5/8", 47 lb/pie (ID= 8.681") con lodo de 12.0 ppg, ¿Cuánta presión hidrostática se perderá? a) 400 psi b) 300 psi 480ft x 0.052 x 12.0ppg = 300 psi c) 200 psi d) 100 psi 18. Cuando ocurre una manifestación, ¿por qué es importante cerrar el pozo tan pronto como sea posible? a) Una ganancia de foso mayor dará como resultado un SIDPP más alto, lo que dará como resultado un fluido pesado para matar más pesado. VERDADERO o FALSO: ___________________ b) Una ganancia de foso mayor dará como resultado un SIDPP y un SICP más altas. VERDADERO o FALSO: ___________________ c) Una ganancia de foso mayor dará como resultado un SIDPP más alto, pero el SICP permanecerá igual. VERDADERO o FALSO: ___________________ d) Una ganancia de foso mayor dará como resultado un SICP más alto, pero el SIDPP permanecerá igual. VERDADERO o FALSO:___________________ 19. ¿Cuál de las siguientes causas de una manifestación es totalmente evitable y se debe a una falta de alerta de parte del perforador? a) Circulación perdida b) Lodo con cortes de gas. c) No mantener el agujero lleno con el volumen correcto. d) Presiones anormales.


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Mejor en su clase 20. El pozo está cerrado con una manifestación de gas de 50 bbl. Tamaño del agujero = 8-1/2" Profundidad = 13,300' 12,300' de DP de 5" (cap. anul. = 0.0459 bbl/ft) 1,000' de DC de 6-1/2" (cap. anul. = 0.0292 bbl/ft) Peso de lodo = 14 ppg SIDPP = 600 psi El gradiente de influjo = 0.12 psi/ft. ¿Cuál sería la SICP aproximada? a) 1,380 psi b) 2,000 psi c) 1,600 psi d) 1,485 psi

13,300ft - 1,453ft = 11,847 ft 11,847ft x .052 x 14.0ppg = 8,625 psi

20.8bbl ÷ 0.0459bbls/ft = 453 ft 1000ft + 453ft = 1,453 ft 1,453ft x 0.12psi/ft = 175 psi

1000ft X 0.0292bbls/ft = 29.2 bbl 50bbl – 29.2bbl = 20.8 bbl @ DP

600psi + (13,300ft x 0.052 x 14.0ppg) = 10,280 psi BHP 10,280psi – 175psi – 8625psi = 1,480 psi CP

21. Dada una pila de superficie (jack-up equivalente), un pozo está cerrado con 1500 psi en el estrangulador. Hay 11.2 ppg de fluido y 1200 pies de tubería de taladro de 4.5-in, 16.6 ppf en el agujero. Si La tubería del taladro está llena de fluido de 11.2 ppg, A. Calcular el peso flotado de toda la sarta de taladro. 16.6ppf x ((65.4ppg-steel – 11.2ppg-mud) ÷ 65.4ppg-steel) = 13.76 ppf buoyed 13.76ppf x 1200ft = 16,510 lbs down force B.

Calcular la fuerza hacia arriba debida a la presión de revestimiento actuando sobre la sarta de taladro. 1,500psi x ( 4.5in2 x 0.7854) = 23,860 lbs force up

C.

Considerando las partes A y B, la tubería se consideraría a) b) d)

Tubería ligera Tubería pesada Balanceada o neutra


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Migración de Gas Se está taladrando un pozo a 10,000 pies cuando se decide hacer un viaje de broca. Después de sacar 1000 pies de tubería, los indicadores de manifestación han sido vistos y el pozo cerrado. El Gerente de Sitio de Taladro de Oxy nota que las presiones estabilizadas de tubería de taladro y de revestimiento comienzan a aumentar, por lo que sospecha que hay una burbuja de gas migrando en el agujero del pozo. Con base en la situación anterior, responda las siguientes preguntas. (Recuerde, trate de contestar con un sentido de largo plazo, y no únicamente para los primeros pocos segundos.) 1. Asumiendo que la burbuja de gas ingresó al pozo por debajo de la broca, ¿cómo debería relacionarse la SIDPP inicial con la SICP final? a) SIDPP mayor que SICP b) SIDPP igual a SICP c) SIDPP menor que SICP 2. Una vez que la burbuja de gas ha migrado más allá de la broca, ¿cómo se relacionará la SIDPP con la SICP? a) SIDPP mayor que SICP b) SIDPP igual a SICP c) SIDPP menor que SICP 3. A medida que la burbuja de gas migra hacia arriba por el anular, si el Gerente de Sitio de Taladro de Oxy no hace nada, ¿qué le sucede a la presión en la burbuja? a) aumenta b) disminuye c) permanece constante 4. A medida que la burbuja de gas migra hacia arriba por el anular, si el Gerente de Sitio de Taladro de Oxy purga fluido en el estrangulador, ¿qué le sucede al volumen del gas? a) aumenta b) disminuye c) permanece constante 5. A medida que la burbuja de gas migra hacia arriba por el anular, si el Gerente de Sitio de Taladro de Oxy purga fluido en el estrangulador que le sucede a la presión en la burbuja? a) aumenta b) disminuye c) permanece constante Control de Pozos Occidental

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6. A medida que la burbuja de gas migra hacia arriba por el anular por encima de la broca, si el Gerente de Sitio de Taladro de Oxy purga fluido en el estrangulador manteniendo constante la presión de la tubería de taladro, ¿qué le sucede a la presión del fondo de pozo? a) aumenta b) disminuye c) permanece constante 7. A medida que la burbuja de gas migra hacia arriba por el anular por encima de la broca, si el Gerente de Sitio de Taladro de Oxy purga fluido en el estrangulador manteniendo constante la presión de la tubería de taladro, ¿qué le sucede a la presión en el anular por debajo de la burbuja? a) aumenta b) disminuye c) permanece constante 8. A medida que la burbuja de gas migra hacia arriba por el anular por encima de la broca, si el Gerente de Sitio de Taladro de Oxy purga fluido en el estrangulador manteniendo constante la presión de la tubería de taladro, ¿qué le sucede a la presión del revestimiento? a) aumenta b) disminuye c) permanece constante 9. A medida que la burbuja de gas migra hacia arriba por el anular por encima de la broca, si el Gerente de Sitio de Taladro de Oxy purga fluido en el estrangulador manteniendo constante la presión de la tubería de taladro, ¿qué le sucede a la presión en el anular por encima de la burbuja? a) aumenta b) disminuye c) permanece constante 10. A medida que la burbuja de gas migra hacia arriba por el anular por encima de la broca, si el Gerente de Sitio de Taladro de Oxy purga fluido en el estrangulador manteniendo constante la presión de la tubería de taladro, ¿qué le sucede a la presión en la burbuja? a) aumenta b) disminuye c) permanece constante 11. A medida que la burbuja de gas migra hacia arriba por el anular por encima de la broca, si el Gerente de Sitio de Taladro de Oxy purga fluido en el estrangulador manteniendo constante la presión del revestimiento, ¿qué le sucede a la presión del fondo de pozo? a) aumenta b) disminuye c) permanece constante Control de Pozos Occidental

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Taller 2 Entender el control de po

1. Un pozo que fluye está cerrado-. ¿Cual lectura del medidor de presión se utiliza para determinar la presión de la formación? a. Medidor de presión del múltiple BOP. b. Medidor de presión de la tubería de taladro de la consola del estrangulador. c. Medidor de presión de la tubería de taladro de la consola del perforador. d. Medidor de presión de la tubería de revestimiento de la consola del estrangulador. 2. La razón por la cual la presión del revestimiento es usualmente más alta que la- presión estática de tubería de taladro es: a. Los cortes en el anular son más ligeros, por lo tanto crean una hidrostática más ligera en en anular. b. El fluido del influjo es usualmente menos denso que el peso de lodo existente. c. La presión del revestimiento no necesariamente es más alta, depende de si se trata de una operación mar adentro o en tierra. d. La única diferencia está en el tipo de medidores utilizados. 3. El aumento de presión debido a la migración de gas que no puede expandirse podría llamarse el segundo aumento. El primer aumento usualmente ocurre entre 5-15 minutos o más después de que se cierra el pozo. ¿Qué factores tienen un impacto sobre el primer aumento? a. Migración de Gas b. Pérdidas por fricción c. Permeabilidad d. Tipo de influjo 4. Usted tiene que aumentar la presión de la tubería de taladro en aproximadamente 100 psi manipulando el estrangulador durante una operación para matar un pozo. De las siguientes opciones, ¿cuál elegiría? a. Seguir cerrando el estrangulador hasta que usted vea que la presión en la tubería del taladro comienza a elevarse. b. Aumentar la presión del revestimiento en 100 psi y esperar a que se eleve la presión en la tubería del taladro. 5. Durante la primera circulación del método del perforador, la presión circulante inicial era de 1075 psi a 30 spm. El perforadora aumentó entonces la velocidad de la bomba a 35 spm, pero el operador del estrangulador continuó manteniendo "constante la presión de la tubería de taladro cierra comillas a 1075 psi. ¿Que le sucedió a la presión del fondo del pozo? a. Aumentó b. Disminuyó c. Permaneció igual 6. Si un flotador del tipo sin puertos se corre en la sarta del taladro, la SIDPP correcta no puede obtenerse. a. Verdadero b. Falso Control de Pozos Occidental

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7. El pozo está cerrado después de tomar una manifestación de un tipo anormalmente presurizada. Después de circular hacia fuera un influjo en la primera circulación, utilizando el "Método del Perforador" y detener la bomba, la SICP debería ser a. Igual que la SICP original b. Menor que la SIDPP c. Igual a la SIDPP d. Ninguna de las anteriores 8. Durante una circulación típica de larga duración, al ajustar el estrangulador, el lapso de tiempo de demora hidráulica que toma para que un cambio en el estrangulador se muestre como un cambio en la presión de la bomba es de aproximadamente (Regla general): a. 1 segundo por cada 1000 pies de profundidad de la broca b. 2 segundos por cada 1000 pies de profundidad de la broca c. 3 segundos por cada 1000 pies de profundidad de la broca 9. Para configuraciones de pila BOP, la presión de revestimiento se mantiene constante: (Elija tres respuestas): a. Durante los procedimientos de arranque de la bomba en un método de presión constante de agujero del pozo. b. Continuamente mientras se ventila gas a la superficie. c. Siempre que sea el momento de detener las bombas después de la primera circulación del Método del Perforador d. Siempre, a medida que el gas migra hacia la superficie. e. Durante cualquier cambio de velocidad en la bomba mientras se circula una manifestación. 10. Elisa las afirmaciones ciertas que relacionan las presiones en el pozo durante la primera circulación de un procedimiento de control de pozo con el Método del Perforador cuando se circula una manifestación de gas. (Más de una respuesta) a. La presión en cualquier punto por encima de la burbuja de gas está disminuyendo. b. La presión en cualquier punto por encima de la burbuja de gas está aumentando. c. La presión de la burbuja de gas permanece igual. d. La presión de la burbuja de gas está disminuyendo. e. La presión en cualquier punto por debajo de la burbuja es constante. f. La presión en cualquier punto por debajo de la burbuja de gas está disminuyendo. g. La presión del fondo de pozo es igual o ligeramente mayor que la presión de la formación. 11. Mientras se circula un influjo de gas, la presión en la zapata de revestimiento estará en el máximo o en la presión más alta tanto en "condiciones de cierre inicial", o cuando la: a. Burbuja de gas está por encima de la zapata y el lodo pesado para matar se encuentra en la sección del agujero abierto b. El lodo pesado para matar alcanza la zapata con el influjo de gas dentro del revestimiento c. La parte superior de la burbuja de gas alcanza la zapata d. La parte inferior de la burbuja de gas alcanza la zapata


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12. Tomamos una manifestación y cerramos el pozo. Es una manifestación de 25 bbl de agua salada. A medida que se circula la manifestación de agua salada hacia arriba del agujero, el volumen del foso debería: a. Aumentar b. Disminuir c. Permanecer igual 13. ¿Que causaría que calibre entrara en solución en presencia de un fluido base sub-saturado ( un fluido base que puede absolver más gas en solución)? a. Presión disminuida b. Presión aumentada

14. ¿Qué hace que el gas "salga" de cualquier lodo que contenga gas en solución? a. La pérdida de presión hidrostática a medida que el gas alcanza la superficie b. Un aumento en la presión hidrostática en condiciones de fondo de pozo 15. Se cerró y estabilizó un pozo. Si el influjo es gas, marque con un círculo las respuestas que sean CIERTAS. (Más de una respuesta) a. La SIDPP es mayor que la SICP b. La SICP es mayor que la SIDPP c. El gas no se expandirá si migra hacia arriba en el pozo cerrado, aumentando tanto la SIDPP previa como la presión del fondo del pozo. d. A medida que el gas migra hacia arriba del anular, ocurrirá un aumento gradual pero constante en la SICP y en la SIDPP. 16. El pozo está cerrado con una manifestación de gas. ¿Cuál de las siguientes precisiones NO AUMENTA con la migración del gas? El estrangulador permanece cerrado. No hay flotador en la sarta. a. Presión del fondo de pozo b. Presión de zapata de revestimiento c. SICP d. Presión de la burbuja de gas e. SIDPP f. Presión de superficie g. Presión de formación 17. Cuando un influjo ingresa en el anular, ¿cuál de las siguientes afectará la presión de cierre del revestimiento?: a. Volumen de influjo b. capacidad anular c. Densidad del influjo d. Presión de formación e. Todas las anteriores


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18. Durante la perforación, el fluido de corte de gas reduce más la presión de fondo de pozo cuando el gas: a. Se encuentra cerca de la superficie b. Se encuentra en o cerca del fondo c. Está aproximadamente a medio camino en el pozo d. Todas las anteriores 19. Cuando se circula una manifestación de gas hacia arriba del pozo, el volumen del foso de superficie: a. Aumentará b. Disminuirá c. Permanecerá igual 20. ¿Es cierto que una manifestación del gas hidrocarburo ingresando al agujero siempre causará un aumento en el nivel del foso? a. Cuando se perfora con lodo de base aceite Verdadero / Falso b. Cuando se perfora con lodo de base agua Verdadero / Falso 21. Preguntas acerca de la ley de Boyle: Esta es una manifestación "suabeada". El volumen de la burbuja de gas es 10 bbl. La presión de la burbuja de gas es 5200 psi. El peso del lodo es 10 ppg o 0.52 psi/pie. La profundidad del pozo es 10,000 pies TVD. (Ignore la presión atmosférica en sus cálculos.) El pozo está abierto (no cerrado): d)

Si la burbuja de gas se dejara expandir libremente, ¿cuál sería el nuevo volumen de la burbuja de gas a 5,000 pies TVD? (5200psi x 10bbls) ÷ (5000ft x 0.52psi/ft) = (5200psi x 10bbls) ÷ 2600psi = 20 bbls _____

e)

Si la burbuja de gas se dejara expandir libremente, ¿cuál sería el la nueva presión de la burbuja de gas a 5,000 pies TVD? 5000ft x 0.52psi/ft = 2600_________

psi

El pozo está cerrado y estabilizado: f)

Las bombas de lodo se pusieron en línea con el estrangulador en posición cerrada. Por lo tanto, por no abrir el estrangulador de manera apropiada, la burbuja de gas se ha comprimido ahora a un nuevo volumen de 8 bbls. ¿Cuál es la presión de la burbuja de gas ahora?

(5200psi x 10bbl) ÷ 8bbl = 6,500 Control de Pozos Occidental

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CDG

G D C

Taller 3 Entender el control de pozos

1. El perforador cierra el pozo en una manifestación de gas. A medida que el gas comienza a migrar, la presión de revestimiento ha aumentado en 100 psi. ¿Cuantos pies de lodo de 15 ppg se han deslizado por debajo de la burbuja para aumentar la presión en el pozo en 100 psi? 100psi ÷ 0.052 ÷ 15.0ppg = 128 ft 2. Después de permitir que la presión de revestimiento aumente 100 psi, el DSM purga lentamente pequeñas cantidades de lodo del anular mientras mantiene constante la presión de revestimiento. ¿Qué le está sucediendo a la presión de la burbuja de gas? a) Está aumentando b) Está disminuyendo c) Se mantiene igual 3. ¿Cuál será la "tendencia" de la presión de revestimiento a medida que el DSM continúa con el Método Volumétrico? a) Aumentar b) Disminuir c) Permanecer igual 4. Cuando se utiliza el Método de Esperar y Pesar del Método del Perforador, la presión estática de tubería de taladro circulante inicial (SIDPP) mas la presión de fricción a la tasa de matar circulante. a) Verdadero b) Falso 5. Mientras se utiliza el método Esperar y Pesar en un pozo altamente desviado, si el operador del estrangulador utiliza el estrangulador para mantener la presión de tubería de taladro según el programa de presión de tubería de taladro para un pozo vertical, la presión en la zapata: a) Será menor de lo necesario b) Será mayor de lo necesario c) Será constante 6. Cuando se hace Bullheading, ¿es una práctica común sobre-desplazar la sarta de trabajo antes de detener la bomba? a) Si b) No 7. ¿Cuál método de control de pozo minimiza la presión en la superficie? a) El Método del Perforador b) El método de Esperar y Pesar c) El método Volumétrico d) Depende de la geometría del pozo Control de Pozos Occidental

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8. ¿Cuál método de control de pozo minimiza la presión en la zapata de revestimiento? a) El Método del Perforador b) El método de Esperar y Pesar c) El método Volumétrico d) Depende de la geometría del pozo

9. ¿Cuál método CBHP de control de pozo minimiza o reduce la cantidad de tiempo que el pozo está estático antes de comenzar a circular? a) b) c)

El Método del Perforador El método de Esperar y Pesar El método Volumétrico

10. El método del perforador dará como resultado una presión de fondo de pozo más alta cuando se circula un influjo que el método de esperar y pesar. a) b)

Verdadero Falso

11. ¿Cómo determinaría la presión inicial de circulación sin ninguna presión de tasa de circulación estuviera disponible? Asuma que el pozo se encuentra en tierra, se ha tomado una manifestación y se ha cerrado el pozo. a)

b) c)

Añada 300 psi a la presión de revestimiento y acelere la bomba a velocidad para matar mientras utiliza el estrangulador para mantener constante la presión de revestimiento a (SICP + 300). Lleve la bomba a la casa para matar mientras mantiene constante la presión de revestimiento mediante manipulación del estrangulador. Circule a la tasa de bombeo para matar manteniendo 200 psi de contraprestación en el lado de la tubería de taladro/tubería con el estrangulador.


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12. Mientras corre, el pozo comienza a patear. El perforador cierra el pozo. Profundidad de la broca 9000’ TVD. Profundidad del pozo 10,000 ft TVD Peso de lodo el uso 10 ppg. Revestimiento de 9-5/8" profundidad de zapata 7500 ft. Cap. Rev. =0.0758 bpf Tamaño del agujero = 8-1/2" Cap. agujero = 0.0702 bpf Cuellos de taladro 800' x 6-1/2" OD x 2-13/16" ID DC Desp. metal. = 0.0330 bpf Cap. DC = 0.0075 bpf Tubería de taladro 5" OD. DC Desp. metal. = 0.0075 bpf; DP cap.=0.01776 bpf. Cap. DC/ agujero abierto. = 0.0292 bpf Cap. DP/ agujero abierto. = 0.0459 bpf Cap. DP/ revestimiento = 0.0505 bpf Presión estática de revestimiento: 200 psi Influjo: 10 bbls. Gradiente de influjo = 0.12 psi/ft. Influjo en el fondo; no migración. ¿Cuales la presión estática en la tubería de taladro? ___200____psi Calcular el volumen de fluido a purgar por pie de sarta de taladro que se corre nuevamente dentro del agujero. ______bpf. 5in2 ÷ 1029.4 = 0.024 bpf ¿Cuál es la nueva presión de revestimiento una vez que la broca está nuevamente en el fondo? __280__psi Altura de manifestación agujero abierto = 10bbl ÷ (8.5in2 ÷ 1029.4) = 142 ft DC por Altura de manifestación agujero abierto = 10bbl ÷ ((8.5in2 - 6.5in2) ÷ 1029.4) = 343 ft Cambio en hidrostática = 201ft x ( 0.52psi/ft-lodo – 0.12psi/ft-gas) = 80 psi pérdida de hidrostática 200psi CP + 80psi = 280 psi Nueva CP 13. ¿Cuántos barriles del lodo deberían purgarse para reducir la cabeza hidrostática general en 100 psi en el siguiente ejemplo, en el cual el pozo manifestó estando fuera del agujero? 9-5/8" x 47 ppf; Cap. Peso de lodo = 15.4 ppg a) b) c)

9.1 bbl 12.4 bbls. 10.9 bbls.

revestimiento = 0.07323 bbl/ft 100psi ÷ (15.4ppg x 0.052) = 125 ft 125ft x 0.07323bbl/ft = 9 bbl

14. Una manifestación de gas ha sido cerrada estando fuera del agujero. Se observó una presión de revestimiento estática estabilizada. Algún tiempo más tarde, se observa que la SICP se ha elevado en 100 psi debido a la migración del gas. La capacidad del agujero es 0.07323 bbl/ft y el peso de lodo es is15.4 ppg. ¿Qué tan lejos se ha movido la burbuja hacia arriba en el pozo? RESPUESTA:_125_____ pies. 100psi ÷ (15.4ppg x 0.052)


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15. El objetivo del método volumétrico es: a) b) c) d)

Mantener constante la SICP. Mantener constante la presión del influjo. Mantener constante la suma de la presión hidrostática y la presión de revestimiento dentro de un rango de trabajo. Mantener constante la presión del en la zapata.

16. En su torre, ¿cuáles son las presiones operacionales normales vistas en los siguientes medidores en el panel remoto? Medidor No. 1 __+/- 120 __psi

1

2

Medidor No. 3 __1500 ___psi

Torre

Anular

Medidor No. 4 __3000 ___psi

Aire

Presión

3

4

Múltiple

Acumulador

Presión

Presión

Medidor No. 2 __700 a 1500 __psi

17. Si el medidor N. 1 en el panel remoto marca cero psi, ¿cuál de las siguientes afirmaciones de cierta? a) Aún puede operarse el preventor anular desde el panel remoto. b) Aún pueden operarse el estrangulador y las líneas de matar desde el panel remoto. c) No puede operar sin ninguna función de la pila desde el panel remoto. d) Todas las funciones en el panel remoto operarán normalmente. 18. ¿En cuáles dos medidores en el panel remoto esperaría usted ver una reducción en la presión cuando está cerrado el preventor anular? a) b) c) d)

Medidor 1 Medidor 2 Medidor 3 Medidor 4


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19. Usted está probando una pila BOP de superficie con un tapón de prueba. Las válvulas laterales de salida por debajo del tapón deben mantenerse en posición abierta. a) b) c) d) e)

Porque la prueba creará cargas de gancho extremas. Debido al potencial daño al revestimiento/agujero abierto. De otro modo, se necesitaría circulación reversa para liberar el tapón de prueba. Para revisar en busca de fugas en el tapón de prueba, y para evitar presión atrapada por debajo del tapón. A y B son correctas.

20. El propósito de tener fluido almacenado bajo presión en las botellas del acumulador es: a) b) c) d) e)

Reducir el tiempo de cierre de las funciones BOP. Permitir el cierre del BOP en caso de una falla de energía. Almacenar fluido hidráulico. Operar el estrangulador remoto. A y B son correctas.

21. Sobre una pila de superficie, el control puente sobre la unidad acumulador a y el panel remoto de los perforadores le permite poner presión completa a cuál de los siguientes: a) b) c) d)

Todas las funciones Anular únicamente Arietes únicamente Arietes y válvulas HCR únicamente

22. Al probar un ariete de tubería en una prueba BOP regular, se le informa que está saliendo fluido del agujero de desagüe sobre el ariete. ¿Qué acción debería tomar? a) b) c) d) e)

El "agujero de desagüe" únicamente verifica los sellos de la cámara de cierre, por lo tanto, déjelo así hasta el próximo programa de mantenimiento. Energizada el anillo empaquetado plástico de emergencia. Si se detiene la fuga, déjelo así hasta el siguiente programa de mantenimiento. El Sello del eje primario está goteando y debe repararlo inmediatamente. Los elementos empaquetado desde el ariete sobre el cuerpo del ariete están gastados y deberían reemplazarse inmediatamente. Una fuga aquí es normal debido a que las caras segadoras metálicas en el ariete necesitan lubricación para minimizar el daño.

23. En cada una de las siguientes tres preguntas, seleccione el tipo de válvula a los que usted cree aplica cada una de las siguientes afirmaciones: TIPO A - IBOP, vástago de no-retorno en la válvula de seguridad TIPO B - FOSV, válvula de seguridad de apertura total a) Requiere el uso de una llave para cerrar. b) No debe correrse en el agujero en la posición abierta. c) Debe bombearse para que abra para poder leer la SIDPP. Control de Pozos Occidental

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Tipo A o B Tipo A o B Type A o B

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24. Después de conectar las mangueras de abrir y cerrar a la pila y de verificar la pre carga, usted primero debería: a) b) c) d)

Tomar una tasa de circulación lenta. Purgar las botellas del acumulador y verificar la pre carga. Hacer una prueba de funcionamiento a todos los elementos sobre la pila. Poner todas las funciones en neutro (bloquear) para cargar las mangueras.

25. La función principal del estrangulador en el sistema BOP general es: a) b) c) d)

Desviar el fluido al tanque de lodos. Desviar los contaminantes al tanque de quemado. Cerrar el pozo con suavidad. Mantener la contraprestación mientras se circula una manifestación.

26. El aumento de presión en el separador lodo/gas puede ser peligroso porque: a) b) c) d)

El gas puede reventar la línea de ventilación El gas puede desplazarlo do en la pierna líquida y luego alcanzar el área de la zaranda El estrangulador puede no funcionar apropiadamente El perforador puede estar fumando sobre el piso de la torre

27. Cuál es la presión de fractura en la zapata de revestimiento, dados los siguientes datos: Presión de fuga de superficie = 1000 psi TVD de zapata de revestimiento = 7500 ft Peso de lodo = 11.0 ppg Respuesta:__5,290 psi__ = 1000psi + (11.0ppg x 0.052 x 7,500ft)

28. Para garantizar que se obtengan resultados correctos a partir de una prueba de fuga en la zapata de revestimiento, se han observado, medido y registrado de manera exacta varios parámetros críticos. Marque los parámetros críticos en la siguiente lista. (Elija TRES respuestas): a) b) c) d) e)

Tasa de bombeo constante Profundidad medida del zapata de revestimiento Volumen de lodo en el revestimiento. Densidad del lodo utilizado Profundidad vertical cierta de la zapata de revestimiento

29. ¿Cuál de las siguientes indicaciones posibles sugiere que la presión hidrostática del lodo y la presión de formación son casi iguales? a) b) c)

Un corte de perforación. Conexión de Gas Cortes grandes, astillados.


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d) e)

Gas del viaje Todas las anteriores

30. La presión de fractura es: a) b) c) d)

La presión creada por más de una columna completa de agua de formación nativa del área La presión requerida para fracturar la formación, lo que lleva a pérdida de todo hacia la formación La presión de una formación no consolidada, altamente permeable La presión requerida para que falle el asiento de la válvula en el extremo de fluido de una bomba triplex

31. Calcular la presión de revestimiento de superficie para estos pozos: a) EMW o Fractura MW = 11.3 ppg (a) MW de prueba = 9 ppg (b) TVD de zapata = 178,308.00 cm TVD CP = 700 psi (11.3ppg – 9.0ppg) x 0.052 x 5,850ft= b)

EMW o Fractura MW = 13.2 ppg (a) MW de prueba = 11 ppg (b) TVD de zapata = 7.000 ft TVD CP = 800_psi (13.2ppg – 11.0ppg) x 0.052 x 7,000ft =

c)

EMW o Fractura MW = 14.1 ppg (a) MW de prueba = 10.5 ppg (b) TVD de zapata = 201,168.00 cm TVD CP = 1,235_psi (14.1ppg – 10.5ppg) x 0.052 x 6,600ft =

32. Calcular el peso del lodo LOT/FIT o las EMW a partir de las siguientes pruebas de fuga. (No redondee la EMW) a)

b)

Prueba de fuga de superficie = 1,250 psi (a) Zapata TVD = 6,500 ft TVD, Prueba MW = 9.8 ppg (1,250psi ÷ 0.052 ÷ 6,500ft) + 9.8 ppg =

EMW= 13.4 ppg

FIT Superficie Psi = 925 psi (a) Zapata TVD = 5,750 ft TVD, Prueba MW = 9.1 ppg (925psi÷ 0.052 ÷ 5,750ft) + 9.1ppg =

EMW= 12.1 ppg

33. Calcular la SIDPP de una manifestación de gas de "1.2 ppg" en un pozo de 6,250 ft TVD, zapata de revestimiento 4,500 ft TVD. Peso de lodo utilizado durante la perforación = 11.1 ppg. a) b) c) d)

109 psi 390 psi 281 psi 325 psi


1.2ppg x 0.052 x 6,250ft =

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CDG

G D C

Mejor en su clase

Taller 4 1. ¿Cuál de las siguientes indica un wash-out del estrangulador?

Entender el control de po

a) Presión de tubería de taladro aumenta, presión de revestimiento permanece b) Presión de tubería de taladro permanece, presión de revestimiento aumenta c) Tener que cerrar continuamente el estrangulador para mantener la presión de la tubería de taladro y de revestimiento d) Tener que abrir continuamente el estrangulador para mantener la presión de la tubería de taladro y de revestimiento 2. Si hay un agujero en la tubería de taladro durante un evento de control de pozo, ¿cuál de las siguientes podría verse afectada? a) Presión del fondo de pozo b) Presión de fricción de circulación c) Presión de fractura de formación d) Presión de cierre del anular 3. Se está matando un pozo utilizando el método del perforador. SIDPP original = 500 psi SICP original = 900 psi Después de la primera circulación, se cierra el pozo y se permite que las presiones se estabilicen. SIDPP = 500 psi SICP = 650 psi Se recomienda no pasar más tiempo limpiando el agujero. ¿Cuál de las siguientes acciones debe tomarse? a) Continuar con el método del perforador (mantener constante la presión de revestimiento hasta que el lodo para matar alcance la broca) b) Lodo para matar mediante bullheading dentro del anular c) Circulación reversa hasta que SICP = 500 psi d) Continuar de todas maneras limpiando el agujero 4. Se está matando el pozo, utilizando el método del perforador. El fluido se encuentra aproximadamente a medio camino en el anular. El operador del estrangulador nota que el estrangulador debe cerrarse gradualmente para mantener la presión correcta en la tubería de taladro. Debe haber un wash-out en la sarta. ¿Qué efecto tiene el cierre gradual del estrangulador sobre la presión del fondo de pozo? a) Aumenta b) Disminuye c) Permanece constante 5. Mientras se espera que se estabilicen las presiones después de cerrar, usted nota que ambos medidores caen. Seleccione la causa más probable: a) b) c) d)

Ambos medidores fallaron Broca taponada Agujero en la sarta. Fractura de la formación


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Mejor en su clase 6. Usted cierra un pozo que fluye con SIDPP de 200 psi y SICP de 0 psi. Decide observar el pozo abriendo el estrangulador, pero no hay flujo. ¿Cuál es el problema? a) b) c) d) e)

La válvula HCR aún está cerrada. Circulación totalmente perdida. Broca taponada. FOSV cerrado Ninguna de las anteriores

7. Se ha tomado una manifestación en agujero abierto. La tubería de taladro está taponada, usted no puede circular y no puede leer la SIDPP. Después de estabilizar, la presión de revestimiento comienza a aumentar y se sospecha una migración de gas. ¿Cuál de las siguientes técnicas de control de pozo utilizaría? a) b) c) d)

El Método del Perforador El método de Esperar y Pesar El método de Lubricar y Purgar El método Volumétrico

8. ¿Cuál de las siguientes afectará la tasa de bombeo (bpm) elegida para matar el pozo? a) b) c) d)

La capacidad de manipulación del separador lodo/gas (MGS) La capacidad de la sarta de taladro La capacidad del agujero abierto La capacidad de almacenamiento de químicos

9. Mientras circula una manifestación la presión de la tubería de taladro súbitamente pasar de 500 a 950 psi. La presión de revestimiento no cambia. ¿Qué debería hacer? a) Cambiar a presión de revestimiento y mantenerla constante hasta que el pozo esté muerto; b) Cerrar el pozo, leer las presiones y reestablecer la circulación con presiones nuevas. c) No hacer nada, continuar circulando, manteniendo 950 psi en la tubería de taladro; d) Desacelerar las bombas hasta que la presión en la tubería de taladro será de 500 psi.

10. Mientras mata el pozo, usted nota que se está acercando a la MASP con el influjo cerca del zapata. Se trata de un pozo profundo con una sección de agujero abierto corta. Usted debería: a) b) c) d)

Remover cualquier factor de seguridad de circulación Abrir el estrangulador para evitar exceder la MASP Comenzará bombear lodo para matar Llevar las bombas a una tasa más lenta


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Mejor en su clase 11. Una manifestación está estática con 260 psi sobre la tubería de taladro y 520 psi sobre el revestimiento después de tomar una ganancia de 20-bbl mientras se perfora con lodo de 12 ppg. El revestimiento está colocado a 5000 pies (TVD) con gasto de filtración EMW de 15 ppg. La profundidad del pozo es 10,000 ft (TVD). Asumiendo que el fluido de manifestación se encuentra por debajo de la zapata de revestimiento, la densidad de lodo equivalente en la zapata es: a) 2 ppg (520psi÷ 0.052 ÷ 5,000ft) + 12.0ppg = b) 13 ppg c) 14 ppg d) 15 ppg La máxima presión del revestimiento que podría mantenerse sin exceder la presión de fractura en la zapata de revestimiento es: (Asuma que la manifestación de gas está en el agujero abierto). f) 600 psi g) 780 psi h) 1,050 psi i) 2,140 psi j) 3,500 psi

(15.0ppg – 12.0ppg) x 0.052 x 5,000ft =

12. Una manifestación está estática con 260 psi sobre la tubería de taladro y 520 psi sobre el revestimiento después de tomar una ganancia de 20-bbl mientras se perfora un pozo direccional con lodo de 12 ppg. El fondo del agujero de 8.5 pulgadas se encuentra a 10,000 pies de profundidad medida y la profundidad vertical cierta es de 5000 pies. La densidad del lodo para matar (la más cercana a lo correcto) es: e) f) g) h)

12 ppg 13 ppg 14 ppg 15 ppg

260psi ÷ 0.052 ÷ 5,000ft + 12.0ppg =

13. Estimar la presión de fondo de pozo en esta situación de workover de pozo: SITP = 2,300 psi SICP = 0 psi Gradiente de presión de fractura = 0.832 psi/ft. Gradiente de presión de formación = 0.676 psi/ft. Top of perfs = 8,988 ft TVD/MD Bottom of perfs = 9,025 ft TVD/MD BHP= ___6,100___psi

0.676psi/ft X 9,025ft =

14. Los fluidos de completamiento son considerados generalmente como fluidos de tipo muy limpio. c) Bajos en sólidos d) Altos en sólidos


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Mejor en su clase 15. El peso del fluido es 8.9 ppg A 10,000 pies, se perforó el revestimiento a una zona a una presión de 6560 psi. ¿Cuál será la presión - estática de tubería? a) 550 psi b) 735 psi c) 1,930 psi d) 3,125 psi

6,560psi – (8.9ppg x 0.052 x 10,000ft) =

16. Con el empacador colocado en su lugar, la presión estática de revestimiento mientras un pozo está en producción puede ser un indicador de lo siguiente: a) b) c) d)

El fluido del empacador es demasiado pesado Una falla en el empacador o una fuga en la tubería Un aumento en la presión del fondo del pozo. Todas las anteriores

17. Antes de ejecutar una operación de matar pozo tipo bullheading, se recomienda bombear en el anular y aplicar alguna presión adicional (por ejemplo 500 psi) para: a) b) c) d)

Ayudar a mantener en empacador asentado de forma apropiada Determinar si la tubería por el revestimiento comienza a gotear Proporcionar a la tubería más resistencia interna al reventón Todas las anteriores

18. ¿Cómo podemos haber que nuestra píldora viscosa (que se utiliza algunas veces para reducir la tasa de migración de gas) ha alcanzado las perforaciones mientras se hace bullheading? a) El pozo deja de patear. b) La presión de la tubería aumentará. 19. Datos del pozo: SITP = 3,890 psi SICP = 0 psi Gradiente de fractura = 0.7956 psi/ft. Gradiente de formación = 0.6656 psi/ft. Top of perfs = 9,015 ft TVD/MD Bottom of perfs = 9,115 ft TVD/MD Calcular el ppg equivalente del fluido en la tubería. __4.6____ppg 9,115ft x 0.6656psi/ft = 6,070 psi BHP 2,180psi ÷ 0.052 ÷ 9,115ft =

6,070psi – 3,890psi = 2,180 psi Hyd.

20. (Encierre en un círculo la respuesta correcta) se utilizan fluidos en lados opuestos deformaciones productivas para evitar daño permanente a la zona de paga. a) Remedial b) Empacador c) Completamiento 21. (Verdadero o Falso) Las salmueras de completamiento son susceptibles a "Problemas de Cristalización". La cristalización se ve como si se estuviera formando hielo, y a menudo se le conoce como "congelamiento". Control de Pozos Occidental

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Mejor en su clase 22. En el método de circulación reversa de control de pozo el porcentaje más grande de pérdidas de presión friccional es . Usualmente, esto estaría sobre un lado de la tubería. Por lo tanto, cuando se reversa, la mayor parte de la presión de la bomba para circular se ejerce ahora sobre el anular. a) Dentro del diámetro más pequeño b) Dentro del anular c) Las líneas de superficie 23. A es un dispositivo utilizado para sellar el área entre el revestimiento de la tubería. Su propósito es aislar el revestimiento de alta producción o presiones de estimulación y fluidos corrosivos. a) b) c) d)

Tapón puente Junta de Seguridad Tubería Empacador

24. A se utiliza para tener la capacidad de circular el anular entre la tubería y el revestimiento sin desasentar el empacador ni sacar la guía o el niple de sellado del empacador. a) b) c) d)

Niple No-go Mandril Empacador flexible Camisa deslizante

25. En relación con Operaciones Remediales, métodos que aumentan la productividad de un pozo incluyen operaciones tales como: a) b) c) d) e) f) g) h)

Fractura Acidificación Control de arena Cementación forzada Re-Perforación Inyección de químicos Side tracking Todas las anteriores


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Mejor en su clase

12. A medida que la burbuja de gas migra hacia arriba por el anular por encima de la broca, si el Gerente de Sitio de Taladro de Oxy no hace nada, ¿qué le sucede a la presión del fondo del pozo? a) aumenta b) disminuye c) permanece constante 13. A medida que la burbuja de gas migra hacia arriba por el anular por encima de la broca, si el Gerente de Sitio de Taladro de Oxy no hace nada, ¿qué le sucede a la presión de revestimiento de superficie? a) aumenta b) disminuye c) permanece constante 14. Para controlar de manera correcta una burbuja de gas que migra, por encima de la broca, el Gerente de Sitio de Taladro de Oxy debe purgar fluido en el estrangulador manteniendo constante la presión de la tubería del taladro. a) Verdadero b) Falso 15. Los métodos correctos de control de pozo (Esperar & Pesar, Perforador, etc.) utilizan presiones de fondo de pozo constantemente cambiantes para controlar las presiones de la formación y matar el pozo. a) Verdadero b) Falso


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OXY Well Control Manual

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