2013 Perforación de Pozos de alta Presión de Gas o Agua de Formación
Integrantes: Peña Carrasco Sammy Ramírez Carranza Walter Ramírez Sandoval Edward Santiago Mogollón Paco Daniel
Índice general
Introducción 1. ¿Qué es una presión anormal o alta presión? 2. Causas de Formaciones Geopresurizadas ( pozos de alta presion) Subcompactación Levantamiento Presión anormal debido a fallas: Acuífero Bioquímica 3. Procedimientos para perforar pozos de alta presion de formación 4. Detección y evaluación de las presiones Anormales ( presiones altas): Historias de lodo y reportes de perforación Correlación geológica Registros con cable Gas como principal indicador de presión Cambios en la rata de penetración y chequeos de flujo (Drill Breaks and Flow Checks) Shales sobrepresionados 5. Tecnologías para alta presión y alta temperatura Verificación y calificación de las tecnologías para pozos de alta p resión 6. Sistema de lodos Sistemas Base Agua - El sistema DURATHERM™ - El sistema ENVIROTHERM™ -
EL SISTEMA POLYSTAR 450
sistemas base aceites 7. Sistema de control Válvulas preventoras anulares: BOP - Modelo GL -BOP NL SHAFFER - CAMERON TIPO "D" Rams - CAMERON "U" -SHAFFER LWS, SL -HYDRIL 8. circuito de lodo de alta presión Kill lines Choke lines Choke manifold Líneas de quemado Válvulas de alta presión Chokes ajustables 9. Recomendaciones cuando se presentan Pozos de Altas Presiones 10. Conclusiones 11. Bibliografía
INTRODUCCION
Se habla de perforación de pozos de alta presión cuando sus presiones de formación exceden una presión equivalente de 15lb/gal, las presiones de fondo correspondientes pueden requerir pesos de lodo de hasta 20 lb/gal para mantener el control del pozo. Una presión anormal de formación tendrá lugar cuando la presión de fondo de formación tiene una gradiente mayor de 0.463 psi/pie. Zona tradicionalmente sobrepresurizadas son: el sur y el este de Texas, la bahía de Mobile, México, el Noroeste de Brasil, el Mar del Norte, Italia y Yugoslavia. Las formaciones con alta presión causan serios problemas en la perforación y terminación de pozos en casi todas las áreas importantes de perforación del mundo. Desde el punto de vista estadístico, casi la mitad de los pozos de tierra firme y más de la tercera parte de los pozos costa afuera son perforados a través de dificultosas formaciones caracterizadas por su elevada presión (o geopresurizadas). Con demasiada frecuencia esto
da por resultado grandes gastos, contaminación del ambiente, pérdida de reservas de petróleo y aún, en algunos casos, pérdida de vidas. Por esas razones, es importante detectar la presencia y determinar la magnitud de esas zonas y las presiones que ellas contienen. La medición de la presión es esencial para optimizar la recuperación de hidrocarburos. Hoy podemos determinar las presiones de formación en forma precisa, Prácticamente en cualquier momento del ciclo de vida de un pozo. Ya sea durante la perforación, cuando el pozo alcanza la profundidad final o algunos años después de iniciada la producción, las técnicas actuales nos permiten adquirir datos de presión precisos y económicamente efectivos. Éstos nos ayudan a reducir los riesgos y mejorar la recuperación. La presión a lo largo del ciclo de vida de un yacimiento es clave para el manejo del mismo. La medición precisa y eficaz de la presión ayuda a los ingenieros y geofísicos a manejar la subsidencia, aumentar la eficiencia de barrido en las operaciones de recuperación secundaria y mejorar el desempeño de los activos. Algunos casos prácticos demuestran que los ingenieros pueden refinar los modelos sísmicos de presión, previos a la perforación, utilizando datos de fondo de pozo y luego ajusta esos modelos con datos obtenidos en tiempo real, permitiendo colocaciones de pozos optimizadas y un mejor manejo de los yacimientos. Para mantener el control del pozo, la presión hidrostática del fluido de perforación debe ser suficientemente alta como para resistir la presión de la formación, pero suficientemente baja como para evitar el fracturamiento de la formación y la pérdida de circulación. La presión hidrostática de un pozo es la presión ejercida por la columna de lodo sobre las paredes del mismo lo cual ayuda a evitar que formaciones inconsolidadas o sobre presionadas caigan dentro del pozo. Esta presión también ayuda a evitar patadas de pozo (kicks) (el flujo controlable de fluidos de formación dentro del pozo desplazando lodo en la superficie) y reventones (blowouts) (el flujo incontrolable de fluidos de formaciones dentro del pozo). Para este tipo de perforación se debe acondicionar el lodo para obtener una presión hidrostática igual a la presión de formación lo cual vendría hacer una perforación bajo balance. Existe sobre balance cuando la presión hidrostática causada por el lodo es mayor que la presión de formación.
En formaciones permeables un sobrebalance puede resultar en invasión de la formación (el fluido de perforación entra en la formación, desplazando los fluidos de formación) En formaciones muy permeables o cuando el sobrebalance es excesivo, la invasión de la formación puede realizarse delante de la broca antes que la formación sea perforada, lo cual puede resultar en que se pierdan posibles muestras de gas de una formación potencialmente productiva. El Bajobalance (underbalance) ocurre cuando la presión hidrostática es menor que la presión de formación. Esto permite que haya influjo, o flujo, de fluidos de la formación dentro del pozo, lo que puede conducir a una patada. Este influjo puede ser mayor o más rápido, donde haya buena permeabilidad y / o alta presión de formación. Cuando las formaciones son impermeables, el fluido de formación no pude fluir libremente. En esta situación, la presión diferencial resultará en la fractura y el derrumbe de la formación.
¿Qué es una presión anormal o alta presion? Se habla de perforación de pozos de alta presión cuando sus presiones de formación exceden una presión equivalente de 15lb/gal, las presiones de fondo correspondientes pueden requerir pesos de lodo de hasta 20 lb/gal para mantener el control del pozo. Presión anormal es causada por los procesos geológicos que ocurrieron en una región geológica determinada e involucra acciones tanto físicas como químicas dentro de la tierra. Las presiones que son más bajas de lo que se considera normal pueden ser perjudiciales y problemáticas para el proceso de perforación. En cambio, las presiones anormalmente altas son comunes y pueden causar problemas graves en la perforación. Las sobrepresiones anormales siempre son causadas por una zona en particular que se “sella” o aísla. Los sellos son capas impermeables y zonas limítrofes que no permiten la liberación de la presión generada por la filtración de fluidos y gases hacia zonas más altas, y posteriormente hacia la superficie. Estos sellos pueden constar de muchos tipos de rocas: lutitas densas, lutitas calcáreas, caliza cementada, arenisca cementada calcáreamente, ceniza volcánica (toba) solidificada, anhidrita y/o otras. Las presiones anormales (altas) caracterizan las zonas que tienen presiones porales mayores que la presión hidrostática normal de los fluidos porales. La cantidad de sobrepresión anormal que se desarrolla depende de la estructura y del ambiente deposicional geológico. En general, se considera que el límite máximo de las geopresiones es el gradiente de fractura o el esfuerzo horizontal mínimo que puede acercarse a la sobrecarga. Los procesos estructurales, físicos y/o químicos pueden causar la sobrepresión anormal. Las reacciones químicas complejas que suelen producirse a las temperaturas y presiones elevadas que son encontradas a grandes profundidades pueden causar la sobrepresión anormal. Los principales factores que afectan la magnitud de la sobrepresión son el espesor relativo y la calidad del sello. Las formaciones masivas con sellos fuertes y continuamente impermeables desarrollan las presiones más altas. Sin embargo, ningún sello es totalmente impermeable. Se puede anticipar que durante un largo periodo de tiempo geológico, la zona anormal original será normalizada por la fracturación, el fallamiento y la migración de los fluidos.
Causas de Formaciones Geopresurizadas: 1. Subcompactación: En la situación más común, se forma un sello que retiene el agua poral, de manera que la compactación (causada por el aumento de la sobrecarga con la profundidad) no ocurre como en un ambiente presurizado normalmente. Cuándo los sedimentos no están lo suficientemente compactados para formar el contacto de grano a grano, la sobrecarga es soportada parcialmente por la presión poral, causando una presión poral anormalmente alta.
2. Levantamiento: Una de las causas de la geopresión es el desplazamiento de la formación mediante un levantamiento geológico, el cual desplaza una formación más presurizada desde una gran profundidad hasta un nivel menos profundo. Cuando las acciones tectónicas desplazan una zona de presión previamente normal desde una gran profundidad hasta un nivel menos profundo y los sellos permanecen intactos, el gradiente de presión resultante será anormalmente alto. Consideremos una arena porosa llena de agua a una profundidad original de 10.000 pies, con una capa suprayacente de lutita impermeable que puede formar un sello. La presión normal para esta zona sería de aproximadamente 4.650 psi (0,465 psi/pie). Si un levantamiento rápido – tal como la intrusión de sal masiva (o fallamiento), seguida por la erosión – causa el desplazamiento de esta arena y del sello suprayacente a una profundidad de solamente 5.000 pies, el gradiente de presión hidrostática a 5.000 pies sería anormalmente alto (4.650 psi ÷ 5.000 pies = 0,93 psi/pie). Cuando se perfora en esta zona, es obvio que la densidad del lodo de perforación debe ser aumentada a 17,9lb/gal (0.93 psi/ft ÷ 0,052) para impedir reventón.
3. Presión anormal debido a fallas: Zonas de sedimentación pueden ser elevadas por movimientos tectónicos. En este caso la zona tiene que mantener su presión original. Una erosión en la superficie determina una zona a menor profundidad, que bajo condiciones normales debería tener menor presión de la que tiene.
4. Acuífero: Los sistemas artesianos son ejemplos clásicos y únicos de la sobrepresión producida físicamente. En esta situación, la elevación de la superficie del pozo está ubicada por debajo del nivel del mar o de la napa freática. El ejemplo más común puede ser observado cuando se perfora en un valle o una cuenca rodeada de colinas o montañas – ubicaciones donde una napa freática conectada es cargada por agua de la ubicación más alta. Aunque sean problemáticos, en general estos flujos de agua son fáciles de balancear con un mayor peso de lodo y pueden ser entubados fácilmente. El mismo principio también aplica en situaciones estructurales donde las formaciones permeables (o planos de falla) – las cuales tienen un fuerte buzamiento – permiten la transmisión de la presión de una zona profunda más presurizada hacia un nivel menos profundo.
5. Bioquímica: Las zonas sobrepresurizadas pueden ser causadas químicamente por diferentes factores. El más simple es la formación de gas de pantano. Este fenómeno se observa con frecuencia alrededor del mundo en los sedimentos del Terciario reciente. Es causado por una deposición masiva de materia orgánica (como plantas de capas de bosques y materia animal) sellada o entrampada por una zona impermeable subsiguiente (generalmente lutitas). Con el tiempo y la exposición a temperaturas elevadas, la materia orgánica sufre una reacción química, produciendo metano y otros hidrocarburos que tienen una presión elevada.
Procedimientos para perforar pozos de alta presion de formación: Los investigadores desarrollaron las tecnologías que constituyen la base de la sismología de reflexión. En la sismología de reflexión, las formaciones del subsuelo se mapean mediante la medición del tiempo que tardan los impulsos acústicos transmitidos hacia el interior de la Tierra en volver a la superficie después de ser reflejados por las formaciones geológicas con propiedades físicas variables. Con el tiempo, la tecnología sísmica se trasladó al campo petrolero, proporcionando a los geofísicos, geólogos e ingenieros de perforación las herramientas para evaluar los yacimientos y regímenes de presión antes de perforar un pozo. Si bien las primeras estimaciones de la geopresión basadas en el análisis de imágenes sísmicas eran rudimentarias, los perforadores necesitaban contar con estimaciones de la presión previas a la perforación para la selección de la densidad del lodo, el diseño la tubería de revestimiento y la estimación del costo del pozo, entre otras aplicaciones. Los ingenieros observaron que las primeras estimaciones de la presión eran demasiado inciertas, especialmente en los yacimientos de petróleo y gas complejos. Para comprender y visualizar con más facilidad el ambiente de la geopresión, los geocientíficos utilizan ahora sofisticadas técnicas de adquisición y procesamiento de datos sísmicos, modelos mecánicos del subsuelo que les permiten estudiar, evaluar y visualizar los ambientes de presión dentro de una cuenca o un área dada. Los ingenieros emplean la técnica de tomografía de reflexión que brinda mayor resolución espacial que las técnicas sísmicas convencionales para predecir la presión con precisión, a partir de los datos sísmicos. Este nivel de alta resolución también ayuda a diferenciar las variaciones de la presión a partir de las variaciones en la litología y en el contenido de fluidos. La tomografía de reflexión ofrece ventajas significativas, en comparación con los datos sísmicos convencionales. La identificación y estimación del perfil de presión, a lo largo del campo que se desea perforar a través de un pozo, es una de las actividades claves a ser realizada durante la fase de su diseño, ya que esto permite minimizar los riesgos durante la perforación y definir las profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimiento, con un menor nivel de incertidumbre, lo cual se traduce en ahorro de tiempo y dinero. Detección y evaluación de las presiones Anormales (Presiones altas): Varios métodos están disponibles para predecir y detectar la presencia y magnitud de las presiones de la formación. Para los pozos planeados, algunos métodos usan registros de perforación y de lodo, registros eléctricos y datos de prueba de productividad potencial de la formación de pozos vecinos perforados anteriormente para predecir las presiones de la formación. Durante la perforación, se usan otros métodos para detectar la presencia y magnitud de las presiones de la formación.
1. Historias de lodo y reportes de perforación: El método tradicional usado para reconocer la presencia de las geopresiones consiste en revisar y comparar los resúmenes de lodo y los reportes de perforación de pozos vecinos en el área. Los pesos de lodo dan una buena indicación de la ubicación y magnitud de las presiones. Cualesquier problemas, tales como los amagos, la pérdida de circulación, la pegadura por presión diferencial, etc., estarán indicados en el resumen de lodo. Los reportes de perforación proporcionarán información más detallada sobre los problemas encontrados durante la
perforación. También enumeran las profundidades de la zapata de la tubería de revestimiento, los registros de barrena y los resultados de las pruebas de presión. A veces, el uso de los pesos de lodo para realizar un cálculo aproximado de la presión de la formación puede inducir a error. Por ejemplo, muchos pozos son perforados en una condición sobrebalanceada, con pesos de lodo que exceden la presión de la formación en 1 lb/gal o más. Además, en áreas que contienen lutitas problemáticas (fracturadas, frágiles o bentoníticas), los pesos de lodo excesivos suelen ser usados para minimizar los problemas. Sin embargo, los amagos y los pesos de lodo para matar son considerados como buenas medidas y registros de la presión de la formación. Además, como este enfoque no toma en cuenta la estratigrafía de la zona, el conocimiento de la geología resulta muy útil. La información desarrollada a partir de las historias de lodo y los reportes de perforación debería ser ajustada para tomar en cuenta las diferencias proyectadas respecto a la elevación, fallas, domos salinos, etc. 2. Correlación geológica: En áreas donde se conoce la geología pero la cantidad de pozos perforados es baja o nula, se puede anticipar la presencia de zonas geopresurizadas cuando se sabe que la perforación penetrará en una formación presurizada. Por ejemplo, las formaciones Frio, Vicksburg y Wilcox inferior del Sur de Texas casi siempre están altamente presurizadas. Deben tomarse precauciones especiales en cualquier pozo diseñado para penetrar estas formaciones. 3. Registros con cable: Las técnicas descritas anteriormente proporcionan información de carácter general, pero la necesidad de desarrollar métodos más precisos para localizar estas zonas y determinar sus presiones queda de manifiesto. La evaluación de los registros con cable de pozos vecinos es uno de los métodos más confiables usados antes de perforar el pozo. Numerosos registros están disponibles actualmente para lograr esto. Algunos registros son más precisos que otros porque son menos afectados por las condiciones del pozo. Sin embargo, en muchas regiones, los operadores confían en los registros utilizados en el área en particular para realizar la evaluación de la presión. Por ejemplo, la mejor manera de evaluar las secuencias de arena-lutita a lo largo de la Costa del Golfo es mediante Registros Eléctricos de Inducción (IEL). Los registros sónicos se usan mucho en los carbonatos del Oeste y Este de Texas a los efectos de determinación y correlación de la porosidad (el IEL casi nunca se usa en el Oeste de Texas debido a las características singulares de la formación). 4. Gas como principal indicador de presión: El incremento del gas en el lodo proveniente de la formación, da un índice para considerar zonas de presión anormal. Al perforar la zona de transición en forma balanceada o ligeramente bajo balance, generalmente se detectará el gas rápidamente y se podrá usar cualitativamente para estimar el grado de sobrepresión. Si la composición del gas no cambia, y si las propiedades del fluido de perforación se mantienen constantes, se puede asumir con seguridad que la presión de poro es mayor que la presión hidrostática, si las lecturas de gas incrementan con la profundidad. 5. Cambios en la rata de penetración y chequeos de flujo (Drill Breaks and Flow Checks): Un Drilling break es un cambio abrupto en la rata de penetración, lo cual puede deberse a un cambio de formación, pero también a que la broca ha penetrado una zona de alta presión, luego puede ser un advertencia de la posibilidad de una patada de pozo (kick).
Un chequeo de flujo (flow check) es un método de determinar si ha ocurrido una patada de pozo. Se detienen las bombas durante un período corto para ver si el lodo continúa saliendo del pozo. Si es así, puede ser una patada de pozo, y los fluidos de la formación están entrando dentro del pozo y desplazando el lodo del anular, y saliendo en la superficie. El flow check se realiza inspeccionando visualmente el anular a través de la mesa rotaria, o dirigiendo el lodo hacia el tanque de viaje y observando el nivel del mismo. 6. Shales sobrepresionados: Los shales sobre-presionados tienen una presión de poro superior a la normal para la profundidad a la que ocurren. Aunque hay varios mecanismos que pueden llevar a esto, en general es el resultado de una compactación y deshidratación incompletas cuando los fluidos son forzados a salir de la formación por efecto de la sobrecarga a medida que los depósitos de shale se van sedimentando bajo nuevas capas. Los shales entonces retienen una gran cantidad de fluido de formación. El mayor volumen de fluido soportará parte del peso de la sobrecarga, normalmente soportado por la matriz de la roca, lo cual resulta en una mayor presión de poro. Si esta presión excede la presión hidrostática del lodo, el fluido tratará de escapar de dentro del shale, lo cual será impedido por la impermeabilidad del shale, haciendo que se fracture la roca en fragmentos derrumbados que caen dentro del pozo. Los shales derrumbados estarán llenando el fondo del pozo después de viajes y conexiones. Aparecen problemas de hueco apretado, debido a la presión ejercida por el shale y por los derrumbes que caen encima y alrededor de la sarta de perforación, lo cual ocasiona incremento en el torque sobre la rotación mientras se está perforando y se evidenciará una mayor sobre-tensión (over pull) para levantar la tubería para las maniobras y conexiones. A medida que el shale se fractura y se rompe, se libera gas. Un incremento en el nivel de gas, la presencia de gas de conexión o corte de gas en el lodo puede ser entonces una indicación de shales sobre-presionados y la necesidad de un incremento en el peso del lodo. Incrementar el peso del lodo es el método más efectivo para controlar secciones de shales sobre-presionados e incompletamente compactados. Tecnologías para Alta Presión y Alta Temperatura: Este ambiente acarrea problemas técnicos difíciles de resolver a lo largo de toda la vida productiva de un pozo. Los científicos e ingenieros están desarrollando herramientas, materiales y productos químicos de avanzada para enfrentar estos desafíos. Los medios informativos nos recuerdan continuamente el costo y la disponibilidad de la energía proveniente de los combustibles fósiles y las fuentes renovables. A pesar del notable avance en la tecnología de energías renovables que tuvo lugar en los últimos 20 años, es bien aceptado por la comunidad científica y técnica el hecho de que, en las próximas décadas, las necesidades energéticas del mundo seguirán siendo satisfechas principalmente por los combustibles fósiles. Se requerirán campañas de exploración y producción agresivas para satisfacer la demanda venidera. El descubrimiento y explotación de nuevas reservas de hidrocarburos puede constituir una propuesta difícil, que a menudo requiere que los productores de petróleo y gas se enfrenten con condiciones de fondo de pozo hostiles. Si bien los pozos de alta presión y alta temperatura (HPHT) en esencia son construidos, estimulados, producidos y monitoreados en forma similar a los pozos con condiciones menos exigentes, el ambiente HPHT limita el rango de materiales y tecnologías disponibles para explotar estos yacimientos. La industria del petróleo y el gas ha luchado con temperaturas y presiones elevadas durante muchos años; sin embargo, no existen normas aplicables a toda la industria que definan las condiciones HPHT y la interrelación asociada entre la temperatura y
la presión. En un esfuerzo para esclarecer esas definiciones, Schlumberger utiliza directrices que organizan los pozos HPHT en tres categorías, seleccionadas de acuerdo con los umbrales tecnológicos encontrados comúnmente. En este sistema, se llaman pozos HPHT a aquellos cuya temperatura de fondo (BHT) alcanza 150°C [300°F] o su presión de fondo (BHP) asciende a 69 MPa [10,000 lpc]. El fundamento de estos valores umbrales tiene que ver con el comportamiento de los sellos elastoméricos estándar.
Proyectos HPHT a nivel mundial. En la última década, el número de proyectos HPHT se incrementó significativamente; sin embargo, estos proyectos representan sólo alrededor del 1% de los yacimientos productores de todo el mundo. Las principales áreas HPHT se encuentran en Estados Unidos (las áreas de aguas profundas del Golfo de México y los pozos profundos y ca- lientes de tierra firme), el Mar del Norte, el Mar de Noruega, Tailandia e Indonesia. Además, los proyectos de recuperación térmica para extraer petróleo pesado se localizan en Canadá, California, Venezuela y Europa Oriental.
Los pozos Ultra-HPHT exceden los límites operativos prácticos de la tecnología de componentes electrónicos existente; más de 205°C [400°F] o 138 MPa [20,000 lpc]. En la actualidad, la operación de los componentes electrónicos a temperaturas superiores requiere la instalación de disipadores de calor internos o la instalación de los dispositivos dentro de un recipiente de vacío para proteger los componentes electrónicos de las temperaturas severas. La clasificación HPHT define los ambientes más extremos; pozos con temperaturas y presiones superiores a 260°C [500°F] o 241 MPa [35,000 lpc], respectivamente. Es poco probable que tales condiciones de presión existan en el futuro previsible. No obstante, las temperaturas de fondo en los pozos geotérmicos y de recuperación térmica ya exceden los 260°C. Un parámetro vital de los pozos HPHT es el tiempo durante el cual las herramientas, materiales y productos químicos deben tolerar el ambiente hostil. Por ejemplo, las herramientas de obtención de registros y pruebas, los lodos de perforación y los fluidos de estimulación están expuestos a ambientes HPHT un tiempo limitado; sin embargo, los empacadores, filtros (cedazos) de arena, equipos de monitoreo de yacimientos y sistemas de cementación deben sobrevivir muchos años; incluso más allá de la vida productiva del pozo. Por ende, este factor de tiempo posee un impacto considerable sobre la forma en que los científicos e ingenieros abordan el desarrollo de productos.
Oilfield Review trató por última vez el dominio HPHT en 1998. Desde entonces, el número de proyectos HPHT ha crecido, y la severidad de las condiciones operativas se ha incrementado continuamente (arriba). Por ejemplo, un levantamiento reciente de Welling and Company sobre la dirección de los sistemas y servicios submarinos, indicó que se prevé que el 11% de los pozos a perforar en los próximos tres a cinco años poseerán temperaturas de fondo superiores a 177°C [350°F]. Hoy, los científicos e ingenieros empujan los límites de la ciencia de materiales para satisfacer los desafíos técnicos que plantean los pozos HPHT. Verificación y calificación de las tecnologías para pozos de alta p resión: Las condiciones de alta presion amplifican los riesgos que existen en los pozos convencionales. En los pozos HPHT, el margen de error se reduce considerablemente y las consecuencias de las fallas pueden ser más costosas y de mayor envergadura. Por consiguiente, antes de la aplicación en el campo, los nuevos productos y servicios diseñados para ambientes hostiles deben ser rigurosamente probados y calificados para tolerar las condiciones de fondo de pozo más adversas. Esta calificación incluye las pruebas de degradación acelerada destinadas a es- timar la vida de servicio final sin efectuar varios años de pruebas. Para satisfacer esta necesidad, la industria ha construido instalaciones de última generación que permiten que los ingenieros efectúen evaluaciones realistas. Muchas pruebas se llevan a cabo conforme a métodos industriales estándar; sin embargo, las condiciones de fondo de pozo cada vez más severas están acercándose rápidamente a los límites de los procedimientos de pruebas documentados. Las evaluaciones de laboratorio corresponden a tres categorías principales: fluidos, dispositivos mecánicos y componentes electrónicos. Los ingenieros colocan una diversidad de sistemas de fluidos en los pozos a lo largo de todas sus vidas productivas. Las pruebas efectuadas bajo condiciones de fondo de pozo simuladas responden a dos preguntas básicas. ¿Puede prepararse y colocarse correctamente el fluido en el pozo? ¿Será suficientemente estable el fluido como para ejecutar sus funciones previstas? El protocolo de pruebas es a menudo complejo e implica evaluaciones de la reología, la filtración, la corrosión y las propiedades mecánicas. Los dispositivos mecánicos incluyen sellos, filtros y empacadores, además de piezas rotativas y alternativas, tales como ejes, pistones, válvulas y bombas. Aparte de la exposición a condiciones HPHT, la prueba de calificación incluye el contacto con peligros tales como los impactos mecánicos y la presencia de ácido sulfhídrico [H2S], dióxido de carbono [CO2] y fluidos erosivos cargados de partículas. Perforación y evaluación de formaciones durante la perforación de pozos HPHT, los ingenieros frecuentemente encuentran formaciones sobrepresionadas, zonas débiles y lutitas reactivas. Además, los pozos son a menudo de diámetro reducido y altamente desviados. Para mantener el control del pozo, la presión hidrostática del fluido de perforación debe ser suficientemente alta como para resistir la presión de poro de la formación, pero suficientemente baja como para evitar el fracturamiento de la formación y la pérdida de circulación. En consecuencia, el rango aceptado de densidad del fluido suele ser pequeño, requiriendo un control cuidadoso de la circulación del fluido con el fin de evitar oleadas de presión que excedan las presiones de fractura de la formación. Para prevenir el daño de la formación o el colapso del pozo, los fluidos de perforación deben inhibir el hinchamiento de las arcillosas. El fluido de perforación debe ser además químicamente estable y no corrosivo bajo condiciones HPHT. En la última década, los fluidos de perforación a base de sales de formiato han desplazado a los fluidos convencionales a base de haluros en los pozos de alta presión. Los fluidos que contienen haluros son altamente corrosivos para el acero a temperaturas elevadas y generan peligros ambientales. Las tasas de corrosión asociadas con las soluciones de formiatos son bajas, siempre que el pH del fluido permanezca en el rango alcalino. Por esta razón, los lodos a base de formiatos son taponados usualmente con una sal carbonatada. A diferencia de los haluros, los formiatos se biodegradan fácilmente y pueden utilizarse con confianza en zonas ambientalmente sensibles.
Los formiatos son extremadamente solubles en agua y pueden utilizarse para crear emulsiones inversas o salmueras sin sólidos, cuyas densidades alcanzan hasta 2,370 kg/m3 [19.7 lbm/galón], reduciendo la necesidad de contar con agentes espesantes. Las concentraciones de sólidos más bajas a menudo mejoran la velocidad de penetración de la barrena de perforación y permiten un mejor control de las propiedades reológicas. Las salmueras a base de formiatos poseen además baja actividad de agua; en consecuencia, a través de los efectos osmóticos, reducen la hidratación de las arcillas de formación y contribuyen a la estabilidad del pozo. Statoil reportó actividades exitosas con fluidos a base de formiatos durante la perforación de pozos de alta presión de alto ángulo en el Mar del Norte. Los pozos se encuentran ubicados en los campos Kvitebjørn, Kristin y Huldra, en donde las presiones de yacimiento alcanzan hasta 80.7 MPa [11,700 lpc] y sus temperaturas llegan hasta 155°C [311°F]. Además, existen secuencias largas de lutitas reactivas interestratificadas. A pesar del ambiente desafiante, Statoil no experimentó ningún incidente de control de pozos en los 15 pozos de alta presion perforados en esos campos durante un período de cinco años. Por otro lado, el control de las arcillas de formación y los recortes de perforación ayudó a mantener un nivel bajo de concentración de sólidos, lo que permitió al operador reciclar y reutilizar el fluido de perforación en forma rutinaria.
Sistema de lodos usados en un Perforación de pozos de alta presión:
Sistemas Base Agua: En general se prefiere usar fluidos base agua cuando hay preocupaciones relacionadas con el medio ambiente, la evaluación de la formación, la detección de amagos o la pérdida de circulación. Además, estos fluidos tienen un costo unitario más bajo. Se puede usar: El sistema DURATHERM™ es un sistema base agua diseñado para perforar en ambientes ATAP. El sistema es estable en presencia de contaminación causada por calcio soluble, sales y gases ácidos, y puede ser usado a temperaturas superiores a 500ºF (260ºC). La estabilidad del sistema se debe a su bajo contenido de sólidos coloidales y a productos químicos que son estables a altas temperaturas. El sistema también se usa como fluido de empaque de alta temperatura. El bajo contenido de sólidos reactivos del sistema DURATHERM se logra reduciendo el contenido de bentonita y sólidos perforados a medida que la densidad del fluido y las temperaturas del pozo aumentan. Se usan materiales poliméricos en lugar de bentonita para proporcionar viscosidad y esfuerzos de gel. Esto minimiza los problemas causados por la floculación de los sólidos arcillosos reactivos a altas temperaturas y los aumentos de viscosidad que resultan de la contaminación química. La mayoría de los sistemas base agua desfloculados pueden ser convertidos al sistema D URATHERM sustituyendo el SPERSENE por XP-20K; reduciendo el contenido de sólidos reactivos y usando POLYPAC o DUO-VIS para viscosidad y suspensión de sólidos; y usando THERMEX o RESINEX para el control de filtración ATAP. El control de sólidos apropiado es imprescindible para este sistema. Este fluido de perforación debería ser monitoreado cuidadosamente en lo que se refiere a la estabilidad térmica. Una de las mejores maneras de realizar esto consiste en envejecer con calor el fluido frecuentemente a 25ºF (15ºC) más de la temperatura de fondo estimada. El contenido de sólidos reactivos del fluido debería ser monitoreado cuidadosamente y controlado dentro de los rangos recomendados. Si se usa una unidad de control de sólidos de circuito cerrado, el tamaño de partículas y la viscosidad plástica de los sólidos deberían ser monitoreados cuidadosamente y controlados dentro del rango apropiado. Monitorear las tasas de dilución para asegurar que se mantienen concentraciones apropiadas de productos químicos.
El sistema ENVIROTHERM™ Es un sistema base agua sin cromo, aceptable desde el punto de vista ambiental, diseñado para perforar en ambientes de alta temperatura y alta presión (ATAP), lo cual hace que sea similar al sistema DURATHERM. El sistema es estable en presencia de la contaminación causada por el calcio soluble, sales y gases ácidos, y puede ser usado a temperaturas superiores a 400ºF (204ºC). La estabilidad del sistema se debe a su bajo contenido de sólidos reactivos y a los materiales sin cromo térmicamente estables. El bajo contenido de sólidos reactivos se logra reduciendo la cantidad de bentonita y sólidos perforados a medida que la densidad del fluido y las temperaturas del pozo aumentan. Materiales poliméricos como POLYPAC yCMC son usados para reemplazar la bentonita a fin de proporcionar viscosidad y esfuerzos de gel. Esto minimiza los problemas causados por la floculación de sólidos arcillosos reactivos a altas temperaturas y los aumentos de la viscosidad que resultan de la contaminación química. SPERSENE CF® (lignosulfonato sin cromo) favorece la estabilidad global del fluido al impedir la gelificación y floculación a altas temperaturas, mientras que proporciona un mejor control de filtrado API y ATAP. TANNATHIN (lignito) es el principal aditivo de control de filtrado y sirve como desfloculante secundario en este sistema. La estabilidad térmica se logra mediante la adición de THERMEX (una resina polimérica). La resina parece funcionar sinergéticamente con SPERSENE CF para proporcionar una viscosidad estable y el control de filtrado. La mayoría de los sistemas base agua sin cromo pueden ser convertidos al sistema E NVIROTHERM mediante la reducción del contenido de sólidos reactivos a un valor MBT < 10 lb/bbl, y luego añadiendo 4 a 12 lb/bbl de Spersene CF, 4 a 6 lb/bbl de TANNATHIN, 4 a 12 lb/bbl de THERMEX, 0,5 a 2 lb/bbl de POLYPAC y aproximadamente 2 lb/bbl de soda cáustica. THERMEX y SPERSENE CF funcionan sinergéticamente para proporcionar propiedades estables. El control de sólidos apropiado es necesario para este sistema. Este fluido de perforación debería ser monitoreado cuidadosamente en lo que se refiere a la estabilidad térmica. Una de las mejores maneras de realizar esto consiste en envejecer con calor el fluido a 25ºF (15ºC) más de la temperatura de fondo estimada. El contenido de sólidos perforados del fluido debería ser monitoreado y mantenido dentro de los rangos recomendados. Si se usa una unidad de control de sólidos de circuito cerrado, el tamaño de partículas y la viscosidad plástica de los sólidos deberían ser monitoreados y mantenidos dentro del rango apropiado. Monitorear las tasas de dilución para asegurar que se mantienen concentraciones apropiadas de productos químicos.
EL SISTEMA POLYSTAR 450 El sistema POLYSTAR 450 es un fluido base agua de alta temperatura desarrollado recientemente, y constituye un sistema sintético base agua, mejorado con polímeros, que puede resistir temperaturas hasta 450ºF (232ºC). No contiene cromo y no emplea ningún aditivo de lignito o lignosulfonato. El sistema es muy simple y usa RHEOSTAR para controlar la reología, DURASTAR para controlar el filtrado ATAP, y GEL SUPREME™ para el revoque y la viscosidad.
sistemas base aceite Los sistemas base aceite son sensibles a la temperatura y a la presión. Como se mencionó anteriormente, Históricamente se ha preferido usar estos sistemas para perforar pozos calientes y muy presurizados, porque tienen una estabilidad térmica intrínsecamente mejor y resisten a los efectos de la mayoría de los contaminantes de perforación. Los fluidos base aceite disminuyen de viscosidad cuando la temperatura aumenta y se expanden de manera que la viscosidad y la densidad de fondo pueden ser diferentes de los valores medidos en la superficie. Afortunadamente, debido a la compresión, las presiones elevadas con Fluidos de alta densidad contrarrestan esta expansión. Normalmente, los fluidos base aceite para las aplicaciones ATAP no requieren extensos tratamientos adicionales o una dilución frecuente. Las formulaciones deberían ser preparadas con arcillas organofílicas especiales de alta temperatura como VGHT™, y deberían usar una concentración alta (5 a 15 lb/bbl) de materiales asfálticos de alta temperatura de ablandamiento como VERSATROL, para aumentar la viscosidad y reducir el filtrado. Para ambientes hostiles donde se anticipa la presencia de gases ácidos, se debe mantener el exceso de cal a un nivel más alto que el Normal (>10 lb/bbl). Sin embargo, los lodos base aceite no solucionarán todos los problemas que son inherentes a la perforación de un pozo ATAP. Algunas de sus limitaciones incluyen: • Perdida de circulación. . Puede ser muy costosa cuando estos sistemas son usados, y suele ser difícil de Controlar. • Detección de arremetida de gas. . La solubilidad del gas dentro del sistema dificulta la detección de arremetida. • Separación de la barita. Los influjos de gas reducen la viscosidad de la fase acuosa, causando la separación o sedimentación de la barita. • Medio ambiente. Es posible que el sistema no cumpla con los reglamentos locales. • Registros. Algunas situaciones de exploración requieren registros que deben ser realizados en fluidos base Agua.
Sistema de control de pozos de alta presión: El control del pozo incluye el manejo de los peligrosos efectos de altas presiones, inesperadas, en el equipo de superficie de los taladros de perforación que trabajan en busca de crudo o gas. El fracaso del manejo y control de estos efectos de la presión puede causar daños graves a los equipos, lesiones y muertes. Las situaciones de control del pozo manejadas indebidamente resultan en un reventón, es decir, la expulsión incontrolada y explosiva de los fluidos del pozo, que generalmente produce un incendio. El control del pozo implica vigilar los síntomas de situaciones inminentes de desequilibrio de presión y los procedimientos para operar los equipos en el sitio del pozo, entender la situación y tomar acciones correctivas. Muchos sistemas participan en el control del pozo, pero el principal y el símbolo de esta actividad es el bien conocido „preventor‟ de reventones o BOP (del inglés Blowout Preventer)
Válvulas preventoras anulares: Se usa un la parte superior del stack y puede cerrarse alrededor de cualquier diámetro de tubo ( Kelly, tubería de perforación, drill collars) sin embargo esta capacidad no llega a cubrir algunas herramientas de perfil irregular como estabilizadores o drill collars espiralados. En caso de emergencia puede llevar a cabo un cierre total del pozo. Generalmente es el primer BOP que hay que cerrar cuando ocurre un kick. Tiempo de cierre (regulaciones API RP 53): - para 20" de diámetro o más grande: - para diámetros menores de 20":
menos de 45 segundos menos de 30 segundos
Componentes: Los BOP anulares cuentan con un pistón de cierre del aparato que es operado hidráulicamente mediante la aplicación de presión en las cámaras para el cierre y la apertura. Los principales componentes del BOP son:
cuerpo cabeza pistón cámara de cierre y apertura unidad de empaque sellos
Cuerpo: El cuerpo ha sido diseñado para soportar altas presiones y está hecho de acero forjado. Es sometido a tests acústicos para chequear la homogeneidad del acero y luego a test hidráulicos. Dentro del cuerpo están las cámaras de apertura y cierre y los orificios roscados tipo API para la conexión de las línea de apertura (top) y las línea de cierre (bottom).
Cabeza: La cabeza da acceso a la unidad de empaque del BOP durante la inspección y operación de mantenimiento. Los BOP anulares pueden contar con tres diferentes tipos de cabeza, dependiendo del procedimiento de remoción:
1. SCREWED HEAD
Se conecta al cuerpo a través de una sección de hilos cuadrados y se sella con un empaque. Una desventaja posible es que la operación de desenroscado puede resultar difícil.
2. BOLTED HEAD
Se conecta al cuerpo a través de un conjunto de tornillos de cierre. Se usa generalmente con valores de presión inferiores a 5.000 psi.
Para perforaciones de pozos de alta presión se recomienda usar: LATCHED HEAD Se conecta al cuerpo a través de un conjunto de cerrojos que son controlados por apropiados tornillos de cierre. Se usa generalmente en caso de grandes diámetros y valores de alta presión.
Sellos: Generalmente hay 6 sellos ubicados entre: Generalmente hay 6 sellos ubicados entre:
la cámara de apertura y la cabeza
la cámara de apertura y la
cámara de cierre
Son energizados directamente por la presión de cierre y pueden ser de dos tipos:
sellos "U" que se usan para BOPs de mediana y baja presión
sellos Doble "U" que se usan para presiones altas
El BOP: Es una válvula especializada, grande, usada para sellar, controlar y monitorear los pozos de gas y petróleo. Los BOP fueron desarrollados para enfrentar presiones erráticas extremas y flujo incontrolado (amago de reventón de la formación) que surge del yacimiento durante la perforación. Los amagos o arremetidas de la formación llevan a un evento potencialmente catastrófico conocido como reventón. Además de controlar la presión pozo abajo y el flujo de petróleo y gas, los „preventores‟ de reventón evitan que la tubería de perforación y revestimiento, las herramientas y los fluidos de perforación sean expulsados del recinto del pozo cuando hay un amago de reventón. Los BOP son críticos para la seguridad de la cuadrilla, los equipos y el ambiente, y para el monitoreo y mantenimiento de la integridad del pozo; por esta razón, los BOP deben ser dispositivos a prueba de fallas.
BOPs de alta presión: Tipos de BOPs Anulares A usar: Modelo GL Características operacionales Ha sido diseñado sea para operaciones submarinas y terrestres; sus características lo hacen particularmente adecuado para operaciones submarinas y perforaciones de pozos profundos ( Alta presión ) que requieren drill strings ( tubería de perforación) de diferentes diámetros. Está disponible sólo con latched head, equipado con platos desgastadores. Hay tres cámaras diferentes: cámara de apertura, cámara de cierre y cámara secundaria. La cámara de apertura tiene un plato protector (cabeza de la cámara de apertura) que previene la contaminación del sistema hidráulico mientras se reemplaza la unidad de empaque. El sellado entre el anillo y el cuerpo es asegurado por una sección cuadrada del gasket. El sellado entre el anillo y el pistón es asegurado por un sello "U" para el WP de 13" 5/8x5000 psi, por un sello doble "U" para diámetros más grandes. El cierre no tiene una presión asistida del pozo gracias a la tercera cámara que reduce la superficie del pistón que está sometido a la presión del pozo.
BOP NL SHAFFER Características operacionales
Este modelo es particularmente adecuado en caso de cierres frecuentes y de operaciones de stripping.
Dos versiones son disponibles:
1. Con cabeza empernada en modelos pequeños y con bajos valores de presión de trabajo 2. Con latched head en modelos más grandes y con altos valores de presión de trabajo
Tiene un empaque de desgaste de nylon (banda de desgaste) para centrar el movimiento del pistón. El cierre es parcialmente asistido por la presión del pozo.
CAMERON TIPO "D" Características operacionales Está disponible en diferentes versiones con diámetros de 7" 1/16 a 21" 1/4 y presiones del pozo por encima de 20.000 psi. Cuenta con un tipo especial de unidad de empaque: al cerrar o abrir, los segmentos rotan como una cámara obturadora, reduciendo la fricción entre los segmentos y el caucho. Las medidas de la cámara vertical son pequeñas. El cierre no es asistido con presión del pozo.
STRIPPING: El stripping es un procedimiento de emergencia para mantener el control del pozo bajando o sacando cualquier tipo de tubería, ya sean tubos o casings, con presión en el pozo. Sólo el BOP anular puede mantener sellado el pozo durante el stripping de los tool joints. Es por esto que se usan en las operaciones de stripping. El stripping constituye la operación más crítica del BOP, porque el paso de los tool-joints implica una serio desgaste del caucho. Para bajas presiones el stripping se lleva a cabo sólo con el BOP anular, mientras que para presiones elevados se utiliza el BOP anular junto con el BOP tipo "ram".
RAM de los BOPs: Selección para pozos de alta presión:
Los ram de los BOPs pueden ser de tipo sencillo, doble o triple y tiene que contar sea con un mecanismo manual que con un ram hidráulico para bloquear el sistema (reglamento API). Cuentan con conexiones principales y laterales con bridas o empalmadas con abrazaderas y son todos, salvo pocas excepciones, para servicio H2S. Son particularmente apropiados para las operacones de stripping, pero no pueden utilizarse solos. Durante el stripping o a altas presiones, pueden combinarse sea con BOPs anulares u otro ram BOP.
SENCILLO
DOBLE
TRIPLE
Los rams son apropiados para cualquier diámetro de tubo. Algunos modelos más recientes con variables cuerpos de ram permiten el sellado de diferentes diámetros de tubería. Los rams tienen que ser reemplazados siempre que el diámetro de la tubería cambie y antes de bajar el casing. Antes de bajar el casing un juego de rams tendrá que ser reemplazado con uno del mismo diámetro. Los rams de los BOPs tienen que ser cerrados siempre alrededor de la tubería con una medida fija. Excepto los blind rams, que permiten sellar sin tubería dentro del pozo. El cierre de los rams asegura hacia arriba sólo sellando hidráulicamente. Durante el montaje, asegurarse de que están siendo instalados en la dirección correcta para obtener el sellado correcto. El cierre del ram del BOP asegura ambos lados hacia arriba y hacia abajo sellando mecánicamente. El sellado mecánico hacia arriba previene la expulsión del drill string ( sarta de perforación ) en caso de valores de presión del pozo altos, o peso insuficiente de la tubería.
Principales ventajas del BOP ram comparado con el BOP anular:
Mejor resistencia para valores de alta presión Requiere menor volumen de fluido de control, lo que implica menor tiempo de cierre Pueden soportar el peso del drill string (durante el hang-off) Permiten el stripping en caso de valores de presión muy altos (de ram a ram) Una vez cerrados previenen la expulsión del drill string
Tipos y modelos A continuación se describen los siguientes modelos de ram BOP: Tipo CAMERON "U" Tipos SHAFFER LWS, SL HYDRIL Todos los modelos son adecuados para una amplia variedad de diámetros y presiones de trabajo. Los diámetros generalmente oscilan entre 7" 1/16 y 21" 1/4, mientras que las presiones de trabjo pueden alcanzar 15.000 psi. En todos estos modelos la posición del ram puede detectarse observando el BOP desde afuera.
TIPO CAMERON "U"
Características principales Las cubiertas están atornilladas al cuerpo del BOP y las operaciones de reemplazo del ram se facilitan con el circuito hidráulico que se usa para la apertura y el cierre de las cubiertas. Puede contar con sistemas de cuñas hidráulicas aseguradoras para aplicaciones submarinas. Los modelos más recientes (Large bore shear bonnets) tienen un asiento más grande que permite el corte de la tubería. Se suministran cauchos resistentes al aceite y servicios de H2S, disponibles también cauchos resistentes a 175°C (350°F)
MODELOS SHAFFER LWS Y SL Los model SHAFFER más comunes son: modelo LWS (Light Weight Stell) usado sobretodo en
model SL (Slim Line) generalmente usado en pozos de alta presión
instalaciones terrestres y en aplicaciones submarinas
Modelo SHAFFER LWS El modelo LWS es relativamete liviano y pequeño y se usa principalmente con valores bajos de presión y con anchos diámetros.
Modelo SHAFFER SL Características
El modelo SL es de fabricación más reciente que el LWS y cuenta con algunas mejoras tales como:
-
la cubierta plana facilita las operaciones de reemplazo; se ha modificado la guarnición del la cubierta para aumentar la capacidad de sellado un anillo de desgaste entre el pistón y el cilindro reduce el desgaste del pistón y mejora la capacidad del sellado.
Fue diseñado para altas presiones de trabajo y se usa principalmente en pozos profundos, ya sea en instalaciones terrestres que submarinas.
La cubierta con bisagras puede acomodar los dos sistemas aseguradores (poslock), el manual y el automático, que son intercambiables.
Presión de trabajo El valor de la presión de trabajo es de 1500 psi para todos los modelos, excepto los modelos de 15.000 psi, de 11" y 13 5/8" que requieren una presión de trabajo de 2100 psi. El valor de la presión de trabajo puede alcanzar 3000 psi en caso de emergencia (p.e. corte de tubo) y 5000 psi durante el testeo.
HYDRIL Generalidades:
La cubierta es de bisagras y la cavidad interna está inclinada respecto al pozo para permitir el drenaje de sedimentos. Se ha fijado un plato desgastador en la parte superior del BOP mediante un juego de tornillos y un anillo de bloqueo. El circuito hidráulico completo está acomodado dentro del cuerpo del BOP y las bisagras han sido insertadas entre los pins de las bisagras de la cubierta para distribuir el fluido de control. Las bisagras de distribución del fluido no hacen parte de la bisagra y pueden ser removidas sin abrir el BOP. Las bisagras de la cubierta son completamente independientes del circuito hidráulico y cuentan con rodamientos auto-lubricantes para una apertura y un cierre de la cubierta más fáciles. Nota: en algunos casos hay dos modelos: "X" para diámetro de 13 5/8" "V" para todas las demás medidas
Acumuladores: Los acumuladores producen y almacenan energía hidráulica para usarla cuando hay que cerrar rápidamente el BOP por condiciones de emergencia. Cuenta con los controles necesarios para activar los BOPs y las válvulas hidráulicas durante la perforación y en caso de blowout.
El circuito de lodo de alta presión:
El circuito de lodo de alta presión es el circuito de superficie conecatado a la cabeza del pozo: se usa para circular con el pozo cerrado y cuando se registran ratings de alta presión. Sus principales componentes son líneas de alta presión y válvulas a través de las cuales el lodo fluye dentro y fuera del pozo durante el control de blowout.
El circuito de lodo de alta presión tiene una función extremadamente importante y por lo tanto todas las partes tienen que ser chequeadas periódicamente y bien mantenidas, de tal manera que aseguren eficiencia y funcionalidad.
El circuito de alta presión incluye:
kill lines choke lines choke manifold líneas de quemado válvulas de alta presión chokes ajustables
KILL LINES Generalidades Las kill lines conectan las bombas de lodo a la salida lateral del BOP-stack y se usan para bombear dentro del pozo cuando la circulación a través de los tubos no es posible. Puede haber una o dos y pueden instalarse ya sea en el BOP stack a través de drilling spools, sea conectadas a la brida lateral del BOP. En la sección conectada al BOP stack se instalan dos válvulas:
válvula manual válvula hidráulica operada con control remoto (HCR) Las válvulas manuales generalmente se colocan al lado del pozo y se mantienen abiertas, mientras que las válvulas hidráulicas se colocan al lado externo y se mantienen cerradas. En instalaciones de gran profundidad se instala una kill line adicional (kill line de control remoto) para permitir intervenciones con bombas de emergencia, si no se pueden usar las bombas de la instalación (presión máxima de trabajo 5000 psi). Esta línea debe ser instalada directamente en las kill lines e instalada cerca de la instalación para acceder fácilmente con bombas de emergencia.
CHOKE LINES
Las choke lines son líneas de alta presión que conectan el BOP stack al choke manifold y permiten que el fluido descargado sea conducido a la salida durante el control de blowout. Puede haber una o dos y están insertadas en el BOP stack a través de drilling spools o conectadas a la brida lateral del BOP. Si hay dos líneas, se usa generalmente la de arriba, mientras que la de abajo se deja para situaciones de emergencia. En la sección conectada al BOP stack se instalan dos válvulas: válvula manual válvula hidráulica operada con control remoto Las válvulas manuales generalmente se colocan al lado del pozo y se mantienen abiertas,
mientras que las válvulas hidráulicas se colocan al lado externo y se mantienen cerradas.
CHOKE MANIFOLD (5000 psi)
Generalidades El choke manifold se compone de un grupo de válvulas y líneas conectadas a la cabeza del pozo a través de las choke lines. Se usa, durante el blowout control, para mantener la correcta presión de atrás ajustando la salida del fluido del pozo a través de un choke ajustable. El choke manifold puede contar con una cámara compensadora para conducir los fluidos de alta presión que salen, a una sola línea y a la línea de descarga conectada (línea de quemado de gas,...) La cámara compensadora tiene un valor de presión de trabajo menor que todas las demás áreas del choke manifold. Debe tenerse en cuenta esta diferencia durante los tests de presión.
Líneas que hay que usar durante un blowout control:
Choke automático
Choke manual 1
Choke manual 2
Línea directa
Línea de quemado de gas
FLARE LINES
Las líneas del quemador se usan para conducir cualquier gas proveniente del choke tanlejos del pozo como sea posible. En caso de pequeñas cantidades, sencillamente se descarga el gas, mientras que en grandes cantidades se quema.
Tales líneas deben ser lo más derechas posible, evitando codos y vueltas para alcanzar el área más apartada (hacia la dirección del viento); hay que anclarlas también al suelo para prevenir que se muevan a causa de las vibraciones debidas a violentos flujos de gas.
Después de instalarlas, hay que probarlas en el campo a un valor de presión razonablemente bajo, pero lo suficientemente alto como para garantizar la seguridad del sello. VALVULAS DE ALTA PRESION Generalidades Las válvulas de alta presión son generalmente válvulas de compuerta y se instalan en el circuito de lodo de alta presión para controlar blowouts (kill lines, choke lines y choke manifold). Por su estructura particular, hay que tener estas válvulas ya sea completamente abiertas que completamente cerradas para evitar la erosión causada por el flujo de lodo.
Recomendaciones cuando se presentan pozos de altas presiones: Al perforar un pozo de alta presión, la sarta de perforación pasa a través del conjunto de BOP hacia el yacimiento. A medida que se perfora:
Se inyecta lodo o fluido de perforación por la sarta hasta la barrena. El lodo retorna por el espacio anular entre la tubería revestidora y la de perforación. La columna del lodo de perforación ejerce hacia abajo una presión hidrostática que contrarresta la presión opuesta de la formación y permite que prosiga la perforación. Cuando se presenta un amago de reventón, los operadores del equipo o los sistemas automáticos cierran las unidades de los BOP, sellando el espacio anular para detener la salida de los fluidos del recinto del pozo. Se hace circular lodo de mayor densidad por la sarta de perforación, en el recinto del pozo y hacia arriba por el espacio anular y la línea de estrangular en la base del conjunto de BOP y por los estranguladores hasta superar la presión pozo abajo. Una vez que el “peso de matar” se extiende desde el fondo hasta la parte superior del pozo, se ha “matado” el pozo. Si la integridad del pozo se mantiene, se puede reiniciar la perforación. Alternativamente, si no es factible la circulación, se puede matar el pozo “a la fuerza”, es decir, bombeando a la fuerza lodo más pesado desde la parte superior a través de la conexión de la línea de matar en la base del conjunto de BOP. Esto es lo menos deseable debido a que son necesarias mayores presiones en la superficie y porque mucho del lodo que originalmente está en el espacio anular será forzado hacia adentro de la formación receptiva en la sección del pozo sin entubar, debajo de la zapata más profunda de la revestidora.
Conclusiones:
Para mantener el control del pozo, la presión hidrostática del fluido de perforación debe ser suficientemente alta como para resistir la presión de poro de la formación, pero suficientemente baja como para evitar el fracturamiento de la formación y la pérdida de circulación Para prevenir el daño de la formación o el colapso del pozo, los fluidos de perforación deben inhibir el hinchamiento de las arcillosas. El fluido de perforación debe ser además químicamente estable y no corrosivo bajo condiciones de alta presión. Los fluidos que contienen haluros son altamente corrosivos para el acero a temperaturas elevadas y generan peligros ambientales. Las tasas de corrosión asociadas con las soluciones de formiatos son bajas, siempre que el pH del fluido permanezca en el rango alcalino. Por esta razón, los lodos a base de formiatos son taponados usualmente con una sal carbonatada Se habla de perforación de pozos de alta presión cuando sus presiones de formación exceden una presión equivalente de 15lb/gal, las presiones de fondo correspondientes pueden requerir pesos de lodo de hasta 20 lb/gal para mantener el control del pozo. Una presión anormal de formación tendrá lugar cuando la presión de fondo de formación tiene una gradiente mayor de 0.463 psi/pie. Un kick puede ocurrir, perforando a través de presiones de formación anormales, si el peso del lodo es insuficiente. las presiones anormalmente altas son comunes y pueden causar problemas graves en la perforación. Las sobrepresiones anormales siempre son causadas por una zona en particular que se “sella” o aísla. Los procesos estructurales, físicos y/o químicos pueden causar la sobrepresión anormal. Las reacciones químicas complejas que suelen producirse a las temperaturas y presiones elevadas que son encontradas a grandes profundidades pueden causar la sobrepresión anormal. Una de las causas de la geopresión (pozos de alta presion) es el desplazamiento de la formación mediante un levantamiento geológico, el cual desplaza una formación más presurizada desde una gran profundidad hasta un nivel menos profundo.
Los ingenieros emplean la técnica de tomografía de reflexión que brinda mayor resolución espacial que las técnicas sísmicas convencionales para predecir la presión con precisión, a partir de los datos sísmicos.
La tomografía de reflexión ofrece ventajas significativas, en comparación con los datos sísmicos convencionales.
La identificación y estimación del perfil de presión, a lo largo del campo que se desea perforar a través de un pozo, es una de las actividades claves a ser realizada durante la fase de su diseño, ya que esto permite minimizar los riesgos durante la perforación y definir las profundidades de asentamiento de las tuberías
de revestimiento, con un menor nivel de incertidumbre, lo cual se traduce en ahorro de tiempo y dinero. Bibliografía:
Manual de fluidos de perforación ( Energy API)
Libro : Control de pozos
Libro : Procedimiento y operaciones en el pozo
http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish08/win08/tecnologi as_para_alta_presion.pdf
