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DITD
INSTITUTO TECNOLOGICO SUPERIOR DE TANTOYUCA PROYECTO SIMULACION DE ERUPCION DE UN POZO Mecánica de fluidos DIVISION DE INGENIERIA PETROLERA
Presenta: Sandra Luz Cruz Hernández
Gustavo Melo Hernández
Jesús Antonio Hernández
Marco Aurelio Meraz Hernández Hernández
Carlos Fernando Enríquez
Jorge Axel Palacios
Grupo:
Equipo:
4B
Nº 3
Docente: Ing. Rosalino Del Ángel Avilés
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TANTOYUCA 2015-04-20
VERACRUZ
MEXICO
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Proyecto Mecanica de Fluidos
INDICE 1.
INTRODUCCION…………………………………………………………………….…3
2.
OBJETIVOS……………………………………… OBJETIVOS………………………………………………………………………… ……………………………………. ….4
3. RESULTADOS………… ESULTADOS……………………………………………… ………………………………………………………………. ………………………….5 4.
CONTROL DE POZOS……………… POZOS………………………………………………… …………………………………………………6 ………………6
5.
DESARROLLO DEL PROYECTO………… PROYECTO……………………………………………… ………………………………………… ……
6.
CONCLUSIONES………………………………………… CONCLUSIONES……… ………………………………………………………………. …………………………….18
7.
ANEXOS…………………………………………………… ANEXOS…………………… …………………………………………………………… ……………………………19
8.
BIBLIOGRAFIA……………………………………… BIBLIOGRAFIA…… ……………………………………………………………… ……………………………..…..20
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1. INTRODUCCION
A pesar de los esfuerzos para entender y controlar las presiones de la formación, los reventones siguen ocurriendo. Un reventón es un flujo incontrolado de fluidos de la formación que ocurre cuando no se logra controlar las presiones subsuperficiales. Los reventones pueden ocurrir en la superficie o dentro de una formación subterránea. Casi todos los pozos perforados pueden sufrir un reventón. La experiencia ha demostrado que los reventones son consecuencias de errores humanos y/o fallas mecánicas. Sin embargo, un programa de control de presión cuidadosamente planeado y continuamente supervisado reducirá considerablemente la posibilidad de que se produzca algún reventón.
El factor clave para el control de presión es la preparación y vigilancia por parte de las personas que son responsables de controlar las presiones de la formación. El respeto a las presiones de la formación y la confianza derivada del entrenamiento y de la práctica en lo que se refiere al control de las presiones son los elementos que minimizan la frecuencia y severidad de las erupciones. Es importante identificar las altas presiones de la formación antes de perforar, para detectar los cambios de presión durante la perforación y controlarlos de manera segura durante las operaciones de perforación y completación.
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2. OBJETIVOS
Aprender los factores que intervienen en un reventón
Tener una noción de los problemas que que se pueden pueden tener ala hora de de perforar un pozo petrolero
Y más que nada saber controlar las presiones presiones intervenidas intervenidas para para no causar reventones.
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3. ¿QUÉ ES UN BLOWOUT O REVENTON PETROLIFEROEN PERFORACION DE POZOS?
Blowout o Blowout o Reventón es un flujo incontrolado de petróleo y/o gas de un pozo petrolífero debido a alguna falla en su sistema de control de presión. El Blowout o o flujo incontrolado de fluidos de la formación a la superficie se da debido al desequilibrio entre la presión hidrostática del lodo de perforación o fluido de terminación y la presión de formación. Para evitar un Blowout Blowout de de salida, es necesario llevar a cabo un control estricto de la presión hidrostática del pozo, asegurando que esta siempre sea ligeramente mayor que la presión dentro de la formación, por lo tanto, los fluidos de la formación no saldrán violentamente. Por otro lado, la presión en el pozo no puede ser demasiado alta (mayor que la de formación), para evitar que el fluido de perforación invada la formación y dañe la misma.
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4. CONTROL DE POZOS
El control de la presión en el pozo se realiza mediante el control de la densidad del fluido de perforación que se inyecta en el mismo. También verificando el volumen y los retornos de los fluidos de perforación que regresan a los tanques de almacenamiento. Si el volumen retornado es mayor que el volumen de fluido inyectado, se deduce que el fluido de formación esta siendo expulsado desde la formación del pozo. Este fenómeno se conoce como el
kick
o patada de pozo, el
cual es una advertencia de la posibilidad de que se produzca un Blowout . Otra medida preventiva es asegurar que el Preventor Blow-Out (BOP) este en buen estado y en perfecto estado de funcionamiento, para utilizarse en caso de descontrol del pozo.
En caso de Blowout es necesario llevar a cabo intervenciones para recuperar el control del pozo. Normalmente esto se hace mediante el uso de técnicas que implican la inyección de fluidos en el pozo para que la presión sea de nuevo mayor que la presión de la formación, impidiendo la salida de fluidos de la formación. En pozos Onshore Onshore (en (en tierra), debido a la facilidad de acceso a la boca del pozo, la intervención directa en el pozo es la técnica más adecuada para combatir los reventones, ya que permite un control más rápido y por lo tanto un menor costo. Ya en los los pozos submarinos (Offshore) ( Offshore) en en aguas profundas, el uso de pozos de alivio (kick (kick wells) wells) es la técnica más fiable para combatir reventones. Por lo tanto, los pozos direccionales son perforados con el objetivo de controlar los Blowouts en puntos predeterminados, permitiendo la inyección de fluidos para su control.
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El control de presión para evitar o controlar los reventones r eventones puede ser dividido en tres categorías:
a) Control primario. El uso apropiado de la presión hidrostática para sobre balancear la formación e impedir que los fluidos de la l a formación indeseados entren en el pozo. Las ventajas del control a este nivel son evidentes.
b) Control secundario. El uso de equipos para controlar el pozo en caso de que se pierda el control primario. Los fluidos de la formación que han entrado en el espacio anular pueden causar rápidamente un reventón si no son controlados de manera apropiada.
c) Control terciario. El uso de equipos y de la presión hidrostática para restablecer el control una vez que se ha producido un reventón. Esto puede incluir i ncluir la perforación de un pozo de alivio. Aunque el control terciario sea generalmente realizado por expertos, muchas acciones pueden ser tomadas durante la planificación y perforación de un pozo de alivio para simplificar el procedimiento final para matar y restablecer el control del pozo.
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PRUEBA DE INTEGRIDAD DE PRESIÓN (PIP) Es una prueba de presión realizada con el equipo del taladro para m edir esencialmente la máxima fuerza que puede resistir la formación antes de fracturarse y que se realiza por debajo del último revestidor cementado, con la finalidad de: Determinar el gradiente de fractura de la f ormación o su densidad equivalente. Conocer la presión máxima del anular permisible en superficie. Probar la cementación para asegurarse que no existe comunicación.
Tener parámetros para control de pozos. La prueba de integridad de presión es un procedimiento operacional que se realiza aproximadamente entre diez (10) y cincuenta (50) pies por debajo de la zapata del último revestidor que ha sido colocado; durante la misma se cierra el pozo y se bombea lentamente fluido de perforación para de esta manera determinar el punto en el cual la formación comienza a ceder, es decir, tomar fluido. El procedimiento operacional que se debe seguir para realizar la prueba de integridad de presión es el siguiente:
Paso 1: Bajar la sarta de perforación con mecha hasta el tope del cuello flotador. Paso 2: Realizar una prueba volumétrica al revestidor para verificar la resistencia al estallido del mismo o posibles fugas en las conexiones.
Paso 3: Perforar el cuello flotador y el tapón de cemento hasta 10 pies por encima de la zapata. Repetir la prueba volumétrica.
Paso4: Perforar el resto del cemento y la zapata del revestidor hasta aproximadamente unos diez o veinte pies de formación nueva. Paso5: Circular hasta obtener retornos limpios y acondicionar el fluido de perforación
Paso6: Levantar la sarta de perforación hasta colocar la m echa a nivel de la zapata. t ubería o anular). Paso 7: Cerrar un impide reventón (ariete de tubería
Paso 8: verificar fugas en el pozo.
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Paso9: Bombear el fluido lentamente al pozo (1/4 a 1/2 de barril). Observar la presión al terminar de bombear el volumen seleccionado. Se puede esperar que la presión se estabilice después del bombeo (dos minutos m inutos aproximadamente).
Paso 10: Continuar bombeando y registrar la presión y el volumen bombeado acumulado hasta que se alcance el límite de la prueba (límite PIP). Esto será cuando el pozo comience a tomar fluido, causando una desviación de la tendencia de proporcionalidad entre la presión y el volumen bombeado. Paso 11: Parar el bombeo y esperar unos diez minutos hasta que la presión se estabilice. Una
vez estabilizada, desahogar la presión y registrar el volumen de fluido de retorno (fig. Nº1)
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5. CONCLUSION
Una presión inesperada en el subsuelo; puede ocasionar una arremetida en el hoyo, así como también las operaciones de viaje de tubería, específicamente cuando se extrae la sarta del hoyo, ya que disminuye el nivel de fluido de perforación en el pozo, provocando que la presión disminuya en el fondo, lo que se conoce como presiones de achique.
En ambas situaciones se pierde el sobre balance en el pozo y los fluidos fluyen hacia la superficie de manera descontrolada. El influjo o arremetida puede ser de petróleo, agua o gas, sin embargo, cuando esta es causada por gas natural o sulfuro de hidrógeno, puede ser más peligrosa .Cuando esta situación ocurre tan rápido que los perforadores no tienen tiempo de cerrar los impide reventones se produce un reventón en el pozo. Por el contrario si los impide reventones son cerrados a tiempo, es posible bombear un fluido de perforación de mayor densidad para circular el influjo.
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Proyecto Mecanica de Fluidos 6. ANEXOS
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Proyecto Mecanica de Fluidos 7. BIBLIOGRAFIA
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