Manual Wellcap Iadc PDF
-
Upload
jose-luis-tapia-bedregal -
Category
Documents
-
view
749 -
download
83
Transcript of Manual Wellcap Iadc PDF
Prevenciónde Arremetida
y Controlde Pozos
(Supervisorio)(CI-PACP-S-S)
(WellCAP
IADC)
Jairo C. MoleroDrilling
Consulting C.A
Describir y analizar las distintas Presiones que intervienen en la perforación de un pozo, asícomo las Causas e Indicaciones de una arremetida o amago (kick), describiendo los diferentes Equipos de Seguridad, los Procedimientos de Cierre del Pozo y seleccionando el Método de Control con la tubería en el fondo y fuera del fondo del pozo más apropiado, todo esto durante la perforación, completación y reacondicionamiento del pozo, a fin de cumplir los requisitos exigidos por la IADC para su Certificación Internacional (WellCAP IADC)
OBJETIVO GENERAL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
CONTENIDO GENERAL
Módulo I• Principios Fundamentales
Módulo II • Prevención de Arremetidas ó Amagos (Kick)
Módulo III• Equipos de Seguridad (BOP´s)
Módulo IV• Procedimientos de Cierre
Módulo V• Métodos de Control
Módulo VI• Completación y Reacondicionamiento
de Pozos
Módulo VII• Problemas Especiales
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
p res io n es d e lo d o y fo rm ac ió n
b a job a la n c ep o r o
fr a c tu r a
S obreba lance
Módulo I
PrincipiosFundamentales
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
OBJETIVO ESPECÍFICO
Durante este Módulo I, se describe y analizan las distintas Presiones que intervienen en la perforación de un pozo, igualmente tópicos de interés sobre los Fluidos de Perforación, así como la Relación que debe existir entre las presiones, a fin de que durante la construcción o mantenimiento del pozo ó durante los viajescon tubería no se presenten contingencias de Arremetidas ó Amagos que pongan en riesgos al personal, el medio ambiente y los equipos en funcionamiento
CONTENIDO
Módulo I – Principios Fundamentales
• Litología de la formación• Origen de un yacimiento petrolífero
o Procesos involucrados• Relación entre la presión, fuerza y área• Presión de Sobrecarga (overburden pressure)• Presión de la formación o yacimiento y sus Técnicas para la
detección• Presión Hidrostática. Fluidos de Perforación
o Introducción a los Fluidos de Perforacióno Funciones del Fluido de Perforación – Análisiso Propiedades de los Fluidos de Perforación o Principio del Tubo en Uo Gradiente de presión y Gravedad específica
• Presión de fracturao Prueba de integridad de presión (Leak off test)o Procedimiento general de la prueba. Cálculoso Máxima presión permitida en superficie (MASP)o Interpretación de gráficos de la Prueba de
Integridad (LOT)
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Pags
I-1I-4-
I-12I-13I-15
-I-38
-----
I-59-----
CONTENIDO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Pags
I-76I-82I-83
-I-87
---
I-89-
I-90I-96
Módulo I – Principios Fundamentales
• Tolerancia de las arremetidas o amagos - Análisis• Relación entre las presiones• Presiones del sistema de circulación o de bombeo
o Densidad equivalente de circulación (ECD)• Presiones adicionales
o Surgencia (Surgence)o Suabeo (Swabbing)o Análisis gráfico de las presiones adicionales
• Definición del Margen de viaje (rangos utilizados). Surgenciade la bomba
• Definición de Arremetida y de Reventón• Comportamiento de una arremetida (kick) o amago de gas
Lutitas, arcillas y limolitas
Areniscas
Carbonatos, yeso y dolomitas
Domo de sal
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
Litología de la formaciónParte de la Geología que estudia las diferentes
formaciones que se encuentran en la litosfera o envoltura rocosa que constituye la corteza del globo terrestre:
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-1
Edades y Formaciones de una área
FM.TIPO D
FM.TIPO E
EOCENOMEDIO
Lutitas dePaují
Arena BasalA-9/A-10
Lutitas Fosilíferasgrises a negruzcas
Areniscas con intercalaciones lutíticas
Arenas( B0-B1-B2 Y
B3)
Areniscas cuarzosasde color gris claro
intercaladascon lutitas negras y
limolitas grises
FMTIPO B
MIOCENO
FMTIPO C
FMTIPO A
EDAD FORMACION MIEMBRO LITOLOGIA DESCRIPCION
PLEISTOCENO Arenas y gravas macizas
Lutitas de color gris claro, areniscas de color variable
Lutitas de color verdosoconglomerados macizos
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-2
Teoría OrgánicaDescomposición y transformación de restos
de animal y vegetal, depositados y enterradosdurante tiempos geológicos milenarios
Estos bajo la acción de un proceso de sedimentación y compactación de los estratos, sometidos a presión y temperatura en el subsuelo a determinadas profundidades
Fuentes como estas contribuyen a la generación del gas natural y/o petróleo
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-3
Origen de un yacimiento petrolíferoLos yacimientos petrolíferos se consideran tienen
origen orgánico. Se requieren de tres condiciones básicas para su formación
Un medio rico en contenido orgánico (pantanos, delta de los ríos, planicies inundadas)
Proceso de sedimentación rápido a fin de evitar la descomposición total de la vida (antes de ser enterrados los elementos orgánicos)
Trampa de hidrocarburos estructural (ej; fallas, domo de sal) o estratigráfica (ej: lentes de arena, arrecifes, canales de ríos y lechos de arena)
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-4
•
Procesos•
Procesos
•
Deposición•
Deposición
•
Compactación•
Compactación
•
Equilibrio Hidrostático
•
Equilibrio Hidrostático
Procesos involucrados
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-5
Muchos de estos procesos geológicos ya mencionados, son responsables de las presiones a la cual están sometidos los fluidos en el subsuelo, los mismos se definen de la siguiente manera:
Deposición:Material detrítico llevado por los ríos hacia el mar, el
cual sale de la suspensión y se deposita
Sedimentos no consolidados, ni compactados, teniendo así un relativa alta “porosidad” (espacio donde el líquido puede alojarse) y “permeabilidad” (interconexión de los espacios porosos de una roca o sea porosidad efectiva)
A través del espacio entre los granos, el agua de mar mezclada con estos sedimentos se mantiene comunicada, generando una presión de formación o yacimiento igual a la columna hidrostática del agua
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-6
Compactación:Una deposición sucesiva y continua de los sedimentos, hace que
exista una aumento en la profundidad de asentamiento
Los granos de las rocas previamente depositados van a estar sujetos a través de los puntos de contacto grano a grano de una mayor carga.
Esto causa un reacondicionamiento de los mismos en un espacio más estrecho, resultando en un sedimento mas compacto y de menor porosidad
Equilibrio Hidrostático:El proceso de compactación en forma continua, hace que el
agua se expele de su espacio poroso, el equilibrio hidrostático se mantendrá siempre que exista una trayectoria de flujo relativamente permeable hacia la superficie, el gradiente de flujo que se requiere para poder expeler el agua de compactación serámuy pequeño hacia arriba
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-7
Origen de las Presiones AnormalesCompactación:
Migración de los fluidos a zonas de menor esfuerzos, interrupción del proceso (capa impermeable) fluidos entrampados los cuales originan presiones anormales
Diagénesis:Alteración química de la roca debido a procesos
geológicos (arcilla bentonítica a arcilla ilítica debido a su deshidratación)
Levantamiento Tectónico:Asociados a procesos geológicos, disminución del
relieve por plegamiento, deformación plástica, fallamiento, erosión, etc.
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-8
Densidad diferencial:Fluidos contenidos en los poros con densidad menor
que la menor densidad de los fluidos del área
Migración de Fluidos:Flujo hacia arriba a una formación somera de los
fluidos de un yacimiento más profundo, esto puede ser natural o inducida por fugas en el Rev. de Producción, técnicas incorrectas de cementación o completación, proceso de inyección, abandono incorrecto de pozos
FallasRedistribución de Sedimentos y Yuxtaposición de zonas
permeables a zonas impermeables, inhibición de flujo de fluidos a regiones de equilibrio hidrostático
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-9
Osmosis:Flujo espontáneo de una formación más concentrada
(recargada) a otra separada por una membrana
En conclusión:La detección de las presiones anormales puede
considerarse esencial en la perforación de pozos profundos, dentro de sus ventajas principales podemos mencionar:
Mejores ROP (uso de densidades de menor valor)Mejor selección de los puntos de asentamientoMínimos problemas de pérdidas o de arremetidasReducción de tiempos de perforación y costos
operacionales involucrados
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-10
LechoMarino o de río
Formaciónpermeable
PresiónNormal
Presiónanormalmentepresurizada
Estratos Geológicos
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-11
Relación entre la Presión, Fuerza y Área
Presión:Concepto relacionado como la fuerza ejercida por el
peso de un objeto, dividido sobre un área especifica donde está actuando. Esto puede ser representado en un cilindro hidráulico
100 lbs
Área: 10 pulg2
10 psi
Presión = Fuerza Área
Cilindro Hidráulico
lbs/pulg
= lpc
= psi2
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-12
Presión de Sobrecarga
Presión generada por el peso de los sedimentos o materiales existentes en la formación y los fluidos contenidos en ellas entre un área específica
Psc
= 0,433 [(1 –
Ø) GE. s + Ø
x GE. f)]
x
PVV
Psc
= Grad. sc
x
PVV = psi
Psc
= Presión de Sobrecarga (psi)Grad. sc
= Gradiente de sobre carga (psi/pie)Ø
= Porosidad (adim.)GE. s = Gravedad Específica de los sólidos (adim.)GE. f = Gravedad Específica de los fluidos (adim.)PVV = Profundidad Vertical Verdadera (pies)
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-13
Presión de Sobrecarga
Durante el proceso de perforación, el peso del material (sedimentos y fluidos) es de mucho interés, debido a la posibilidad de levantar la Sobrecarga a nivel de la zapata del revestidor (ej: superficial), cuando se utilizan densidades del fluido muy pesados, los cuales pueden crear problemas de pérdida de circulación
Esta presión igualmente sirve para poder estimar la Presión del Yacimiento y la Presión de Fractura, esto a través de la distintas Técnicas para su detección
En conclusión:La Presión de Sobrecarga es de suma importancia
para establecer parámetros en una óptima relación entres las presiones que intervienen en la perforación de un pozo
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-14
Presión de la Formación
Presión de los Fluidos contenidos en los espacios porosos de un roca. Denominada también como presión de poros, de yacimiento o de la roca
Según el concepto de Gradiente (relación de la presión por cada pie de profundidad), existen tres tipos de Gradientes de Presión de Formación:
Subnormal: < 0,433 psi / pie Normal: 0,433 y 0,465 psi / pieAnormal: > 0,465 psi / pie
Pform
= Grad. form. x PVV = psi
Grad. Form. = Gradiente de la formación (psi
/ pie)
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-15
Rango de Gradientes de Formación
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-16
Gradientes de Presión de Formación
ÁREASÁREAS
GRADIENTE DE PRESIÓN
(psi/pie)
GRADIENTE DE PRESIÓN
(psi/pie)
DENSIDAD EQUIVALENTE
DE AGUA (grs/cc)
DENSIDAD EQUIVALENTE
DE AGUA (grs/cc)
OESTE DE TEXAS
GOLFO DE MÉXICO
MAR DEL NORTE
MALASIA
DELTA DE MACKENZIE
OESTE DE ÁFRICA
BASAMENTO ANADARKO
MONTAÑAS ROCKY
CALIFORNIA
0,465
0,433
0,452
0,442
0,442
0,442
0,433
0,436
0,439
1,074
1,000
1,044
1,021
1,021
1,021
1,000
1,007
0,014
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-17
Técnicas de DetecciónDurante la etapa de la planificación del pozo, la Presión
de la Formación o del Yacimiento o de Poro, se predice en base a los datos de poros de referencia (esto en caso de estar disponible) y del análisis de los datos sísmicos.
Por lo general, la Presión de la Formación se planifica como Normal, hasta que se llegue a una profundidad donde los cambios en los parámetros de perforaciónindican un cambio a anormal (de existir). Esta últimas, se penetran más frecuentemente e implican el mayor riesgo en la perforación de cualquier área
A medida que aumenta la Presión de la Formación se debe aumentar la densidad del fluido de perforación, esto a fin de mantener un ligero sobrebalance sobre ella (margen de seguridad o margen de viaje)
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-18
El intervalo en el pozo en la que la presión de poro aumenta de su punto Normal se conoce como Zona de Transición. Usualmente, esta pendiente aumentará a una máxima presión de poro, causada por el proceso deposicional de enterramiento y compactación
Para las lutitas, la zona de transición representa la barrera de permeabilidad que restringe el flujo de fluidos existentes en los poros hasta el ambiente marino. El espesor de esta zona, depende de las permeabilidades dentro y adyacentes a la formación sobrepresionada en la edad de sobrepresión
Las Técnicas y Métodos mejoran constantemente en cuanto a su precisión, permitiendo un mejor control del pozo, es por ello que se deben realizar todos los esfuerzos para detectar la presencia de zonas de transición y por ende zonas anormalesdurante la planificación y perforación del pozo
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-19
Métodos de DetecciónExisten varios Métodos para determinar Zonas de
Presiones Anormales, a continuación se mencionan algunos de ellos:
Antes de la PerforaciónMétodos Sísmicos, Porosidad de las lutitas
Durante la PerforaciónIncremento de: ROP, cloruros, temperatura de
retorno y disminución de: densidad de las lutitas, Exp “dc”, densidad del lodo por corte por gas
Después de la PerforaciónMétodos Sónicos, Resistividad y Conductividad
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-20
Antes de la Perforación:Método Sísmico
Este método representa el de mayor utilización en la perforación exploratoria. El mismo, permite la planificación y ejecución inicial de un programa de perforación. En la medida que la perforación avance, debe irse ajustando el programa inicial con la información obtenida del pozo
Las características acústicas de la sección superior de la corteza terrestre puede medirse por varias razones: en estudios de terremotos y en prospección sísmica y registros eléctricos (perfiles), acústicos (sísmicos)
Estos dos últimos, investigan de manera similar los rangos de velocidad, pero utilizan frecuencias y longitudes de onda totalmente diferentes
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-21
Antes de la PerforaciónMétodo Sísmico:
Material de la matriz
Tiempo de tránsito(µ
seg/pie)
Dolomita 44Calcita 46Caliza 48
Anhidrita 50Yeso 53
Cuarzo 56Lutita 62 –
167Sal 67
Arenisca 53 -
59
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-22
Antes de la PerforaciónMétodo Sísmico
El comportamiento del tiempo de tránsito en el intervalo (TTI) con la profundidad es a disminuir en zonas de compactación normal
En una zona subcompactada, el tiempo de tránsito (TTI) se desviará de la tendencia normal, incrementando con la profundidad, lo cual es indicativo de un posible tope de la zona de presiones anormales
Este valor debe ser interpretado a través de las correlaciones, a fin de determinar la Presión de la Formación o del Yacimiento y para definir igualmente las densidades del fluido de perforación en los diferentes intervalos del pozo
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-23
Método Sísmico (TTI vs. Prof.)
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
Ejercicio real
I-24
Durante la PerforaciónExponente “d”
Una de las técnicas que utiliza la mayoría de las variables de perforación y que ha resultado ser muy efectiva y actualmente considerada como una de las mas utilizadas como Método de campo, es el Exponente “d”
Esta técnica, se formuló en las lutitas de la Costa del Golfo de los Estados Unidos, dando resultados en cuanto a interpretación en tiempo real bastante óptimo. El mismo es considerado un Método empírico y fue publicado por Bingham en el año de 1964, el cual se basó en datos de campo y de laboratorio
Posteriormente Jordan & Shirley, propusieron usar el Método anterior a fin de normalizar la velocidad de penetración por el efecto de variaciones del PSM, RPM y el diámetro de la mecha
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-25
Durante la PerforaciónExponente “d”
Este método esta basado en la siguiente formulación:
Exp
“d”
= log (ROP / (60 x RPM)) log
(12 x PSM / (10 x Dm))
donde:ROP: Velocidad de penetración, pies/hora
RPM: Revoluciones por minuto, rev/min
PSM: Peso sobre la mecha, libras-fuerza
Dm: Diámetro de la mecha, pulgs
6
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-26
Durante la PerforaciónExponente “d”
Si el Exponente “d” es calculado en lutitas, es posible hacer un seguimiento a sus etapas de compactaciòn y detectar cualquier subcompactaciòn
Cualquier disminución de la tendencia del Exponente “d”, cuando se perfora una secuencia arcillosa (tal como la lutìtica), es una funciòn del grado de subcomptaciòn y tambièn del valor de presiòn anormal asociado
Si durante la perforación del pozo, se contempla un cambio de densidad del fluido, se ha necesario calcular un Exponente “d” corregido (Exp “dc”)
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-27
Durante la PerforaciónExponente “dc”
Este representará la diferencia hidrostática del área y la presión de la formación. La misma fue desarrollada en 1971 por Rahm y McClendon los cuales sugirieron la siguiente corrección:
Exp
“dc”
= Exp “d”
x Dfn Dfe
donde:Exp
“d”: Exponente “d”
calculado por la fòrmula anteriorDfn: Densidad del fluido equivalente a una presión
normal, lbs/galDfe: Densidad del fluido equivalente en uso, lbs/gal
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-28
Durante la PerforaciónExponente “d”
Es importante acotar algunas observaciones en cuanto a la efectividad del uso del Exp “d” para consolidar la presencia de una zona de presiones anormales. Para ello, mencionaremos algunas razones que pudiesen incidir en la efectividad de los valores y su interpretaciòn del Exp “d”
o
Excesivo diferencial de densidad
del fluido de
perforación, valores de 2 a 3 lbs/gal
incidirá
directamente en los resultadoso
Que no exista un mantenimiento adecuado
al fluido de perforacióno
Que no exista una hidráulica adecuada
que garantice efectividad en la limpieza del fondo del hoyo o
Una buena sección de litología homogénea
es importante para la obtención de buenos resultados, ej: lutìtas
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-29
Método Exp. “dc”
(Exp. “dc
vs. Prof.)
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
Ejercicio real
I-30
Después de la PerforaciónMétodo de Resistividad
Una de las técnicas más comúnmente usada y antigua para detectar zonas de presiones anormales después de la perforación, son los Registros Eléctricos con Guaya y especialmente el de Resistividad de las Lutitas (Rsh)
Dado que la matriz de la rocas, tiene una conductividad muy baja, la resistividad registrada depende de: la porosidad, la naturaleza del fluido contenido en el espacio poroso y de su contenido de sales disueltas
En condiciones de compactación normal, un incremento unitario en la resistividad de la lutita con la profundidad, corresponde a una reducción unitaria de la porosidad bajo el efecto del peso de los sedimentos suprayacentes (para una resistividad del fluidos dada)
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-31
Después de la PerforaciónMétodo de Resistividad
De allí que, la entrada a una zona subcompactada se detecta por una disminución de la resistividad debido a un incremento relativo de la porosidad. Otros factores, además de la porosidad también afectan la medición de la resistencia de la formación y puede enmarcar cambios debido a la compactación, entre ellos están:
Temperatura: incrementa con la profundidad, disminuyendo la resistividad para salinidad de agua dada
Presencia de hidrocarburos: en los espacios porosos de la formación incrementa significativamente la resistividad
Litología: una lutita ligeramente salada en comparación con una lutita pura, pudiese causar error cuando se utiliza la Rsh para determinar la tendencia normal de compactación
Lavado del hoyo: un incremento en el diámetros del hoyo, puede también generar error en la medición
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-32
Después de la PerforaciónMétodo de Resistividad
No todos los aparatos dan la misma resistividad para arcillas y lutitas, esto debido a la anisotropía de la matriz. Debido a la manera como funcionan los registros de inducción, ellos detectan primordialmente la resistividad horizontal y por eso brindan menores valores
La resistividad a ser usadas para la preparación de gráficos de compactación, deben ser aquellos obtenidos usando técnicas de investigación completa. El aparato convencional más adecuado para estos propósitos es la herramienta de inducción profunda
Los registros de conductividad, pueden utilizarse también para detectar anormalidades de compactación, dado que proporcionan mayores detalles en zonas de bajas resistencias
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-33
Método de Resistividad (Rsh
vs. Prof.)
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
Ejercicio real
I-34
Correlaciones existentes para la DetecciónExisten varios Correlaciones desarrolladas por
investigadores que nos permite conocer el valor de la Presión o Gradiente de la Formación, a continuación se mencionan algunos de ellos:
Antes de la Perforacióno
Correlación de Pennebaker, la cual utiliza el Tiempo de Tránsito (Δtt)
Durante la Perforacióno
Correlación de Rehm
& Mc
Clendon, Zamora y Ben Eaton, los cuales utilizan el Exp
“dc”
Después de la Perforacióno
Correlación de Eaton, Hottmann
& Johnson, Lane & Macpherson, Ben Eaton, los cuales utilizan la Resistividad (Rsh)
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-35
Correlación de Pennebaker
Gra
dien
te d
e pr
esió
n de
la fo
rmac
ión
(psi
/pie
)
Relación del Tiempo de Tránsito del Intervalo (Δto
/ Δtn)
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-36
Correlación de Ben Eaton
A través de la Correlación de Eaton nos disponemos a calcular el valor en predicción de la Presión de la Formación o Yacimiento ó su Gradiente (Gr. Form)
Esta Correlación es de uso común a nivel de la Industria Petrolera Mundial y nos sirve tanto para el uso del Exponente “dc”, como para el de Resistividad, las formulaciones son las siguientes:
Gr. form = Gr.sc –
(Gr.sc –
Gr.n)(Exp”dco”/Exp “dcn”)
Gr. form
= Gr.sc
–
(Gr.sc
–
Gr.n) (Rsh(o) / Rsh(n))
Gr.sc
y Gr.n
= Gradientes de Sobrecarga y Normal (psi
/ pie)
1.2
1.2
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-37
Presión Hidrostática
Presión hidrostática (Ph)Presión que existe en cualquier punto de un pozo
generado por el peso de una columna estática del fluido (líquido, gas o compleja) y la altura vertical de dicha columna
Dicha Presión no depende de la forma del hoyo, ni del volumen que el fluido ocupe, solo depende de la densidad y la altura de la columna vertical ocupada
Ph
= 0,052 x
Df
x
PVV = psi
Df
= Densidad o Peso del fluido, lbs
/ gal
(ppg)0,052 = Factor de ConversiónDf
= Ph
/ (0.052 x PVV), en ppgGfluido
(psi/pie) = 0,052 x Df
(ppg) y Gfluido
= Ph
/ PVV
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-38
Introducción a los Fluidos de Perforación
La historia de los Fluidos de Perforación puede ser separada en tres períodos distintos. El primero de ellos va desde la antigüedad hasta 1901, fecha en la que se completó el primer pozo comercial importante con el método rotatorio
El segundo fue hasta 1921, durante este período se utilizaba un fluido que era capaz de dejar producir las arenas perforadas, esto dado no se anotaban sus propiedades físicas porque para la época no existían herramientas que observarán el comportamiento de las mismas
Fue a partir de 1921, que se inicia el tercer período hasta nuestros días, ya que empiezan a controlarse las distintas propiedades del fluido, de allí que varios investigadores realizan numerosos estudios para el control de las propiedades reológicasen toda su definición
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-39
Definición de Fluido
Sustancia que se deforma continuamente cuando es sometida a un esfuerzo por muy pequeño que este sea
El Fluido de Perforación es un líquido o gas que circula a través de la sarta de perforación hasta a la mecha o broca y regresa a la superficie por el espacio anular existente (ciclo)
Un Ciclo, es el tiempo que se requiere para que la bomba mueva el Fluido de Perforación hacia abajo del hoyo y de regreso a la superficie, esto es conocido a nivel de campo como: darle una circulación al Fluido completa en un Sistema de Circulación principal
Hasta la fecha un pozo de gas o petróleo no puede ser perforado sin este concepto básico de Fluido Circulante
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-40
Considerado como el Control Primario, el Fluido de Perforación es una parte clave del proceso de construcción de un pozo y el éxito de un Programa de Perforación depende de su selección y diseño
Igualmente, un Fluido de Perforación para un área particular debe ser diseñado para cumplir con los requerimientos específicos de las distintas formaciones a atravesar, tal que no cause ej: obstrucción, en los espacios donde se aloja parte de los hidrocarburos a producir
En general, los Fluidos de Perforación tendrán muchas propiedades que son benéficas para la operación, pero también algunas otras que no son deseables y que pueden finalmente crear problemas asociados a ellos
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-41
Funciones del Fluido
El Ingeniero de lodo es dentro del equipo de trabajo en un Taladro de Perforación, uno de los más importantes y de mayor responsabilidad
Dado que el fluido de perforación es considerado la sangre del pozo, podemos establecerlo como el control primario de dichas operaciones y que la optimización de todas sus propiedades garantizarán el cumplimiento de todas sus funciones
Existen una serie de funciones de los Fluidos de Perforación, las cuales benefician de una manera directa a la Optimización de los Parámetros Hidráulicos y Mecánicos, utilizados durante la perforación de un pozo, a continuación se mencionan y analizan algunas de ellas:
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-42
Funciones del Fluido
Remover y transportar los cortes del hoyoProveer presión hidrostática – control del pozoTransmitir potencia hidráulica a la mecha o brocaRefrigerar y lubricar la sarta de perforación en su
conjuntoRefrigerar y lubricar la broca o mechaMantener los sólidos o cortes en suspensiónProveer de una torta o revoque a la pared del pozo.Proveer información sobre el pozoPrevenir la corrosiónProveer transmisión de datos de las herramientas de
fondoBrindar seguridad al personal y medio ambiente
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-43
Funciones del Fluido
Análisis generalRemover y transportar los cortes del hoyo
Dado que los cortes y derrumbes son mas pesado que el fluido, es necesario garantizar una buena velocidad anular que evite que estas partículas caigan al fondo del pozo, esta velocidad depende de la densidad y viscosidad del fluido, así como de un caudal óptimo
Proveer presión hidrostática – control del pozoDado que el agua, petróleo y gas se encuentran
en los yacimientos a presión de confinamiento, es necesario generar con el fluido una suficiente Phpara evitar la entrada de estos fluidos al pozo
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-44
Funciones del Fluido
Análisis generalTransmitir potencia hidráulica a la mecha o broca
La fuerza hidráulica con que el fluido sale de los chorros o boquillas (jets) de la mecha o broca, hace que los cortes se remuevan eficientemente del fondo, si esto no se logra, la mecha o broca retriturará los mismos reduciendo la R.O.P
Refrigerar y lubricar la sarta de perforaciónA medida que la sarta de perforación rota en contra
de las paredes del hoyo, se genera calor friccional, por lo tanto el fluido debe absorber este calor y conducirlo fuera del pozo. Igualmente ejercerá un efecto lubricante al conjunto de la sarta
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-45
Funciones del Fluido
Análisis generalRefrigerar y lubricar la broca o mecha
Igualmente, la acción de raspar de la mecha o broca en contra de las formaciones que atraviesa genera calor, para lo cual es necesario para evitar sobre calentamiento un proceso de refrigerar y de lubricar por parte del fluido de manera de incrementar la vida útil de la misma
Mantener los sólidos o cortes en suspensiónUna vez que la circulación del fluido es
paralizada, los cortes caerán al fondo del pozo a menos que el fluido tenga la capacidad de formar un estructura de tipo Gel que evite esta caída
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-46
Funciones del Fluido
Análisis generalProveer de una torta o revoque a la pared del pozo
Una torta o revoque del fluido frente a las paredes del hoyo, evita que parte del fluido pase a las formaciones dañando zonas de producción, asímismo, es necesario la estabilidad de dichas paredes que eviten la caída de las mismas al fondo del pozo con resultados muy severos al proceso
Proveer información sobre el pozoLos cortes de formación que son transportados a
través del fluido a la superficie y separados por los equipos de control de sólidos, nos indican en forma inmediata sobre el tipo de formación perforada, esto ayuda en las medidas preventivas
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-47
Funciones del Fluido
Análisis generalPrevenir la corrosión
El fluido dentro del pozo debe ser capaz de no crear corrosión que produzca deterioro continuo a la sarta con su exposición
Un fluido será más corrosivo, conforme disminuye el Ph
Proveer transmisión de datos de las herramientas de fondo
Se requiere que el fluido de perforación, sea un buen conductor de la electricidad para la toma de registros, así como para la evaluación de la trayectoria del hoyo en registros de dirección
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-48
Funciones del Fluido
Análisis generalBrindar seguridad al personal y medio ambiente
El fluido debe ser lo suficientemente seguro que no produzca daño al personal que labora en el Taladro y por ende al medio donde se ejecuta el proceso de perforar y/o repara un pozo
Por supuesto, la recomendación siempre recae sobre la obligatoriedad del uso de los equipos de protección personal para el personal que estará en contacto con el fluido durante las operaciones
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-49
Propiedades de los Fluidos
Cada una de las funciones mencionadas anteriormente, requieren la adecuación y la vigilancia permanente de sus Propiedades, las cuales cumplen un propósito especifico durante la perforación y/o reparación de los pozos petroleros
A continuación, se muestra una Tabla de Propiedades, así como los equipos necesarios para su determinación, sus unidades, su uso y algunas observaciones importantes a fin de ser consideradas por el Ingeniero de Diseño y Planificación
Estas Tablas, no pretenden ser una guía exacta de los tópicos que están relacionados con el Fluido de Perforación, solo servir de referencia conceptual
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-50
CURSOS HRS
Propiedad Prueba Unidades Uso Observaciones
Peso o densidad del lodo
Viscosidad el embudo
Viscosidad PV
plástica
Punto de cedencia YP
Geles
pH
Pf/Mf/Pm
Balanza de lodo despresurizado o
presurizado
Embudo Marsh
Reómetro (VG meter) de
velocidad múltiple
pH metro o papel tornasol
Pruebas químicas
Reómetro (VG meter) de
velocidad múltiple
Reómetro (VG meter) de
velocidad múltiple
Gravedad específica o libras por galón
Segundos por cuarto
Centipoise
Libras por 100 pie2
Libras por 100 pie2
ninguna
cc’s
Para suministrar presión hidrostática en el fondo del hueco.
Indica las tendencias en las condiciones del lodo
Indica concentración de sólidos
Indica la capacidad de arrastre del lodo.
Indican las cualidades de suspensión del lodo cuando está estacionario y es
importante para la limpieza del hueco. Se mide normalmente después de 10
segundos y 10 minutos.
Determinar si el lodo es ácido o alcalino.
Determinar los diferentes niveles de alcanilidad del lodo.
Balanza presurizada, usada principalmente lodo espumoso o gas-
cortado.
En los lodos base aceite, el agua actúa como un sólido, así un lodo 50/50 tiene
mayor VP que un lodo 80/20.
Incrementada directamente por la adición de viscosicifantes. El ingeniero de lodos
tiene control directo sobre el YP, pero indirecto sobre la PV
Los geles iniciales y finales deberían ser muy cercanos o iguales. Mostrando que el sistema no se ha espesado excesivamente. Altos niveles de geles requieren una alta presión de bombas para romper la circulación.
Polímeros en lodos base agua requieren un pH alcalino pasa funcionar
apropiadamente.
Determina si la alcanilidad determinada por el pH es derivada de la fuente iónica
correcta.
Tabla de Propiedades de los Fluidos
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-51
CURSOS HRSPropiedad Prueba Unidades Uso Observaciones
Pérdida de fluido API
Pérdida de fluido HPHT
Porcentaje de sólidos y aceite
MBT
Cal
Cloro
Celda de pérdida de fluido API
Celda HPHT
Retorta
Pruebas químicas
cc’s
Porcentaje de volumen (%)
Libras por barril
Libras por barril
Gramos por litro o parte por millón
(ppm)
Indica las características del filtrado del lodo.
Indica las características del filtrado del lodo.
Determinar las concentraciones de agua, aceite y sólidos en el lodo
Determinar las concentraciones de bentonita o sólidos equivalentes en lodos poliméricos (en lodos base
agua)
Determinar el nivel de exceso de cal en lodos base aceite.
Determinar el nivel de cloruros en el lodo y de aquí su habilidad para
inhibir hinchamiento de la arcilla en la formación.
El lodo es filtrado por 30 min. @ 100psi
Usado para dar advertencia de influjos de agua y también usado para
determinar pérdidas de aceite en descarga de sólidos.
Indica que tan bien el lodo está inhibiendo a la formación de
dispersarse dentro del sistema.
La cal tiene dos usos en lodos base aceite: a) proveer un pH alcalino en la fase de agua, en caso de un influjo de
gas ácido, y b) facilitar la acción de emulsificantes.
Puede ser usado para lodos base agua o aceite, expresada también
como salinidad.
Pruebas químicas
Prueba de azul de metileno
cc’sNormalmente se lleve a cabo a
500psi y 250° F o BHST. Usado en lodos base agua y aceite
Tabla de Propiedades de los Fluidos
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-52
Equipos de medición de las Propiedades
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-53
Principio del Tubo en “U”
Si en un pozo, existe un fluido por dentro de la Tubería así como en el espacio Anular, la Presión Atmosférica puede omitirse dado que son iguales en ambos lados
Un pozo puede ser comparado con un Tubo en “U”,donde la Presión Hidrostática en cualquiera de los lados no dependerá del volumen de fluido (si ambos lados se encuentran totalmente llenos) y por supuesto estas serían iguales
Solo en caso de que otro fluido este incorporado en unos de los lados, existirá entonces una sumatoria que intentaráencontrar un punto de equilibrio y será desalojado un volumen equivalente de fluido de la columna menos densa
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-54
Principio del Tubo en “U”
Dfluido: 10 ppg
PVV: 11.000 pies
Ph
= 0,052 x 10 x 11.000 = 5.720 psi
Dfluido: 12 ppg
Tubería Anular Tubería Anular
PVV: 11.000 pies
Que pasará
con el fluido en el Anular?
Dfluido: 10 ppg
V A CIO
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-55
Dfluido: 12 ppg
Tubería Anular
PVV: 11.000 pies
V A CIO
Ph
tub.= 0,052 x 12 x 11.000 = Ph
t = 6.864 psi
Ph
anu. = 0,052 x 10 x 11.000 = Ph
a = 5.720 psi
h vacía interna = (6.864 –
5.720)/(0,052 x 12)
h vacía interna = 1.833 pies
Ph
tub. = 0,052 x 12 x (11.000 –
1.833)
Ph
tub. = 5.720 psi
Dfluido: 10 ppg
h vacía = ?
Principio del Tubo en “U”
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-56
Principio del Tubo en “U”
–
Pozo Cerrado
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-57
Gradiente de Presión
Es la variación de la presión por unidad de profundidadó longitud vertical verdadera, la cual es expresada generalmente en psi/pie y su fórmula es la siguiente:
Grad. Presión = Presión
/ PVV = psi
/ pie
Gravedad Específica
Es la relación que existe entre la Densidad de un fluido y la Densidad del agua fresca o dulce, así mismo entre el Gradiente de fluido y el Gradiente del agua fresca o dulce
Grav. Específica = Dens. Fluido / Dens. Agua fresca
Grav. Específica = Grad. Fluido / Grav. Agua fresca
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-58
Presión de Fractura
Presión que resiste la formación a abrirse o fracturarse en un punto dado del hoyo, esto debido a las fuerzas existentes en una formación
Este presión puede ser obtenida mediante una correlación o mediante prueba de campo. Generalmente el punto del hoyo el cual debe evaluarse al momento de conocer la Presión de Fractura, es a nivel de la zapata del último revestidor bajado
Pfract
= Grad. fract. x PVV = psi
donde: Grad. Fract. = Gradiente de Fractura, psi
/ pie
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-59
Presión de Fractura
En la planificación de la perforación de un pozo profundo el cual penetrará formaciones con Presiones Anormales, el conocimiento anticipado de la Presión de Fractura de las formaciones perforadas, es tan importante como la determinación de la manera en que varía la Presión del de la Formación o Yacimiento con la profundidad
Las técnicas para determinar las Presiones de Fractura, incluyen Métodos Predictivos y de verificación de los mismos
La planificación inicial debe basarse en los valores de Presión de Fractura a través de Métodos Predictivos. Posteriormente, una vez que el revestidor es bajado y cementado debe comprobarse dicho valor con un Prueba de Presión conocida como Integridad de Presión o Leak off Test (L.O.T)
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-60
Presión de Fractura
Métodos PredictivosLa estimación de las Presiones de Fractura
realizadas antes de asentar los revestidores, están basadas en correlaciones empíricas
Debido a que la Presión de Fractura de la formación es afectada de manera preponderante por la Presión de la Formación o Yacimiento, se recomienda el uso de una de los Métodos descritos anteriormente para determinar dicho valor de Presión
Existen varias correlaciones para predecir las Presiones de Fractura las cuales son usadas muy frecuentemente, a continuación algunas de estas:
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-61
Presión de Fractura
Métodos Predictivos
Correlación o Ecuación de Hubbert & Willis
Correlación de Matthews & Kelly
Correlación de Pennebaker
Correlación de Ben Eaton
Otras ecuaciones se utilizan con menos frecuencia y esta son: Christman y la Correlación de MacPherson & Berry
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-62
Métodos Predictivos
Una de la correlaciones de mayor uso es la de Ben Eaton. Esta correlación relaciona su determinación del valor en predicción de la Presión de Fractura utilizando la Relación de Poisson (µ)
La formulación utilizada es la siguiente:
Pfract
= Pform
+ (µ
/ (1 -
µ)) x ( Psc
–
Pform)
Es importante mencionar que la Relación de Poisson no es exactamente la misma para áreas diferentes y debe ser verificada con datos locales, cada área prospectiva debetener su propia curva.
Anexo gráfico referencial de la Relación de Poisson
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-63
Relación de Poissons
(µ)
Prof
undi
dad
(pie
s)
Correlación de Eaton –
Relación de Poissons
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-64
Prueba de Integridad de Presión (L.O.T)
Definición:Prueba de presión que se realiza por debajo de la
zapata del último revestidor cementado en un pozo, la cual tiene los siguiente propósitos:
Probar el trabajo de Cementación realizado, a fin de asegurarse de que no existe comunicación con la superficie
Determinar el Gradiente de Fractura de esa zapata
Determinar la Máxima Presión en el Anular permitida (MASP) durante la perforación del próximo hoyo y la Máxima Densidad posible en esa sección
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-65
Prueba de Integridad de Presión (L.O.T)Procedimiento de la Prueba:
o Bajar sarta de perforación hasta el tope del cuello flotador y realizar prueba volumétrica al revestidor
o
Perforar el cuello flotador y el cemento hasta 10 pies encima de la zapata. Repetir la prueba volumétrica (2 tubos entre cuello y zapata)
o
Perforar el resto del cemento, la zapata y 10 a 15 pies de formación, circular y acondicionar el fluido de perforación (hoyo limpio)
o
Levantar la mecha a nivel de la zapata y llenar el hoyo. Cerrar
un preventor
(BOP´s). Conectar y probar líneas.
o
Bombear fluido lentamente al pozo (1/4 a 1/2 bls/min), observar presión y/o esperar la estabilización de presión (2 min. Aprox.)
o
Continuar bombeando y registrar la presión y el volumen bombeado hasta alcanzar el límite LOT. Elaborar gráfico simultáneamente.
o
Parar el bombeo y esperar unos 10 min. para la estabilización de la presión. Desahogar la presión y registrar el volumen de retorno
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-66
Gráfica de la Prueba de Integridad de Presión (L.O.T)
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-67
Prueba de Integridad de Presión (L.O.T)
Densidad Equivalente Máxima (Deqm):Valor máximo de Densidad del fluido a utilizar en el
próximo hoyo o sección:
Deqm
= Df
+ Limite LOT
= lbs
/ gal(0,052 x h zap)
Deqm
= Pfract
/ (0,052 x h zap) = lbs
/ gal
donde:Pfract
= (0,052 x Df
x h zap) + Limite LOT = psiDf
= Densidad del fluido de la prueba, lbs
/ gal
(ppg)Limite LOT = Valor máximo de presión de la prueba, psi
h zap
= Profundidad Vertical a nivel de la zapata, pies
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-68
Prueba de Integridad de Presión (L.O.T)
Máxima Presión Anular permitida en Superficie (MASP ó MPAPS):
Valor máximo de Presión que puede ser acumulada en el estrangulador al momento del cierre del pozo a nivel del manómetro del revestidor. Este valor disminuirá a medida que la densidad del fluido aumente:
MASP = Pfract
–
Ph zap = psi
MASP = 0,052 (Deqm
–
Df nuevo) x h zap
= psi
MASP = (Grad. fract. –
Grad. fluido nue.) x h zap
= psi
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-69
Interpretación de Gráficos de la L.O.T
Cálculo del Volumen Teórico
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-70
Vol corr = (4,8 / 1000) x 0,6 =
Vol corr = 2,88 bls /1000 psi
Interpretación de Gráficos de la L.O.T
Cálculo del Volumen Teórico
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-71
Prueba Incompleta:•
En el gráfico, se observa que no se alcanzó
el límite de la PIP, a pesar de que la presión de prueba estuvo por encima de la Pfract
estimada. De allí
que no es posible determinar la presión de fractura real
Interpretación de Gráficos de la L.O.T
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-72
Prueba Completa:•
En el gráfico, se observa una prueba totalmente completa, a pesar de tener una referencia de la Pfract
estimada, en ella se puede observar que la misma fué
ligeramente superada en la prueba, hasta obtener la desviación de la tendencia de proporcionalidad
Interpretación de Gráficos de la L.O.T
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-73
Prueba Enmascarada•
Si durante la prueba, la curva aparece por debajo de la Presión de Fractura estimada, se recomienda parar la bomba por varios minutos, aumentar la tasa de bombeo y continuar la prueba hasta observar el pandeo de la curva de nuevo
Interpretación de Gráficos de la L.O.T
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-74
Falla en la Cementación
•
Si luego de observar algunos minutos y repetir la prueba nuevamente, el comportamiento observado en forma similar a la figura mostrada y además el límite PIP no es alcanzado a pesar de aumentar la tasa, de flujo, podemos afirmar que existe una falla en la cementación alrededor de la zapata
Interpretación de Gráficos de la L.O.T
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-75
Tolerancia de una Arremetida
Se conoce como el máximo volumen permitido que puede ser circulado fuera del pozo
En otras palabras, que permita que cuando el mismo sea llevado a la superficie por el Método de Control con mayores presiones en el anular, los valores que se presenten a nivel de la zapata del último revestidor no causen una fractura a la misma
En algunos casos, esto puede referirse a la Máxima Densidad de incremento del fluido de perforación sin que este afecte o supere la Densidad Máxima Equivalente a nivel de la zapata (Deqm)
A continuación, se presentan las formulaciones y un ejemplo numérico con su interpretación gráfica
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-76
Tolerancia de una Arremetida
Formulaciones generales:
Densidad Máxima de la Arremetida (Kick) (lbs / gal)o Se refiere aquella que es limitada por la MASP
Dens. Max Kick = MASP / (0,052 x TVD)
Máxima Longitud del Influjo (pies)o
Se refiere a la altura máxima que ocuparía el
influjo en el espacio anular
hmax inf = MASP / (Gf – Ginf))
Gf
: Grad. del fluido, psi
/ pie Gg: Grad. del gas, psi
/ pie (asumir: 0,1 o 0,15)
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-77
Formulaciones generalesComparar hmax inf vs. Long. Drill Collars (Ldc´s )
o Si hmax
inf
es < Ldc´s
El Volumen máximo (bls) de fondo será:
Vol
max
inf
= Cap. Anu. h-dc´s
x hmax
inf
o Si hmax
inf
es > Ldc´s
El Volumen máximo (bls) de fondo será:
Vol
max
inf
= Ldc´s
x Cap. anu
h-dc´s
+ (hmax
inf
-
Ldc´s) x Cap. anu. h-tp
Volumen máximo calculado a nivel de la zapata
Pfondo
x Vol. fondo = Pzap
x Vol. zap
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-78
Ejercicios de Tolerancia de una ArremetidaCálculos generales:
Pfondo = Ph fondo + PCR
Pzap = Ph zap + PCR
Vol max. zap = hmax inf x Cap. anu. h-tp
Vol. fondo = Pzap x Vol zapPfondo
Ejemplo:Gf
= 0,624 psi
/ pie
Dh
= 12,25 pulgsTVD pozo = 12.000 pies DE dc´s
= 8 pulgsTVD zap
= 4.500 pies Ldc´s
= 700 piesGg
= 0,15 psi
/ pie DEtp
= 5 pulgsMASP = PCR (SICP) = 700 psi
(asumir el máximo)
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-79
Ejercicio de Tolerancia de una ArremetidaRespuesta:
Dens. Max. Kick = 700 / (0,052 x 12000) = 1,12 lbs / gal
hmax inf =700 / (0,624 – 0,15) = 1477 pies
hmax inf es > Ldc´s (1477 pies vs. 700 pies)
Vol. max. inf = 700 x 0,0836 + (1477 – 700) x 0,1215 = 153 bls
Pzap = (0,624 psi / pie x 4500 pies) + 700 psi = 3508 psi
Pfondo = (0,624 psi / pie x 12000 pies) + 700 psi = 8188 psi
Vol max. zap. = 1477 pies x 0,1215 psi / pie = 180 bls
Vol. fondo = (3508 x 180 ) / 8188 = 77 bls
Este último valor, representa el máximo volumen permitido en el fondo sin llegar a fracturar la zapata mientras el mismo se circule a la superficie
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-80
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,41,12
0 50 100 150 200 250
Volumen de la arremetida (bls)
Den
sida
d de
la a
rrem
etid
a, (l
bs/ g
al)
77 153
Área de Tolerancia de la Arremetida
Circulando hacia la zapata
Análisis Gráfico
Tolerancia de una Arremetida
Nota: Considerando que PCR (SICP)= MASP
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-81
Ph
Pform
Pfract
Psc
Pcirc
Relación entre las presiones
Relación entre las presiones
Ph > Pform
Ph < Psc
Ph < Pfract
Psc > Pform
% Pcirc + Ph > Pform
% Pcirc + Ph < Pfract
% Pcirc + Ph < Psc
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-82
Presión del Sistema de Circulación o de Bombeo
Se conoce como Presión de Circulación (Pcirc) o de Bombeo, aquella presión requerida para circular un fluido de perforación, completación o reacondicionamiento, el cual debe vencer las pérdidas por fricción a través del Sistema de Circulación. Los factores que afectan la perdidas de presión por fricción son:
o Longitud de la sarta de perforacióno Densidad o peso del fluidoo Punto cedente y viscosidad plásticao Diámetro de los componentes del sistemao Tasa de circulación (Caudal).
Nota: Si el Caudal aumenta o disminuye la Pcirc. variará en forma exponencial
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-83
Mud Pump
Swivel
Kelly or Topdrive
Annulus
Rotary Hose
Standpipe
Drillpipe
Wellbore
12 ¼” Bit
Drill Collars
Rig Floor
Flow Line
Formations
Casing
BOP
Drilling Mud
Shakers
Mud Pits
Oil/Gas
Standpipe or Circulating Pressure
Sistema de Circulación
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-84
Presión de Circulación (Pcirc)
Pcirc
= Σ
Pérdidas por fricción
= psi
donde:Σ
Pérdidas por fricción a través delSistema de Circulación, psi, a saber:
Ej: 50 : Δ
Pr. equipos superficales. psi500 : Δ
Pr. en tubería (Dp´s), psi200 : Δ
Pr. en las barras (Dc´s), psi1.950 : Δ
Pr. en los chorros (jets), psi100 : Δ
Pr. en hoyo –
barras, psi200 :
Δ
Pr. en hoyo –
tubería, psi
3000 psi
= Presión de circulación
Presión de circulación (Pcirc)Regla de Campo
Pcirc
nue
= Pant. x (Q nue
/ Q ant) = psi
donde: Pcirc
nue
= Presión de circ.
nueva, psiPant
= Presión anterior, psiQ nue
= Caudal nuevo de la bomba, GPMQ ant
= Caudal anterior de la bomba, GPM
Ej
: Pcirc
= 3000 psi
= PantQ ant
= 500 GPM y Q nue
= 250 GPM
Pcirc
nue
= 3000 x ( 250 / 500 ) =
Pcirc
nue
= 750 psi
2
2
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Formulaciones y Ejemplo
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
I-85
Presión de Circulación o de Bombeo
Densidad equivalente de circulación (ECD)Suma del valor de la Densidad del fluido en uso y las
Pérdidas de Presión por Fricción en el Espacio Anularconvertidas a valores de Densidad
ECD = Df
+ % Σ Δ Pr. anular
= lbs
/ gal0,052 x PVV
donde:Σ Δ Pr. Anular: Sumatoria de la caída de presión por fricción en el espacio anular, psi
Ej: Df
= 12 lbs
/ gal, Σ Δ Pr. Anular = 300 psi, PVV = 15.000 pies
ECD = 12 + ( 300 / (0,052 x 15.000´)) = 12,4 lbs/gal
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-86
Presiones adicionales
Efecto de Surgencia (Efecto Pistón)o
Presiones que se originan cuando la tubería de perforación es introducida al pozo a una velocidad mayor
(tiempo menor) que su valor recomendada
Efecto de Succión (Efecto de suabeo)o
Presiones que originan cuando la tubería de
perforación es sacada del pozo a una velocidad mayor
(tiempo menor) que su valor recomendado
Factores que afectan la Surgencia y al Suabeoo Propiedades del Fluidoo Velocidad de viajeo Configuración de la Sarta de Perforación (BHA)o Condiciones del hoyo, de la formación y profundidad
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-87
Análisis gráfico de las Presiones adicionales
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-88
Margen de Viaje:Valor de sobrebalance hidrostático utilizado para
compensar la presión por efecto de suabeo (swabbing) que puede ocurrir durante los viajes con la sarta de perforación
Los rangos utilizados comúnmente están entre 0,1 a 0,5 lbs/gal (ppg) lo cual se traduce en valores de presión entre 200 a 500 psi aproximadamente
Surgencia de la BombaEs el incremento en la presión de circulación o bombeo
necesario para romper la resistencia de Gel del fluido de perforación.
Este incremento, debe realizarse lentamente para evitar problemas de pérdida o fractura de la formación
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-89
Arremetidas ó Amago (Kick)
Definición:o
Flujo no deseado de los fluidos de la formación invadiendo el pozo. Su presencia es debido a que la Presión de la Formación supera a la Presión Hidrostática ejercida por el fluido frente a una formación permeable
Reventón (Blowout)
Definición:o
Flujo en forma descontrolada del pozo a la superficie, esto debido a la pérdida del control primario y/o secundario, a errores en el Método de Control seleccionado ó
quizás procedimientos no apropiados de los mismos, en fin cualquier circunstancia asociada al hombre ó
a los equipos
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-90
Reventón
Esta situación puede presentarse en los siguientes casos:
o Durante la perforación del pozo
o
Durante un trabajo de reacondicionamiento ó
de entrada al pozo
para trabajos con tubería continua
o Daño de un árbol de navidad
de un pozo
A continuación, se presentan situaciones de Reventonescon consecuencia de pérdidas de equipos, pozo, instalaciones y en algunos casos de vidas humanas y daños irreparables al medio ambiente
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-91
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-92
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-93
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-94
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-95
Comportamiento de una Arremetida (Kick) de Gas
Las arremetidas pueden ser de gas, agua, petróleo o una mezcla de ellos. Las arremetidas de gas son las más difícil de manejar debido a las propiedades del mismo, a saber Migración y Expansión
De allí que es importante analizar cual pudiese ser el comportamiento de una Arremetida ó Amago (kick) de gas, a fin de tomar las precauciones y conocer por adelantado un posible resultado de un mal manejo durante su extracción y separación a la superficie.
Este comportamiento podemos clasificarlos en:
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-96
Comportamiento de una Arremetidas (Kick) de gas
Migración del Gas con el Pozo CerradoAlta Presión en la Superficie y en el Fondo
Migración del Gas con el Pozo AbiertoMayor Volumen del Influjo en Superficie
Circulación controlada del Gas fuera del pozoÓptimo control de volumen y de la presión en
superficie sin entrada de nuevos influjos
A continuación, se describe este comportamiento de manera gráfica que permita un mejor entendimiento al momento de tener una contingencia de gas y las acciones a tomar para evitar que una Arremetida (kick) se pueda convertir en un Reventón o en una fractura en la zapata
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-97
Pgas= 6000 psi
Ph= 5000 psi
Pcierrre= 1000 psi Pcierrre= 4000 psi
Ph= 2000 psi
Ph= 3000 psi
Pgas= 6000 psi
Ph= 5000 psi
Pgas= 6000 psi
BHP= 6000 psi BHP= 9000 psi
Pcierrre= 6000 psi
BHP= 11000 psi
Migración del gas sin expansiónPRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-98
Pform (gas)= 6000 psi
Ph= 5000 psi
Pcierrre = 1000 psi
Ph= 2000 psi
Ph= 3000 psi Ph = 5000 psi
Pform (gas) = 6000 psi
BHP = 6000 psi
Migración del gas sin expansiónPRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-99
Al momento del cierre del pozo será
BHP = Pcierre
+ Ph
encima del gas
BHP = 1000 psi
+ 5000 psi
= 6000 psi
Esa será
la presión de confinamiento ó
presión de la formación al momento de producirse el influjo de gas ó
sea 6000 psi
BHP = 9000 psi
Si el gas migra sin expansión
Pcierre
nueva = Pform
(gas) -
Ph
por encima del gas
Pcierre
nueva = 6000 -
2000 = 4000 psi
BHP = Pform
(gas) + Ph
por debajo del gas
BHP = 6000 psi
+ 3000 psi
= 9000 psi
Pform (gas)= 6000 psi
Pcierrre = 4000 psi Pcierrre = 6000 psi
BHP = 11000 psi
Una vez el gas en superficie
Pcierre
nueva = Pform
(gas)
BHP = Pform
(gas) + Ph
por debajo del gas
BHP = 6000 psi
+ 5000 psi
BHP = 11000 psi
Análisis de la Migración del Gas
• La PCR (SICP) aumenta a medida que el influjo de Gas migra hacia la superficie
• El Gas con el pozo cerrado no se expande
• La presión en el fondo aumenta a medida que el Gas llega a la superficie sin expansión
• El valor de la presión dentro del pozo puede causar fractura en la zapata ó en una formación
• Es importante conocer el valor de la Velocidad de Migración del Gas, a fin de seleccionar el Método de Control más adecuado
• Mantener la vigilancia de la PCR (SICP) y comparar con el valor de la MASP
PCR(SICP)
PCTP(SIDPP)
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-100
Arremetidas ó Amagos (Kick)
Migración del Gas con el Pozo AbiertoEn este comportamiento es necesario considerar la Ley
de Gases Ideales, a fin de calcular el Volumen que se obtendría en superficie, si no es controlada el manejo de las presiones y la entrada de nuevos fluidos
Pfondo
x Vfondo
= Psup
x Vsup
Circulación controlada del Gas fuera del pozoA fin de obtener un óptimo control del volumen y de
las presiones en el pozo y en la superficie, se recomienda el uso de una Metodología de Control y Equipos de Estrangulación ajustables que permita la remoción del gas fuera del pozo
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-101
Arremetidas (Kick)
Circulación controlada del Gas fuera del pozoDurante este proceso de remoción, se debe manipular
el estrangulador (choke) correctamente para mantener una presión constante de fondo del hoyo y ligeramente mayor que la Presión de la Formación
Este influjo es circulado a una tasa reducida, la cual normalmente es a la ½ o 1/3 de la tasa en uso
Esta tasa reducida genera una Presión Reducida de Circulación (PRC), dicha presión deber ser tomada por los Supervisores de Taladro con las bombas disponibles
A manera de guía se mencionan, cuando la PRC debe ser tomada:
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-102
Arremetidas (Kick)
Circulación controlada del Gas fuera del pozo
o Al realizar un cambio en la densidad del fluido
o Al cambiar el tamaño de la camisa de las bombas
o
Al cambiar el tamaño de los jets u orificios
de la mecha o broca
o Al perforar entre 500 a 1000 pies de hoyo nuevo
o Al realizar cambio en la reología del fluido
o Generalmente después de un cambio de guardia
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC I-103
Módulo II
Prevención de Arremetidas
(Kick)
PROPÓSITO
Durante este Módulo II, se describen y analizan las distintas Causas e Indicaciones de una Arremetida ó
Amago (Kick),
su
prevención y las respuestas a ser implementadas,
todo con el fin de disminuir
el volumen de influjo
que pueda entrar al pozo y garantizar un cierre efectivo del mismo con valores menores de presión, lo cual conlleva a una mejor selección y aplicación del Método de Control
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
CONTENIDO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Pags
II-1-
II-3-----
I-17---------
Módulo II – Prevención de Arremetidas
• Importancia de la Prevención de las Arremetidas o Amagos (Kick)– Análisis y Discusión
• Causas de las arremetidas – Análisis y Discusióno Llenado inadecuado del hoyoo Suabeo o succión durante un viajeo Densidad insuficiente del fluido de perforacióno Pérdida de circulación o efecto surgenciao Formaciones con presiones anormales
• Indicadores de las arremetidas o amagos. Análisis generalo Ganancia en los tanqueso Aumento de la tasa de bombeoo Aumento brusco de la tasa de penetración (ROP) o Hoyo no toma correctamente durante los viajeso Disminución en la presión de circulacióno Fluido de perforación cortado por gaso Fluido de perforación cortado por aguao Pozo fluye solo o Tubería llena durante un viaje
Importancia de la Prevención de Arremetidas (Kick)
El objetivo de las operaciones de Control de Pozos, es evitar que se produzcan contingencias de Arremetidas óAmagos y en caso de que ocurran manejarlas adecuadamente para prevenir un mayor desastre
Una forma de aumentar las probabilidades de éxito para controlar un pozo, es conocer las distintas Causas de las Arremetidas o Amago (Kick) y poseer la habilidad para reconocer y evaluar los Indicios o Señales que el pozo en su momento aporta en superficie
En conclusión, si una Arremetida no es detectada a tiempo o es controlada apropiadamente, el próximo paso pudiese estar muy cercano a tener un Reventón
PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC II-1
Importancia de la Prevención de Arremetidas
Factores que influyen en la intensidad del Kick
Condición obligante: Pform > Ph
Factores de intensidad:Facilidad de la formación para aportar los
fluidos al pozo
Permeabilidad y porosidad de la formación
Presión diferencial envuelta
Tipo y cantidad del fluido que entra al pozo
Gradiente de fractura de las formaciones
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)
II-2
Causas de las Arremetidas (Kick)
Un desbalance de presión a favor de la Presión de la Formación ó Yacimiento en contra de la Presión Hidrostática puede ocurrir por las siguientes razones:
o Llenado inadecuado del hoyo durante los viajes
o Succión o suabeo
del pozo
o Densidad insuficiente del fluido
o Pérdida de circulación
o Formación con Presiones Anormales
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)
II-3
No mantener el hoyo lleno Efecto de succión ó
suabeo
Causas de las Arremetidas (Kick)
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)
II-4
Causas de las Arremetidas (Kick)
Densidad insuficiente Pérdida de circulación
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)
II-5
Bloque de falla empujado hacia arriba
Presión normal Presión normal
Presión anormal
Formación con Presiones Anormales
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)
II-6
Causas de las Arremetidas (Kick) - Análisis
Llenado inadecuado del hoyo durante viajes
Una de las principales causas por la cual se producen las arremetidas o amagos a nivel mundial es la de NO MANTENER EL HOYO LLENO
Estadísticas reflejan que esta causa pudiese superar el 50 % en la mayoría de los casos. Muchas de estas apreciaciones están asociadas en parte al desconocimiento en el llenado de una Tabla de Viaje por parte del personal Supervisorio, el cual tiene bajo su cargo tan importante responsabilidad
De allí que, para efecto de tener un procedimiento en el llenado y en el chequeo de la existencia o no de influjos en el pozo durante un viaje, se hacen las siguientes recomendaciones generales:
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)
II-7
Causas de las Arremetidas (Kick) - Análisis
Llenado inadecuado del hoyo durante viajes
o
Si la relación entre el Volumen Real y el Volumen Teórico es menor (sacando) o mayor (metiendo) del 100 %, en un valor entre 10 a 15 % proceda a Verificar Flujo
Ej: 85 % de llenado (sacando) o 112 % (metiendo), significa que el pozo no esta recibiendo bien o que la formación esta tomando parte del fluido del llenado
o Verifique flujo: Antes y después de bombear la píldorao Al sacar la primeras diez paradas lentamenteo Al momento de llegar ó
entrar en la zapatao Antes de sacar la 1ra parada de barras ó
drillcollarso
Una vez que toda la tubería este fuera del hoyo, se recomienda la apertura de la HCR y del choke, luego cierre el BOP´s
ciego
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)
II-8
Rig No.: Pozo: Prof. Viaje:
Dens. Fluido: Diam. DP´s: Diam. DC´s;
Peso DP´s: Peso Ajust. DP´s: Peso DC´s:
Long. DC´s: Vol. Sarta: Vol. Anular:
ParejasSacadas
5 paradasDesplazamiento
Teórico (Bls) (VT)
5 paradasDesplazamientoReal (Bls) (VR)
% Llenado(VR / VT) x 100
Observac.
Teór. Acum. Real Acum.No. stand
Tabla de viaje para el control del llenado
5101520
3,3 3,33,3 6,63,3 9,93,3 13,2
Porcentaje3,3 3,33,3 6,63,2 9,82,8 12,6
100 %100 %97 %85 %
O.KO.KO.K
Verifique Flujo
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)
II-9
Causas de las Arremetidas (Kick) - Análisis
Succión o Suabeo
El efecto principal de provocar durante un viaje de ascenso una contingencia por Succión, esta en la Velocidad del Viaje y en otros factores ya mencionados
Existen recomendaciones que indican valores de velocidad, a fin de evitar que se produzca una reducción de la presión hidrostática del fluido y pueda causar la entrada de pequeñas cantidades de fluido de la formación al pozo
Para el caso de la Tubería de Perforación Grado 2 (27´ a 31´ de longitud), esta velocidad no de ser inferior a 45 segundos por parada (stand) de tres tubos
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)
II-10
Causas de las Arremetidas (Kick) - Análisis
Densidad insuficiente del fluido
El Control Primario en un pozo esta gobernado por la Densidad del Fluido de Perforación. Una insuficiencia de ella, generalmente se presentan cuando se perforan pozos exploratorios con presiones anormales
Sin embargo, se han producidos reducciones por otras razones, tales como:
o Diluciones accidentales del fluido de perforacióno Influjos con densidad menoreso Remoción de la barita producida por la centrífugao
Asentamiento de los materiales densificantes
en la sección de alto ángulo del hoyo o en los tanqueso Efecto de la temperatura sobre el fluido
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)
II-11
Causas de las Arremetidas (Kick) - Análisis
Pérdida de Circulación o Efecto Surgencia
El concepto de Pérdida de Circulación esta asociado a invasión hacia las formaciones permeables en un pozo.De existir provocaría una pérdida de la Ph
sobre la Pform, de allí
que podemos clasificarlas en:
o
Naturales:
Formaciones porosas y permeables, formaciones agotadas o con presiones subnormales
o
Inducidas:
Efecto de Surgencia por: velocidad excesiva de descenso, alta presión para romper geles, taponamiento del anular por derrumbe de lutitas, embolamiento
de herramientas, excesiva pérdida por fricción en el anular o en el estrangulador, alta Dfluido
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)
II-12
Causas de las Arremetidas (Kick) - Análisis
Formación con Presiones Anormales
Se requiere incrementar esfuerzos para hacer científicamente una Detección de las Zonas de Presiones Anormales, todo esto a fin de evitar una contingencia de Arremetida por esta causa
Como se analizó anteriormente, existen tres distintas técnicas para detectar zonas de Presiones Anormales, a saber:
o Antes de la Perforación
o Durante la Perforación
o Después de la Perforación
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)
II-13
Causas de las Arremetidas (Kick) - Análisis
Formación con Presiones Anormales
Antes de la Perforacióno Métodos Sísmicos
Durante la Perforacióno Cambios en la R.O.P
(incrementos)o Aumento en los Cloruros del fluidoo Disminución en la Densidad de las Lutitaso Aumento en la Temperatura de retornoo Disminución el Exponente “dc”o Lodo cortado por gas y por agua salada
Después de la Perforacióno Métodos Sónicos, Registros Eléctricos
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)
II-14
Causas de las Arremetidas (Kick) - Análisis
Formación con Presiones Anormales
En el caso de fluido cortado por Gas, es necesario conocer si dicho corte se debe a Gas de Conexión ( o de viaje) o Gas de Formación
En el caso de Gas de Conexión o de Viaje, se puede calcular la verdadera reducción de la Presión Hidrostática en el fondo del pozo a través de la siguiente ecuación:
ΔP = 14,7 [ Dfo
–
Dfc
] x ln
[ Ph ]Dfc
Dfc
Dfo
= Densidad
original, lbs / gal y Dfc
= Densidad cortada, lbs
/ gal
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)
II-15
Causas de las Arremetidas (Kick) – Análisis
Estadísticas sobre las Causas
Estudios de la API han demostrado valores estadísticoslos cuales se basan en la recopilación que a nivel mundial se han obtenido, a saber:
Llenado inadecuado del hoyo: 42 %
Succión o suabeo del pozo: 16 %
Densidad insuficiente del fluido: 15 %
Pérdida de circulación: 22 %
Formación con Presiones Anormales: 5 %
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)
II-16
Indicaciones de las Arremetidas (Kick)
Existen diferentes indicadores que nos pueden avisar durante las operaciones de Perforación o Viajes que una contingencia de Arremetida se puede estar formando a nivel del fondo del pozo.
Estas están asociadas a la actividad que se realiza y pudiese en un momento confundir al perforador de su veracidad, para lo cual se recomienda activar el plan de Verificación de flujo a la primera señal de la Arremetida o Kick
Esto garantizaría menos volumen y menos presión una vez cerrado el pozo y por supuesto mejor Control del Pozo una vez seleccionado el Método adecuado
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)
II-17
Indicaciones de las Arremetidas (Kick)
Ganancia de fluido a nivel de los Tanques
Aumento en el porcentaje de flujo de retorno
Aumento o quiebre brusco de la R.O.P (drilling break)
El hoyo no esta tomando correctamente
Disminución en la presión de bombeo
Fluido de perforación cortado por gas o agua
Que la tubería salga mojada cuando salía seca
Que el pozo fluya solo con las bombas apagadas
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)
II-18
Conjunto de preventoras
Tanque de viaje
Manifold del choqueTanques de lodo
Separador de lodo/gas
Línea de matar
Bombas de lodo
Indicaciones de las Arremetidas (Kick)
Ganancia en los Tanques
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)
II-19
Flo-Sho
Fluidodel pozo
Tanque activo
Flow
Line
Niple
Campana
% de Aumento de Flujo de Retorno
Ganancia o Pérdida en Nivel del Tanque
Indicaciones de las Arremetidas
Aumento en el % de Retorno
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)
II-20
Módulo III
Equipos de
Seguridad
PROPÓSITO
Este Módulo III esta referido a la descripción, funcionamiento y diseño de losEquipos de Seguridad conocido como el Control Secundario, los cuales son necesarios para ejecutar un óptimo Cierre del Pozo dependiendo de la actividad que para el momento de la contingencia se este realizando, así mismo, describiremos equipos auxiliares comúnmente utilizados en el control de un pozo
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
CONTENIDO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Pags
III-1--
III-20-
III-29-
III-32---
III-47III-57
-III-63
-
Módulo III – Equipos de Seguridad
• Tipos de preventores (BOP´s)o Características de operacióno Diseño de la presión de trabajo. Cálculos
• Arreglos de los preventores (BOP´s Stack) o Características de los arreglos
• Sistema desviador (diverter)o Características de operación
• Unidad acumuladora de presión. o Descripción. Características de operacióno Diseño de los acumuladores. Cálculoso Mantenimiento. Fallas mecánicas generales
• Equipos auxiliares para el Control de Pozos• Pruebas generales de los preventores (BOP´s)
o Regulaciones API RP 53• Especificaciones de los preventores y sus accesorios
o Tablas generales
Equipos de Seguridad
El conjunto de preventores (BOP´s) es el sistema de respaldo del Método básico de Control de un Pozo el cual esta representado por el Fluido de Perforación a través de su Ph o sea el Control Primario
Una definición de la API es la siguiente: “El equipo de impiderreventones (o preventores) son unos dispositivos que se conectan a la tubería de revestimiento, el cual tiene por objeto controlar las presiones en el espacio anular durante las operaciones de perforación, completación y/o rehabilitación”
Este proporciona un medio para cerrar el pozo y sacar con seguridad el influjo del mismo
EQUIPOS DE SEGURIDAD
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-1
Equipos de Seguridad
Equipos mínimos en superficieLos requerimientos mínimos necesarios para controlar
una Arremetida ó Amagos deben estar constituidos por:
Estrangulador hidráulico ajustable (choke)Dos estranguladores manualesVálvula de control hidráulica (HCR)Separador de gas Preventor esférico o anularDos preventores de arietes (tubería y ciego)Manómetros de gran exactitudVálvula de contrapresión (inside preventer)Válvula de máxima abertura (kelly cock)Unidad Acumuladora de Presión (fuente de energía)
EQUIPOS DE SEGURIDAD
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-2
Equipos de Seguridad
Tipos de Preventores (BOP´s)En la Industria Petrolera Mundial se utilizan diferentes tipos
de elementos que conforman un stack (arreglo) de preventores,estos tipos se describen como:
o BOP´s
anular o esférico:Puede cerrar a través de cualquier forma que
atraviese el hoyo, algunos fabricantes son: Hydrll, Shaffer y Cameron
o BOP´s
de arietes (rams):Pueden ser: tubería, ciego, cizalla o múltiples
diámetros, solo cierran en el cuerpo del tubo, algunos de los fabricantes: Hydril, Cameron, Shaffer
A continuación, se muestran algunos de los BOP´s y una descripción de su funcionamiento
EQUIPOS DE SEGURIDAD
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-3
Equipos de Seguridad
Preventor Anular ó Esférico
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Hydril
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-4
Equipos de Seguridad
Preventor Anular ó Esférico
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Hydril
GKHoyo indicador
Pistón
Empaque (Goma)
Cámara de apertura
Cámara de cierre
Sellos
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-5
Equipos de Seguridad
Preventor Anular ó Esférico
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Hydril
GL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-6
Equipos de Seguridad
Preventor anular ó esférico
EQUIPOS DE SEGURIDAD
1000 2000 3000 4000 50000
500
1000
1500
InitialClosure
Presión del pozo (psi)
7" thru 9 5/8" Pipe
4 1/2" thru 5 1/2" Pipe
3 1/2" Pipe2 7/8" Pipe
2 3/8" Pipe
CSG
Pres
ión
del
reve
stim
ient
o (p
si)
Presión en el pozo (psi)
Pres
ión
de c
ierr
e de
l BO
P´sa
nula
r (ps
i) Hydrill GK 13 5/8” 5000 psi
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-7
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Unidades de Empaque (Gomas) -
Hydril
GKGL
Empaque Cod. Color Uso
Natural
Nitrilo
Base agua Cond. Normal -30ºF
a 225 ºF01
02 Base aceite30ºF
a 180ºFGX
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-8
Equipos de Seguridad
Preventor Anular ó Esférico
EQUIPOS DE SEGURIDAD
ShafferTapa acuñadaEmpaque (Goma)
Pistón
Cámara de cierre
Cámara de apertura
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-9
Equipos de Seguridad
Preventor Anular o Esférico
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Cameron DL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-10
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Unidades de Empaque –
Shaffer y Cameron
CameronEmpaque Cod. Color Uso
Natural
Nitrilo
Base agua Cond. Normal -20ºF
a 170 ºFBase Aceite
y H2S40ºF
a 170ºF
Negro
Rojo
Shaffer
Empaque
Rosquilla
Empaque Cod. Color Uso
Nitrilo RojoBase Aceite
y H2S-30ºF
a 170ºF
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-11
Equipos de Seguridad
Preventor de Arietes (Rams)
EQUIPOS DE SEGURIDAD
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-12
Equipos de Seguridad
Preventor de Arietes (Rams)
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Cámaras de Apertura
Cámaras
de Cierre
Pistón
Línea de apertura
Línea de Cierre
Mecanismo de Operación
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-13
Equipos de Seguridad
Preventor de Arietes (Rams)
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Cameron Tipo U
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-14
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Preventor
de Arietes -
Tipo Shaffer
Conectores para las
líneasSalidalateral
Bisagra
Bisagra para los fluidos
Cuerpo del Preventor
Tornillo de cierre manual
Tornillos
Sello delpistón Camisa
del cilindro
Hoyo de drenaje
Pistónsellantedel fluido
Pistón de empaque secundario
Bloque (Rams)
Ranura para el anillo
Sello de la tapa
Asiento del sello superior
GuíaCavidad inclinada
Preventor
Hydril
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-15
Equipos de Seguridad
Preventor de Arietes (Rams)
EQUIPOS DE SEGURIDAD
SL Ram
BOP
Shaffer
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-16
Equipos de Seguridad
Preventor de Arietes (Rams)
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Ultralock
II Ram
SLX Ram
Shaffer
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-17
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Tipos de Arietes (Rams)
Tubería Ciego (Blind)
Corte (Shear)
SuperiorInferior
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-18
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Tipos de Arietes -
Preventores
Cameron
Ariete Tipo U
Sello Tope
EmpaqueAriete (Rams)
Ariete Tipo U II
Empaque
Ariete (Rams)
Sello TopeEmpaque
Ariete Tipo T
Wear
Pads
Ariete (Rams)
Sello Tope
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-19
Equipos de Seguridad
Arreglos de los Preventores (Stack BOP´s)Se le conoce como la unión de dos o más elementos
mediante bridas de montajes, los cuales se instalan en el cabezal del pozo con el propósito de impedir el flujo incontrolado de fluidos en el espacio anular
El tipo, clase, tamaño y número de preventores se selecciona de acuerdo a requerimientos de cada pozo en particular (desarrollo o exploratorio)
La clase de BOP´s esta referida a la Presión de Trabajo que posee de acuerdo a las características de fabricación, a continuación se muestra una referencia de la misma y un procedimiento para diseñar su Presión de Trabajo de acuerdo al tipo de pozo a perforar:
EQUIPOS DE SEGURIDAD
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-20
Equipos de Seguridad
Arreglos de los Preventores (Stack BOP´s))
Clase
Presión (psi)2 K
2000 psi
3 K
3000 psi
5 K
5000 psi
10 K
10.000 psi
15 K
15.000 psi
20 K
20.000 psi
EQUIPOS DE SEGURIDAD
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-21
Equipos de Seguridad
Para efecto del diseño, es necesario conocer la clasificación del pozo, vale decir Exploratorio o de Desarrollo.
Dependiendo de esto, debemos suponer dos consideraciones críticas y que a continuación se harán de su conocimiento, todo estos para el cálculo de las Presiones de Superficie y para la selección de la Clase de BOP`s
Todos los equipos relacionados en la boca del pozo y en el área del múltiple de estranguladores, deben tener la mismas presiones calculadas con el procedimiento que a continuación se explica:
EQUIPOS DE SEGURIDAD
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-22
Pozos Exploratorios
Suponer que todo el pozo quede lleno de gas
o Presión de Superficie (Psup) (psi)
Psup
= Pform
–
Ph gas
Pozos de Desarrollo
Suponer que la mitad del pozo quede lleno de gas
o Presión de Superficie (Psup) (psi)
Psup
= Pform
-
Ph fluido -
Phgas
EQUIPOS DE SEGURIDAD
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-23
donde:Pr. form: Presión de la formación estimada (psi)Ph
gas: Presión hidrostática del gas (psi)
Ph
gas = Grad. gas (psi/pie) x Altura del influjo (pies)
Considerar: Para TVD ≤
10.000´
un Grad. Gas = 0.1 psi/piePara TVD >
10.000´
un Grad. Gas = 0.15 psi/pie
Ph
fluido: Presión hidrostática del fluido (psi)
Una vez conocida la Presión de Superficie se selecciona la Clase de BOP´s. El arreglo o número de BOP´s dependeráigualmente del tipo de pozo y de la altura del espacio rotario existente, el tamaño dependerá del diámetro del revestidorsuperficial. Anexo una muestra de los arreglos de BOP´s
EQUIPOS DE SEGURIDAD
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-24
Equipos de Seguridad –
Arreglos de los BOP´s
EQUIPOS DE SEGURIDAD
SRRA RSRAArreglos API –
3000 a 5000 psi
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-25
Equipos de Seguridad –
Arreglos de los BOP´s
EQUIPOS DE SEGURIDAD
SRRA RSRA
Arreglos API –
10.000 a 15.000 psiRSRRA SRRRA RSRRAG
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-26
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Arreglo de BOP´s
Preventor
esférico
Preventor
de arietes
Preventor
de arietes
Preventor
de arietes de seguridad
Carreto
(spool)
Kill
line Choke
Line
(HCR)
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-27
Manifold del
choque
Sección A
Sección B
Ariete de tubería inferior
Carreto perforación
Línea del choque
Ariete de tubería superior
Brida de salid a utilizada únicamente para stripping combinado de ariete
Ariete ciego
Preventor Anular
Línea de llenado
Conjunto de Preventores“RSRRA”
EQUIPOS DE SEGURIDAD
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-28
Equipos de Seguridad
Sistema Desviador de Flujo (Diverter)Se utiliza en la perforación de zonas muy poco
consolidadas, sin condiciones de integridad, en la cual el peligro es que ocurra una fractura hasta la superficie por detrás del revestimiento esta presente
Se diseñan tal como esta implícito en su nombre para desviar a un sitio seguro el influjo del pozo y por ningún caso se debe cerrar el pozo
El Sistema Desviador esta constituido por: un preventor anular el cual debe ser montado sobre el revestidor conductor, una o dos líneas de venteo de diámetro grande para aliviar los fluidos a la superficie y por válvulas de apertura automática que se activan cuando es cerrado el BOP´s
EQUIPOS DE SEGURIDAD
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-29
Equipos de Seguridad
Sistema Desviador de Flujo (Diverter)En caso de penetrar una arena de gas somera y de
ocurrir una Arremetida o Kick, se abre la línea de desviación y se cierra el preventor anular
El pozo fluirá a la atmósfera a través de la línea de desviación en la dirección del viento hasta que se pueda controlar el pozo
La presión de trabajo del desviador y de las líneas de desviación no son tan importantes; más bien, el tamaño de éstas debe tener un tamaño tal que permita una tasa de flujo de desviación de los fluidos que vienen del pozo, reduciendo al mínimo la contrapresión del pozo.
Se anexa un figura de este Sistema Desviador:
EQUIPOS DE SEGURIDAD
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-30
Equipos de Seguridad
Sistema Desviador de Flujo (Diverter)
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Drilling SpoolLíneas de venteo
Línea de flujoCampana
Válvulas de las líneas de venteo
Desviador
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-31
Equipos de Seguridad
Unidad Acumuladora de Presióno
Centro de Control Hidráulico y Fuente de Energía
el cual tiene como función operar los Sistemas de Equipos Impedirreventones
y las válvulas de control hidráulico
o
Dicha unidad debe ser diseñada con suficiente capacidad para asegurar el funcionamiento de todos los Preventores
ó
BOP´s
durante el tiempo requerido y en las condiciones que pueda presentar el pozo
o La unidad esta constituida por las siguientes partes:
AcumuladoresRecipientesBombas Neumáticas y Bombas EléctricasMúltiple de ControlAccesorios generales
EQUIPOS DE SEGURIDAD
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-32
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Unidad Acumuladora de Presión
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-33
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Unidad Acumuladora de Presión
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-34
EQUIPOS DE SEGURIDAD
1.
Suministro de aire:
La presión normal de suministro de aire es de 125 psi. Una presión de aire más alta puede requerir un regulador de aire para las bombas neumáticas.
2.
Lubricador de aire:
Ubicado en la línea de entrada de aire a las bombas neumáticas. Utilizar aceite lubricante SAE 1.
3.
Válvula de derivación (“By-Pass”)
:
Al interruptor automático de presión hidroneumática. Cuando se necesitan presiones mayores de los 3000 psi, abrir esta válvula. De resto, mantenerla siempre cerrada.
4.
Interruptor automático de presión hidroneumática:
El interruptor de las presiones se programa a 2900 psi (parada) cuando se utilizan bombas neumáticas y eléctricas. De lo contrario se programa a 3000 psi cuando es solo para bombas neumáticas. Control de tensión de resorte ajustable.
5.
Válvula de corte de aire:
Operadas manualmente para cortar el suministro de aire a las bombas hidráulicas operadas con aire.
6.
Bombas hidráulicas operadas con aire:
La presión normal de operación es de 125 psi. La máxima presión de aire es de 200 psi.
7.
Válvula de corte de succión:
Operada manualmente. Normalmente abierta. Una parada cada línea de succión neumática en la bomba hidráulica.
8.
Filtro de succión:
Uno para cada línea de succión neumática. Tiene una malla removible. Se limpia cada treinta días.
9.
Válvula cheque:
Una para cada línea de salida neumática de la bomba hidráulica.
10.
Bombas triplex o duplex accionadas con motor eléctrico
Partes del Acumulador
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-35
EQUIPOS DE SEGURIDAD
11. Interruptor automático de presión hidroeléctrica:
El interruptor se programa a 3000 psi para la presión de salida y a 250 psi presión diferencial de entrada. Ajustable.
12. Arranque del motor eléctrico (automático):
El automático inicia o detiene el motor eléctrico que mueve la bomba triplex. Funciona en combinación con el interruptor automático de presión y tiene un control (“overriding”) manual de encendido-apagado que se opera sin el control del interruptor.
13. Válvula de corte de la línea de succión:
Operada manualmente, normalmente abierta. Ubicada en la línea de succión de la bomba triplex o duplex.
14. Filtro de succión: Ubicado en la línea de succión de la bomba triplex o duplex.
15. Válvula cheque:
Ubicada en la línea de salida de la bomba triplex o duplex.
16. Válvula de cierre del acumulador:
Operada manualmente. Normalmente en posición abierta cuando la unidad está en operación. Cerrada cuando se está probada o transportando el equipo.
17. Acumuladores:
Se debe revisar la pre-carga de nitrógeno en el sistema de acumuladores cada 30 días. La precarga de nitrógeno debe ser de 1000 psi, más o menos 10 %. PRECAUCIÓN: SIEMPRE USE NITRÓGENO CUANDO SE HAGA LA PRECARGA; OTROS GASES Y EL AIRE PUEDEN OCASIONAR INCENDIO O EXPLOSIÓN.
18. Válvula de alivio del acumulador:
Alivio de la válvula programado a 3500 psi.
19. Filtro de fluido:
Ubicado en el lado de entrada de las válvulas reductoras y reguladoras de presión. El filtro se debe limpiar cada treinta días.
20. Válvula “Koomey”
reductora y reguladora de presión:
Operada manualmente. Se ajusta a la presión continua de operación que se requiera en la BOP de ariete.
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-36
EQUIPOS DE SEGURIDAD
21. Cabezal de la válvula principal: 5000 psi W.P., 2” todo soldado
22. Válvulas de 4 vías: Con actuadores de cilindro de aire para operación remota desde los paneles de control. Mantener en modo de operación (ABIERTO o CERRADO) NUNCA EN LA POSICIÓN DEL CENTRO (Neutro).
23. Válvula de desviación (“By-Pass”): Con actuador de aire para operación remota desde los paneles de control. En posición CERRADA, suministra presión regulada sobre el cabezal de la válvula principa(21) y en posición ABIERTA, suministra presión total sobre ese cabezal. Mantener en posición CERRADA a no ser que se necesiten 3000 psi o más para operar los arietes de la BOP.
24. Válvula de alivio del manifold: El alivio de la válvula se programa a 3500 psi.
25. Válvula hidráulica de alivio: Operada manualmente. Normalmente cerrada. NOTA: ESTA VÁLVULA SE DEBE MANTENER ABIERTA DURANTE LA PRE-CARGA DE LAS BOTELLAS DEL ACUMULADOR.
26. Selector de unidad de panel: Válvula manual de 3 vías. Utilizada para aplicar presión de aire piloto a la válvula neumática “Koomey” para reducción y regulación de presión, bien sea desde el regulador de aire de la unidad o desde el regulador de aire del panel remoto.
27.
Válvula neumática “Koomey”
reductura y reguladora de presión: Reduce la presión del acumulador hasta la requerida por la presión de operación de la BOP de anular. La presión se puede variar para las operacíones de forzamiento de tubería (“stripping”). No se debe exceder la máxima presión operativa recomendada para la preventora.
28. Manómetro de presión del acumulador
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-37
EQUIPOS DE SEGURIDAD
29.
Manómetros de presión del manifold
30.
Manómetro de presión del preventor anular.
31.
Transmisor neumático de presión del acumulador
32.
Transmisor neumático de presión del “manifold”
33.
Transmisor neumático de presión del preventor anular
34.
Filtro de aire: Ubicado en la línea de entrada a los reguladores de aire.
35.
Regulador de aire para la válvula neumática “Koomey”
reductora y reguladora de presión: Operada por aire.
36.
Regulador de aire para el transmisor neumático de presión de preventor anular (33).
37.
Caja conectora “air junction box”: Para conectar las líneas de la unidad a las líneas que vienen del panel de control remoto.
38.
Indicador del nivel de fluido.
39.
Puerto de llenado del fluido hidráulico
40.
Válvula de aislamiento de la salida para la prueba del aladro: Alta presión, operada manualmente. Se cierra durante la prueba del taladro y se abre una vez termina la prueba.
41.
Válvula de cheque para prueba del equipo.
42.
Válvula de alivio para prueba del equipo: Válvula seteada para alivio a los 3500 psi.
43.
Salida del patín del equipo.
44.
Salida de prueba del equipo 45. Retorno del patín del equipo 46. Puerto de inspección del tapón
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-38
Equipos de Seguridad
Unidad Acumuladora de PresiónEl Sistema de Acumuladores debe tener capacidad
suficiente para proveer el volumen necesario para cumplir o superar los requerimientos mínimos de los Sistemas BOP´s. A continuación algunas de las características de la Unidad Acumuladora:
Los acumuladores son precargados con Nitrógeno con 1000 psi ( ± 100 psi)
La presión de trabajo del acumulador es 3000 psi
Los volúmenes de los acumuladores son de 5, 10 y 20 galones, generalmente la goma ocupa 1 gal
Presión mínima de operación es 1200 psi
EQUIPOS DE SEGURIDAD
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-39
Equipos de Seguridad
Unidad Acumuladora de PresiónEl cálculo para el volumen total requerido de fluido y
nitrógeno se determinará por la siguiente ecuación:
V3
= Vr(P3
/P2
) –
(P3
/ P1
)
donde:o V3
= Volumen total requerido (fluido y nitrógeno)o Vr
= Volumen de fluido requerido con un Fact. Seg.o P3
= Presión de precarga del acumulador, 1000 psio P2
= Presión mínima de operación, 1200 psio P1
= Presión máxima del acumulador, 3000 psi
EQUIPOS DE SEGURIDAD
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-40
Equipos de Seguridad
Unidad Acumuladora de PresiónUna rápida estimación de un sistema típico de 3000
psi se realiza utilizando la mitad del volumen total de los botellones ó acumuladores
Esto significa que la mitad del volumen total de las botellas ó acumuladores puede utilizarse antes que la presión disminuya un valor de 200 psi sobre el nivel de presión de precarga
De allí que para una botella de 10 galones, se debería utilizar 5 galones de volumen de fluido aprovechabletal como se demuestra a continuación:
EQUIPOS DE SEGURIDAD
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-41
Equipos de Seguridad
Unidad Acumuladora de PresiónEjemplo: Volúmenes por incremento de presión
De 1000 psi a 1200 psi, con una botella de 10 galones
P3
x V3
= P2
x V2
== 1000 x 10 = 1200 x V2
= 8,33 galFluido hidráulico requerido = 10 –
8,33 ga1 = 1,67 gal
De 1000 psi a 3000 psi, con una botella de 10 galones
P3
x V3 = P1
x V1
== 1000 x 10 = 3000 x V1
= 3,33 galFluido hidráulico requerido = 10 –
3,33 gal = 6,67 gal
Fluido utilizable = 6,67 –
1,67 gal = 5 galones
EQUIPOS DE SEGURIDAD
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-42
Equipos de Seguridad
Unidad Acumuladora de PresiónProcedimiento para calcular el No. de Botellas ó
Acumuladores de una Unidad
Determine de acuerdo a los BOP´s los volúmenes necesarios para cerrar los mismos según Tablas
Sume los volúmenes totales y multiplique por un Factor de Seguridad de 50 % de ese volumen, o sea multiplique por 1,5
Calcule el No. de Botellas dividiendo el valor del volumen total entre el volumen de fluido utilizablescalculado anteriormente igual a 5 galones
EQUIPOS DE SEGURIDAD
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-43
Equipos de Seguridad
Unidad Acumuladora de Presión
Mantenimiento:o
Se debe desarrollar un buen programa de mantenimiento preventivo
del Sistema de Control de los BOP´s
en condiciones óptimas de operación
o
El operador debe basarse en los programas de perforación, operación y de pruebas rutinarias normadas por la empresa. Todos este Sistema de Control se debe probar cuando menos una vez por semana
o
Se recomienda, que dichas pruebas involucre todas las funciones desde la unidad principal, así
como de las estaciones de control remoto
en las cuales es menester anotar la lectura de los manómetros
EQUIPOS DE SEGURIDAD
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-44
Equipos de Seguridad
Unidad Acumuladora de Presión
Fallas mecánicas generales:o
A pesar que las unidades están diseñadas y construidas con un alto promedio de confiabilidad, es posible que ocurran problemas al operarlas
o
La misma puede dañarse durante su arranque inicial debido a procedimientos inadecuados de instalación. Es se suma importancia que la parte eléctrica se deba instalar de acuerdo a las especificaciones establecidas
o
El suministro de aire debe ser del volumen y presión especificadas por la unidad, seco y filtrado para eliminar las impurezas
EQUIPOS DE SEGURIDAD
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-45
Equipos de Seguridad
Unidad Acumuladora de Presión
Fallas mecánicas generales:o
Las fallas a menudo son por falta de mantenimiento tales como:
bajo nivel de fluido hidráulico, filtros obturados, falta de lubricación, fuga en las válvulas de cuatro vías, etc
o
El personal designado para operar la unidad y sus Supervisores deben estar familiarizados con las variadas instrucciones escritas disponibles en los manuales de operación del fabricante, especialmente con la sección operativa y la sección para la solución de problemas
EQUIPOS DE SEGURIDAD
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-46
Equipos de Seguridad
Equipos auxiliares
Existen varios equipos o instrumentos los cuales son utilizados para cumplir diferentes funciones relacionadas con el cierre del pozo y con el control de pozo en cuestión, a saber:
o Válvula Superior e Inferior del cuadranteo Preventor
interno (inside
preventer) o Válvula de flotación para la tuberíao Indicadores de nivel de los tanqueso Tanques de viajes para el control del llenadoo Indicador de flujo de retorno (flo-sho)o Detector de gaso Separadores de Gaso Estranguladores manuales y remoto
EQUIPOS DE SEGURIDAD
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-47
Equipos de Seguridad
Equipos auxiliares de Control de Pozos
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Válvula Superior del Cuadrante
Válvula Inferior del Cuadrante
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-48
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Impiderreventón
Interno
Niple
de AsientoHydril
Tornillo de cierre de la varilla
Herramienta de liberación
Asiento dela válvula
Cabeza de la válvula
Caja de la válvula flotadora
(cuerpo inferior de la válvula)
Varilla de liberación de la válvula
Pin de la válvula(cuerpo superior de
la válvula)
Inserto de la válvula
Resorte de válvula
Válvula ChequeHydril
Equipos auxiliares
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-49
Equipos de Seguridad
Equipos auxiliares de Control de Pozos
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Indicadores de Nivel en los Tanques
Consola de desviación y totalización
Tanque de lodoMedidor visual
Flotador
Transmisor
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-50
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Tanques de Viaje –
Tipo Bomba
Bomba centrífuga
Tanque de viaje
De los tanques de lodo
Del manifold del choque
Hacia las zarandas
Nipple Campana
Abrir Cerrar
Equipos de Seguridad
Equipos auxiliares de Control de Pozos
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-51
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Detector de Gas
Equipos de Seguridad
Equipos auxiliares de Control de Pozos
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-52
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Separador de Gas Separador de Gas
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-53
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Choke
Manifold
Equipos de Seguridad
Equipos auxiliares de Control de Pozos
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-54
Conjunto depreventoras
1
l
1
1
4
11
1
4
2
2Desde el DST al manifold del choque
Línea DST
2
2
2
2
1
1 1
3
3
Múltiple de Estranguladores(Choke
Manifold)
Línea principal del choque
Línea para matar
Desde la bomba para matar
Tanque de desvíoO viaje
Hacia el separador de lodo/gas
Hacia tanquesde lodo
Piscina de reserva
Línea del choque manual
Línea del quemadero separador de producción
EQUIPOS DE SEGURIDAD
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-55
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Estrangulador a control remoto (Super
choke)
Disco Fijo
Disco Rotatorio
Out
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-56
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Equipos de Seguridad
Pruebas generales de los BOP´s
Los sistemas de preventores (BOP´s) y el cabezal del revestidor donde están instalados, deben seleccionarse de tal forma que cada componente incorporado tenga una presión de trabajo nominal mayor que el máximo valor esperado, todo esto de acuerdo a las condiciones del pozo
Existen algunas consideraciones pre-establecidas por la API (Ver anexo de las Regulaciones API RP 53 en este manual) las cuales son necesarias conocer por los operadores a fin de garantizar un Control Secundario óptimo en caso de contingencias de Arremetidas óAmago (kick). A continuación se mencionan las mismas
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-57
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Equipos de Seguridad
Pruebas generales de los BOP´s
Fluido de Prueba:Todas las pruebas de presión deben hacerse con agua
El tiempo de la prueba debe ser por lo menos de 5 minutos para identificar fugas
Se debe realizar una prueba a baja presión (200 a 300 psi) antes de la de alta presión
Es posible el uso de nitrógeno cuando se perforar pozo de alta presión
Nunca utilizar oxígeno o gases de hidrocarburos para realizar pruebas a los Preventores ó BOP´s
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-58
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Equipos de Seguridad
Pruebas generales de los BOP´s
Frecuencia de la Prueba:o Una vez instalado los BOP´s
es requerida la prueba
o
Después de cementada cada sarta de revestimiento y antes de perforar el cuello flotador
o
Antes de transcurrir catorce días (14)
desde la última prueba, excepto cuando las operaciones lo impidan
o
Pruebe el funcionamiento de los Preventores
ó
BOP´s
cada siete días entre las pruebas de presión
o
Posterior a realizar reparaciones que requieran desconectar algún sello
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-59
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Equipos de Seguridad
Pruebas generales de los BOP´s
Presiones de la prueba:o
Es necesario emplear los procedimientos de prueba de baja y alta presión
o
La de alta presión debe ser la presión nominal de trabajo de los BOP´s
para probar todo el equipo
o
Se debe exceptuar el BOP´s
esférico o anular,
esto debido a la vida del elemento de empaque
o
Se debe tomar el 70% de la presión de trabajo
para realizar la prueba al resto de los Preventores
ó
BOP´s
de arietes
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-60
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Equipos de Seguridad
Pruebas generales de los BOP´s
Equipos de prueba:o
Las bombas de pruebas pueden ser de cualquier tipo, siempre que alcance la presión deseada
o
Se pueden utilizar una bomba de alta presión más pequeña. Se recomienda el uso de una bomba reciprocante, tipo cementación
o
Para la prueba de los BOP´s
es necesario colocar un tapón de cabezal
en el fondo de ellos, a fin de evitar aplicar presión a las secciones del revestidor
o
Se recomienda utilizar un tapón de asiento en el cabezal ó
el de tipo copa ó
una combinación de ambos. Para cada cabezal se diseña el tapón específico
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-61
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Equipos de Seguridad
Pruebas generales de los BOP´s
Inspección visual de los BOP´s:o
Inspeccionar los flanges
del BOP´s, particularmente en la acanaladura del anillo
o
Inspeccionar el cuerpo por si existe desgaste ó
daño, así
mismo, internamente el BOP´s
por si existe desgaste ó
daño causado por la sarta o herramientas de perforación
o
Inspeccionar el elastómetro
por si existe deterioro, grietas, dureza excesiva y una correcta composición
o
Inspeccionar, tipo, tamaño y condición de los tornillos y tuercas, así
como el tipo y condición de las empacaduras
para garantizar que son los correctos
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-62
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Equipos de Seguridad
Especificaciones de los Preventores y accesorios
Las tablas que a continuación se presentan, muestran las especificaciones para algunos accesorios de los Preventores ó BOP´s
Igualmente se presentan los volúmenes requeridos para el cierre y la apertura de los BOP´s de Arietes y Esféricos mas utilizados
Estas tablas sirven para realizar cálculos asociados a la Unidad Acumuladora de Presión y el número de botellas requeridas
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-63
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Especificaciones para las Bridas del BOP´s, Anillos y Bridas de Pernos y Tuercas
* Material aceptable para empaques de anillos de brida, conforme a la Norma API 6A, “Equipos de cabezal de pozo“.
• Crudo dulce – acero con bajo contenido de carbono
• Crudo sulfuroso o gas – acero inoxidable Tipo – 16 o acero inoxidable Tipo 304
** En algunas aplicaciones con presencia de H2S, ASTM A-193 Gr B/M con una dureza Rockwell máxima de 22 puede ser aceptable. Si se utiliza, la capacidad de las bridas debe ajustarse conforme a la Tabla 1.4 B de la Norma API 6A
ASTM Grado 2-HASTM Grado B-7API Tipo BXAPI Tipo 6BX con ranura Tipo BX 10000 psi
ASTM Grado 2-HASTM Grado B-7API Tipo RX o API Tipo BX con brida
Tipo 6BX
API Tipo 6B con ranura plana de fondo Tipo R o API Tipo 6BX con ranura
Tipo BX
5000 psi
ASTM Grado 2-HASTM Grado B-7API Tipo RXAPI Tipo 6B con ranura plana de fondo Tipo R2000 y 3000 psi
Resistencia máxima
de las tuercas
Resistencia máxima
de los pernos**
Empaques de anillo aprobados*
Bridas aprobadas
Clasificación del conjunto de preventoras
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-64
Equipos de Seguridad
EQUIPOS DE SEGURIDAD
BOP´s
de Arietes (Rams) Tipo Cameron
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-65
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Equipos de Seguridad
BOP´s
Anular ó
Esférico Tipo GK Hydril
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-66
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Equipos de Seguridad
BOP´s
Anular ó
Esférico Tipo GK Hydril
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-67
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Equipos de SeguridadBOP´s
Anular ó
Esférico Tipo GL Hydril
BOP´s
Anular ó
Esférico Tipo MSP Hydril
Tamaño del BOP´s (pulgs)
Presión Max.de trabajo (psi)
Diámetro interno (pulgs)
Control Hidráulico (psi)
Volumen para cerrar (gal)
Volumen para abrir (gal)
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-68
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Equipos de Seguridad
BOP´s
Anular ó
Esférico Tipo Shaffer
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-69
EQUIPOS DE SEGURIDAD
Equipos de Seguridad
BOP´s
Anular ó
Esférico Cameron Modelo D
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC III-70
Módulo IV
Procedimientos de
CierreEstrangulador (Choke) Remoto
PROPÓSITO
Durante este Módulo IV, se analiza y describe la mejor forma de manejar una Arremetida (Kick) para el momento de presentarse, así mismo, las responsabilidades y ubicación del personal de taladro, tal que permita ejecutar un óptimo Procedimiento de Cierre del Pozo, dependiendo la actividad que se esté realizando para el momento de la contingencia, igualmente, se realizan Prácticas en el Simulador a fin de evaluar la pericia de los participantes
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
CONTENIDO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Pags
IV-1IV-2
-IV-6
-----
IV-10-
IV-11-
IV-13-
IV-15
Módulo IV – Procedimientos de Cierre
• Manejo de arremetidas o âmagos (Kick)• Personal involucrado en el cierre del pozo
o Responsabilidades y ubicación del personal• Métodos de cierre del pozo
o Cierre suave. Ventajas y desventajaso Cierre duro. Ventajas y desventajas
•
Procedimientos para el cierre del pozo. Análisis y Discusión
o Suave y duroCon desviadores de flujo (Diverter)
Perforando
Durante los viajes
Sin tubería en el hoyo
• Ejercicios prácticos en el Simulador
Manejo de Arremetidas
Una vez detectada la Arremetida ó Amago (kick), es importante seguir ciertos procedimientos para controlar con éxito la situación. Unos de los primeros pasos es el cerrar el pozo en forma óptima
Esto se refiere a no causar durante el cierre la fractura de la zapata del revestidor más inmediato, ya que complicaríamos la situación provocando lo que se conoce como un Reventón Sub-Superficial
Existen varios Métodos de Cierre, los cuales dependen de la actividad que se realiza y de los equiposcon los que para el momento de la contingencia se tengan
CIERRE DEL POZO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC IV-1
Personal involucrado
Una vez detectada la Arremetida ó Amago (Kick), se debe proceder al cierre del pozo por parte del personal del Taladro.
Dicho personal, debe tener claro sus responsabilidades y conocer igualmente su posicióndentro del área de trabajo a fin de responder de forma rápida y segura la actividad asignada
A continuación, se lista este personal, sus responsabilidades y ubicación, solo a manera de guía, se recomienda a las empresas tener dentro de sus normativa estos procedimientos
CIERRE DEL POZO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC IV-2
Personal involucrado
Company Man: o
Activa el Plan de Contingencia
y notifica al Superintendente de Perforación. Planifica todas las operaciones a realizar para garantizar la aplicación del Método de Control seleccionado
Supervisor de 24 hrs:o
Dirige las operaciones. Toma las decisiones en conjunto con el Company
Man
en el Control del Pozo
Supervisor de 12 hrs:o
De ser necesario y estar presente, dirige las operaciones de cierre del pozo. Evalúa la situación con el Supervisor de 24 hrs
y el Company
Man. Verifica el cumplimiento de las instrucciones impartidas
CIERRE DEL POZO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC IV-3
Personal involucrado
Perforador: o
Lideriza
al personal del Taladro
e instruye la aplicación de los procedimientos establecidos para el Cierre del Pozo. Durante el Control del Pozo, de ser necesario acciona las bombas del fluido y asiste al Supervisor de 24 hrs
en el Control
Encuellador:o
Monitorea las bombas y el sistema del fluido
(tanques generales) durante el procedimiento de Cierre y Control de Pozo. Se encarga con el Ingeniero de Fluido en la preparación del nuevo fluido si se requiere
Personal de piso:o
Asisten al Perforador y Encuellador
en el cumplimiento de sus responsabilidades para el Cierre y Control del Pozo
CIERRE DEL POZO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC IV-4
Personal involucrado
CIERRE DEL POZO
Cargo UbicaciónCompany
Man Consola de Control óMúltiple de Estranguladores
Supervisor de 24 y 12 hrs
Piso del taladro óConsola de Control ó
Múltiple de EstranguladoresPerforador Consola del Perforador
Piso del TaladroEncuellador Área de Bombas y de
Tanques de fluidoPersonal de Piso Piso del Taladro
Múltiple de Estraguladores
Ubicación del Personal
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC IV-5
Manejo de Arremetidas
Métodos de Cierre del Pozo Existen tres tipos de Cierre del Pozo que son
generalmente utilizados por las empresa a nivel mundial, a saber:
Cierre SuaveCierre Duro y/o Rápido
La diferencia entre el Cierre Suave y los Cierres Duro y/o Rápido esta en que en el primero de ellos el estrangulador (remoto o manual) debe estar totalmente abierto, en cambio en los otros dos debe estar completamente cerrado, esto marca algunas ventajas y desventajas las cuales deben ser tomadas en cuenta
CIERRE DEL POZO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC IV-6
Manejo de Arremetidas
Métodos de Cierre del Pozo Cierre Suave
o
Procedimiento recomendado por algunas empresas para Arremetidas ó
Amagos (kick) que ocurran mientras se está
perforando
o
Con este Método, la persona encargada de cerrar el pozo puede verificar si la formación en su punto más débil (zapata) puede fracturarse
o
Presenta la ventaja, de que evita el efecto “martillo o choque hidráulico”
sobre la formación, efecto este que se produce por la parada brusca del flujo de fluidos
CIERRE DEL POZO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC IV-7
Manejo de Arremetidas
Métodos de Cierre del Pozo Cierre Duro o Rápido
o
Procedimiento recomendado por algunas empresas para Arremetidas (kick) que ocurran en hoyos entubados o mientras se está
reparando o reacondicionado
un pozo, igualmente en pozos en producción
o
Con este Método, la persona encargada de cerrar el pozo no puede verificar si la formación en su punto más débil (zapata) puede fracturarse
o
Presenta la ventaja, de que el influjo es mínimo mientras se cierra, pero no evita el efecto “martillo o choque hidráulico”
sobre la formación,
CIERRE DEL POZO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC IV-8
Manejo de Arremetidas
Métodos de Cierre del Pozo Cierre Duro o Rápido
o
En el procedimiento de Cierre Duro, el preventor
ó
BOP´s
que se activa es el de Arietes, por lo que es necesario garantizar que la tubería de perforación este frente a ellos
o
Recomendados por algunas empresas para Arremetidas (Kick) que ocurran en hoyos entubados ó
mientras se está
reparando o reacondicionado un pozo, igualmente en pozos en producción
o
En el Cierre Rápido, se cierra el preventor
ó
BOP´s
esférico ó
anular
CIERRE DEL POZO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC IV-9
CIERRE DEL POZO
Procedimiento con Diverter - Suave – Duro ó Rápido Parar la mesa
rotaria óTop Drive
Levantar el cuadrante óTop Drive
Parar las bombas
Decidir sobre acciones futuras a tomar de acuerdo a
resultados
Desviar y verificar flujo en el tanque
de viaje
Si fluye el pozo; abrir la (s) válvula (s) del
desviador
Iniciar el bombeo al pozo a tasa
rápida
Notificar al Supervisor
Cerrar el preventor (BOP´s) de arietes
ó esférico
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC IV-10
CIERRE DEL POZO
Cierre Suave: Procedimiento PerforandoParar la mesa
rotaria óTop Drive
Levantar el cuadrante óTop Drive
Parar las bombas
Abrir válvula HCR
Anotar PCTP(SIDPP), PCR
(SICP), volumen del influjo
Desviar y verificar flujo en el tanque
de viaje
Si fluye el pozo; alinear las válvulas
del múltiple de estranguladores
Cerrar el preventor (BOP´s) esférico ó
anular (preferiblemente)
Cerrar el estrangulador hidráulico lentamente
observando que la presión anular no supere MASP
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC IV-11
CIERRE DEL POZO
Cierre Suave: Procedimiento Durante ViajeDetener viaje, colocar
las cuñas y retirar elevador
Instalar válvula de máxima abertura en posición abierta y
posteriormente cerrarla
Observar si el pozo fluye en el tanque de
viaje
Cerrar el preventor (BOP´s) esférico ó
anular (preferiblemente)
Anotar PCTP(SIDPP), PCR (SICP), volumen del influjo
Si fluye el pozo, alinear las válvulas
del múltiple de estranguladores
Abrir válvula HCR
Cerrar el estrangulador hidráulico lentamente,
observando que la presión anular no supere la MASP
Instalar el cuadrante ó Top Drive y abrir la válvula de máxima
abertura
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC IV-12
CIERRE DEL POZO
Cierre Duro ó Rápido: Procedimiento PerforandoParar la mesa
rotaria óTop Drive
Levantar el cuadrante óTop Drive
Parar las bombas
Abrir válvula HCR
Anotar PCTP (SIDPP), PCR
(SICP), volumen del influjo
Desviar y verificar flujo en el tanque
de viaje
Si fluye el pozo; alinear las válvulas
del múltiple de estranguladores
Cerrar el preventor (BOP´s) de arietes
ó esférico (dependiendo)
Cerrar el estrangulador hidráulico lentamente
observando que la presión anular no supere MASP
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC IV-13
CIERRE DEL POZO
Cierre Duro ó Rápido: Procedimiento Durante Viaje
Detener viaje, colocar las cuñas y retirar
elevador
Instalar válvula de máxima abertura en posición abierta y
posteriormente cerrarla
Observar si el pozo fluye en el tanque de
viaje
Cerrar el preventor (BOP´s) de arietes
ó esférico (dependiendo)
Anotar PCTP (SIDPP),
PCR (SICP), volumen del influjo
Si fluye el pozo, alinear las válvulas
del múltiple de estranguladores
Abrir válvula HCR
Cerrar el estrangulador hidráulico lentamente,
observando que la presión anular no supere la MASP
Instalar el cuadrante ó Top Drive y abrir la válvula de máxima
abertura
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC IV-14
CIERRE DEL POZO
Cierre Suave - Duro ó Rápido: Sin tubería en el hoyo
Asegurarse que la HCR y el
estrangulador estén abiertos
Cerrar el preventor (BOP´s) ciego
Observar si el pozo fluye en la salida del
múltiple de estranguladores
Proceder a evaluar las condiciones de la contingencia ó a
circular por la línea de matar
Proceda nuevamente al viaje, asegurando tener condiciones en el pozo que evite una
contingencia
Si fluye, cierre del estrangulador,
observando que la presión anular no exceda la MASP
Anote PCR y volumen de influjo
Si el pozo esta muerto, conecté tubería para proceder con Método
de Arrastre
Aplique un Método de Control con la tubería en el fondo del pozo
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC IV-15
Módulo V
Métodos de
Control
PROPÓSITO
Durante este Módulo V, se analiza y describe los distintos Métodos de Control de Pozo durante el proceso de perforación, durante el proceso de viaje con la tubería de perforación y en reacondicionamiento de pozos, así mismo, los cálculos requeridos para su implementación, igualmente, se realizan Prácticas en el Simulador para evaluar la pericia de los participantes en la aplicación de los procedimientos de dichos Métodos
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
CONTENIDO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Pags
V-1-
V-5-------
V-15V-17V-29
-V-44V-48V-50
-
Módulo V – Métodos de Control
• Métodos de Control de Pozo (tubería en el fondo) o Análisis de las presiones de cierre
• Definiciones y cálculos necesarios para el controlo Capacidades y Volúmenes internos y anulareso Desplazamiento de la bomba o Emboladas Superficie – Barrena – Superficieo Presión reducida o lenta de bombeo (PRB)o Presión Inicial de Circulación (ICP)o Densidad de control o matar el pozo (KMW)o Presión Final de Circulación (FCP)
• Procedimientos de Control o Método del Perforadoro Método de Esperar y Pesar (Ingeniero) – Verticales y Desviadoso Método Combinado o Concurrenteo Comparación entre los Métodos de Controlo Factores que afectan los Métodos de Controlo Ejercicios prácticos en el Simulador
CONTENIDO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Pags
V-68---
V-73V-75
-V-87
-V-93
-V-108
-V-110
--
Módulo IV – Métodos de Control
•
Métodos de Control de Pozo (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
o Análisis de las presiones de cierreo Velocidad de migración. Cálculos
• Procedimientos de Control o Método Volumétrico
Cálculos involucradoso Método de lubricación y purga
Cálculos involucradoso Método de arrastre (stripping)
Cálculos involucradoso Método de circulación con lodo pesado
Aplicación generalo Método de forzamiento de fluido (Bull heading)
Aplicación generalo Ejercicios prácticos en el Simulador
Métodos de Control – Tubería en el fondo
El flujo de fluidos de la formación al pozo se detiene una vez que el pozo se cierra y la presión en él se iguala con la Presión de la Formación
Los Métodos de Control se basan en ejercer una presión de fondo del pozo ligeramente superior, a fin de evitar que fluidos adicionales de la formación invadan nuevamente el hoyo
Una presión excesiva en el recinto del pozo debe ser evitada, dado que esto provocaría una fractura en la formación ó a nivel de la zapata del revestidor, produciendo así una pérdida de circulación y agravando más la situación presente
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-1
Métodos de Control – Tubería en el fondo
Todo esto requiere que se circule la Arremetida o Amago manteniendo la presión de fondo constante. Por esta razón, los procedimientos para lograr este objetivo se denominan también “Métodos de Presión de Fondo Constante”
Análisis de la Presiones de CierreDurante la etapa del cierre del pozo, se origina dos
presiones las cuales deben ser analizadas:
Presión de Cierre de la Tubería de Perforación ó Shut in Drill Pipe Pressure (PCTP ó SIDPP)
Presión de Cierre del Revestidor o Casing óShut in Casing Pressure (PCR ó SICP)
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-2
Métodos de Control – Tubería en el fondo
Presión de Cierre de la Tubería de Perforación ó Shut in Drill Pipe Pressure (PCTP ó SIDPP)
Representa la diferencia entre la Presión de la Formación ó Yacimiento y la Presión Hidrostática existente en el pozo al momento de la contingencia
Su valor sumado a la Ph nos da la Pform:
Pform
= Ph
+ PCTP
Este valor es fundamental para calcular la Densidad de Control (Dc) ó Kill Mud Weight (KWM), así mismo, para iniciar la circulación en el pozo o sea Presión Inicial de Circulación (PIC ó ICP) y para calcular la Presión Final de Circulación (PFC ó FCP)
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-3
Métodos de Control – Tubería en el fondo
Presión de Cierre del Revestidor ó Casing ó Shut in Casing Pressure (PCR ó SICP)
Representa la diferencia entre la Presión de la Formación y las Presiones Hidrostáticas de los dos fluidos existentes en el pozo, a saber: el fluido de perforación y el influjo invasor (petróleo, gas ó agua)
Este valor es fundamental al momento del cierre del pozo, pues su valor nunca debe exceder a la MASP ya que esto provocaría una fractura en la zapata del revestidor, provocando en algunos casos un reventón sub-superficial o underground blowout
Un incremento de esta presión, es evidencia de una migración de un influjo de gas a la superficie
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-4
Definiciones y cálculos necesarios
Antes de iniciar un proceso de Control es menester que todo el personal conozca los riesgos asociados a la situación a manejar, para ellos debemos definir algunos términos y realizar cálculos que permitan ejecutar con éxito el Método de Control seleccionado, esto términos serían:
Capacidades y volúmenes interno y anularesDesplazamiento de la bombaNo. de emboladas ó Tiempo (strokes) de la bomba
Superficie - Mecha ó Broca Mecha ó Broca - Superficie
Presión Reducida o Lenta de Bombeo (PRB)Presión Inicial de Circulación (PIC ó ICP)Densidad del lodo de control (Dc ó KMW)Presión Final de Circulación (PFC ó FCP)
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-5
Definiciones y cálculos necesarios
Capacidades y volúmenes interno y anulares:
Capacidad: Cantidad de barriles por pie (bls/pie) (volumen/longitud) que existe en un espacio confinado en el pozo (tubería ó interno - anular ó externo)
MÉTODOS DE CONTROL
Cap. int
= di / 1.029,4 = bls
/pie
di = Diámetro interno de cualquiera de los tubulares, pulgs1.029,4 = Factor de conversión
2
Cap. an
= = (DI –
DE )
= bls / pie1.029,4
DI = Diámetro interno del revestidor
o del hoyo, pulgsDE = Diámetro externo del tubular, pulgs
2 2
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-6
Definiciones y cálculos necesarios
Capacidades y volúmenes interno y anulares:
Volumen: Total de barriles (volumen) que ocupa un fluido en una cierta longitud del espacio confinado (tubería o interno – anular o externo)
MÉTODOS DE CONTROL
Vol. int
= Long. c/secc. x Cap. int
= bls
Long. c/secc. = Longitud de cada sección de la sarta, piesCap. int
= Capacidad interna de la sarta a considerar, bls
/ pie
Vol. an
= Long. c/secc. x
Cap.an
= bls
Cap. an
= Capacidad anular de la sarta a considerar, bls
/ pie
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-7
Definiciones y cálculos necesarios
Desplazamiento de la bomba
Trabajo realizado por una bomba que permite mover un volumen de fluido (galones, barriles, etc) hacia el pozo con retorno a la superficie por cada embolada (strokes) dada
MÉTODOS DE CONTROL
Bomba Triplex (gal/stk) – 100% de EV
Db
= 0,0102 x (dc
) x Lv = gals
/ stk
Bomba Triplex (bls/stk) – 100 % de EV
Db
= 0,000243 x (dc
) x Lv
= bls
/ stk
dc
= Diámetro de la camisa, pulgsdv
= Diámetro del vástago, pulgsLv
= Longitud del vástago, pulgs% EV = Eficiencia Volumétrica (Bombas Triplex
95 %)
2
2
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-8
Definiciones y cálculos necesarios
No. de emboladas (strokes) de la bomba desde la Superficie - Mecha o Broca - Superficie
Total acumulado de emboladas (strokes) de la bomba para realizar un recorrido el fluido de perforación internamente (tubería) y externamente (anular), también puede convertirse en unidad de tiempo
MÉTODOS DE CONTROL
No. de strokes Superficie – Mecha o Broca (No. Stk S-M)
No. stk
S-M = Vol. int
/ Db
= strokes
No. de strokes Mecha o Broca - Superficie (No. Stk M-S)
No. stk
M-S = Vol. an. / Db
= strokes
Vol. int. = Volumen interno de la sarta, blsVol. an. = Volumen externo (espacio anular), bls
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-9
Definiciones y cálculos necesarios
Presión Reducida o Lenta de Bombeo (PRB)
Se denomina así a las pérdidas friccionales de la presión a través del Sistema de Circulación que se originan a unas tasas de bombeo reducidas seleccionadas
Generalmente, se utiliza como práctica común registrar las presión reducida de bombeo a diferentes velocidades de la bomba, normalmente a la mitad o a la tercera parte de la velocidad con la que se venía perforando
A continuación, se indica cuando se requiere registras estas presiones reducidas de bombeo:
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-10
Definiciones y cálculos necesarios
Presión Reducida o Lenta de Bombeo (PRB)
• En cambios de guardia del personal de taladro
• Al variar la densidad y/o la viscosidad del fluido
• Cada vez que se perforen 500 pies ó
más
• Cuando se cambien los jets u orificios de la mecha ó
broca
• Al cambiar los componentes de la sarta de perforación
• Al reparar las bombas ó
cambiar el diámetro de sus camisas
• Después de cementar un revestidor
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-11
Definiciones y cálculos necesarios
Presión Inicial de Circulación (PIC ó ICP)
Es la presión necesaria reflejada en superficie a nivel del sitio de control del pozo (estrangulador (choke)) que permite comenzar el desplazamiento de los fluidos hacia y del influjo desde el fondo del pozo
Esta presión genera un sobre balance mínimo sobre la formación, evitando que nuevos influjos sigan entrando de ella al pozo
Su valor se calcula de la siguiente forma:
MÉTODOS DE CONTROL
PIC = PRB + PCTP = psi
PRB = Presión Reducida de Bombeo, psiPCTP ó
SIDPP = Presión de cierre en la tubería de perf., psi
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-12
Definiciones y cálculos necesarios
Densidad del fluido de Control (Kil mud weight)
Es la densidad del fluido de perforación la cual se requiere tener en el pozo a fin de balancearse con la Presión de la Formación ó Yacimiento y evitar la entrada de nuevos influjos al fondo del pozo
Existe dos formas de calcular esta Densidad de Control:
MÉTODOS DE CONTROL
Dc
= Do + PCTP
= ppg0,052 x PVV
Dc
= Pform
= ppg0,052 x PVV
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-13
Definiciones y cálculos necesarios
Presión Final de Circulación (PFC ó FCP)
Se refiere a la presión friccional originada en el Sistema de Circulación y visualizada a nivel del sitio de control (estrangulador (choke)) cuando el fluido de perforación se sustituye o reemplaza por un fluido con densidad de control
Este valor representa una Presión Reducida de Bombeopero como si la misma hubiese sido tomada con una densidad nueva, su valor será mayor ya que existe un valor de densidad de control mayor que la original en el pozo
MÉTODOS DE CONTROL
PFC = ( PRB x Dc
) / Do = psi
PRB = Presión Reducida de Bombeo, psiDc
= Densidad de Control ó
Kill
mud
weight, lbs
/gal
(ppg)Do = Densidad original del fluido de perf. , lbs/gal
(ppg)
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-14
Procedimientos de Control
Métodos de Control (tubería en el fondo) Existen tres Métodos o Procedimientos utilizados
para desplazar y controlar los influjos cuando la sarta de perforación ó de trabajo está en el fondo del pozo.
Estos Métodos son conocidos como Métodos de Presión de Fondo Constante, esto evita que entren más influjos y permite que la burbuja de gas (en caso de Arremetidas ó Amagos de gas) se expandan en su camino a la superficie. Estos Métodos son:
o Método del Perforadoro Método de Esperar y Pesar (Ingeniero)o Método Combinado o Concurrente
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-15
Objetivos de los Métodos de Control con la tubería en el fondo
Método del Perforador
Objetivo:• Desplazar el influjo del fondo del pozo, utilizando el mismo lodo
que existía en el hoyo al momento de la arremetida, luego se desplaza este fluido del hoyo por un fluido con densidad de control
MÉTODOS DE CONTROL
Método del Ingeniero
Objetivo:• Desplazar el influjo invasor del fondo del pozo, utilizando el fluido con densidad de control
calculado y al mismo tiempo desplazar el fluido original existente en el pozo
Método Combinado
Objetivo:• Desplazar el influjo invasor del fondo del pozo, incrementando por etapas la densidad del fluido de control
y desplazando así
mismo el fluido original existente
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-16
Procedimientos de Control
Métodos del Perforador Este Método es empleado cuando no resulta fácil en
el taladro el incremento de la Densidad del fluido de Control ó cuando:
o No se encuentra en sitio el material densificante
o
Existan instalaciones inadecuadas para el
mezclado,
o
Existan altas velocidades de migración de influjos de gas
o No exista ayuda supervisora en el taladro
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-17
Procedimientos de Control
Métodos del Perforador Es importante que todo el personal supervisorio y el
personal de piso del taladro (Perforador, Asistente, Encuellador), estudien y entiendan las técnicas y las ideas que fundamentan este Método, ya que el mismo es considerado como el Método Básico de Control de Pozos
Si se siguen dichas técnicas, las operaciones de control resultan sencillas y el procedimiento el cual se realiza en dos etapas podrá sacar el influjo invasor y reemplazar posteriormente el fluido original por un fluido con Densidad de Control
A continuación se explica su procedimiento:
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-18
Procedimientos de Control
Métodos del Perforador
Datos del Ejercicios:o Do = 10 ppgo
PRB = 700 psi
a una Velocidad Reducida de Circulación (VRC) = 30 emb./min
(30 spm)o PCTP (SIDPP) = 620 psio PCR (SICP) = 750 psio Emboladas Superficie –
Broca = 1710 emb.o Emboladas Broca –
Superficie = 4800 emb.o Emboladas Totales = 6510 emb.
o PIC ó
ICP = 1320 psio Dc
ó
KMW = 11,2 ppgo PFC ó
FCP = 784 psi
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-19
MÉTODOS DE CONTROL
Pasos:1) Abrir el estrangulador
(+/- 1/8”) y colocar la bomba lentamente a la VRC seleccionada, con el uso del estrangulador mantener la PCR constante
Método del Perforador –
1era Etapa
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-20
MÉTODOS DE CONTROL
Método del Perforador –
1era Etapa
Pasos:2) Una vez colocada la
bomba a la VRC seleccionada, observar el valor de la presión en la tubería, el mismo debe ser igual a la PIC (ICP), caso contrario ajustar a su valor con el estrangulador en uso
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-21
MÉTODOS DE CONTROL
Método del Perforador –
1era Etapa
Pasos:3) Mantener la PIC (ICP)
constante hasta circular el influjo a la superficie, o sea hasta que transcurran el No. de emboladas desde la Mecha ó Broca a la Superficie
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-22
MÉTODOS DE CONTROL
Método del Perforador –
1era Etapa
Pasos:4) Una vez completadas
las emboladas desde la Mecha ó Broca a la Superficie, parar la bomba y cerrar el pozo. Los valores de presiones deben ser:
PCTP = PCR = 620 psi(SIDPP = SICP = 620 psi)
Fin de la 1ra Etapa
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-23
MÉTODOS DE CONTROL
Método del Perforador –
2da Etapa
Pasos:1) Abrir el estrangulador
(+/- 1/8”) y colocar la bomba lentamente a la VRC seleccionada, con el uso del estrangulador mantener el nuevo valor de la PCR ó SICP constante
En tubería se reflejará la PIC ó ICP, de ser necesario ajustar su valor con el estrangulador en uso
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-24
MÉTODOS DE CONTROL
Método del Perforador –
2da Etapa
Pasos:2) Comenzar a circular el
fluido con la Densidad de Control (Dc ó KMW), llevando la PIC (ICP) al valor de PFC (FCP) de acuerdo a la tabla elaborada hasta el No. de emboladas de la Superficie a la Mecha ó Broca ó puede mantener la PCR (SICP) constante con el mismo número de emboladas
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-25
MÉTODOS DE CONTROL
Método del Perforador –
2da Etapa
Pasos:3) Con el fluido de
Densidad de Contro l (Dc ó KMW) a nivel de la Mecha ó Broca, mantener la PFC (FCP) constante hasta llevar dicho fluido a la Superficie, o sea el No. de emboladas desde la Mecha a la Superficie. Nota: Asegurarse que el fluido de control este en la superficie (pesarlo)
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-26
MÉTODOS DE CONTROL
Método del Perforador –
2da Etapa
Pasos:4) Parar la bomba y
cerrar el pozo
5) Analizar los valores de presión con el pozo cerrado
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-27
MÉTODOS DE CONTROL
Método del Perforador –
2da Etapa
Análisis de presión
PCTP (SIDPP) = PCR (SICP)= 0 psiPozo controlado y debemos verificarsi existe flujo
PCTP (SIDPP) = 0 psi y PCR (SICP)= 100 psi. Falta circulación
PCTP (SIDPP)= PCR (SICP)= 100psi. Falta densidad al fluido
PCTP (SIDPP) = 50 psi y PCR(SICP) = 100 psi. Falta circulación y densidad al fluido
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-28
Procedimientos de Control
Métodos de Esperar y Pesar ó Ingeniero Este Método constituye la mejor alternativa en las
operaciones de perforación profunda, pozos de alta presión o en operaciones marítimas donde se tengan buenas instalaciones de mezclado, material densificante a la mano y ayuda adicional supervisora
Es el Método que controla el pozo con mayor rapidezya que en el se genera las menores presiones, por esta razón se considera el Método de Control preferible
A continuación, se explica el procedimiento y se utilizarán los mismos datos empleados en el Método anterior
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-29
MÉTODOS DE CONTROL
Método del Ingeniero (Esperar y Pesar)
Caída de Presión
ΔP
= ( PFC –
PIC) / No emb. S-M
ΔP = Variación de la presión: psiPFC = Presión Final de Circulac., psiPIC = Presión Inicial de Circulac., psiNo. Stk
S-M = Número de strokesdesde superficie hasta la mecha ó
broca,stks
Cálculos del ejercicio propuesto: PIC (ICP) = 1320 y PFC (FCP) = 784 psiNo. Stk
S-M = 1710 strokes
ΔP
= (1320 –
784 ) / 1710 = ΔP
= 0,313 psi
/ stk
Tabla del Método del IngenieroΔP = 0,313 psi
/ stk
ó
54 psi
/ 171 stk. dividido en 10 partes dicha Tabla
Presión StrokesPIC 1320 psi 0 stk
1266 psi 171 stk
1212 psi 342 stk
1158 psi 513 stk
1104 psi 684 stk
1050 psi 855 stk
996 psi 1026 stk
942 psi 1197 stk
888 psi 1368 stk
834 psi 1539 stk
PFC 784 psi 1710 stks S-B
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-30
MÉTODOS DE CONTROL
Método del Ingeniero (Esperar y Pesar)
Pasos:1) Abrir el estrangulador
(+/- 1/8”) y colocar la bomba lentamente a la VRC seleccionada, con el uso del estrangulador mantener la PCR (SICP) constante
En tubería deberá existir la PIC (ICP), en caso contrario ajustar a su valor con el choke ó estrangulador
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-31
MÉTODOS DE CONTROL
Método del Ingeniero (Esperar y Pesar)
Pasos:2) Comenzar a circular el
fluido de Densidad de Control (Dc) ó KMW, llevando la PIC (ICP) al valor de PFC (FCP) de acuerdo a la tabla elaborada, hasta que transcurran el No. de emboladas desde la Superficie a la BarrenaNota:
Formulaciones y tabla anexa
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-32
MÉTODOS DE CONTROL
Método del Ingeniero (Esperar y Pesar)
Pasos:3) Con el fluido de
Densidad de Control ó KMW a nivel de la Mecha ó Broca, mantener la PFC (FCP) constante hasta llevar el influjo y dicho fluido a la Superficie, o sea el No. de emboladas desde la Mecha ó Broca a la Superficie
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-33
MÉTODOS DE CONTROL
Método del Ingeniero (Esperar y Pesar)
Pasos:4) Una vez que el influjo y
el fluido con Densidad de control ó KMW hayan desalojado el pozo, se deberá observar en el estrangulador ó choke que la PCR (SICP) = 0 psi y el mismo deberá estar completamente abierto
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-34
MÉTODOS DE CONTROL
Método del Ingeniero (Esperar y Pesar)
Pasos:5) Parar la bomba y
cerrar el pozo
6) Analizar los valores de presión con el pozo cerrado
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-35
MÉTODOS DE CONTROL
Método del Ingeniero (Esperar y Pesar)
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Análisis de presión
PCTP (SIDPP) = PCR (SICP)= 0 psiPozo controlado y debemos verificarsi existe flujo
PCTP (SIDPP) = 0 psi y PCR (SICP)= 100 psi. Falta circulación
PCTP (SIDPP)= PCR (SICP)= 100psi. Falta densidad al fluido
PCTP (SIDPP) = 50 psi y PCR(SICP) = 100 psi. Falta circulación y densidad al fluido
V-36
Procedimientos de Control
Métodos de Esperar y Pesar ó Ingeniero para Pozos de Alto Ángulo - Horizontales ó de Alcance Extendido
Basado en la búsqueda de nuevos yacimientos a escala mundial, las empresas petroleras han implementado en la mayoría de las áreas, técnicas que involucran herramientas, instrumentos de medición y diseños de pozos que van desde un sencillo hoyo desviado hasta pozos de alcance extendido óen ocasiones de tipo multilateral
Esto conlleva a realizar controles de mayor exactitud en cuanto a manejo de contingencias de Arremetidas ó Amagos se refiere y realizar algunos otros cálculos para un mejor control del pozo
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-37
Procedimientos de Control
Métodos de Esperar y Pesar ó Ingeniero para Pozos de Alto Ángulo - Horizontales ó de Alcance Extendido
Para ello es necesario tener en cuentas ciertas consideraciones para el manejo de las presión de fondo constante (basamento del Método de esperar y Pesar) en este tipo de pozo, a saber:
o
Considerar la profundidad medida para el manejo de pérdidas de presión por efecto de la fricción
o
Considerar profundidad vertical verdadera para el manejo de la presión hidrostática y densidades
o Seleccionar el mejor Método de Control
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-38
Procedimientos de Control
Métodos de Esperar y Pesar ó Ingeniero para Pozos de Alto Ángulo - Horizontales ó de Alcance Extendido
A fin de marcar una diferencia con el Método de Esperar y Pesar convencional para pozos verticales, es necesario implementar una Tabla de Presión vs. No. de strokes S-M para este tipo de pozo, con lo cual se realiza un seguimiento de los valores de presión a mantener constante en puntos donde existe inicio y cambio de ángulo dentro del pozo y por supuesto al final del pozo
A continuación, mostramos las formulaciones requeridas para el llenado de la Tabla en ocasión de presentarse una contingencia en pozos de alto ángulo, horizontales ó de alcance extendido y un ejemplo para el llenado de la Tabla
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-39
MÉTODOS DE CONTROL
Método del Ingeniero –
Pozos desviados de Alto ÁnguloDatos requeridos
Ejemplo:
Do = 12,4 ppgPVV (TVD) final del pozo = 6036 piesPCTP (SIDPP) = 830 psiPCR (SICP) = 900 psiPRB = 850 psiPIC (ICP) = 1680 psiDc (KMW) = 15,1 ppgPFC (FCP) = 1035 psiKOP 1 = 1886 pies (pto de arranque)MD al KOP 1= 1886 pies (sin ángulo)PVV (TVD) final del ángulo = 4016 piesMD final del ángulo = 4908 piesMD total = 16532 pies
Cálculos generales
Se requieren calcular dos presiones de chequeo, a saber:
Pc KOP 1 = Presión de circulación cuando el fluido con densidad de control llegue al punto de chequeo seleccionado (KOP 1)
Pc MD final del ángulo = Presión de circulación cuando el fluido con densidad de control llegue al punto donde el ángulo final del pozo ha sido construido
Pc
KOP 1 = PIC + ( A –
B) = psi
Pc
MD final = PIC + (C –
D) = psidel ángulo
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-40
MÉTODOS DE CONTROL
Método del Ingeniero –
Pozos desviados de Alto Ángulo
Cálculo de Pc KOP 1
Pc
KOP 1 en psi:
A = (( PFC –
PRB) x KOP 1) / MD total =
A = ((1035 –
850) x 1886 ) / 16531 =
A = 21 psi
B = ( PCTP x PVV al KOP 1 / PVV final) =
B = ( 830 x 1886 / 6036 ) = 259 psi
Pc
KOP 1 = 1680 + ( 21 –
259 ) =
Pc
KOP 1 = 1442 psi
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-41
Cálculo de Pc MD final
Pc
MD final en psi:
C = (PFC –
PRB) x (MD final del ángulo)
MD total
C = ((1035 –
850) x 4908) / 16531 = 55 psi
D = PCTP x PVV final del ángulo
=PVV final del pozo
D = ( 830 x 4016 / 6036 ) = 552 psi
Pc
MD final del ángulo
= 1680 + ( 55 –
552) =
Pc
MD final del ángulo = 1183 psi
MÉTODOS DE CONTROL
Método del Ingeniero –
Pozos desviados de Alto ÁnguloDatos requeridos para la Tabla
de Control – Método del Ingeniero
PIC (ICP) = 1680 psi y PFC (FCP) = 1035 psiDc (KMW) = 15,1 ppgNo de strokes S-M = 2810 stkNo. de strokes al KOP 1 = 210 stkNo. de strokes al MD final del ángulo = 750 KOP 1 = 1886 pies (pto de arranque)MD al KOP 1 = 1886 pies (sin ángulo)PVV (TVD) final del ángulo = 4016 piesMD final del ángulo = 4908 piesMD total = 16531 pies
Pc KOP 1 = 1442 psi y Pc MD final = 1183 psiΔP = 59,5 psi ( al KOP 1)ΔP = 65 psi (al MD final del ángulo)ΔP = 37 psi ( al MD final del pozo)
Nota:
Coloque inicialmente en la Tabla los valores referidos a: KOP 1, stk
al KOP 1, MD final, stk
al MD final, MD total, stk
S-M, PIC y PFC
Presión Strokes0 PIC 1680 psi 0 stk1 1620,5 psi 52,52 1561 psi 1053 1501,5 psi 157,54 1442 psi 2101 1377 psi 3452 1312 psi 4803 1247 psi 6154 1182 psi 7501 1145 psi 12652 1108 psi 17803 1071 psi 22954 PFC 1034 psi 2810 Stk S-M
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-42
KOP 1
MD final
MD total
. Tabla Método del Ingeniero
MÉTODOS DE CONTROL
Método del Ingeniero –
Pozos desviados de Alto ÁnguloDatos requeridos para la Tabla
de Control – Método del Ingeniero
PIC (ICP) = psi y PFC (FCP) = psiDc (KMW) = ppgNo de strokes S-M = stkNo. de strokes al KOP 1 = stkNo. de strokes al MD final del ángulo = KOP 1 = pies (pto de arranque)MD al KOP 1 = pies (sin ángulo)PVV (TVD) final del ángulo = piesMD final del ángulo = piesMD total = pies
Pc KOP 1 = psi y Pc MD final = psiΔP = psi ( al KOP 1)ΔP = psi (al MD final del ángulo)ΔP = psi ( al MD final del pozo)
Nota:
Coloque inicialmente en la Tabla los valores referidos a: KOP 1, stk
al KOP 1, MD final, stk
al MD final, MD total, stk
S-M, PIC y PFC
Presión Strokes0 PIC psi 0 stk1 psi2 psi3 psi4 psi al KPO 1
1 psi2 psi3 psi4 psi a MD final
1 psi2 psi3 psi4 PFC psi Stk S-M
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-43
KOP 1
MD final
MD total
. Tabla Método del Ingeniero
Procedimientos de Control
Método Combinado El Método Combinado ó Concurrente, consiste en
densificar el fluido de perforación a su valor de control en varias etapas, de allí que sea el Método más complejo de aplicar y que ofrece menos ventajas con respecto al Método de Ingeniero
Una de las complicaciones del Método es que al tener distintos valores de densidades en la tubería, se dificulta más el tratar de mantener la presión de fondo constante
Es importante que al momento de decidir su aplicación, debe existir capacidad de mezclado en sitio, tal que permita realizar las densificaciones planificadas
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-44
Procedimientos de Control
Método Combinado Se podría decir que este Método es similar a aplicar el
Método del Ingeniero varias veces, pero solamente llevando un fluido de densidad mayor desde la Superficie a la Barrena ó Mecha desde su valor inicial hasta su Densidad de Control
El número de veces del incremento de la densidad estará relacionado con el material densificante en sitioy las condiciones de almacenaje y mezclado disponible del fluido de perforación
A continuación, se explica a través de un procedimiento y una Tabla la manera de llegar de la Densidad Original a la Densidad de Control
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-45
Procedimientos de Control
Método Combinado Utilizando los mismos datos del ejercicio propuesto y
asumiendo que se desea llevar el fluido de 10 a 11,2 ppg en etapas, se seleccionará hacerlo en seis (6) circulaciones desde la Superficie a la Mecha ó Broca.
Para ello se calcula la Caída de Presión desde la Superficie a la Mecha ó Broca para cada incremento parcial y para cada No. de Emboladas S-B de la siguiente forma:
ΔP = ( PFC –
PIC) / No. de etapas
Del ejercicio: ΔP = ( 1320 –
784) psi/6 etapas = 90 psi
por c/etapa
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-46
Procedimientos de Control
Método Combinado De allí que la presión disminuirá desde la PIC (ICP)
hasta la PFC (FCP) de la siguiente forma en cada etapa de circulación Superficie – Mecha ó Broca o sea cada 1710 emboladas en seis (6) ocasiones ó etapas
MÉTODOS DE CONTROL
Densidad del Fluido (ppg)
Presión en la tubería (psi)
EmboladasSuperf. -
Mecha10,0 1320 010,2 1230 171010,4 1140 171010,6 1050 171010,8 960 171011,0 870 171011,2 784 1710
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-47
Procedimientos de Control
Comparación de los Métodos En el cuadro que se presenta a continuación, se
analizan las ventajas y desventajas que tiene cada uno de los Métodos anteriormente discutidos
Sin embargo, es importante mencionar que cada Método tiene su aplicación, para lo cual es menester del Supervisor el decidir cual de ellos es más conveniente aplicar, para ello se sugiere analizar las siguientes consideraciones:
Condiciones del pozoCondiciones del equipoCondiciones de la Arremetida (kick)
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-48
MÉTODOS DE CONTROL
Método Ventajas Desventajas
Perforador
Ingeniero(Esperar y Pesar)
Combinado
• Cálculos mínimos.• La circulación puede iniciarse
inmediatamente.• Es simple de enseñar y entender.• En caso de arremetidas de agua • salada se pueden circular de
inmediato.
No. Circulac.
2
1
Depende de las veces
quese aumentela densidad
• Más rápido de los tres métodos.• Menores presiones en el
en la zapata y en el anular.• Se controla con una sola
circulación.
• La circulación puede iniciarsemás rápido que en el métododel ingeniero.
• Produce menos presiones queel método del perforador.
• Produce altas presiones en elrevestidor
superficial y en la zapata.• Mayor tiempo para hacer dos
etapas ó
circulaciones.• Presión en el equipo superficial
más prolongada.
• Requiere de un buen equipo a finde añadir el material para densificar el fluido.
• Requiere cálculos para conocerlas reducciones de presión enla tubería de perforación.
• Deben hacerse variascirculaciones para aumentar la densidad final del fluido.
• Requiere cálculos adicionalespara determinar las reduccionesde presión en la tubería deperforación.
Comparación Métodos de Control tubería en el Fondo
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-49
Procedimientos de Control
Factores que afectan los Métodos de Control Aún cuando los factores que afectan los procedimientos de
control de las Arremetidas ó Amagos no hacen necesario un cambio en la estructura básica del procedimiento, si pudiesen causar un comportamiento irregular que puede conducir al operador a conclusiones erróneas
Un estudio de algunos de estos factores dará una mejor idea de los problemas que se presentan en el Control del Pozo, a continuación se mencionan:
Tipo de FluidoVolumen de influjoIncremento en la densidad del fluidoGeometría del hoyo
A continuación, se analizan cada uno de estos factores:
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-50
Procedimientos de Control
Factores que afectan los Métodos de Control
Tipo de Fluido
El comportamiento de la presión anular en la superficie, está relacionado directamente con el tipo de fluido que entra al pozo una vez posesionado el influjo en el fondo
Este influjo puede ser de petróleo, agua salada ó dulce, gas o una combinación de ellos, siendo las más comunes de gas y/o agua salada.
Existen algunos formulaciones las cuales se muestran anexas, que nos permiten estimar que tipo de influjo entró al pozo, pero es solo una estimación
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-51
Procedimientos de Control
Factores que afectan los Métodos de Control
Gradiente del influjo
MÉTODOS DE CONTROL
G inf
= Gf
–
(PCR –
PCTP)
= psi / pieh inf
Gf
= Gradiente del fluido de perforación, psi
/ piePCR (SICP) = Presión de cierre del revestidor, psiPCTP (SIDPP) = Presión de cierre en la tubería de perf., psih inf
= Altura del Influjo, pies
La altura del influjo (h inf), es sumamente influyente en esta estimación, ya que dependerá del volumen real del influjo y de las capacidades reales volumétricas. Ver fórmulas
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-52
Procedimientos de Control
Factores que afectan los Métodos de Control
Altura del del influjo (h inf)
MÉTODOS DE CONTROL
CASO 1:
Si la Ganancia es < que el Vol h-dc´s
h inf
= Ganan. / Cap. an
h-dc´s
= pies
Ganan.: Ganancia en los tanques, blsVol. h-dc´s
= Volumen hoyo y drillcollars
ó
barras, blsCap. an
h-dc´s
= Capacidad anular hoyo y dc´s, bls
/pies
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-53
Procedimientos de Control
Factores que afectan los Métodos de Control
Altura del del influjo (h inf)
MÉTODOS DE CONTROL
CASO 2:
Si la Ganancia es > que el Vol h-dc´s
h inf = Ldc´s + (Vol. h-´dc´s – Ganan.) = piesCap. an h-tp
Ldc´s
= Longitud de los drillcollars
ó
barras, piesCap. an
h-tp
= Capacidad anular hoyo y tubería, bls/pie
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-54
Procedimientos de Control
Factores que afectan los Métodos de Control
Tipo de InflujoA continuación una tabla referencial sobre el Rango
de Valores de Gradientes de Influjo, a fin de tener una estimación de la naturaleza del mismo, por supuesto siempre es necesario el análisis de muestras indicativas en superficie:
MÉTODOS DE CONTROL
Rangos en psi
/ pie:
G inf = 0,1 a 0,15 GAS
G inf = 0,25 a 0,35 PETRÓLEO
G inf > 0,433 AGUA SALADA
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-55
Procedimientos de Control
Factores que afectan los Métodos de Control
Tipo de FluidoPodemos concluir entonces, que las Arremetidas
ó Amagos de gas son las más difíciles de controlar, para lo cual mencionaremos sus razones:
La tasa de flujo con la cual entra al pozoLa alta presión anular que se origina debido a la
menor densidad del gasLa habilidad del gas en expandirse mientras se
circulaEl efecto de migración del gas a través del fluido de
perforaciónEl riesgo inminente de la inflamabilidad del gas
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-56
Procedimientos de Control
Factores que afectan los Métodos de Control
Tipo de Fluido
o
A continuación, se muestran unos gráficos que nos permite ver el comportamiento del gas
una vez sea circulado hacia la superficie
o
En la primera de ella, podemos observar el comportamiento de la presión anular en la superficie, visible en los manómetros de presión del múltiple o del control remoto del estrangulador (super
choke)
o
En la segunda de ella, se observa la expansión del gas
que se produce a medida que se circula y el comportamiento del incremento de volumen o ganancia de fluido que se obtendría
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-57
MÉTODOS DE CONTROL
Comportamiento de la Presión Anular en Superficie durante la circulación de una Arremetida ó
Kick de Gas
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-58
MÉTODOS DE CONTROL
Curva de la Ganancia del Fluido en el tanquedebido al proceso de Expansión del Gas
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-59
Procedimientos de Control
Factores que afectan los Métodos de Control
Tipo de fluido
o
Para las Arremetidas ó
Amagos (Kick) de agua salada, los problemas no son tan severos que las de gas, esto debido a que con este fluido no ocurre expansión
o
Dado que el agua salada tiene una mayor densidad que la del gas, la presión anular en superficie necesaria para balancear la Presión de la Formación ó
Yacimiento será
menor que para una Arremetida de Gas
o
La figura que se anexa, representa un comportamiento de la presión anular para una Arremetida ó
Amago (Kick) de agua salada, nótese que la presión anular disminuye durante la circulación
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-60
MÉTODOS DE CONTROL
Comportamiento de la Presión Anular en Superficie con una Arremetida ó
Kick de Agua
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-61
Procedimientos de Control
Factores que afectan los Métodos de Control
Volumen del influjoo
La magnitud de la presión anular en la superficie durante el proceso de Control del Pozo es una variable del Volumen del influjo
o
Un mayor volumen de influjo, origina una Presión inicial de cierre del Revestidor
(PCR (SICP) mayor, este valor incrementará
aún más a medida que el gas se acerca o alcance la superficie
o
De allí, que es de suma importancia realizar un cierre del pozo lo antes posible, esto a fin de obtener menos influjo y por ente menor presión anular.
A continuación, se muestra un gráfica que explica este comportamiento
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-62
MÉTODOS DE CONTROL
Comportamiento de la Presión Anular en relacióncon el Volumen de Influjo
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-63
Procedimientos de Control
Factores que afectan los Métodos de Control
Incremento en la densidad del fluido
o
Una vez presente el influjo, la densidad en la mayoría de los casos debe ser aumentada
para controlar el pozo
o
Un incremento de la densidad, afecta el comportamiento de la presión anular en superficie
cuando el influjo se desplaza, sobre todo en el Método del Ingeniero
o
En la figura que se anexa, se observa un comportamiento de las presiones de acuerdo al incremento de la densidad del fluido
en valores de 0,5, 1,0, 2,0 y 3,0 ppg
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-64
Procedimientos de Control
Factores que afectan los Métodos de Control
Incremento en la densidad del fluido
o
Cuando el gas alcanza la superficie, la presión anular es mayor
que la presión inicial de cierre del revestidor
PCR (SICP) en las Arremetidas (Kick) de 0,5 y 1,0 ppg
o
Sin embargo, esta tendencia de la presión anular no se evidencia en Arremetidas (Kick) de 2,0 y 3,0 ppg, siendo en esta última menor que la misma PCR (SICP)
o
Todo esto se debe, a la alta compensación en la Presión Hidrostática ejercida por la Densidad de Control, lo cual supera la expansión del gas y minimiza la presión asociada con dicha expansión
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-65
MÉTODOS DE CONTROL
Comportamiento de la Presión Anular debido al efecto del aumento de la Densidad del Fluido de Control
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-66
Procedimientos de Control
Factores que afectan los Métodos de Control
Geometría del hoyo
o
Si la geometría del hoyo es ideal (en calibre), la altura del influjo de gas aumenta durante la circulación del mismo a la superficie, esto debido a la expansión en hoyos de diámetros constantes, generando como resultando una mayor presión anular
o
Realmente, las contingencias de Arremetidas (Kick) se presentan con disminuciones en las capacidades volumétricas del anular a medida que el pozo se profundiza, lo cual implica que la altura del influjo disminuya, generando menores presiones anulares en superficie, de allí
que, es importante prestar atención a este efecto durante el procedimiento de Control del Pozo
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-67
Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Estadísticas actualizadas han demostrado que la mayoría de las Arremetidas (Kick) ó Reventones ocurridos a nivel mundial han ocurrido durante la actividad de meter o sacar la tubería del pozo (en viajes)
La explicación de este hecho, se afianza en la dificultad de controlar un influjo cuando la tubería esta fuera del fondo o en la evidencia de no haber seleccionado un Método de Control adecuado
El objetivo de estos Métodos es el de mantener la Presión de Fondo Constante ligeramente por encima de la Presión de la Formación ó Yacimiento, para evitar que entre más influjos y para permitir la expansión de la burbuja de gas
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-68
Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Comúnmente en la mayoría de la áreas se utiliza la práctica de regresar al fondo del pozo una vez detectado una Arremetida ó Amago (Kick), por supuesto, esto se traduce en un incremento de la tasa de flujo que en ese momento invade al pozo
Así mismo, si los drill collars ó barras se introducen en el influjo inadvertidamente, la altura del mismo aumenta considerablemente, creando esto un mayor descontrol, de allíque se ha demostrado que el procedimiento correcto es el de cerrar el pozo a la primera indicación de una Arremetida óKick
A continuación, se analizan algunos elementos de interpretación de las presiones de cierre:
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-69
Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Análisis de la Presiones de Cierre
Cuando la tubería se encuentra fuera del fondo del pozo, una interpretación de las Presiones de Cierre es de vital importancia para una óptima selección el Método de Control
A continuación, una análisis de estas presiones:
o
Variación (incremento) de la PCR (SICP) con el pozo cerrado, significa una migración del gas a la superficie
o
PCR = PCTP (SICP = SIDDP), significa que el influjo esta por debajo de la mecha ó
broca
o
PCR ≠
PCTP (SICP ≠
SIDPP), significa que el influjo esta por encima de la mecha ó
broca
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-70
Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Velocidad de Migración
Igualmente, es posible conocer en caso de un influjo de gas, un valor estimado de la Velocidad de Migración (Vm)que este puede tener cuando viaja en forma espontánea hacia la superficie.
Por supuesto, para conocer que el mismo viaja a la superficie, es necesario con el pozo cerrado observar en el estrangulador ó choke una variación de la PCR (SICP)
Esta Velocidad de Migración, es fundamental para la toma de decisiones del Método de Control a seleccionar
A continuación su formulación:
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-71
Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Velocidad de Migración (Vm)
MÉTODOS DE CONTROL
Vm
= Δ
Presión / T
= pie / hrsGf
donde: ΔPresión = Variación de la PCR (SICP), psiT = Tiempo medido de la variación, hrsGf
= Gradiente del fluido, psi
/ pie
Valor referencial: Bajo < 300 pie / hrs, Alto > 500 pie / hrs
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-72
Procedimientos de Control
Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Si concluimos que la mayoría de las Arremetidas óAmagos (kick) se presentan durante los viajes con tubería y esto generalmente sucede por error humano, podemos concretar que el personal Supervisorio del taladro debe estar claro en la selección del Método de Control
Estos Métodos se consideran de Control parcial, dado que sea cual sea su aplicabilidad, siempre es menester regresar al fondo del pozo y desde allí hacer un control total con una circulación completa y una verificación posterior de posibles presiones encerradas ó de posible flujo de retorno
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-73
Procedimientos de Control
Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Algunas empresas reconocen estos Métodos como No Convencionales, es importante recordar, que estos Métodos igualmente son utilizados en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos. A continuación se mencionan los mismos:
o Método Volumétricoo Método de Lubricación y Purgao Método de Arrastre (Stripping)o Método de Circulación con lodo pesadoo Métodos Combinadoso Método de Forzamiento de Fluido (Bull Heading)
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-74
Procedimientos de Control
Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Método Volumétrico
o
Este Método, es utilizado para corregir variaciones de la presión en el espacio anular durante un viaje
o
Igualmente, su implementación puede hacerse cuando por cualquier circunstancia este restringido la circulación normal a través de los jets u orificios de la mecha ó
broca (tapados)
o
También, puede utilizar cuando no exista tubería en el hoyo o en casos de alta velocidad de migración del gas
a la superficie, así
mismo en trabajos de Reacondicionamiento de Pozos
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-75
Procedimientos de Control
Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Método Volumétrico
o
Durante la aplicación de este Método, se registra y mantiene constante la presión en el estrangulador o choke
hasta descargar una cantidad calculada de fluido
en un tanque calibrado, tal que permitamos y garanticemos la expansión del gas
o
Una vez hecho esto, se recalcula la presión que se debe mantener en el estrangulador para controlar la presión en el fondo del pozo, este procedimiento es repetido
o
Cuando el gas llegue a la superficie, es necesario antes de sacar el gas aplicar un nuevo Método ó
técnica que permita Lubricar y Purgar el gas
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-76
Procedimientos de Control
Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Comentarios adicionales del Método VolumétricoEl gas puede tardar varias horas ó quizás días en
llegar a la superficie
Una vez que el gas alcance la superficie no habrá más expansión y la presión en el revestidor puede continuar aumentando por algún tiempo
El perfíl de presión del revestidor es similar al Método del Perforador en su primera circulación
La presión en el fondo del pozo se mantiene ligeramente mayor que la Presión de la Formación o Yacimiento cuando el Método es aplicado
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-77
Procedimientos de Control
Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Comentarios adicionales del Método VolumétricoRecuerde siempre, que la presión del revestidor está
ayudando a balancear la Presión de la Formación óYacimiento, por lo tanto no se debe abrir el estrangulador ó choke para desahogar la presión, ya que esto provocaría la entrada de nuevos influjos al pozo
Cuando el influjo sucede sin tubería en el pozo, la capacidad que debe utilizarse para los cálculos es la volumétrica del hoyo
A continuación, se presentan las formulaciones involucradas y un ejercicio gráfico del Método
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-78
MÉTODOS DE CONTROL
Método Volumétrico
Datos requeridos
•
PCR (SICP) (Presión de Cierre del Revestid.)•
Valor de cierre al momento de la Arremetida ó kick, psi
•
Gradiente del fluido (Gf)•
Gradiente del fluido en uso, psi / pie
•
Margen de Seguridad (Ps)•
Valor asumido una sola vez, psi
•
Margen o Presión de Trabajo (Pt)•
Valor asumido asociado al volumen que se desea descargar, psi
•
Capacidad anular superior•
Capacidad anular entre el revestidor y la tubería, (Cap. anu. Sup), bls / pie
Hoja de Cálculos
1) Pérdida de Ph
por Barril descargado:
PPh
/ Bls
= Gf
/ Cap. anu. Sup. = psi/bls
2) Ps
= 100 psi
(se asume una sola vez)
3) Pt = 100 psi
(presión de trabajo asumida)
4) Volumen a descargar por Pérdida de Ph
ΔV = Pt / (PPh
/ Bls) = bls
5) Presión del estrangulador (Pest
1….n)
Pest
1 = PCR + Ps
+ Pt
Pest
2 = Pest
1
+ Pt
Pest
n
= Pest
(n-1) + Pt
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-79
MÉTODOS DE CONTROL
Método VolumétricoEjemplo -
Datos requeridos
•
PCR (SICP) = 500 psi•
Valor de presión de cierre al momento de la Arremetida ó kick, psi
•
Gradiente del fluido (Gf) = 0,4992 psi
/pie•
Equivalente a un fluido de 9,6 ppg
•
Margen de Seguridad (Ps) = 100 psi•
Valor asumido una sola vez, psi
•
Presión de Trabajo (Pt) = 100 psi•
Valor asumido asociado al volumen que se desea descargar, psi
•
Capacidad anular superior •
Cap. anu. Sup = 0,0291 bls
/ pie
Hoja de Cálculos
1) Pérdida de Ph
por Barril descargado:
PPh
/ Bls
= 0,4992 / 0,0291 = 17,2 psi/bls
2) Ps
= 100 psi
(se asume una sola vez)
3) Pt = 100 psi
(presión de trabajo asumida)
4) Volumen a descargar por Pérdida de Ph
ΔV = 100 / 17,2 = 5,8 bls
5) Presión del estrangulador (Pest
1…n)
Pest
1 = 500 + 100 + 100 = 700 psiPest
2 = 700 + 100 = 800 psiPest
3
= 800 + 100 = 900 psiPest
4 = 900 + 100 = 1000 psiPest
5
= 1000 + 100 = 1100 psi
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-80
MÉTODOS DE CONTROL
Método Volumétrico -
Procedimiento
1) Permita que la PCR (SICP) incremente al valor calculado de Pest
1
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-81
MÉTODOS DE CONTROL
Método Volumétrico -
Procedimiento2) Descargue en un tanque calibrado un valor equivalente a la variación de volumen (ΔV)
calculada = 5,8 bls,
mantenga el valor de Pest
1 = 700 psi
constante durante la descarga de dicho volumen
3) Una vez descargado 5,8 bls
cierre el estrangulador y espere el incremento de la presión en el revestidor
Nota: La presión en el revestidor
aumentará
por migración del gas, en caso contrario es necesario circular linealmente a tasa muy baja a través del estrangulador (choke) para obtener el valor de Pest
1
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-82
MÉTODOS DE CONTROL
Método Volumétrico -
Procedimiento
4) Una vez que la presión incremente de Pest
1 a
Pest
2, proceda a abrir el estrangulador para que se descarguen nuevament
e un valor de 5,8 bls
5) Cierre el pozo y repita de nuevo los pasos 4 y 5 con el correspondiente
valor de Pest, todo esto hasta que el gas llegue a la superficie
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-83
MÉTODOS DE CONTROL
Método Volumétrico -
Procedimiento
6) Cuando el gas este en la superficie, cierre el pozo inmediatamente, por ninguna causa permita que el pozo quede vacío, esto va a provocar nuevos influjos
7) Preparase para que el gas se descargue del pozo utilizando para ello el Método de Lubricación y Purga
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-84
MÉTODOS DE CONTROL
Método Volumétrico –
Análisis Gráfico
5,8 11,6 17,4 23,2 29,00Volumen a descargar, bls
PCR = 500 psi(SICP)
800 psi
900 psi
1000 psi
1100 psi
1200 psi
Pest 1
Pest 2
Pest 3
Pest 4
Pest 5
Pres
ión
en e
l rev
estid
oro
anul
ar, p
si
Gas en expansión
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-85
Procedimientos de Control
Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Método de Lubricación y Purga
o
Una vez que el influjo este en superficie es necesario removerlo, más aún si no se tiene un medio tradicional para circular el fluido del pozo, ej: jets tapados, pozo sin tubería ó
quizás obstrucción debido a un tapón de arena
o
El Método a aplicar es el de Lubricación y Purga, el cual consiste
en bombear fluido al interior del pozo a través de la línea de matar (kill
line) y permitir que lubrique a través del gas, aumentando así
la Presión Hidrostática dentro del pozo
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-86
Procedimientos de Control
Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Método de Lubricación y Purga
o
Al incrementar la Presión Hidrostática (producto de meter fluido), puede ser purgado un volumen de gas equivalente al aumento de esta presión
o
En el proceso se debe medir cuidadosamente el volumen de fluido que se va a bombear al pozo, se recomienda hacerlo desde un tanque calibrado
o
Una vez conocido este volumen, se podrá
tener una estimación del incremento de la Presión Hidrostática y este será
el valor a purgar
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-87
MÉTODOS DE CONTROL
Método de Lubricación y PurgaDatos requeridos
•
PCR (SICP) (Presión de Cierre del Revestidor)•
Valor de cierre al momento de que la Arremetida ó kick llegue a la superficie, psi
•
Gradiente del fluido (Gf)•
Gradiente del fluido, psi / pie
•
Margen o Presión de Trabajo (Pt)•
Valor asumido a incrementar, psi
•
Volumen lubricado por ciclo (Δvol)•
Fluido inyectado por el kill line, bls
•
Variación de la Presión Hidrostática (ΔPh)•
Aumento de la Ph por volumen lubricado o inyectado por ciclo, psi
•
Capacidad anular superior•
Capac. anular entre revest.y tubería, bls / pie
Hoja de Cálculos
1)
Asuma un valor de Pt = 200 psi
2)
Inyectando, incremente la presión de cierre en el revestidor
PCR (SICP) el valor de Pt,
3) Variación de la Ph
por Barril inyectado
PPh
/ Bls
= Gf
/ Cap. anu. Sup. = psi
/ bls
4)
Valor inicial y final en el tanque una vez inyectado al pozo e incrementada la presión el valor de Pt, este corresponde al ΔVol
(volumen lubricado por ciclo ó
inyectado)
5) Variación de la ΔPh
por volumen por ciclo
ΔPh
= ΔVol
(bls) x (PPh
/ Bls) = psi
5) Descargue fluido hasta que disminuya la presión el valor de Pt + ΔPh
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-88
MÉTODOS DE CONTROL
Método de Lubricación y Purga
Ejemplo -
Datos requeridos
•
PCR (SICP) = 1200 psi•
Valor de cierre en el momento que la Arremetida o kick llegue a superficie, psi
•
Valor de la Presión del Revest. a incrementar•
PCR n = PCR + Pt
•
Gradiente del fluido (Gf) = 0,4992 psi
/pie•
Equivalente a un fluido de 9,6 ppg
•
Presión de Trabajo (Pt) = 200 psi•
Valor asumido, psi
•
Capacidad anular superior•
Cap. anu. Sup. = 0,0291 bls
/ pie
•
Volumen inicial en el tanque calibrado = 50 bls
y final al inyectar 42,8 bls
Hoja de Cálculos
1) PCR n = 1200 + 200 = 1400 psi
2) Volumen inyectado (ΔVol)
ΔVol
inyectado 1 = 50 –
42, 8 = 7,2 bls
3) Valor de la Ph
por cada bls
inyectado
PPh
/ bls
= 0,4992 / 0,0291 = 17,2 psi/bls
4) Variación de la Ph
por volumen por ciclo
ΔPh
= 7,2 x 17,2 = 124 psi
5) Libere gas seco hasta que la Presióndisminuya el valor de:
PCR n = 1400 –
200 –
124 = 1076 psi
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-89
MÉTODOS DE CONTROL
Método de Lubricación y Purga
1)
Con el pozo cerrado y el gas en superficie, inyecte fluido a través de kill
line
a baja tasa hasta que el valor de PCR (SICP) actual
aumente al valor seleccionado de Pt = 200 psi
2)
Anote en la tabla anexa el valor de volumen inicial en el tanque y el final, este sería el valor inyectado al pozo (ΔVol)
3)
Espere que el gas lubrique, descargue el mismo hasta que la presión caiga los valores de Pt + el valor ΔPh
calculado
4)
Repita el procedimiento hasta que todo el gas se libere, llevando control con la tabla anexa
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-90
MÉTODOS DE CONTROL
Método de Lubricación y PurgaH o ja d e Tra b a jo p a ra Lu b ric a c ió n
Pre s ió n An u la r Ph p o r B a rril Pre s ió n d e Tra b a jo1 2 0 0 lp c 1 7 ,2 lp c /b ls 2 0 0 lp c
Pa s o 3 Pa s o 4 Pa s o 5Au m e n ta r la
p re s ió nVo lu m e n d e l ta n q u e d e v ia je Au m e n to
h id ro s tá tic oD re n a rp re s ió n
a n u la r h a s ta In ic ia l Fin a l Vo l. d eLu b ric a c ió n
( lp c ) h a s ta ( lp c )
1 .4 0 0 5 0 ,0 4 2 ,8 7 ,2 1 2 4 1 .0 7 61 .2 7 6 4 2 ,8 3 6 ,1 6 ,7 1 1 5 9 6 11 .1 6 1 3 6 ,1 2 9 ,9 6 ,2 1 0 7 8 5 41 .0 5 4 2 9 ,9 2 4 ,2 5 ,7 9 8 7 5 6 9 5 6 2 4 ,2 1 9 ,1 5 ,1 8 8 6 6 8 8 6 8 1 9 ,1 1 4 ,7 4 ,4 7 6 5 9 2 7 9 2 1 4 ,7 1 1 ,0 3 ,7 6 4 5 2 8 7 2 8 1 1 ,0 8 ,0 3 ,0 5 2 4 7 6 6 7 6 8 ,0 5 ,6 2 ,4 4 1 4 3 5 6 3 5 5 ,6 3 ,8 1 ,8 3 1 4 0 4 6 0 4 3 ,8 2 ,5 1 ,3 2 2 3 8 2 5 8 2 2 ,5 1 ,6 0 ,9 1 5 3 6 7
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-91
MÉTODOS DE CONTROL
Método de Lubricación y Purga
PCR (SICP) = Presión de trabajo (Pt) = psi psi
PPh
/ Bls
= Gf
/ Cap. anu. Sup. = psi/bls
Vol. lubricadoAumentar la PCR (SICP) a un valor de Pt Inicial Final Vol. lubricado
Volumen del tanque de succión (bls) Incremento real de la Ph
Purgar la Presión anular ó
revestidor
hasta:
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-92
Procedimientos de Control
Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Método de Arrastre
o
Se conoce como Arrastre ó
Stripping, el proceso de forzar la tubería con el pozo bajo presión a través de los BOP´s,
siempre y cuando exista suficiente peso en la sarta que permita realizar dicha operación, caso contrario se llamaría Snubbing
ó
Emboque. La formulación para este peso de la sarta (Psarta) es la siguiente:
Psarta
= 0,785 x DE x PCR + F
MÉTODOS DE CONTROL
2
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-93
Procedimientos de Control
Métodos de Control (tubería fuera del fondo)
Método de Arrastredonde:
DE = Máximo diámetro externo que pasará
por el empaque ó
goma, pulgsPCR (SICP) = Presión de Cierre del Revestidor, psiF = Peso aproximado de la tubería necesaria para atravesar el empaque o goma del BOP´s
anular (2000 lbs
ó
más)
Existen dos condiciones que pueden estar presentes al momento de arrastrar la tubería al fondo, estas serían: la migración ó la no migración del influjo (en caso de arremetidas de gas), para poder confirmar esto solo es necesario observar si existe ó no incremento de la PCR (SICP)
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-94
Procedimientos de Control
Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Método de Arrastre:
Los distintos tipos de arrastre están asociados a la disponibilidad de los equipos BOP´s, estos son:
Arrastre con BOP´s Anular
Arrastre con BOP´s Anular y de Arietes
Arrastre BOP´s de Arietes y Arietes
Uno de la mejores formas de aplicar este procedimiento de Arrastre es utilizando el BOP´s Anular, para ello se deben cumplir ciertas condiciones de aplicación
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-95
Procedimientos de Control
Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Método de Arrastre: Condiciones de aplicación
La PCR (SICP) no debe ser muy altaControlar el fluido en el tanque del acumuladorReducir la presión de cierre del preventor (BOP´s) anularExaminar la válvula reguladora del preventor (BOP´s)Utilizar un cilindro pequeño como acumulador en la línea de
cierre próxima al preventor (BOP´s) anular Se recomienda un tiempo de 4 min y 30 segs por parada (stand)
de 3 tubos (3 min x tubo y 1,5 min x paradas)Limar partes rugosas o afiladas en las paradasEvitar el uso de protectores en la tuberíaEmplear lubricantes en la parte superior del BOP´s y en la
tuberíaLlenar la tubería mientras se baja
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-96
Procedimientos de Control
Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Método de Arrastre: Equipos requeridos
Preventor ó BOP´s anular y dos de arietesPreventor interno y kelly cock con su llaveManómetros de baja presión en pequeñas escalasTanque de viaje pequeño calibradoTanque auxiliar calibradoReguladores de presión de los preventores ó BOP´s en
condiciones de operatividad
Se anexa una gráfica la cual muestra la disposición de estos equipos en un pozo, igualmente se recomienda una verificación previa (checklist) para una óptima aplicación del Método:
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-97
MÉTODOS DE CONTROL
Disposición de Equipos -
Método de Arrastre
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-98
Procedimientos de Control
Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Método de Arrastre: Check List
Verificar migración del gas, si es posible calcularla Instalar un preventor interno (inside preventer) encima del
kelly cockAbrir kelly cock o válvula de máxima aberturaVerificar presión mínima de cierre del preventor anularPrepararse para que el personal de piso lubrique la tubería y
limen imperfectos en la mismaAlinear tanque de viaje al estrangulador ó chokeAsegurar buena comunicación entre el operador del taladro y
el del estrangulador ó chokeAsegurar el cierre del preventor ó BOP´s de ariete en caso de
falla del preventor ó BOP´s anular
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-99
MÉTODOS DE CONTROL
Método de Arrastre con MigraciónDatos requeridos
•
Margen de Presión de Trabajo (Pt)•
Incremento para permitir expansión
•
MASP (80 %), Gf
y Gg, Desplazamiento porparada y PCR (SICP): Valores conocidos
previamente
•
Longitud del influjo hoyo abierto (Linf
h-ab.)•
Valor del influjo debajo de la mecha
•
Longitud del influjo hoyo-BHA ( Linf
h-bha)•
Valor del influjo introducido el BHA en él
•
Variación de la Presión de Superficie (ΔPsup)•
Valor por cambio de la Long. del Influjo
•
Volúmenes a descargar (V1
y V2)•
V1 por desplazamiento. y V2 por expansión
•
Presión en el estrangulados (Pest) (varias)
Hoja de Cálculos
1)
Asuma un valor de Pt = 50, 100 o 200 psi
2)
MPAPS = hzap
x (Gf
–
Gg)
3) Linf
h-ab
= Ganancia / Cap.h-ab. = pies
4)
Linf
h-bha
= Ldc´s
+ (Ganancia –
Vol
h-dc´s)
= Cap. anu. h-tp
5)
V1
= Desplazamiento de la pareja, bls
PPh
/ bls
= Gf
/ (Cap. anu. Sup.) = psi
/ bls
V2
= Pt / ( PPh
/ bls
) = bls
6) ΔPsup
= (Linf
h-bha
–
Linf h-ab) x (Gf –
Gg) = psi
7) Pest
1 = PCR + Pt + ΔPsup
Pest
n = Pest
(n -
1) + Pt
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-100
MÉTODOS DE CONTROL
Método de Arrastre con Migración
Datos requeridos
•
Presión de Trabajo (Pt) = 100 psi
•
MASP = 1.310 psi
x (80% /100%) = 1048 psi
•
Gf
= 0,624 psi
/ pie (Dens. equiv. = 12 ppg)
•
Ggas
= 0,1 o 0,15 psi
/ pie (depende del PVV)
•
Desplazamiento 1 parada = 2, 3 bls
(TP cerrada)
•
PCR (SICP) = 500 psi
y Ganancia = 20 bls
•
Cap. anu. Sup. hoyo-revest.= 0,0489 bls
/ pie•
Cap. anu. h -
ab. = 0,07019 bls
/ pie•
Cap. anu. h -
tp
= 0,0459 bls
/ pie•
Cap. anu. h -
dc´s
= 0,02914 bls
/ pie
•
Longitud de los drillcollars
(Ldc´s) = 500 pies•
Volumen h –
dc´s
= 14,6 bls
Hoja de Cálculos
1)
Asuma un valor de Pt = 100 psi
2)
MASP = 1048 psi
3) Linf
h -
ab. = 20 / 0,07019 = 285 pies
4)
Linf
h -
bha
= 500 + (20 -
14,6)
= 618 pies
0,0459
5)
V1
= 2,3 bls
por la parada introducida
6)
PPh
/ bls
= 0,624 / 0,0489 = 12,76 psi
/ bls
V2
= 100 / ( 12,76 ) = 7,8 bls
para la Pt en uso
7) ΔPsup
= (618 –
285) x (0,624 –
0,1) = 175 psi
8) Pest
1 = 500 + 100 + 175 = 775 psi
Pest
2 = 775 + 100 = 875 psi
(ver Tabla)
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-101
Procedimientos de Control
Método de control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Método de Arrastre con migración - Procedimiento
1)
Con el pozo cerrado introduzca la 1ra parada (stand) de tubería hasta que la PCR (SICP) incremente a Pest
1
2) Cuando se alcance la Pest
1
abra el estrangulador ó
choke
manteniendo constante dicha presión y descargue fluido monitoreando su volumen
hasta que la parada este dentro del pozo, una vez allí
cierre el pozo
3)
Haga los cálculos respectivos según Tabla anexa hasta acumular los primeros 7,8 bls
correspondiente a los primeros 100 psi
de la Presión de trabajo (Pt)
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-102
Procedimientos de Control
Método de control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Método de Arrastre con migración - Procedimiento
4)
Baje la 2da parada (stand) y si la presión esta en 775 psi, abra el estrangulador ó
choke
y mantenga dicha presión hasta que la parada (stand) se complete dentro del pozo, cierre el pozo y monitoree el volumen descargado por la parada y por la expansión, tabule y acumule el valor referido para 100 psi
de Presión de Trabajo (Pt)
5)
Repita el procedimiento hasta que se completen los 7,8 bls, posteriormente, deje aumentar la Pest
a un segundo valor (Pest
2)
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-103
MÉTODOS DE CONTROL
No. de
paradas
PresiónEstrang.
(Pest)(psi)
Volumen inicial en el tanque
(bls)
Volumen final enel tanque
(bls)
Ganancia neta en
el tanque(bls)
Desplaz. de 1
parada(bls/ pie)
Variación por la
expansión(diferencia)
(bls)
Volumen acumulado neto por la expansión
(bls)
Observac.
1 775 20,0 23,4 3,4 2,3 1,1 1,1 Mantenga constante
Pest 1
2 775 23,4 27,8 4,4 2,3 2,1 3,2
3 775 27,8 31,2 3,4 2,3 1,1 4,3
4 775 31,2 35,2 4,0 2,3 1,7 5,0
5 775 35,2 39,8 4,6 2,3 2,3 7,3 Incrementar a Pest 2 y
acumular a 15,6 bls
6 875 39,8 43,2 3,4 2,3 1,1 8,4
7 875 43,2 48,9 5,7 2,3 3,4 11,8
8 875 48,9 54,1 5,2 2,3 2,9 14,7 Incrementar a Pest 3 y
acumular a 23,4 bls
9 975 54,1 58,3 4,2 2,3 1,9 16,6
Método de Arrastre con Migración
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-104
MÉTODOS DE CONTROL
No. de
paradas
PresiónEstrang.
(Pest)(psi)
Volumen inicial en el tanque
(bls)
Volumen final enel tanque
(bls)
Ganancia neta en
el tanque(bls)
Desplaz. de 1
parada(bls/ pie)
Variación por la
expansión(diferencia)
(bls)
Volumen acumulado neto por la expansión
(bls)
Observac.
Método de Arrastre con Migración
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-105
Procedimientos de Control
Método de control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Método de Arrastre sin migración - Procedimiento
o
Para la ejecución de este Método, los cálculos a realizar son iguales al con migración, pero no se hace necesario calcular los volúmenes por desplazamiento de la parada (stand) V1 y el que permite la expansión del gas V2. Esto debido a que no existe migración del gas y por lo tanto no existe ninguna expansión
o
Observar que cuando el BHA se introduzca en el influjo la presión del revestidor
incrementará,
es necesario calcular la pérdida de Ph
al atravesar esa sección y se debe dejar incrementar la presión del estrangulador ó
choke
esa misma pérdida antes de traspasar el influjo.
En caso que durante la ejecución de este Método, se observa un incremento en la presión del revestidor, se deberá
procederá
a cambiar al Método con migración
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-106
Procedimientos de Control
Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Métodos de Circulación con lodo pesado
Su objetivo es circular con un fluido de un valor de tal densidad a la profundidad donde se encuentra la mecha ó broca, que permita regresar al fondo sin necesidad de aplicar el Método de Arrastre ó sea libre al fondo
Para su selección se deben tener ciertos requisitos:No debe existir migración de la burbuja de gasEl gas debe estar por debajo de la mecha o brocaLa densidad a calcular no debe ser superior a laDens. equivalente. max. ó
a cualquier otra densidad que haya podido causar una pérdida de circulación
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-107
Procedimientos de Control
Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Métodos de Circulación con lodo pesado
Los valores de densidad serían los siguientes:
Df
control parcial = Dc
+ Ds
1
+ Ds
2
Dc
= Densidad que controla la PCTP (SIDPP), ppg
Ds
1 = Densidad para compensar la descarga de fluido pesado al bajar la sarta al fondo y meterse en el fluido de menor densidad debajo de la mecha ó
broca, ppg
Ds
2 = Densidad para compensar la entrada de la sarta al influjo de gas y por ende la pérdida de Ph, ppg
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-108
Procedimientos de Control
Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Métodos Combinados
Estos Métodos combinados son una alternativa que permite la aplicación de dos de los Métodos ya referidos y que dependiendo de la situación pudiesen ser implementados:
o
Método Combinado de Volumétrico y Arrastre (Stripping)
o
Método Combinado Fluido Tapón y Arrastre (Stripping)
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-109
Procedimientos de Control
Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Métodos de Forzamiento de Fluidos (Bull Heading)
o
Este Método permite regresar el influjo en el pozo a una formación que lo reciba, la cual se desea que sea la misma formación que lo aportó
o
Más que un Método de Control, pudiese ser considerado un Método de Matar el pozo, ya que el proceso de inyectar fluido pesado a una formación, podría causar daño en la misma si esta fuese productora
o
Existen situaciones donde la aplicación del Bull Heading
ó
Forzamiento se hace casi inminente,
a saber:
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-110
Procedimientos de Control
Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Métodos de Forzamiento de Fluidos – Aplicaciones
Cuando el desplazamiento del influjo por Métodos Convencionales pudieran causar presiones y/o volúmenes excesivos de gas en condiciones de superficie
Durante los procesos de Reparación de PozosCuando se sospecha la presencia de H2S ó CO2Cuando la tubería este totalmente fuera del hoyo y no sea
factible forzar la tubería a través de un ArrastrePara reducir las presiones de superficie previo a la
implementación de otros Métodos de Control de PozoEn pozos submarinos en aguas profundas donde hay un
pequeño margen entre la Presión de Pozo y el Gradiente de Fractura
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-111
Procedimientos de Control
Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Métodos de Forzamiento de Fluidos – Procedimiento
o
Si no existe tubería en el hoyo inicie la circulación con un fluido mas pesado
que supere la Presión de la Formación ó
Yacimiento
o
Si existe tubería en el hoyo, inicie simultáneamente la
circulación por dentro de tubería y por el anular
(kill
line) de manera que ambos frentes vayan parejos en altura (es una relación 2 / 1 aproximadamente) ó
instale empacadura
encima de las perforaciones
o
Observe continuamente el valor de las presiones, deben permanecer estables mientras la fractura aún no se ha iniciado
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-112
Procedimientos de Control
Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Métodos de Forzamiento de Fluidos – Procedimiento
o
Si el valor de presión con la cual bombea aún no fractura, no se desespere esto puedo ser cuestión de tiempo, posteriormente puede incrementar la presión lentamente hasta unas 250 psi
adicionales
o
Una vez que los fluidos y el gas comience a entrar a la formación, apague la bomba y observe las presiones, evalúe para ver si es necesario retomar la circulación
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-113
MÉTODOS DE CONTROL
Método de Forzamiento de Fluido (Bull Heading)Datos requeridos
•
Con tubería de producción dentro del pozo:•
Capacidad interna de la tubería de producción(Cap. int.tub) y Profundidad de la perforaciones (Pperf)
•
Volumen total interno de la tubería de producc. (Vol
tub)
•
Máxima Presión permitida al iniciar el bombeo (MPB)
•
Densidad equivalente de la formación (Dequi
form)
•
Presión máxima final permitida que causará
fracturamiento
a la formación (Pfinal
fract)
•
Presión inicial estática en la cabeza de la tubería de producc. y presión final estática en la cabeza de la tubería de producción (Pini
cab
y Pfinal
cab)
•
Factor de seguridad de presión que podría fracturar la formación (FSP)
•
Densidad equiv. de fractura (Dequi
fract) y Ggas
•
Presión de estallido de la tubería de producción y del revestidor
(Pest
tub
y Pest
rev)
Hoja de Cálculos
.-
Vol
tub
= Cap. int
tub
x Pperf
= bls
.-
MPB = 0,052 x Dequi
fract
x Pperf
–
Ggas
x Pperf
.-
Pfinal
fract
= 0,052 x (Dequi
fract
–
Dequi
form) x Pperf
.-
Pini
cab
= MPB –
Pfinal
fract
= psi
.-
Pfinal
cab
= 0 psi
(Una vez desplazada la tubería
Datos del Ejercicio
•
Cap int
tub
= 0,0152 bls
/ pie•
Pperf
= 11200 pies•
Dequi
fract
= 14.1 ppg•
Dequi
form
= 10,8 ppg•
Ggas
= 0,15 psi
/ pie•
FSP = 500 psi•
Pest
tub
= 8430 psi
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-114
MÉTODOS DE CONTROL
Hoja de Cálculos
.-
Vol
tub
= 0,0152 x 11200 = 170 bls
.-
MPB = 0,052 x 14,1 x 11200 –
0,15 x 11200 =
MPB = 6532 psi
.-
Pfinal
fract
= 0,052 x (14,1 –
10,8) x 11200 =
Pfinal
fract
= 1922 psi
.-
Pini
cab
= 6532 –
1922 = 4610 psi
.-
Pfinal
cab
= 0 psi
(Una vez desplazada la tubería)
.-
FSP = 500 psi
(factor de seguridad si existe posible de fracturamiento, ver gráfico)
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-115
4610 psi
Tubería de Producc.4 ½”
Empacadura
Profund. de las perforaciones:11200 pies
Fluido de Completación:Salmuera
Gradiente del gas:0,15 psi / pie
Densidad equiv. de formación : 10.8 ppg
Gradiente de fractura = 13.7 ppg
Diagrama
Método de Forzamiento de Fluido (Bull Heading)
Gráfico de Presiones vs. Volumen
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-116
8000
6000
4000
2000
020 40 60 80 100 120 140 160
Rango operativo de presión de trabajo durante la realización del forzamiento (bull heading)
Estallido de la tuberíade producción (8430 psi)
Presión estática de la tubería que pudiese fracturar la formación
Factor de seguridad de 500 psi utilizable siexiste posibilidad de fracturamiento
Presión estática de la tubería paralograr equilibrar la presión de la formación
4610
1922
65326032
1422
Volumen de tubería de producc. desplazada (bls)
PresIón
Procedimientos de Control
Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos
Métodos de Forzamiento de Fluidos
Consideraciones adicionales
Deben ser conocidas:Las características y condiciones del hoyo abiertoLos límites de presión del equipo de control de pozo y del
revestidor expuestoEl tipo de influjo (riesgos) y la permeabilidad relativa de
la formaciónLa calidad del revoque (cake) en la formación
permeableLas consecuencias que puede traer un fracturamiento
en hoyo abierto
MÉTODOS DE CONTROL
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC V-117
Módulo VI
Completacióny
Reacondicionamientode
Pozos
Durante este Módulo VI se describen en forma general los distintos Tipos de Completaciónexistentes y sus diferentes aplicaciones en la Industria, así mismo, las razones y los tipos de reacondicionamiento posibles, las causas, indicaciones, procedimientos de cierre y métodos para el control del pozo durante la actividad de completar (terminar) o reacondicionar
OBJETIVO
CONTENIDO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Pags
VI-1VI-4VI-5
VI-15VI-21VI-23VI-30VI-35VI-46VI-55VI-58VI-60VI-61VI-72
--
VI-77VI-82
Módulo VI – Completación y Reacondicionamiento de Pozos
• Introducción• Definición de Completación. • Tipos de Completación. Ventajas y Desventajas• Mecanismos de Producción. Descripción• Consideraciones para el Diseño de una Completación. • Equipos mas utilizados en una Completación. Descripción general• Razones para un Reacondicionamiento. Análisis y discusión• Tipos de Reacondicionamiento• Fluidos de Completación y Reacondicionamiento• Preparación para la actividad de reacondicionamiento• Causas de las Arremetidas o Amagos. Análisis y discusión• Indicaciones de las Arremetidas o Amagos. Análisis• Tipos de Operaciones. Descripción general• Cierre del Pozo en trabajos de RA/RC
o Con circulación en el fondoo Durante el viaje
• Técnicas ó Métodos de Control de Pozos • Problemas durante el Control de Pozos
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
IntroducciónUna vez finalizado el proceso de Perforar un pozo hasta
la formaciones productoras, se inicia el proceso de Completar o Terminar el mismo para su futura producción
Este proceso de Completación o Terminación involucra varias actividades las cuales a su vez requieren de diferentes equipos los cuales cumplen una función especifica durante la vida productora del pozo. El propósito es el de construir una ruta o vía para que los fluidos (petróleo y/o gas) del yacimiento puedan ser manejados y regulados a nivel de superficie
Sin embargo, con el transcurso del tiempo ocurren cambios en la formación y estos equipos se deterioranhaciendo imposible el óptimo manejo de los fluidos producidos a nivel superficial
VI-1
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
IntroducciónDe allí que, una de las actividades correctivas cuando se
presenten dichos problemas y poder mantener el flujo, sería la de realizar un “reacondicionamiento” al pozo a fin de realizar una reparación o sustitución a los equipos de completación presentes en el pozo
Esto permitirá reponer el flujo de los fluidos, para lo cual se podría planificar una estimulación o acidificación de una zona, abandonar una zona ya agotada o abrir una zona no explotada a la producción
Así mismo, un servicio de “mantenimiento” se refiere a actividades operacionales que se realizan a través del árbol de navidad (christmas tree) con la tubería de producción aún instalada
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-2
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
IntroducciónA estas operaciones se le conoce comúnmente con el
nombre de intervención del pozo. Así mismo, se puede utilizar tubería flexible (coiled tubing), operaciones con cable de acero (guaya fina) y operaciones con unidades snubbing las cuales son de muy alto riesgo
Muchas de las operaciones antes mencionada son similares a las realizadas durante un reacondicionamiento, pero su limitación se encuentra en las herramientas y procedimientos operacionales a seguir debido a las limitación de los diámetros internos de la completaciónexistente.
En este Módulo, se discutirán los distintos aspectos asociados a la Completación de Pozos, así como las razones por la cual se realiza un reacondicionamiento y como atacar en caso de presentarse una Arremetida o Amago
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-3
Se definen como las actividades que se efectúan, posterior a la perforación del hoyo principal, hasta que se coloca el pozo en producción.
Completación
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-4
TIPOS DETIPOS DECOMPLETACIONCOMPLETACION
MIOCENOMIOCENO
EOCENOEOCENO
CRETACEOCRETACEO
Con Rejilla.Ampliado yEmpacado
Hoyo Revestido Hoyo Revestido
Hoyo Abierto Hoyo Abierto o Revestido y o Revestido y CaCaññoneadooneado
HoyoHoyo AbiertoAbiertoCLASIFICACICLASIFICACIÓÓN N
Cañoneado y Empacado.
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-5
CompletaciCompletacióónn a Hoyo Abiertoa Hoyo Abierto
En la completación a hueco abierto o hoyo desnudo, el revestidor de producción se asienta por encima de la zona productora
ZONA PRODUCTORAZONA PRODUCTORA
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-6
Ventajas de la Completación a Hoyo Abierto
El asentamiento del revestidor de producción en el tope de la zona productora permite la utilización de técnicas especiales de perforación, que minimizan el daño a la formación.
Todo el diámetro del hoyo está disponible para el flujo.
Generalmente no se requiere cañoneo.
Si la zona no se va a cañonear, la interpretación del perfil del hoyo no es crítica.
El hoyo se puede profundizar fácilmente o cambiar a una completación con liner y empacar con grava.
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-7
Desventajas de la Completación a Hoyo Abierto
No hay forma de regular el flujo hacia el hoyo.
No se puede controlar efectivamente la producción de gas o agua.
Es difícil tratar los intervalos productores en forma selectiva.
Puede requerirse la limpieza periódica del hoyo.
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-8
ZONA PRODUCTORAZONA PRODUCTORA
CompletaciCompletacióónn a Hoyo Abierto con a Hoyo Abierto con TuberTuberíía Ranuradaa Ranurada
El revestidor de producción es asentado y cementado por encima de la zona productora, y una tubería ranurada se instala al revestidor mediante un colgador.
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-9
Ventajas de la Completación a Hoyo Abierto con Tubería Ranurada
Disminución del daño a la formación mientras se perfora la zona productora.
Eliminación del costo del cañoneo.
La interpretación de los registros no es crítica.
Posibilidad de usar técnicas especiales de control de arena.
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-10
Desventajas de la Completación a Hoyo Abierto con Tubería Ranurada
Dificultad para controlar la producción de gas o agua.
Imposibilidad de una estimulación selectiva.
La limpieza no es eficiente.
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-11
El revestidor se asienta a través de la formación productora y se cementa. Posteriormente, se cañonea para establecer comunicación entré el hoyo y la formación.
CompletaciCompletacióónn a Hoyo Revestido y a Hoyo Revestido y CaCaññoneadooneado
ZONA ZONA PRODUCTORAPRODUCTORA
ZONA ZONA PRODUCTORAPRODUCTORA
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-12
Ventajas de la Completación a Hoyo Revestido y Cañoneado
Existen facilidades para completación selectiva y para reparaciones en los intervalos productores.
Mediante el cañoneo selectivo se puede controlar con efectividad la producción de gas y agua.
La producción de fluidos de cada zona se puede controlar y observar con efectividad.
Es posible hacer completaciones múltiples.
Se pueden realizar estimulaciones selectivas y se puede profundizar el hoyo, aunque con un diámetro menor.
Se pueden hacer adaptaciones para control de arenautilizando camisas ranuradas y empaques con grava.
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-13
Desventajas de la Completación a Hoyo Revestido y Cañoneado
Se requiere análisis preciso de los registros y control de la profundidad.
El cañoneo de zonas de gran espesor puede ser costoso.
Reducción del diámetro efectivo del hoyo y de la productividad del pozo.
Requiere un buen trabajo de cementación en los intervalos productores.
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-14
Mecanismo de ProducciónEs el mecanismo natural o artificial que permitirá la
producción de las arenas seleccionadas en forma individual o conjunta. Su producción dependerá de las características de dichas arenas, así como su presión de yacimiento
Tipos de Completaciones o Terminaciones
MécanicasSencillaSelectivaTérmicaDoble
EspecialesProfundo, desviados ó horizontales, para inyección e
vapor, agua y/o gas, pozos con crudo ácidos (H2S, CO2)
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-15
Completaciones
Mecánicas
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-16
Desarrollar en forma acelerada los yacimientos a menor costo, ya que las mismas permiten producir varias arenas usando dos ó más tuberías de producción.
Completación
Doble
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-17
Tecnología aplicada en áreas donde se requiere optimizar los procesos de producción
Diseño donde el diámetro interno de la tubería de producción es igual o mayor que la camisa de producción a lo largo de su longitud total.
Completaciones
Monobore
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-18
Profundos / cretProfundos / cretááceosceosAltamente desviados / HorizontalesAltamente desviados / HorizontalesPara inyecciPara inyeccióón de vaporn de vaporPara inyecciPara inyeccióón de agua y/o gasn de agua y/o gasPozos con crudos Pozos con crudos áácidos ( H2S, CO2)cidos ( H2S, CO2)
Completaciones
Especiales
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-19
368
368
Halliburton
Flow
MeterHalliburtonHalliburtonFlowFlow
MeterMeter
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
Completaciones InteligentesLas completaciones inteligentes (CI) son sistemas integrados de
sensores y dispositivos controlados remotamente, colocados en forma permanente en el pozo, con la capacidad de recolectar datos en tiempo real y la posibilidad de reconfigurar la arquitectura del pozo, sin intervenciones en el mismo
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-20
Condideraciones para el Diseño
Revestimiento del HoyoReferida a la forma de proteger el hoyo con la tubería
de revestimiento, de acuerdo con la profundidad y tiposde formaciones productoras
Disposición del Equipo de ProducciónDiseño de los equipos de tuberías, empacaduras, niples
etc., conectadas entre sì a fin de permitir la producciónde las zonas con hidrocarburos
Número de zonas productorasCantidad de lentes productivos, los cuales dependen de
su potencial y su profundidad
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-21
Consideraciones para el Diseño
Factores AmbientalesAquellos que influyen en el sistema o lo limitan, pero acerca
de los cuales no puede hacerse nada, tales como: ubicacióndel pozo, profundidad, presión, temperatura, configuración, mecanismo de producción
Restricciones del entornoFactores que impiden que el sistema funcione todo el
tiempo, tales como: cementación primaria, daño, conificación, corrosión
Recursos disponiblesElementos que ayudan a que el sistema logre sus objetivos,
tales como: tasa de producción, estimulación, reparacionesfuturas, posible inyección de fluidos, seguridad
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-22
Equipos más utilizados en una Completación
Tubería de producción
Empacaduras
Mangas o camisas de circulación
Niple de asiento
Válvulas de Gas Lift (Mandriles)
Acoples de flujo
Sensores de fondo
Válvulas de seguridad
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-23
Equipos utilizados para la Producción del Pozo
Árbol de navidad (Flujo Natural)
Balancin (Bombeo Mécanico)
Bomba electrosumergible
Bomba de capacidad progresiva
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-24
Muestra de Equipos en una Completación
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Válvulas de seguridad
Mandriles de LAG
Empacadura
Mangas deslizantes
Niple de asiento
Tuberíade Producción
5-1/2”
3-1/2”
2-7/8”
Revestidor 7”
Esquema para Revestidor
de 7”
Niples Sellantes
VI-25
SecciSeccióón Bn B
O.C.T O.C.T
SecciSeccióón An A
O.C.T O.C.T
SecciSeccióón Bn B
O.C.T O.C.T
SecciSeccióón Bn B
O.C.T O.C.T
SecciSeccióón Bn B
O.C.T O.C.T
SecciSeccióón An A
O.C.T O.C.T
SecciSeccióón An A
O.C.T O.C.T
SecciSeccióón An A
O.C.T O.C.T
Árbol de Navidad
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-26
Bomba Electrosumergble
(BES)
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-27
Bomba de Cavidad Progresiva (BCP)
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-28
Bombeo Mecánico
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-29
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Razones para un ReacondicionamientoActualmente cuando se realiza una Completación ó
Terminación de un pozo, se diseña tal que se evite ejecutar las actividades de Reacondicionamiento, pero existen varias razones que conllevan a justificar dicho trabajo, a continuación se mencionan algunas de estas:
o Sustituir o reparar equipos dañados (fallas mecánicas)
o Reparar algún daño natural dentro del pozo
o Recompletar otra zona para su producción
o Incrementar
la producción de una zona ya existente
o Convertir el pozo de productor a inyector ó
viceversa.
o Sustituir el equipo de levantamiento artificial
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-30
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Razones para un ReacondicionamientoSustituir o reparar equipos dañados (fallas mecánicas)
Los equipos dentro del pozo pueden ser deterioradas por ambientes de: erosión, temperaturas altas o extremas, reacciones químicas o por obstrucción con los fluidos producidos, esto puede finalizar en daño a las empacaduras, mandriles, tubería de producción, bombas, etc, tal que amerite la entrada al pozo
Reparar algún daño natural dentro del pozo
La referencia de daño natural en un yacimiento esta referida a la imposibilidad de que los fluidos contenidos en la roca puedan ser producido, bien por daño de formación cercano al pozo, por producción de arena ópor producción de agua (conificación) o de gas en exceso
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-31
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
Daño a la formaciónDaño a la formación
formaciónpozo
revestidor
cemento
zona dañada zona intacta
hoyo
VI-32
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Razones para un ReacondicionamientoRecompletar otra zona para su producción
Tal como su nombre lo indica, recompletar otra zona significa el cambio de la zona que originalmente produjo por otra que pudiese estar por ejemplo más arriba y que se encuentra virgen de exposición a la superficie, la razón más común es el agotamiento y por ende el aislamiento de la zona depletada o sin potencial productor de hidrocarburos
Incrementar la producción de una zona ya existente
Esta actividad requiere de operaciones o técnicas especializadas que permitan el incremento sostenido de la producción de la zona existente, dichas técnicas o estimulación podrían ser: acidificación, fracturamientohidráulico, inyección de agua, vapor ó CO2
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-33
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Razones para un ReacondicionamientoAbandonar un pozo o taponar una formación
Existen varias razones para aplicar este tipo de reacondicionamiento, por mencionar algunos de ellos: prevenir migración de fluidos, aislar zonas depletadas o agotadas, aislar zona productoras de agua, taponar zona para uso del pozo con otros fines o para recompletar nueva arenas
Sustituir la producción natural por levantamiento artificialSin un yacimiento carece de la energía suficiente para
producir hidrocarburos a una tasa rentable, puede ser requerido implementar un levantamiento artificial tal que garantiza una producción, estos podrían ser con el uso de bombas de succión, electrosumergibles, hidráulicas o usando para tal fin gas lift
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-34
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Tipos de ReacondicionamientoDurante la vida productiva de un pozo y dada una de las
razones para la realización de un trabajo de reacondicionamiento, se pueden presentar distintos tipos los cuales estarían asociados a su vez con equipos disponibles en los taladros o equipos adicionales, los cuales se hacen necesarios al momento de tomar la decisión de realizar esta actividad, estos tipos de reacondicionamiento serían:
o Reacondicionamiento convencional
o Reacondicionamiento interno ó
concéntrico
o Reacondicionamiento con cable de acero (wireline)
o
Reacondicionamiento con una unidad o camión de bombeo
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-35
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Tipos de ReacondicionamientoA fin de enumerar aspectos de interés y equipos
involucrados en estos Tipos de Reacondicionamiento,mencionaremos a continuación una breve descripción de las actividades operacionales principales y los equipos que se requieren
Reacondicionamiento convencionalActividades generales:
Matar o ahogar el pozoRealizar pruebas de descarga de presiónRetirar árbol de navidad (christmas tree)Instalar equipos de seguridad (BOP´s) y realizar
pruebas convencionalesUtilizar alguna tubería como sarta de trabajo
para realizar el reacondicionamiento
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-36
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Tipos de ReacondicionamientoReacondicionamiento convencional
Equipos a utilizar:Impiderreventón anularImpiderreventón de arietesMúltiple de estrangulamientoUnidad acumuladora de presión (koomey)Válvulas de seguridad en la mesa de trabajoTanque de viaje o calibrado
A continuación se muestra el tipo de Taladro que se utiliza para este tipo de Reacondicionamiento convencional
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-37
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Tipos de ReacondicionamientoReacondicionamiento convencional
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-38
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Tipos de ReacondicionamientoReacondicionamiento interno ó concéntrico
Actividades generales:Realizar el trabajo a través del árbol de navidad y
de la tubería de producciónDe ser necesario, puede utilizarse una tubería
continua (coiled tubing) de pequeño diámetroLiberar presión en caso de existirInstalar un conjunto de BOP´s por encima del
árbol
Equipos a utilizar:Impiderreventón anular y de arietesMúltiple de estrangulamiento y válvulas chicsansAcumuladores de presión o bombas manualesVálvulas de seguridad en la mesa de trabajo
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-39
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Tipos de ReacondicionamientoReacondicionamiento interno ó concéntrico
Unidad de Coiled
Tubing
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-40
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Tipos de ReacondicionamientoReacondicionamiento interno ó concéntrico
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
Unidad de Coiled
Tubing
VI-41
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Tipos de ReacondicionamientoReacondicionamiento con cable de acero (wireline)
Actividades generales:Realizarlo a través del árbol de navidadUtilizar cable de acero (wireline) en lugra de
sarta de trabajoLiberar presión en caso de existirInstalar un lubricador
Equipos a utilizar:Ensamblaje de empaqueInstalar un lubricadorVálvulas impiderreventones especiales para uso
con cableBomba pequeña manualVálvulas de seguridad en la mesa de trabajo
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-42
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Tipos de ReacondicionamientoReacondicionamiento con cable de acero (wireline)
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-43
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Tipos de ReacondicionamientoReacondicionamiento con una unidad o camión de
bombeo
Actividades generales:Realizarlo a través del árbol de navidadLiberar presión existenteUtilizar la tubería de producción como sarta de
trabajoUtilizar la unidad para matar el pozo
.Equipos a utilizar:
Camión bomba convencionalBomba principal y motorVálvula para el alivio de la presiónLíneas de bombeo probadas
Válvulas de trabajo y válvula chicsans
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-44
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Tipos de ReacondicionamientoReacondicionamiento con una unidad o camión de
bombeo
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-45
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Fluidos de Completación y Reacondicionamiento
DefiniciónUn fluido de completación se utiliza en el momento
de la completación o recompletación de un pozo y representa un control principal ó primario durante dichas operaciones.
A diferencia del mencionado anteriormente, los fluidos de reacondicionamiento se utilizan durante operaciones tales como la operación de matar a través de la tubería de producción, para desplazamiento del fluido de empaque, para el lavado de las escamas óescombros en la tubería de producción y para llevar las píldoras para pérdida de fluido hacia los orificios obtenidos luego de un cañoneo
VI-46
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Fluidos de Completación y Reacondicionamiento
DefiniciónLos fluidos de reacondicionamiento ofrecen presión
hidrostática para el control principal ó primario de pozo y contribuyen igualmente a sacar los ripios, escamas, arena y contaminantes existentes en el hoyo
Así como los fluidos de completación, los fluidos de reacondicionamiento se han diseñado para minimizar el daño al intervalo productor seleccionado, a menos que se haya decidido abandonar dicho intervalo, esto se traduce en la garantía del uso de un fluido limpio
VI-47
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Fluidos de Completación y Reacondicionamiento
FuncionesLas funciones de los fluidos de completación y
reacondicionamiento se pueden clasificar en dos categorías básicas:
o Funciones activaso Funciones de prevención.
Las funciones activas comprenden la remoción de los materiales a través del pozo, creando una fuerza óresistiendo a fuerzas y transfiriendo la energía ó calor
Las funciones de prevención abarcan inhibir óimpedir la corrosión, cualquier acción bacteriana ó el daño a la formación, entre otras funciones
VI-48
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Fluidos de Completación y Reacondicionamiento
FuncionesLas funciones activas incluyen:
o Control principal o primario de pozo.
o
Circulación y desplazamiento para la remoción de material no deseado y facilitar la colocación ó
circulación del cemento, ácido, píldoras para matar pozos, píldoras gelificadas
ó
arena para realizar un fracturamiento.
o Enfriamiento y lubricación.
o
Operación de las herramientas y equipos de fondo (ej: facilitar la operación de empacaduras
activadas hidráulicamente)VI-49
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Fluidos de Completación y Reacondicionamiento
FuncionesLas funciones de prevención de los fluidos de
completación y reacondicionamiento incluyen:
o
Minimizar las pérdidas de fluido hacia la formación posible causa de una arremetida ó
amago (kick)
o
Mantener la estabilidad en el tiempo y a diferentes temperaturas.
o
Evitar el daño a la formación, como el causado por el cambio de humectabilidad
o
Evitar la acción de bacterias en el fluido y en la formación, así
mismo evitar la corrosión de los equipos instalados en la completación
VI-50
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Fluidos de Completación y Reacondicionamiento
Propiedades de los FluidosEl ingeniero de fluidos selecciona los diferentes
componentes para un fluido de completación ó de reacondicionamiento, tal que pueda cumplir con las funciones deseadas para cada pozo
El ingeniero de fluidos determina si un fluido cumple con los requerimientos del trabajo y para ello debe medir las siguientes propiedades:
DensidadViscosidadTurbidezpHTemperatura de cristalizaciónTasa de pérdida del fluido
VI-51
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Fluidos de Completación y Reacondicionamiento
Componentes de los FluidosEstos fluidos como todos los fluidos, están constituidos por
un fluido base y un agente densificante. A fin de ajustar a las características específicas del pozo, se hace necesario acondicionarlo y para ello se seleccionan un grupo de aditivos
El Ingeniero de fluidos asignado, puede utilizar un fluido de base aceite ó uno de base de agua, igualmente puede utilizar una salmuera limpia ó quizás otro tipo de fluido base. Es importante que se tomen en cuenta dos requerimientos básicos:
o
Tener las características necesarias para el control de pozoo
Proteger la formación contra el daño permanente a su permeabilidad
VI-52
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Fluidos de Completación y Reacondicionamiento
Tipos de Fluidos
El fluido base posee dos componentes básicos los cuales se refieren a: líquidos ó a gas, es importante una condición idónea para la selección de este fluido base
El agua es la menos costosa en comparación con los fluidos base aceite. Ella puede provenir de distintas fuentes, asaber: agua producida (agua salada), agua dulce, agua para consumo humano, agua salobre tratada proveniente de pantanos, lagos ó agua de mar tratada
En el caso del aceite, es más costoso y puede ser petróleo crudo, diesel (gas oil), aceite mineral ó aceite sintético de base vegetal
VI-53
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Fluidos de Completación y Reacondicionamiento
Tipos de Fluidos
Para el caso de fluido base gas, el nitrógeno se combina con agua y un químico que recibe el nombre de surfactante, esto con el fin de crear una espuma estable
Las espumas se utilizan en los reacondicionamiento de pozos cuando existen presiones de formación muy bajas y por lo tanto no pueden soportar el peso de una columna de base de agua
Otro fluido de completación muy utilizado es la salmuera limpia, constituido principalmente por sales químicas, tales como sodio, cloruro, calcio o cloruro de potasio. Este base no contiene materiales sólidos y su utilización es muy frecuente debido a que minimiza el daño a la formación
VI-54
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Preparación para un ReacondicionamientoExisten algunas diferencias de las actividades de
Completación y Reacondicionamiento con el de Perforación de Pozos, a continuación se mencionan algunas de ellas a fin de prepararnos en este tipo de actividad :
o Existencia de fluidos libres de sólidoso Puede iniciarse con la actividad de matar el pozoo Posible existencia de gas en la tubería y en el anularo Posible daño a la tubería de produccióno
Dependiendo del tipo de trabajo el equipo de control de pozo varíao Posible no existencia de hoyo abierto o muy pequeñoo
Uso probable de Procedimientos de Métodos de Control distintoso Es posible la no existencia de presiones reducidaso El hoyo es fuente segura de hidrocarburos presentes
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-55
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Preparación para un ReacondicionamientoUn Programa típico de reparación de un pozo, puede
llevar a una serie de pasos los cuales a manera de guía mencionaremos
Es necesario, antes de su ejecución preparar un Programa de Reacondicionamiento, tal que describa de manera detallada el procedimiento a seguir para matar el pozo y todos los dispositivos de control de pozo que se van a utilizar:
Pasos:o Mate el pozoo Asiente el tapón en la cola de la tuberíao
Coloque la tubería para que exista la comunicación anular por encima de la empacadura
(perfore la tubería o deslice la camisa, etc.)
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-56
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Preparación para un Reacondicionamiento
o
Circule a través de la tubería y el anular para matar con un fluido de mayor pesoo
Instale las barreras (ej: tapones con línea de acero) según se requierao Elimine el árbol de navidado Conecte los BOP´so Recupere los taponeso
Corte la tubería por encima de la empacadura
según se requierao Recupere la tuberíao Recupere la empacadura
de ser posibleo Efectúe el trabajo remedial según se requierao
Termine el pozo según el programa típico. Si el pozo tiene flujo, ejecute entonces la operación para asentar la empacadura
y el desplazamiento para balancear el fluido requerirá
barreras adicionales
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-57
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Causas de las Arremetidas o Amagos Es sabido que entender las Causas y las Indicaciones ó
señales de alerta de las Arremetidas ó Amagos puede ayudar al Supervisor de Pozo y a la cuadrilla a evitarlas ó de llegar a producirse por lo menos minimizar su efecto.
A continuación, se presentan las Causas más comunes de las Arremetidas ó Amagos (kick) durante las operaciones de reacondicionamiento, así como las señales de advertencia yrecomendaciones para manejar una arremetida si llegara a ocurrir
La mayoría de las Arremetidas se pueden eliminar de manera segura y óptima, siempre que el Supervisor del Pozo y el personal del piso del Taladro, hagan seguimiento de las operaciones cuidadosamente y comprenden las acciones necesarias que deben tomar en el caso de una Arremetida
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-58
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Causas de las Arremetidas o Amagos Evitar las Arremetidas es en definitiva la mejor opción, sin
embargo, conocer las Causas por la cual dicha contingencia se presenta, es el primer peldaño del concepto conocido como Prevención
Como ya hemos discutido, algunas de estas Causas son:
o Densidad insuficiente del fluido o Suabeo
del pozo (swabbing)o Efecto surgencia (pistoneo)o Mal llenado al extraer la tubería de produccióno Pérdida del fluido hoyo abajoo Sin circulación luego de períodos de cierre de pozoo Poca prevención por desactivación de alarmas
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-59
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Indicaciones de las Arremetidas o AmagosEl personal del piso del Taladro, debe vigilar las posibles
indicaciones o señales de una Arremetida o Amago. Dichas indicaciones se mencionan a continuación:
o Volumen incorrecto de llenado del hoyo, al sacar la tubería de producción o sarta de trabajo.o
Volumen incorrecto de desplazamiento cuando se introduce la tubería de producción o sarta de trabajoo Aumento en el flujo de pozo durante la circulacióno Ganancia en los tanques.o Indicios de crudo o gas en la superficieo Disminución de la densidad del fluidoo
Incrementos bruscos en el fresado o lavado, o de la velocidad de perforacióno Incremento en la lectura del indicador de pesoo Flujo de pozo con las bombas apagadas
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-60
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Tipos de operacionesExisten diferentes operaciones durante un
Reacondicionamiento los cuales pueden provocar una contingencia de Arremetida o Amagos, a continuación se analizan y discuten algunas de estas:
Empacaduras desasentadaso
En una Completación
pueden existir diferentes tipos de empacaduras, algunas de las cuales se extraen o se suelen dejar en el pozo.
Las mismas pueden desasentarse ó
simplemente halarse por los emsamblajes
de los sellos.
o
Una acumulación de los fluidos de la formación puede quedarse atrapado por debajo de ellos. De allí
que, no existirá
una indicación inmediata en superficie de que el gas esta allí
y esto podría tomar al personal por sorpresa
resultando en un Amago
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-61
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Empacadura para asentar con cable de acero (guaya) eléctrica
Empacaduras
de tubería Tapón Puente
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-62
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
Elementos Sellantes
Cono
Cuñas
Bloque de Fricción
Elementos de las Empacaduras
VI-63
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Tipos de operacionesCañoneo
o
Un procedimiento convencional de Cañoneo, es el de exponer la formación a un fluido dentro del pozo libre de sólidos y de baja viscosidad
o
La zona productora cañoneada y su fluidos
contenidos puede tener una condición de balance con respecto al fluido existente en el pozo,
pero en algunos casos se puede inducir el flujo del pozo una vez
realizado el cañoneo
o
Para lo cual, es menester tener en cuenta que de no dejarse los cañones en el pozo, se requiere realizar un viaje lo cual pudiese en ausencia de las barreras
requeridas culminar con la presencia de una contingencia de Arremetida o Amago en este tipo de actividad
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-64
Métodos de Cañoneo
Por tubería Por revestidor Transportado
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-65
Método de Cañoneo
Ph <Py
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-66
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Tipos de operacionesPesca
o
Existen varias razones de peso por la cual la actividad de Pesca puede traer como consecuencia posibles contingencia de Arremetidas o Amagos
o
Las mismas están asociadas a:
mayor cantidad de
viajes para recuperar lo dejado, posible suabeos
durante la pesca, no tener por donde realizar la circulación, tiempo de período más largos sin circular el hoyo ó
un efecto surgencia hacia el hoyo
o
De allí
que, todas estas razones son justamente una oportunidad para que los fluidos de la formación se presenten en una situación donde la sarta esta lejos del fondo ó
quizás fuera de el, ó
simplemente se hace imposible circularlos a la superficie
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-67
BLOQUE DE IMPRESIÓN PESCANTES TIPO SPEAR
ARPONES
PESCANTE MAGNÉTICO
TAPER TAP
Pescantes Internos
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-68
PESCANTES TIPO OVERSHOT DIE COLLAR
Pescantes Externos
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-69
ZAPATAS FRESADORAS
JUNK MILL’s
Herramientas Fresadoras
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VI-70
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Tipos de operacionesLimpieza de rellenos en el hoyo
o
Una de las actividades rutinarias en un Reacondicionamiento de Pozos es el retirar un relleno del hoyo.
Dicho relleno puede ser producido por: arenas poco consolidadas, partículas de restos de cañoneo, pruebas ó
de un empaque con grava
o
En ocasiones, este impedimento de continuar con el Programa la mayoría de las veces se realiza su limpieza sin incidentes y de manera rápida
o
En caso de limpiar un puente de sólidos lejos del fondo del pozo, pueden existir fluidos de la formación debajo y de manera entrampada,
tal que la presión hidrostática por encima de la sarta sea inadecuada para sostener dichas presiones, formándose así
una contingencia de Arremetida ó
Amago (kick)
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-71
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Cierre del pozo en trabajos de RA/RCLa importancia de contener una Arremetida se traduce en
tener un mínimo del volumen del influjo. Esto dado que arremetidas de gran volumen conducen a elevadas presiones de pozo y en superficie
Los Procedimientos de Cierre o contención pueden variar, dependiendo del tipo de equipos en uso y la operación que se esté realizando en el momento de la Arremetida ó Amago, es decir, circulación en el fondo o un viaje
A continuación, se explican los Procedimientos de Cierre que se aplican en un equipo convencional para reacondicionamiento. Dado las condiciones del pozo, se recomienda realizar un Cierre Duro es decir el estrangulador en posición cerrada, aunque en este tipo de actividad no es común asignar un nombre al cierre del pozo
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-72
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Cierre del pozo en trabajos de RA/RC
Procedimiento con circulación en el Fondo
Levantar la sarta de trabajo del fondo sin apagar la (s) bomba (s) del fluido en uso, colocarla a nivel de la mesa rotaria
Parar la (s) bomba (s) y observar si existe flujo
Si el pozo fluye, cierre el impiderreventón (BOP´s) anular ó en su defecto el de arietes de tubería
Abrir la válvula que está en la línea del estrangulador(choke line) ó sea la HCR ó en su defecto la válvula mecánica allí situada
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-73
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Cierre del pozo en trabajos de RA/RC
Procedimiento con circulación en el Fondo
Registrar las presiones de cierre, a saber:
PCTP (SIDPP)PCR (SICP),Ganancia en los tanques
Notificar al Supervisor del Pozo sobre el cierre y sobre cualquier otro evento de interés
Prepararse para tomar la acción del Control del Pozo
Nota: Para este Cierre es necesario que los equipos BOP´sestén instalados en el trabajo de Reacondicionamiento
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-74
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Cierre del pozo en trabajos de RA/RC
Procedimiento durante un viaje
Detener el viaje y colocar la sarta de trabajo a nivel de las cuñas de tubería (lista para el enrosque)
Instalar una válvula de seguridad de máxima abertura (kelly cock) en posición abierta en la sarta de trabajo, luego cerrar dicha válvula
Si el pozo fluye, cierre el impiderreventón (BOP´s) anular ó en su defecto el de arietes de tubería
Abrir la válvula que está en la línea del estrangulador(choke line) ó sea la HCR ó en su defecto la válvula mecánica allí situada
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-75
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Procedimiento durante un viaje
Registrar la presión de cierre, a saber:
PCR (SICP),Ganancia en los tanques
Notificar al Supervisor del Pozo sobre el cierre y sobre cualquier otro evento de interés
Prepararse para tomar la acción del Control del Pozo,pero antes debe conectar un dispositivo que permita leer la PCTP (SIDPP) y para ello debe abrir la válvula HCR
Nota: Para este Cierre es necesario que los equipos BOP´sestén instalado en el trabajo de Reacondicionamiento
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-76
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Técnicas o Métodos de Control del PozoLos procedimientos para el Control del Pozo, se conocen con
el nombre de: Control de Pozos en Circulación, esto no solo porque se utiliza una bomba, sino también porque existe toda una ruta de circulación para los fluidos, bien sea hacia abajo por la tubería de producción y de regreso hacia arriba por el anular o viceversa
Para acceder a esta ruta se utiliza un estrangulador (choke) ajustable para controlar la presión manométrica correcta a fin de mantener constante la presión de fondo ó en ocasiones ligeramente superior a la presión de la formación
Para el caso de Reacondicionamiento, el procedimiento a aplicar con lleva en ocasiones a realizar el Control sin Circulación, para lo cual la ruta antes mencionada será a nivel de separación de los fluidos de la formación
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-77
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Técnicas o Métodos de Control del PozoA continuación, se mencionan algunos de estos Métodos,
los cuales muchos de ellos fueron discutidos en el Módulo correspondiente, incluyendo su procedimiento y sus distintas formulaciones
Sin circulación:o Forzamiento de Fluido (Bull Heading) o Método de presión constante en la tuberíao Método Volumétricoo Lubricación y Purga
Con circulación:o Método de Esperar y Pesar (Ingeniero)o
Método de presión de bombeo constante (SIDPP = 0)o Método de circulación inversa (anular –
tubería)
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-78
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Técnicas o Métodos de Control del Pozo
Fluido de Control o de matar
Fluidos producidos Empacadura
Bull Heading
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-79
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Técnicas o Métodos de Control del PozoInformación previa para la aplicación de los Métodos
Antes de iniciar cualquier trabajo de Control ó de Matar, es necesario recopilar algunos datos de interés, a continuación se mencionan algunos de estos:
Información del hoyo:Diámetros externos e internos y longitud de la
sarta de trabajoResistencia al Colapso, Estallido, Tensión de la
sarta de trabajo De existir, posición de los cañones en TVD y en
MD, estado de los mismos en cuanto a capacidad para fluir ó no, daño, etc
Diámetro interno y propiedades mecánicas del revestidor (estallido), en caso de empaque, profundidad, tipo, densidad del fluido de empaque
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-80
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Técnicas o Métodos de Control del PozoInformación previa para la aplicación de los Métodos
Información de presiones:Presión nominal en el cabezal del pozoPresión de la formaciónPresión de fracturaPresión máxima permitida del revestidor
Es importante elaborar una estrategia que conlleve a una selección óptima del Método a aplicar de acuerdo al tipo de Reacondicionamiento que se este llevando a cabo y el tipo de operación existente
Esto garantizará que la operación de Control ó de Matar sea satisfactoria y pueda retomarse las actividades previstas para optimizar el proceso de producción futura del pozo luego de reacondicionarlo
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-81
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Problemas durante el Control de PozoEn ocasiones durante el Control del Pozo, se presentan
algunos inconvenientes los cuales hay que afrontar a fin de restablecer directamente el control de la operación
A continuación, se presenta un análisis y discusión de dichos problemas:
Estrangulador (choke) lavado (erosionado)o
Una forma de detectar el lavado o erosión de un estrangulador, es la de observar que el cierre no es efectivo en cuanto a la paralización de flujo a través del múltiple,
para lo cual la solución inmediata es activar el estrangulador secundario maniobrando las válvulas correspondientes para este direccionamiento
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-82
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Problemas de Control de PozoEstrangulador (choke) ltaponado
o
Para el caso de un estrangulador taponado, el indicativo más directo es el incremento de la presión del revestidor
y posteriormente un incremento en la presión de bombeo,
lo cual representa un daño para el pozo por las limitaciones de la presiones internas del mismo
o
La solución inmediata es detener las bombas y cambiar de forma inmediata al estrangulador secundario
con el debido manejo de las válvulas para su direccionamiento
o
Es importante recordar al momento de limpiar el estrangulador taponado, que pudiesen encontrarse presiones entrampadas,
así
como sólidos atrapados los cuales conllevaría a causar lesiones potenciales
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-83
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Problemas de Control de PozoFisuras o huecos en la sarta de trabajo
o
Una lenta disminución de la presión de bombeo
al momento de estar realizando una operación de control puede ser confusa para los operadores, esto dado que existen otras indicaciones similares tales como: daño de la bomba en uso, lavado en las conexiones o en el área de las cuñas
o
Una fisura o hueco en la sarta de trabajo, representa una situación que debe ser corregida para continuar con el control del pozo, por lo cual es necesario conocer con exactitud su lugar y por ende remplazar la misma
o
Otro indicación puede presentarse al momento de estar bombeando el fluido con densidad de control, el cual retornaría anticipadamente a la superficie
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-84
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Problemas de Control de PozoSarta de trabajo taponada
o
El incremento en la presión de bombeo
cuando una sarta de trabajo esta taponada es la indicación mas inmediata. Dado que no existe comunicación del
interior de la tubería al anular , la presión del revestidor
permanecerá
invariable,
pudiendo en ocasione
s disminuir un poco debido a la reducción del flujo de retorno
o
Para esta contingencia se debe paralizar la bomba y proceder a cerrar el pozo
a través del estrangulador (choke). Una forma de tratar de destaponar, sería la de presurizar la sarta para lo cual se debe realizar con mucho cuidado
o
En caso de no tener éxito, debe iniciarse con el Método Volumétrico
y planificar el cañoneo de la sarta
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-85
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Problemas de Control de Pozo
En conclusión, cambios inesperados en la presión de bombeo ó en la presión del revestidor deben ser monitoreados continuamente antes de tomar algún tipo de decisión
Es importante siempre observar ambas presiones y evaluar antes de reaccionar. Un movimiento de los valores de ambas presiones (sarta y revestidor) puede ser probable que el problemas sea del lado del revestimiento
En caso de que la presión de la bomba cambie sin alterarse la presión del revestidor, es probable que el problemas este en el lado de la sarta de trabajo
COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
VI-86
Módulo VII
Problemas Especiales
PROPÓSITO
Este Módulo VI, se discuten y analizan los distintos Problemas Especiales que pueden presentarse antes o durante el manejo de una Arremetida ó Amago (Kick), tal que permita a los Supervisores y al personal presente en el Taladro, identificar, dar respuestas ósolucionar los mismos, a fin que la contingencia sea controlada exitosamente con el fin de retomar los procesos operacionales nuevamente
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
CONTENIDO
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Pags
VII-1VII-4VII-7VII-11VII-13VII-15VII-17VII-20VII-20VII-24
-
Módulo VII – Problemas Especiales
• Análisis de problemas especiales
o Presión reducida de bombeo (PRB) no disponibleo Presiones de cierre o Indicadores de fallas mecánicaso Control de pozo con pérdida parcial de circulacióno Control de pozo con pérdida total de circulacióno Cambio de bombas o Taponamiento de los jets o chorros de la barrenao Problemas con el estranguladoro Válvula flotadora en la sarta de perforacióno Guía general en pozos horizontales
• Evaluación final del evento
Problemas Especiales
Presión Reducida de Bombeo no disponible
o
Existen varias ocasiones donde es común encontrarse con que la Presión Reducida de Bombeo (PRB) no ha sido actualizada en días
o
Las propiedades del fluido, algunos de lo
s componentes de la sarta, el tamaño del hoyo y la profundidad del mismo pueden haber cambiado lo suficiente como para no tomar valores los PRB no actualizados
(solo último valor de PRB disponible)
o
Existen procedimientos que nos permiten determinar el valor correcto de esta presión, los cuales se hacen de la siguiente forma:
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-1
Problemas Especiales
Presión Reducida de Bombeo no disponible
o
Abrir el estrangulador (choke) ligeramente (1/8) certificando que el pozo este fluyendo a través del
mismo, la PCR (SICP) podrá
bajar entre 50 a 100 psi
o
Colocar la bomba lentamente y ajuste el
estrangulador (choke) de manera de mantener
constante
el valor de la PCR (SICP) tomada
o
Aumente la bomba hasta obtener la Velocidad Reducida de Bombeo (VRB) que haya seleccionado y ajuste el estrangulador (choke) para mantener constante la PCR (SICP)
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-2
Problemas Especiales
Presión Reducida de Bombeo no disponible
o
Una vez colocada la VRB seleccionada, observe la Presión de Circulación
a esa tasa, esta será
la Presión Inicial de Circulación (PIC ó
ICP)
o
Determine la Presión Reducida de Bombeo (PRB) de la siguiente forma:
PRB = PIC –
PCTP
o
Recuerde que la PCTP (SIDPP) debe estar estabilizada, a fin de garantizar que el valor de PRB sea lo más cercano posible a su valor real
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-3
Problemas Especiales
Presiones de cierre
o
Una vez presente la contingencia de influjo, es necesario asegurarse que las Presiones de Cierre deban ser las correctas
y para ello las mismas deben estar estabilizadas
o
Esto minimizaría los problemas durante las tareas de Control de Pozos, por lo que se recomienda registrar las mismas cada 5 minutos hasta que se estabilicen
o
Existen algunos factores que afectan el tiempo de demora del pozo para alcanzar el equilibrio y las presiones, estos son:
características de la formación y su presión, profundidad, tipo de fluido y tipo de influjo
o
En conclusión, por estos factores es imposible predecir con exactitud
el tiempo de estabilización de las presiones de cierre
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-4
Problemas Especiales
Presiones de cierre
o
El valor de la Densidad de Control (KMW) se obtiene preferiblemente de la PCTP (SIDPP) una vez se haya estabilizado, también puede tenerse de la PCR (SICP) pero su cálculo depende de otros elementos de exactitud
o
Una entrada de nuevos influjos se tendrá
si al colocar la velocidad reducida de bombeo (VRB) no tengamos estabilizada la PCR (SICP), ya que esta la mantendríamos constante a un valor incorrecto
o
Si los valores finales de las presiones no se tienen estabilizados, podríamos tener un valor de Densidad de Control (KMW) muy poco denso o viceversa, lo cual produciría un nuevo influjo o quizás fracturar la formación
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-5
Problemas Especiales
Presiones de cierre
o
En general, se asume que las presiones de cierre serán correctas, si se cumplen de manera óptima todos los procedimientos de cierre antes explicados
o
Generalmente el valor de la presión de cierre en la tubería PCTP (SIDPP) es menor que el del revestidor
PCR (SICP),
esto dado que la densidad del influjo (ej: gas) es menor que la densidad del fluido con el que se perfora
o
Si el influjo es líquido y su densidad es mayor que la densidad del fluido con el que se perfora, la presión de cierre en la tubería PCTP (SIDPP) tendrá
un valor mayor que la presión de cierre del revestidor
PCR (SICP), esto es común en operaciones de reacondicionamiento
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-6
Problemas Especiales
Indicadores de Fallas Mecánicas
o
Una indicación potencial de fallas mecánicas, pueden estar referidas a cambios que ocurren durante el control del pozos con las presiones de la tubería y del revestidor
o
La tabla que se muestra a continuación, muestra como pueden ser identificados algunos de estos problemas y que su basamento esta relacionado con observar el compartimiento de las presiones
o
Es importante recordar, que antes de realizar cualquier movimiento de algún equipo durante el control (ej: estrangulador ó
choke) es necesario interpretar la situación
y se recomienda parar las bombas, cerrar el pozo y anotar las presiones en la tubería y en el revestidor
para proceder a evaluar la situación
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-7
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC
Indicadores de Fallas Mecánicas
Problemas Presión en la tubería (psi)
Presión en el revestidor
(psi)Pérdida de Circulación
Estrangulador (choke) taponado
Fuga en el estrangulador (choke)
Orificio ó
Jets taponado
Orificio ó
Jets óerosionado
Hueco en la sarta (washout)
Sin cambio
Sin cambio
Sin cambio
VII-8
Problemas Especiales
Control de Pozo con Pérdida Parcial
o
Una pérdida de circulación, se define como una entrada de fluido desde el pozo hacía la formación, bien por condiciones naturales o bien inducidas
o Estas pérdidas pueden clasificarse como:
Parcial con tendencia a SeveraTotal
o
Una fluctuación en la presión manométrica o una disminución en el nivel de los tanques, representa un primer indicio de una posible pérdida de circulación. Si la pérdida es considerada parcial se pueden intentar varias soluciones que en muchos casos resuelven el problema, a saber:
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-9
Problemas Especiales
Control de Pozo con Pérdida Parcial
1)
Manteniendo el mezclado de fluido, se debe continuar con el proceso de control, la presión aplicada sobre la zona de pérdida se reducirá
cuando el influjo este por encima de esta
2)
Reduciendo el caudal de circulación seleccionado para el control y estableciendo una nueva presión de circulación disminuirá
las pérdidas por fricción en el espacio anular
3)
En caso de que el influjo se encuentre por debajo de la zona de pérdida, se podría colocar una píldora de fluido pesado para intentar controlar el influjo
y luego solucionar el problema de la pérdida con material especial, es importante tener en consideración que es posible que los orificios de la mecha ó
broca se tapone
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-10
Problemas Especiales
Control de Pozo con Pérdida Total de retorno
o
Un control de las Arremetidas o Amagos sería eficaz solo si puede circular el pozo, en caso de una pérdida total de retorno puede darse el caso que en todo el pozo haya gas, de allí
que un problema potencial futuro sería un reventón subterráneo
o
El objetivo principal es detener o reducir la pérdida para poder controlar el pozo, para ello debemos identificar la zona de pérdida y una vez identificada puede intentarse lo siguiente:
1)
Una compañía de cementacón
podría intentar colocar un tapón plástico para controlar la zona de pérdida de circulación
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-11
Problemas Especiales
Control de Pozo con Pérdida Total de retorno
2) Un tapón de barita podrá
aislar el pozo por sobre la zona del influjo y deberá
decantarse una vez desplazado dentro del pozo. En influjos de agua puede demorar más en decantarse que en influjos de gas
3) En influjos de agua, se puede colocar un tapón de gasoil –
bentonita. El gasoil actúa como un
transporte de la bentonita y esta se asienta formando un cemento de arcilla espesa. Este tipo de tapón puede debilitarse con el tiempo, de allí, que cuando se necesita por varios días, es recomendable colocar un tapón de cemento sobre el de bentonita
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-12
Problemas Especiales
Cambio de bombas
o
La velocidad y caudal seleccionado para el control de un pozo es de vital importancia en dicha operación, de allí
que, cuando se tiene problema con la bomba en uso se debe reemplazar por otra disponible en el Taladro
o
Para realizar el cambio es recomendable tener disponible la velocidad reducida de bombeo o circulación de la bomba a operar y que pueda generar la misma presión reducida de circulación, en caso de no ser así
es necesario recalcular dicho valor y redimensionar los valores finales de presión
o
Para obtener el mejor resultado y evitar la entrada de un nuevo influjo, se recomienda utilizar el siguiente procedimiento:
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-13
Problemas Especiales
Cambio de bombas
1)
Disminuir la velocidad y parar la bomba manteniendo constante la presión del revestidor
del momento. Cerrar el pozo
a través del estrangulador ó
choke
2)
Colocar la bomba de relevo a la velocidad reducida de bombeo, manteniendo la presión del revestidor
igual a la presión obtenida una vez cerrado el pozo
3)
Observar la presión registrada la cual será
la presión de circulación igual a la anterior ó
recalculada
según sea el caso
4)
Dependiendo la etapa de control, continuar con el mismo y dependiendo el Método de Control que se esté
utilizando realizar los ajustes ó
cálculos necesarios
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-14
Problemas Especiales
Taponamiento de los jets de la Mecha ó Broca
o
Un incremento repentino de la presión de circulación con poco ó
ningún cambio en la presión del revestidor, es una señal que un orificio ó
jets de la mecha pudiese estar taponado parcialmente
o
Si este es el caso, debemos parar la bomba y cerrar el pozo. Evaluada la situación, se debe colocar la bomba nuevamente y analizar su valor, de ser muy alta dicha presión debemos seleccionar una valor menor de la velocidad reducida de bombeo, recordar que en la 1ra etapa del Método del ingeniero, es necesario corregir la relación de la emboladas contra la presión
para así
continuar con el remanente de la operación y determinar el nuevo valor de la presión final de circulación PFC (FCP)
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-15
Problemas Especiales
Taponamiento de los jets de la Mecha ó Broca
o
Si el taponamento
de los orificios ó
jets de la Mecha ó
Broca es completo y no se tiene ningún tipo de circulación, se pueden intentar las siguientes acciones:
Si al cerrar el pozo, existe claramente una migración del gas y la misma puede ser considerada alta, podemos aplicar el Método Volumétrico
Se debe prender y apagar la bomba en forma intermitente para tratar de lograr destaponar los jets de la Mecha ó Broca
Una posible solución es perforar un hueco en la tubería ó tratar de volar un jets ó orificios de la Mecha ó Broca
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-16
Problemas Especiales
Problemas con el estrangulador ó choke
o
Cuando se circulan partículas abrasivas a alta velocidad a través del estrangulador ó
choke, puede ocasionar una erosión del mismo
lo cual afectaría los valores de presión en la tubería y en revestidor
o
Una manera de identificar sería, una disminución gradual en la presión del revestidor
seguido por una disminución de la presión de la tubería
y los manómetros no responden correctamente al cierre del estrangulador ó
chpke
o
Esto puede generar una situación de desbalance de presión con un aumento adicional en el volumen de los tanques
si no es posible mantener la presión en la tubería de perforación
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-17
Problemas Especiales
Problemas con el estrangulador ó choke
o
Otro problema que se puede presentar es el taponamiento del estrangulador ocurre cuando se circulan a través de él arcillas hinchables y chiclosas, esto se puede identificar por: un aumento gradual de las presiones (tubería y revestidor), incorrecta respuesta manométrica al tratar de regular el estrangulador ó
choke, ruido y vibración ocasionado por dichas partículas
o
Presentes los problemas con el estrangulador, se recomienda ejecutar las siguientes acciones:
Parar las bombas y cerrar el pozo inmediatamente
Aislar el estrangulador ó choke en uso a través del conjunto de válvulas del múltiple
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-18
Problemas Especiales
Problemas con el estrangulador ó choke
Si se dispone de otro estrangulador ó choke, se debe alinear las válvulas del múltiple para utilizarlo y continuar con las operaciones de control
De no disponer de otro estrangulador ó choke, se debe reparar el dañado para luego continuar con las operaciones de control
Se recomienda durante este tiempo observar las presiones principalmente la del revestidor, un incremento abrupto es indicativo de la migración del influjo en caso de ser gas, para lo cual debemos evaluar y estar preparados para tomar nuevas acciones de Control
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-19
Problemas Especiales
Válvula flotadora en la Sarta de Perforación
o
A fin de evitar el efecto de tubo en “U”
entre el anular y la tubería, muchas empresas utilizan una válvula flotadora colocada en la sarta de perforación
para cuando se realizan trabajos con presión, en pozos direccionales ó
al utilizar herramientas de medición mientras se perfora (MWD)
o
Otra política es utilizarla en diferentes intervalos del pozo, más que todo donde se esperen altas tasas de penetración (ej: hoyo superficial), para lo cual en caso de tener un influjo la presión de la tubería sería igual a cero
y se hace necesario conocer su valor para realizar los cálculos involucrados en la selección del Método de Control. A continuación, se mencionan varias formas de conocer dicho valor
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-20
Problemas Especiales
Válvula flotadora en la Sarta de Perforación
o
Presurizar la tubería de manera escalonada con pequeños incrementos de presión, arrancando y parando la bomba. La presión en la tubería aumentará
en cada encendido y perderá
presión si se abre la válvula flotadora. Este último valor representa la presión de cierre en la tubería de perforación PCTP (SIDPP)
o
Utilizando bombas especiales para Cementación, presurizar lentamente la tubería de perforación
vigilando el manómetro de presión, cuando se abra la válvula puede notarse una pequeña disminución de dicha presión interna y un ligero aumento en la presión del revestidor
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-21
Problemas Especiales
Válvula flotadora en la Sarta de Perforación
o
Coloque la bomba
a la velocidad reducida de bombeo, manteniendo la presión en el revestidor
PCR (SICP).
Una vez obtenido dicho valor de emboladas (strokes) seleccionadas para el control, observe la presión en el manómetro esta sería la presión inicial de circulación PIC (ICP) y luego reste el valor de presión reducida de bombeo PRB y se obtendrá
el valor de la presión de cierre en la tubería de perforación PCTP (SIDPP)
PCTP (SIDPP) = PIC –
PRB
o
Con una bomba para Cementación operada a bajas emboladas (strokes) debe bombearse a un equivalente de 1 ½
bpm,
luego detener la bomba y observar la presión en el revestidor
PCR (SICP).
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-22
Problemas Especiales
Válvula flotadora en la Sarta de Perforación
o
Repetir hasta que abra el flotador y será
cuando el valor de la presión de cierre del revestidor
PCR (SICP) aumente ligeramente. La presión de cierre de la tubería de perforación PCTP (SIDPP) se obtiene restando el incremento de la presión del revestidor
PCR (SIDPP) al valor observado en la tubería, luego purgar la presión en exceso del revestidor
hasta alcanzar su valor original o dentro de una margen de 100 psi
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-23
Problemas Especiales
Guías de Control de Pozos Horizontales
o
Esta sección tiene como propósito, marcar las diferencias que pueden existir en relación con las Operaciones de Control de Pozos Horizontales o de Alto Ángulo con respecto a los Pozos Verticales
o
Igualmente, se analizan y se darán recomendaciones
sobre la Prevención y Detección de las Arremetidas o Amagos (kick), Cierre de Pozo y la Migración del Gas, sobre las diferentes Operaciones de Control y las Arremetidas de Gas Libre
o
Todo esto con el fin de tomar acciones que vayan al Control óptimo del Pozo y evitar así
complicaciones de mayor grado en esta contingencia
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-24
Problemas Especiales
Guías de Control de Pozos Horizontales
Prevención de arremetidas ó Amagos (kick)o
En la Prevención y Detección para este tipo de pozo, se pueden utilizar las mismas técnicas que para los Pozos Verticales, sin embargo, existen algunas diferencias que hay que tomar en cuenta:
La intensidad de la Arremetida ó Amago (kick) es mayor debido a la mayor exposición de la sección del pozo en la formación productora
Los efectos ó presiones de suabeo y surgencia son mayores en este tipo de pozo, de allí que, es importante cuidar: la reología de los fluidos, la velocidad de sacada la cual debe ser menor que la de pozos verticales y el llenado del pozo
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-25
Problemas Especiales
Guías de Control de Pozos Horizontales
La densidad equivalente de circulación (ECD) es mayor en pozos horizontales o de alto ángulo, de allí que, al detener la circulación existe una mayor reducción de la presión equivalente de fondo
Cierre del Pozo y Migración de Gaso
En relación con el Cierre del Pozo y la Migración del Gas
es importante tener en cuenta lo siguiente:
Se recomienda el Cierre del Pozo Rápido para minimizar el Volumen de la Arremetida óAmago (kick)
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-26
Problemas Especiales
Guías de Control de Pozos Horizontales
Influjos situadas en la sección horizontal causarán presiones de cierre casi iguales en la tubería PCTP (SIDPP) y en el revestidor PCR (SICP). Valores de PCTP (SIDPP) y de PCR (SICP) iguales a cero no significa que no exista influjo
La formulación utilizada para calcular el Gradiente del Influjo en este tipo de pozo no es correcta, por lo tanto no la utilice
No existe un Método alternativo simple para uso en el campo. Una vez que el influjo de gas pase la sección horizontal se reconocerá por un incremento continuo de la presión del revestidor
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-27
Problemas Especiales
Guías de Control de Pozos Horizontales
Si la sección del hoyo, tiene un ángulo menor de 90°, existe la posibilidad de migración del gas durante el cierre del pozo. En general, el valor de la velocidad de migración se desestima
Se puede considerar que no se produce migración si:
.-
El ángulo del hoyo es mayor de 90°
ó
más
.-
El gas se disuelve en un fluido base aceite
.-
El gas está
atrapado como pequeñas burbujas en el fluido debido a la alta fuerza de gel
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-28
Problemas Especiales
Guías de Control de Pozos Horizontales
Operaciones para Controlar el Pozoo
En las operaciones de Control de este tipo de Pozo, es conveniente resaltar que el Método del Ingeniero no presenta grandes ventajas sobre el Método del Perforador
o
El fluido con densidad de Control (KMW), no reduce las presiones en la zapata y en la superficie, solo hasta que abandone la sección de alto ángulo u horizontal
o
Es posible que ya el gas haya entrado al revestidor
ó
haya salido del pozo, de allí
que no hay que esperar que la Densidad de Control (KWM) este lista, se puede comenzar con el Método del Perforador y luego cambiar al del Ingeniero cuando se tenga su valor
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-29
Problemas Especiales
Guías de Control de Pozos Horizontales
Arremetidas ó Amagos de Gas Libre en la Sección de Hoyos mayores de 90°
o
Arremetidas ó
Amagos de Gas Libre producidas en estas secciones del hoyo, presentan el problema de quedar atrapada en el fondo del pozo cuando la circulación es detenida
o
Mejores prácticas y estudios de casos reales han demostrado que el gas permanecerá
atrapado a menos que la velocidad anular producida con el caudal seleccionado para el Control del Pozo produzca valores entre 100 a 150 pies/min, los cual son valores mayores que los reducidos utilizados normalmente en operaciones de Control
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-30
Problemas Especiales
Guías de Control de Pozos Horizontales
Arremetidas ó Amagos de Gas Libre en la Sección de Hoyos mayores de 90°
o
Se recomienda incrementar gradualmente las tasas de circulación por un corto período
hasta sacar el gas atrapado
o
Dependiendo del volumen del influjo y de la longitud de la sección del hoyo, este procedimiento quizás sea necesario repetirlo varias veces hasta logra el objetivo
o
Si el procedimiento no extrae todo el gas atrapado, se debe considerar la posibilidad de realizar un forzamiento (bull
heading) directo a la formación expuesta
PROBLEMAS ESPECIALES
CI-PACP-S-S -
WellCAP
IADC VII-31
…En tiempos
de cambiosaquellos
que
aprenden
continuamente
heredanel futuro...
…Los que
consideranque
ya
todo
lo han
aprendido
se encontrarán
equipadospara
vivir
en un mundo
que
ya
no existe
…
Eric Hoffer
Muchas Gracias