control de arremetidas tesis
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA,
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL
“RAFAEL MARÍA BARALT”
VICERRECTORADO ACADÉMICO
PROGRAMA DE INGENIERIA Y TECNOLOGIA
PROYECTO INGENIERIA DE GAS
TÉCNICAS BÁSICAS PARA DETECTAR Y CONTROLAR DE FORMA
EFECTIVA ARREMETIDAS DE GAS EN POZOS DE PERFORACIÓN
Trabajo de grado para optar al título de Ingeniería de Gas
Autor: Br. FERNANDEZ RAMOS, Segundo A.
Tutor Académico: Ing. Daniel Santiago
Tutor Metodológico: Ing. Yurani Lugo
Los Puertos de Altagracia, Enero de 2011
ÍNDICE GENERAL
Pág.
ÍNDICE DE FIGURAS………………………………………………………... VI ÍNDICE DE DE TABLAS…………………………………………………….. VIII ÍNDICE DE ECUACIONES…….……………………………………………. IX LISTA DE SIMBOLOS……………………………………………………….. X APROBACIÓN DEL TUTOR……………………………………………….. XII DEDICATORIA……………………………………………………………….. XIV RESUMEN…………………………………………………………………….. XV
CAPÍTULO I “El Problema”
Introducción………………………………………………………….. 1 Planteamiento del problema………………………………………. 5 Formulación del problema………………………………………… 6
5 8
Objetivos de la investigación…………………………………….. 8 Objetivos general………………………………………………… 8 Objetivos específicos……………………….…………………… 8
Justificación de la investigación………………………………… 8 Delimitación de la investigación…………………………………. 10 Alcance………………………………………………………………… 11
CAPÍTULO II “Marco Teórico”
Antecedentes…………..………………………………….…………. 13 Bases teóricas…………………………………………..…………… 15
Definición de petróleo…………………………………………..... 15 Características del petróleo.…………………………………….. 15 Ingeniería de Perforación.………………………………..……… 19 Tecnología de la perforación.…………………………………… 23 Equipos Terrestres.………………………………………………. 24 Equipos Marinos.………………………..................................... 26 Perforación rotaria.……………………………………………….. 41 Selección del área para perforar………………………………... 42 Componentes del taladro de perforación rotatoria……………. 42 La planta de fuerza motriz……………………………………….. 43 El sistema de izaje………………………………………………... 45 El sistema rotatorio……………………………………………….. 50 Bombas de lodo…………………………………………………... 62 Sistema del Manifold de circulación……………………………. 64 Piletas o taques…………………………………………………… 65 Instalaciones de Mezclado………………………………………. 66
Presión de un fluido………………………………………………. 68 Factor de conversión de densidad……………………………… 69 Gradiente de presión……………………………………………... 69
Profundidad vertical versus profundidad vertical medida…….. 69 Presión de formación…………………………………………….. 70 Presiones anormales…………………………………………….. 71 Presión de fractura……………………………………………..… 72 Arremetidas en un pozo de perforación…………………….….. 73 Causas que originan una arremetida en un pozo de perforación………………………………………………....………
75
Equipos de control de pozos………………..…………………… 86 Sistema de cierre del acumulador………………………………. 102 Estranguladores………………………………………………….. 106 Equipos para manejar gas………………………………………. 110 Válvulas de seguridad y flotadoras……………………………... 112 Indicador de retorno de lodo…………………………………….. 116 Detectores de gas………………………………………………… 118 Manómetros……………………………………………………….. 118 Procedimientos de cierre………………………………………… 120 Procedimientos de desviación mientras se perfora………….. 131 Métodos para controlar el pozo…………………………………. 133 Responsabilidad del personal…………………………………… 140
Cuadro de variables………………………………………………… 144
CAPÍTULO III “Marco Metodológico”
Tipo de investigación…………………………………………………….. 146 Diseño de la Investigación …………………………………………….... 147 Población y muestra……………………………………………………… 148 Técnicas de Recolección de Datos…………………………………….. 150 Procedimientos de la Investigación…………………………………… 152
CAPÍTULO IV “Resultados”
Determinar las causas que originan una arremetida de gas……… 155 Densidad insuficiente del lodo………………………………….…… 155 Prácticas deficientes durante las maniobras……………………… 156 Contaminación del lodo con gas……………………………………. 158 Pérdida de circulación……………………………………………….. 159 Presiones anormales…………………………………………………. 160
Identificar los equipos de control de pozos…………………………. 162 Válvula impide reventones…………………………………………… 162
Equipos de superficie………………………………………………… 166 Válvula manual e hidráulica del top drive…………………………... 170
Optimizar el control de una arremetida mediante los métodos convencionales y no convencionales ………………………………….
171
Procedimientos de cierre…………………………………………….. 171 Métodos de control……………………………………………………. 178 Cálculos requeridos para el control de pozos……………………… 189
Determinar las causas que originan una arremetida de gas……………………………………………………………………………..
198
Esquema de control…………………………………………………… 198
CONCLUSIONES………………………………………………………...... 211 RECOMENDACIONES…………………………………………………….. 214 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS……………………………………… 124
ÍNDICE DE FIGURAS
Pág. Figura N° 1 Petróleo entrampado………………………………………….. 16 Figura N° 2 Trampas geológicas………………………………………...… 18 Figura N° 3 Condiciones de un yacimiento………………………….……. 18 Figura N° 4 Limpieza de pozo………………………………………..…….. 19 Figura N° 5 Barrena…………………………………………………………. 20 Figura N° 6 Tipo de pozos………………………………………………….. 21 Figura N° 7 Perforación de un pozo……………………………………….. 24 Figura N° 8 Movilidad de un equipo terrestre …………….……………… 26 Figura N° 9 Barcaza…………………………………………………………. 28 Figura N° 10 Tipo botella…………………………………………………… 29 Figura N° 11 Casco concreto………………………………………………. 30 Figura N° 12 Barcaza para aguas Continentales……………………..…. 31 Figura N° 13 Remolcando un auto-elevable……………………………… 31 Figura N° 14 Auto-elevable Triangular……………………………………. 32 Figura N° 15 Plataforma Semi-sumergible……………………………….. 34 Figura N° 16 Barco Perforador…………………………………………….. 37 Figura N° 17 Plataforma Fija………………………………………………. 37 Figura N° 18 Partes de la estructura de una Plataforma Fija……..…… 40 Figura N° 19 Motores componentes de una planta de fuerza…………. 43 Figura N° 20 Malacate de Perforación……………………………………. 45 Figura N° 21 Mesa Rotaria…………………………………………………. 50 Figura N° 22 Cuñas ………………………………………………………… 51 Figura N° 23 Top drive …………………………………….……………….. 52 Figura N° 24 Unión giratoria…………………………….………………….. 53 Figura N° 25 Gancho…………………………………………….………….. 53 Figura N° 26 Cuello de ganso. …………………………………………….. 54 Figura N° 27 Barrena cónica……………………………………...………... 56 Figura N° 28 Barrena tricónica……………………………………………... 57 Figura N° 29 Toberas……………………………………………………….. 57 Figura N° 30 Cortadores en la cabeza……………………………………. 58 Figura N° 31 Barrena PDC…………………………………………………. 59 Figura N° 32 Barrena TSP………………………………………………….. 59 Figura N° 33 Variedad de Barrenas……………………………………….. 60 Figura N° 34 Chicksan………………………………………………..…….. 65 Figura N° 35 Arreglo de un tanque de maniobras……….………...…..… 68 Figura N° 36 Profundidad vertical medida vs profundidad media……… 70 Figura N° 37 Dos ejemplos de preventores anulares……………………. 90 Figura N° 38 Stripping a través de un preventor anular…………………. 91 Figura N° 39 Sistema de desvío para proteger al personal y los equipos de flujos de gas de poca profundidad……………………………
92
Figura N° 40 Preventor tipo ariete…………………………………….…… 95 Figura N° 41 Ariete ciego…………………………………………………… 96
Figura N° 42 Arietes ciegos y cortadores…………………………….…… 98 Figura N° 43 Arietes de diámetro variable (VBR)……………...………… 99 Figura N° 44 Empacadura anular ……………………………………….… 102 Figura N° 45 Unidad de acumulador………………………………..…….. 103 Figura N° 46 Modelo de panel de estrangulador remoto….…..……….. 109 Figura N° 47 Válvula superior de vástago (kelly cock)……….…………. 113 Figura N° 48 Válvula de contrapresión………………………………….… 115 Figura N° 49 Totalizador de pileta…………………………………………. 117 Figura N° 50 Manómetros de presión para bombas………...…………... 120 Figura N° 51 Diagrama de un pozo…………………………………...…… 139
ÍNDICE DE DE TABLAS
Pág. Tabla N°1. Rangos de profundidades……………………………………. 25 Tabla N°2. Profundidad y potencia de izaje……………………..………. 44 Tabla N°3. Identificación de la surgencia………………………………… 193
ÍNDICE DE ECUACIONES
Pág. Ecuación N°1 Gradiente de presión………………………………. 188 Ecuación N°2 Peso de lodo ……………………………. 188 Ecuación N°3 Presión hidrostática………………….. 189 Ecuación N°4 Peso de lodo con la presión hidrostática 189 Ecuación N°5 Profundidad vertical verdadera (PVV)……………… 190 Ecuación N°6 Capacidad de tubería……………………… 190 Ecuación N°7 Volumen de la sarta de perforación………………. 190 Ecuación N°8 Volumen anular……….. 191 Ecuación N°9 Volumen desplazado durante viaje de tubería………. 192 Ecuación N°10 Longitud de la surgencia……………….. 193 Ecuación N°11 Densidad perdida……………… 193 Ecuación N°12 Densidad de la surgencia………………………. 193 Ecuación N°13 Densidad de lodo de control……………….. 194 Ecuación N°14 Presión de formación………………………. 194 Ecuación N°15 Presión de cierre de la tubería de perforación (SIDPP) 195 Ecuación N°16 Eficiencia de la bomba (95%)……. 195 Ecuación N°17 Strokes requeridos ……………………….. 195 Ecuación N°18 Tiempo de desplazamiento de la bomba……………… 195 Ecuación N°19 Presión de circulación inicial (ICP)…………………………… 196 Ecuación N°8 Presión de circulación final (FCP)…………………………….. 196
LISTA DE SIMBOLOS
BHA Ensamblaje de fondo
BHP Presión del fondo del pozo
APIº Grados API (Asociación Petrolera Americana)
BOP Preventor de reventones
Choke line Linea que va hacia el estrangulador de choke
Kill line Línea de matar
ICP Presion inicial de circulacion
FCP Presion final de circulacion
gpm Galones por minuto
HCR Válvula hidráulica controlada remotamente
ID-DI Diametro interno
OD-DE Diametro externo
TVD-PVV Distancia vertical verdadera
MD Profundidad medida
SICP Presion de cierre del revestidor
SIDPP Presion de cierre de la tubería de perforacion
TDS Sistema de rotación TOP DRIVE
Pulgs Pulgadas
Bls Barriles
stk Stoke o embolada completa
Casing Revestidor
Tubing Dentro de la tubería de perforación
DP Tuberia de perforación
HW Tuberia pesada
DC Collares de perforación
ppg Peso por galon (densidad)
lpg Libra por galon (densidad)
Viaje de tubería
Subir o bajar la sarta de perforación a través del hoyo
Fondo arriba Circular desde el fondo hacia la superficie
Sarta Todos los tubos conectados en boca del pozo
PH Presion hidrostática
Cuñero Obrero encargado de mover las cuñar en boca del pozo
Encuellador Obrero encargado de asegurar la tubería en la parte mas alta de la cabria de perforacion
APROBACIÓN DEL TUTOR
Yo, Ing. Yurani Lugo, en carácter de tutora metodológica del trabajo
especial de grado titulado: “TÉCNICAS BÁSICAS PARA DETECTAR Y
CONTROLAR DE FORMA EFECTIVA ARREMETIDAS DE GAS EN POZOS
DE PERFORACION”, que el bachilleres Fernández Ramos, Segundo Angel
portador de la CI.:82.290.308, aspirante a la obtención del título de
Ingenieros de Gas, otorgado por la Universidad Nacional Experimental
“Rafael María Baralt”, ha sido revisado y considero que reúne los requisitos y
méritos suficientes para ser sometido a presentación pública y evaluación por
parte del jurado examinador que se designe.
_____________________________
Ing. Yurani Lugo
C.I:
APROBACIÓN DEL TUTOR
Yo, Ing. Daniel Santiago en carácter de tutor académico del trabajo especial
de grado titulado: “TÉCNICAS BÁSICAS PARA DETECTAR Y
CONTROLAR DE FORMA EFECTIVA ARREMETIDAS DE GAS EN POZOS
DE PERFORACION”, que el bachilleres Fernández Ramos, Segundo Angel
portador de la CI.:82.290.308, aspirante a la obtención del título de
Ingenieros de Gas, otorgado por la Universidad Nacional Experimental
“Rafael María Baralt”, ha sido revisado y considero que reúne los requisitos y
meritos suficientes para ser sometido a presentación pública y evaluación por
parte del jurado examinador que se designe.
_____________________________
Ing. Daniel Santiago
C.I:
A mis padres
Autor: Fernández, Segundo. Tutor académico: Santiago, Daniel. Tutor metodológico: Lugo, Yurani. “TÉCNICAS BÁSICAS PARA DETECTAR Y CONTROLAR DE FORMA EFECTIVA ARREMETIDAS DE GAS EN POZOS DE PERFORACION” Trabajo Especial de grado para obtener el título de ingeniero de gas. Los Puertos de Altagracia - Estado Zulia febrero del 2011.p.xxx
RESUMEN
La presente investigación tiene como finalidad presentar las técnicas utilizadas en el campo petrolero para identificar, detectar y controlar una arremetida de gas en un pozo de perforación, para lo cual se estudiaron diversos factores naturales e inducidos por el hombre que influyen en la estimulación de un evento no deseado, además se identificaron los equipos de control de pozo tales como el conjunto impide reventones, línea de choke, línea de matado, entre otros, los cuales juegan un papel importante en el momento de presentarse un evento. También se analizaron los procedimientos de cierre y los métodos control, en donde se presentan diversas técnicas que varían con las circunstancias de trabajo en modelos que solo difieren en el orden de ejecución, sin embargo buscando el mismo objetivo de cerrar y controlar una surgencia. Se establece un plan de control que permita identificar y detectar la surgencia, distribuir la información, coordinar los puestos estratégicos de los trabajadores de taladro, cerrar el pozo y analizar la información recopilada, para que de esta manera se pueda efectuar el método de control del pozo correspondiente y así establecer los parámetros principales de control presentes en cualquier procedimiento usado para formar criterios que ayuden a tomar la decisión correcta.
Palabras clave: Pozos de perforación, arremetidas de gas, control de pozos
INTRODUCCION
Hoy en día se vive en un constante proceso de evolución con respecto
a la preparación del personal que pertenece a cualquier tipo de empresa o
campo comercial dado en el nivel práctico y teórico, actividad la cual se
encuentra conexa al estudio enfocado en mejorar el rendimiento de los
procesos mercantiles en todos los campos laborales, velando por el correcto
manejo de los recursos naturales estableciendo limites en relación a los
daños ambientales que se pueden ocasionar.
Es por ello que este estudio se basa en el análisis de las técnicas
utilizadas en los taladros de perforación para detectar y controlar arremetidas
de gas, con la finalidad de profundizar los conocimientos de tal manera que
se incentive a la preparación del personal de taladro de carácter técnico,
teórico y práctico, para así evitar la liberación de agentes contaminantes en
las areas dedicadas a la extracción de hidrocarburos.
Este trabajo especial de grado se fundamenta en el reconocimiento de
las causas físicas y químicas producidas involuntariamente que pueden
generar la disminución de la presión hidrostática en el anular o en caso
contrario el aumento de la presión de formación, indiferentemente la reacción
provocada crea una inestabilidad en el hoyo la cual debe ser identificada y
difundida para realizar el cierre inmediato del pozo, con el objetivo primordial
de brindar el tiempo necesario para analizar, concretar y ejecutar el método
de control correspondiente según sea la circunstancia dada, así mismo se
provee ya de un control sobre las presiones dentro del pozo.
Específicamente el primer objetivo consiste en realizar una síntesis de
las causas potenciales que pueden originar una arremetida entre las cuales
resaltan la densidad insuficiente de lodo, maniobras incorrectas mientras se
realiza la bajada y subida de tubería, migración de gas hacia el pozo, perdida
de circulación y presiones anormales.
Seguidamente el segundo objetivo se enfoca en la identificación de los
equipos correspondientes a la ejecución de los procedimientos de control de
pozos, de esta manera se estudiara la importancia y jerarquía que posee
cada uno de los dispositivos presentes en el taladro de perforación, entre los
cuales se pueden destacar, todo el sistema que pertenece al conjunto impide
reventones, los equipos de superficie como las líneas de matar, la línea de
choque (choke line) y la válvula de pasaje pleno, también se estudiara el
sistema de seguridad que contiene el equipo de rotación TOP DRIVE .
El tercer objetivo evaluara los procedimientos de cierre del hoyo y los
métodos de control utilizados para poder controlar y matar un pozo en el
momento de presentarse una arremetida de gas, estudiando las opciones
que según su análisis correspondan a cada caso.
Finalmente el cuarto objetivo gravita en establecer un plan de control
que permita identificar y detectar la surgencia, distribuir la información,
coordinar los puestos estratégicos de los trabajadores de taladro, cerrar el
pozo y analizar la información recopilada, para que de esta manera se pueda
efectuar el método de control del pozo correspondiente que devuelva la
estabilidad en el hoyo con respecto a la formación.
Estos objetivos serán desarrollados en un esquema metodológico
dividido en cuatro capítulos, en el primero se expondrá toda la problemática a
la cual se adjudica este trabajo como solución, también se podrá apreciar los
objetivos, justificación y delimitación de la investigación.
El segundo capítulo llamado marco teórico, se podrá apreciar el
sustento teórico de todo lo que se desarrollará en materia técnica.
El tercer capítulo se expondrá la metodología a seguir para lograr la
realización del trabajo, se describe el tipo y forma de investigación y se
En el cuarto y último capítulo se expone la forma de conseguir los
objetivos de una manera estructurada y comprensible, en el también se
expondrán los resultados del análisis de las técnicas estudiadas a fin de de
establecer un plan de control que sirva como guía y motivo de estudio, sobre
el entendimiento de los procedimientos de identificación, detección, cierre y
por consiguiente control de una arremetida de gas, que se pueda presentar
en un taladro de perforación.
Antes de empezar el desarrollo del presente trabajo es importante
reflexionar acerca de la actividad que se va a realizar, los procedimientos de
trabajo implementados en las labores de perforación de pozos han sido el
resultado de incontables estudios es por esto que las técnicas de explotación
petrolera evolucionan continuamente, permitiendo que el hombre pueda
perforar a más profundidad sin importar casi en su totalidad el área
geográfica donde se encuentre.
Esto implica la ejecución de nuevos proyectos de exploración para su
posterior explotación en todas partes del mundo, sin embargo de esta
manera se crean nuevos retos para la industria petrolera, ya que deben velar
por la integridad del equipo humano, medio ambiente y daños económicos
que puedan ocasionar un evento de arremetida de gas.
A pesar de que con estudio, evaluación y preparación continúa de la
industria petrolera y del personal de trabajo en taladro no se puede impedir
en todos los casos que una arremetida de gas se convierta en un reventón
incontrolable, es importante recalcar que se ha logrado identificar y controlar
eventos a tiempo que consiguieron evitar numerosos desastres ambientales,
así se demuestra que el esfuerzo humano dirigido a superar obstáculos en el
área de explotación petrolera sigue afinándose, lo cual motiva a continuar
con dicho proceso.
EL PROBLEMA
Planteamiento del problema
Según la teoría del naturalista Alemán Hunt, el petróleo se habría
formado en el curso de los siglos por descomposición de plantas y de
animales marinos. En apoyo de esta hipótesis se invoca generalmente la
presencia de tal gema y restos orgánicos en los sondajes petrolíferos. La
destilación bajo presión del aceite de hígado de bacalao o de cuerpos grasos
provenientes de animales marinos mostraría, según el químico Egler, que los
petróleos se originan por la acción del calor central, ejercido bajo fuertes
presiones, sobre los cadáveres fósiles de esos animales.
La primera destilación de petróleo se atribuye al sabio árabe de origen
persa Al-Razi en el siglo IX, inventor del alambique, con el cual obtenía
queroseno y otros destilados, para usos médicos y militares. Los árabes a
través del Califato de Córdoba, actual España, difundieron estas técnicas por
toda Europa. Durante la Edad Media continuó usándose únicamente con
fines curativos. En el siglo XVIII y gracias a los trabajos de G.A.Hirn,
empiezan a perfeccionarse los métodos de refinado, obteniéndose productos
derivados que se utilizarán principalmente para el engrasado de máquinas.
En el siglo XIX se logran obtener aceites fluidos que empezaran pronto
a usarse para el alumbrado. En 1859 Edwin Drake perforó el primer pozo de
petróleo en Pensilvania utilizando el método de perforación a percusión,
llamado también “a cable”, así mismo en 1901 se desarrolló una nueva
técnica llamada perforación rotaria, en el campo de Spindletop, cerca de
Beaumont, Texas, descubierto por el capitán Anthony F. Lucas, pionero de la
industria como explorador y sobresaliente ingeniero de minas y de petróleos.
Este nuevo método de perforar trajo innovaciones que difieren radicalmente
del sistema de perforación a percusión, que por tantos años había servido a
la industria.
Las compañías petroleras producen tanto petróleo como gas, dado que
los yacimientos pueden ser predominantemente productores uno de otro
hidrocarburo, aunque ambos surgen en general conjuntamente, de aquí su
importancia ya que su uso fue a escala comercial y porque en torno a él
creció y se fortaleció la industria.
En el mundo, el petróleo y el gas o derivados, en estado gaseoso o
líquido, contribuyen con el 60% de la energía utilizada en transporte,
industrias, comercios o residencial, un porcentaje que en Estados Unidos de
América alcanza el 62% (año 1998), y en la Argentina el 88%. La producción
mundial de petróleo (10.639.000 de m3/día, en 1998) y de gas
(6.275.712.000 m3/día, en 1997) está a cargo de las compañías petroleras.
Algunas de ellas son PDVSA (Petróleos de Venezuela); Pemex, en México;
Petrobras en Brasil; Statoil en Noruega; Sonatrach en Argelia; National
Iranian Oil Company; Aramco, en Arabia Saudita; Pertamina, en Indonesia,
en Argentina YPF, Exxon-Mobil, Royal Dutch/Shell y British Petroleum-
Amoco-Arco, Texaco, Total Fina, Elf, Chevron, Conoco, Repsol-YPF.
Como es conocido, la presión es el motor impulsor de la producción y
su medición es esencial para optimizar la recuperación de hidrocarburos; por
lo tanto, todo fenómeno relacionado con ella, es de interés en el mundo
petrolero. Un fenómeno derivado de esta es el de los yacimientos
sobrepresionados o las presiones anormales en los yacimientos. El origen de
estas presiones no se conoce en forma exhaustiva, el desarrollo de la
presión anormal se atribuye normalmente a los efectos de la compactación,
la actividad diagenética, la densidad diferencial y la migración de los fluidos,
la presión anormal implica el desarrollo tanto de acciones físicas como de
acciones químicas en el interior de la Tierra
La identificación y estimación del perfil de presión, a lo largo del campo
que se desea perforar a través de un pozo, es una de las actividades claves
a ser realizada durante la fase de su diseño, ya que esto permite minimizar
los riesgos durante la perforación y definir las profundidades de asentamiento
de las tuberías de revestimiento, con un menor nivel de incertidumbre, lo cual
se traduce en ahorro de tiempo y dinero.
Debido a que no es 100% efectivo la identificación y predicción de las
presiones anormales, es irremediable que durante la perforación ó
rehabilitación de un pozo, se puedan presentar problemas de influjo de fluido
por el violento aumento de la presión de fondo que pueden ocasionar
arremetidas, reventones e incendios de pozos, influyendo esto en la
construcción del pozo y por ende en altos desembolsos económicos.
Es por esto que en la actualidad la industria petrolera cuenta con
diversos métodos y equipos sofisticados para la prevención de arremetidas y
control de pozos. También las empresas petroleras invierten grandes sumas
de dinero, desarrollando programas de adiestramiento, para garantizar que el
personal que trabaje en las operaciones de perforación, este altamente
capacitado para detectar y controlar una arremetida, evitar que se convierta
en un reventón y posteriormente en un incendio.
Estos tres episodios son indeseables en la perforación o en tareas de
limpieza o reacondicionamiento de pozos, pero suceden. Afortunadamente,
los resultados lamentables son raros, gracias al adiestramiento del personal
para actuar en tales casos y al equipo y procedimiento de contención
disponibles, lo cual le brinda vital importancia a la capacitación y continuo
estudio de los procedimientos que ayuden a contrarrestar estos eventos.
De aquí parte la gran importancia que existe en la capacitación y
continuo estudio de las técnicas especializadas en los procedimientos de
control de arremetidas empleados en el campo durante y después de
presentarse un evento, esta información debe ser manejada en total
confianza por todo el personal en el taladro de perforación ya que de esto
dependerá el desarrollo consecutivo de la totalidad de las labores
beneficiando a las empresas de forma económica y aun mas importante
brindando seguridad a los que en el campo se desenvuelven.
Formulación del problema
Tomando en cuenta lo ya explicado es necesario darle importancia a la
continuidad de las operaciones de perforación en pozos petroleros y por lo
que las arremetidas y reventones atentan contra su continuo desempeño,
este trabajo de grado se plantea la siguiente incógnita: ¿Cómo se realizaría
el procedimiento técnico para detectar y controlar en forma efectiva
arremetidas en pozos de perforación?.
Objetivo general
Analizar las técnicas básicas para detectar y controlar de forma efectiva
arremetidas de gas en pozos de perforación.
Objetivos específicos
1. Determinar las causas que originan una arremetida de gas.
2. Identificar los equipos de control de pozos.
3. Optimizar el control de una arremetida de gas mediante los métodos
convencionales y no convencionales.
4. Establecer un plan de control a seguir en la detección y control de
arremetidas de gas en pozo de perforación.
Justificación del problema
Hoy en día la industria petrolera se encuentra en una etapa de
desarrollo orientada hacia la implementación de nuevas técnicas y
estrategias de explotación con el fin de alargar la vida productiva de los
pozos y optimizar los procesos para alcanzar una rentabilidad sustentable de
la extracción de hidrocarburos que asegure la permanencia de la industria en
el tiempo y abastecimiento del mercado mundial.
Asimismo la dificultad para perforar un yacimiento de petróleo y/o gas
mantiene un nivel elevado y constante en todos sus procedimientos ya que
debido a las presiones altas o sobrepresiones y presiones bajas o
supresiones causan problemas graves de perforación y completacion en todo
el mundo, ello ha ocasionado pérdidas económicas enormes al operador,
contaminación al medio ambiente y pérdidas de reservas petroleras.
En lo teórico esta investigación se justifica por que la temática en que
se basa los estudios que se realizan al control de pozos optimiza las labores
en el campo petrolero ya que permite integrar múltiples o casi todas las
operaciones vinculadas a la construcción de un pozo, dentro de este marco
asociado a todo el conocimiento que debe tener el operador a cargo de las
labores de taladro acerca del comportamiento y evolución del pozo en sus
procedimiento de perforación y rehabilitación lo que implica una serie de
estudios que se encuentran relacionados tales como flujo de fluidos,
transferencia de materia, termodinámica, hidráulica y perforación de pozos.
Es importante hacer énfasis que esta investigación se justifica
ampliamente en la práctica profesional debido a que esta disciplina se
involucra directamente en todos los procedimientos realizados en un pozo,
perforación, bajada de Casing (tubería de revestimiento), cementación,
sistemas de aislamientos por empacaduras, registros en tiempo real y
diferido, cañoneos, fracturamiento hidráulico, operaciones de pesca,
completaciones, entre otros, este proyecto ha sido diseñado de tal manera
que constituya una herramienta de excelente efectividad para la formación
del personal que opera en los taladros y estudiantes del área de forma tal
que sean capaces de detectar y controlar situaciones de emergencia
relacionadas con arremetidas y reventones.
Las arremetidas han sido problemas en las operaciones de perforación
durante mucho tiempo. Las oportunidades para que ocurra una arremetida
son un poco mayor que en cualquier época anterior por el énfasis actual,
sobre la perforación profunda en zonas de presión anormal.
Aunque aumentan los riesgos, hay que taladrar usando lodos con pesos
cerca el equilibrio en estas áreas para obtener tasas de penetración máximas
y costos de pozos mínimo. Por esta razón, el personal de perforación debe
estar en capacidad de reconocer las señales de avisos de una arremetida o
al igual que un reventón en potencia, de programar las operaciones
apropiadas para matar el pozo, de tomar la acción positiva para controlar el
pozo.
Específicamente el campo laboral y universitario será beneficiado ya
que mediante el análisis de los procedimientos y métodos utilizados en casos
de arremetidas en la perforación de pozos de hidrocarburos a nivel
académico permitirá profundizar los estudios realizados en base al
razonamiento metodológico que aportara información respectiva del tema.
Delimitación del problema
Espacial
El siguiente trabajo especial de grado se realizó en la Universidad
Nacional Experimental Rafael María Baralt, sede localizada en Los Puertos
de Altagracia Estado Zulia.
Temporal
Este estudio tuvo un lapso de desarrollo de seis meses, comprendido
entre el mes de Abril y Septiembre de 2010.
Alcance
Con este estudio se pretende hacer un análisis enfocado a los
procedimientos de detección y control de arremetidas en la perforación de
pozos de hidrocarburos, por este motivo el propósito principal de esta
investigación es presentar y analizar los métodos para controlar una
arremetida en potencia adaptable al campo y que ofrezca la manera más
segura para circular el influjo fuera del pozo; y así no distorsionar la
continuidad de las operaciones.
El nivel de alcance de este trabajo especial de grado es llevado
específicamente al campo laboral y universitario ya que permite establecer
un análisis de los procedimientos y métodos utilizados en casos de
arremetidas en la perforación de pozos de hidrocarburos.
MARCO TEORICO
ANTECEDENTES
El inicio de esta investigación implica la revisión de estudios previos que
guardan relación con el objetivo del tema seleccionado. En tal sentido, se
presentan estudios previamente realizados que están vinculados con los
tópicos a desarrollar.
El trabajo llevado a cabo por Rincón Ferrer, Emily del Carmen
“Aplicación de la tecnología de Perforación con Presión Controlada
para la optimización del proceso de perforación”, trabajo especial de
grado realizado en la Universidad del Zulia, Marzo del 2009. Este trabajo tuvo
como objetivo principal estudiar los métodos de aplicación de la tecnología
de Perforación con Presión Controlada y la manera en que los mismos
contribuyan en la optimización del proceso de perforación.
Para ello se estudiaron las características de un pozo, problemas
operacionales comúnmente enfrentados y el impacto de los mismos en la
vialidad de algún proyecto, los costos asociados a la aplicación de
tecnología, requerimientos específicos del cliente, las herramientas a utilizar,
entre otros aspectos. Para así solucionar problemas operacionales que
incurren en costos por mayor tiempo de operación.
Demostrándose con el estudio de algunos pozos donde se habían
aplicado la perforación con presión controlada en el análisis de problemas,
técnicas aplicadas y resultados, en los que se pueden observar los beneficios
de esta tecnología no convencional, la cual mejora la perforabilidad de pozos
que fueron considerados no viables económicamente y que está siendo
aceptada cada día más por la seguridad que ofrece durante las operaciones
tanto para los trabajadores como para el ambiente
Esta investigación brindo conocimientos requeridos para la aplicación
del método de perforación con presiones controladas como tecnología de
implementación en el proceso de perforación de pozos, demostrando que el
correcto manejo de las presiones del hoyo disminuyen significativamente los
problemas que generalmente se presentan durante el proceso de perforación
en campos problemáticos, así como en aquellos campos donde los métodos
convencionales han fallado.
Otro estudio realizado en la Universidad del Zulia por Marcano
Vásquez, Rafael José “Avances en el estudio sobre la Estabilidad del
Hoyo en la Perforación de pozos de hidrocarburos”, Abril 2007. Trabajo
especial de grado que se enfocó en presentar los avances en el estudio
sobre la Estabilidad del Hoyo en la Perforación de pozos de hidrocarburos.
El estudio de este tema calificado de tipo documental con diseño
descriptivo, se basó en el análisis de datos recopilados principalmente de
fuentes documentales utilizando para ello las técnicas de observación
documental y fichaje, propias de este tipo de investigación, como conclusión
se determinó que todos los avances estudiados en esta investigación en
base al análisis de los aspectos físicos como son los esfuerzos naturales e
inducidos, y químicos que se refieren a la composición de los lodos de
perforación y fluidos de la formación; se recomendó un gran estudio de los
esfuerzos y los fluidos en el pozo durante la perforación que ayuden a
mantener el pozo en condiciones optimas para que se tenga como resultados
un menos tiempo de perforación y mayor productividad del pozo.
El aporte principal de esta investigación se dio a partir de un análisis
propio del autor información sobre los avances que se utilizan para prevenir
la inestabilidad, para los cual se abrieron recomendaciones que podrían
servir para garantizar la estabilidad del mismo así como su seguridad y en
consecuencia, incrementar la productividad del hoyo al menor tiempo posible,
donde se considero necesario reflexionar en ciertos factores de los esfuerzos
inducidos alrededor del hoyo los cuales son las causas de la inestabilidad de
mismo como esfuerzo mecánico, interacciones químicas y físicas con los
fluidos de perforación.
El Ing. Efraín E. Barbierii. “El pozo ilustrado”. PDVSA (Petróleos de
Venezuela CA), programa de educación petrolera, cuarta edición, Caracas,
febrero de 1998.
En el capítulo 3 de esta publicación el autor analiza las técnicas de
perforación desde sus inicios, ofreció nuevos conceptos y aplicaciones de
tecnologías para abrir un hoyo, en tierra o costafuera. También hace hincapié
a tres episodios de inestabilidad del hoyo a los cuales nombra como
arremetida, reventón e incendio, obteniéndose como aporte un análisis de las
causas que lo originan, recomendaciones de reconocimiento,
recomendaciones de control y el procedimiento básico para el estudio de las
condiciones del hoyo después de su cierre.
BASES TEORICAS
Definición de petróleo
La palabra “Petróleo” proviene del latín Petra (piedra) y oleum (aceite),
así que petróleo quiere decir aceite de piedra. Este es un aceite mineral que
está dentro de la tierra, que se compone de dos elementos principales
hidrógeno y carbono, y que se puede encontrar en los tres estados físicos:
sólido, líquido y gaseoso, según su composición, temperatura y presión a la
que este sometido.
Características del petróleo
El petróleo se encuentra en el subsuelo, este impregna formaciones de
tipo arenoso o calcáreo, ocupando los espacios o poros que existen entre los
granos que constituyen la roca y en algunos casos, ocupando las fracturas
causadas por, esfuerzos que sufre la roca debido a movimientos geológicos;
su color varía entre el ámbar y el negro, su densidad es menor que la del
agua y en estado gaseoso es inodoro, incoloro e insípido. El petróleo se
puede localizar en el subsuelo, de manera general, arriba de una capa de
agua, y en la parte superior de este, se puede tener una capa de gas
(Figura 1).
Figura 1. Petróleo entrampado. Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p. 3).
Existen varias condiciones que se deben presentar, siguiendo un
determinado orden en el tiempo, para que pueda haber un yacimiento de
petróleo. Estas condiciones o eventos geológicos son la existencia de
(Figura 3):
Roca Generadora.
Roca Almacenadora.
Trampa.
Roca Sello.
Roca Generadora
Cuando en una roca sedimentaría, como las areniscas, lutitas y calizas,
reúnen las condiciones adecuadas de contenido de materia orgánica
dispersa (superior al 0.5%), llamada kerogeno; un buen ambiente de
depósito; sepultamiento de 2 a 4 kilómetros de profundidad; temperaturas
entre los 60 y los 110 grados centígrados; incremento en la presión y las
reacciones bioquímicas necesarias, entonces se dará el proceso de
transformación del kerogeno al petróleo y se tendrá, una roca generadora o
roca madre del petróleo. El kerogeno puede ser de origen terrestre (húmico)
cuya transformación genera gas, o marino (sapropélico), que se transforma
en aceite.
Roca Almacenadora
Las rocas sedimentarias, particularmente las areniscas (compuestas de
granos de arena mezclados con arcillas y lutitas), las rocas carbonatadas
como las calizas (carbonato de calcio) y las dolomías (carbonato de
magnesio), son las que comúnmente almacenan hidrocarburos, debido a sus
propiedades petrofísicas, de porosidad y permeabilidad.
Trampas
Para que la acumulación de petróleo se pueda mantener, se requiere
de la existencia de las llamadas trampas, que son estructuras geológicas
cuya conformación permite almacenar los hidrocarburos
Las trampas pueden ser (Figura 2):
De tipo estructural, debido a plegamientos y fallas. En esta
clasificación están los anticlinales y los domos, particularmente aquellos
asociados con intrusiones de sal.
De tipo estratigráfico, provocadas por cambios bruscos en la
secuencia de los estratos discordancias, o por cambios en su porosidad
primaria, debidos a depósitos irregulares y que forman lentes o zonas de
roca porosa separados por otras sin porosidad. En este caso el aceite queda
entrampado entre estas últimas.
De tipo combinado, que son el resultado de afallamientos,
plegamientos y cambios de porosidad.
Figura 2. Petróleo entrampado. Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p. 5).
Roca Sello
Otra característica que debe tener una roca almacenadora para
convertirse en un yacimiento petrolero, es que tenga un sello impermeable
que impida que los hidrocarburos se pierdan. Este sello, normalmente, se da
por rocas muy densas, de baja porosidad y permeabilidad, como las lutitas,
algunas calizas y, en ocasiones, intrusiones de sal o de roca ígnea.
Figura 3. Condiciones de un yacimiento. Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p. 5).
Ingeniería de Perforación
La perforación de un pozo en tierra o mar consiste en la penetración de
las diversas capas de roca hasta llegar al yacimiento. Antiguamente este
proceso se hacía mediante el golpeteo del suelo y la roca con algún material
duro (barrena) hasta desgastarlos, se retiraban los recortes de material con
alguna cubeta y se continuaba con la operación de golpeo.
En 1859 se desarrollo la teoría de perforar manteniendo la barrena todo
el tiempo en contacto con la roca y no en forma intermitente como el método
anterior (por percusión) y que el corte de roca se hiciera mediante la rotación
continúa de la barrena.
Actualmente para perforar un pozo, se utiliza de manera general, un
sistema rotatorio que consiste en hacer girar una barrena conectada a una
tubería para taladrar la roca. Los fragmentos resultantes son llevados a la
superficie a través del espacio anular formado por las paredes de la
formación rocosa y la tubería suspendidos en un fluido diseñado
especialmente para esta operación (Figura 4).
Figura 4. Limpieza de pozo Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p. 12).
Esta operación de perforar un pozo se lleva a cabo mediante una
herramienta denominada Barrena (Figura .5), la cual está localizada en el
extremo inferior de la sarta de perforación que se utiliza para cortar o triturar
la formación subsuelo terrestre. La acción de corte de sus dientes, el
movimiento rotatorio, la carga ejercida por las tuberías que soporta, el flujo
de fluido a alta velocidad son los elementos que provocan cortar las
diferentes capas de rocas.
Figura 5. Barrena. Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p. 12).
La industria clasifica generalmente a los pozos como “pozos
exploradores”, “pozos delimitadores” y “pozos de desarrollo”.
Un pozo explorador es aquel que se utiliza para determinar en donde se
encuentra el aceite o gas en formaciones dentro del subsuelo. Si un pozo
explorador descubre aceite y/o gas se puede perforar muchos pozos para
verificar que el pozo explorador encontró una trampa con hidrocarburos.
Un pozo que encuentra aceite y gas puede no justificar la explotación
del yacimiento ya que saldría más cara la inversión que las ganancias. Un
pozo de desarrollo es perforado en campos petroleros existentes. Se perfora
este tipo de pozos para sacar la mayor cantidad de hidrocarburos del campo
petrolero.
Los ingenieros estudian cuidadosamente las características productoras
del campo, entonces determinan el número de pozos requerido para explotar
dicho campo eficientemente. Si se perforan pozos en los límites del campo
productor para determinar las fronteras del campo, dichos pozos se les da el
nombre de pozos delimitadores.
El número de pozos de desarrollo en un yacimiento en particular
depende de su tamaño y características. Un yacimiento puede tener varias
hectáreas de superficie y varios metros de ancho y profundo. En general,
entre más grande el tamaño del yacimiento se necesitara más pozos de
desarrollo para su explotación.
Las características del yacimiento como su porosidad y permeabilidad
también juegan un papel importante. Por ejemplo, un yacimiento con alta
porosidad y permeabilidad puede dejar fluir los hidrocarburos con mayor
facilidad y no necesita de muchos pozos productores como lo requeriría un
yacimiento productor con baja porosidad y permeabilidad.
Figura 6. Tipo de pozos. Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p. 13).
Estos diferentes tipos de pozos (Figura 6) se pueden perforar en dos
ambientes principales: el Terrestre y el Marino, para cada uno, existen
diferentes conjuntos de equipos y herramientas que permiten la perforación
de los pozos. La clasificación de los equipos es la siguiente:
Terrestres.
Convencionales.
Móviles.
La diferencia entre ambos es que los primeros tienen una capacidad
mayor en la profundidad de perforación y los segundos disponen de un
conjunto de malacates y motores de combustión interna montados sobre un
remolque que se auto-transporta. Así, cuenta con mayor facilidad de
transporte de una localización a otra, pero con menor capacidad en la
profundidad de perforación.
Marinos.
Fijos:
Plataformas fijas ancladas.
Plataformas autoelevables.
Plataformas de piernas tensadas.
Sumergibles.
Flotantes:
Semi-sumergibles.
Barcos.
Barcazas.
Antes los equipos de perforación marina fueron equipos de perforación
terrestre colocados sobre una estructura para perforar. Se usaron las mismas
técnicas que en tierra. Se les denomina móviles de perforación a los equipos
convencionales montados sobre plataformas autoelevables, semi-
sumergibles y barcos perforadores. Las técnicas desarrolladas se utilizaron
algún tiempo, mas la necesidad de perforar aguas más profundas creo al
nuevo ingeniero de diseño de estructuras costa afuera. Junto con los nuevos
conceptos de ingeniería, se creó una nueva generación de equipos de
perforación ahora ya conocidos como: sumergible, barcaza, plataforma auto-
elevable semi-sumergible y barco perforador.
Tecnología de la perforación
Durante mucho tiempo se consideró la Perforación de Pozos en la
Industria Petrolera como una labor artesanal o simplemente un “arte” en vez
de una Ingeniería, hasta que en los 40’s se desarrolló la Tecnología de la
Perforación de Pozos de una manera acelerada tomando en cuenta
diferentes aspectos como son: desarrollo, investigación, modernización, entre
otros.
Para llegar al estado actual desarrollado se tuvieron que incorporar
varias ramas de la ingeniería petrolera, obteniéndose una verdadera
tecnología propia de la perforación por el camino de la ingeniería, esto no
implica que el antiguo arte que se aplicaba dejó de existir, por el contrario se
tuvo que conformar con las demás disciplinas de una manera interna.
Como toda ingeniería debe contar con un objetivo específico para saber
cuál es el fin que se quiere alcanzar. El Objetivo de esta Tecnología de
Perforación es: “Lograr perforar pozos petroleros en forma eficiente, segura,
económica y que permita la explotación adecuada de los hidrocarburos”. El
objetivo anterior nos indica que se debe estar renovando continuamente esta
tecnología de acuerdo a las situaciones que se vayan presentando, por lo
tanto se necesita de una optimización que tiene que contar con su propio
objetivo, este objetivo de la Optimización de la Perforación es “Incrementar la
eficiencia de las operaciones involucradas en la Perforación de Pozos”.
La operación de perforación de un pozo puede ser definida tan simple
como el atravesar las diferentes capas de roca terrestres por medio del
proceso de hacer un agujero (Figura 7), sin embargo esta es una tarea
compleja y delicada que necesita ser planteada y ejecutada de una manera
tal, que produzca un pozo útil y económicamente atractivo en una forma
segura.
Figura 7. Perforación de un pozo. Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p. 13)
Las acciones empleadas durante el diseño y la operación de un pozo,
son determinadas, la mayoría de las veces, por prácticas y costumbres
comunes al área, la experiencia y habilidad del personal, procedimientos y
políticas de la empresa que lleva a cabo la operación de perforar el pozo.
Todo esto se debe revisar, estudiar y comprender por todo el personal
involucrado en la operación, con el fin de cumplir el objetivo especificado. Un
factor que se debe tomar en cuenta desde el inicio del diseño y hasta la
conclusión de la operación es el factor SEGURIDAD, este en todos sus
aspectos como lo son: el personal, las instalaciones, el medio ambiente,
entre otros. Ya que en la actualidad existen disposiciones y normas que rigen
las actividades industriales, además de que siempre se tiene que vigilar por
el bienestar de los involucrados en el trabajo y en el medio ambiente que nos
proporciona las fuentes de trabajo.
Equipos Terrestres
Los equipos terrestres son muy parecidos aunque varían en ciertos
detalles como su tamaño o su capacidad para trasladarse de un lugar a otro.
El tamaño determina la profundidad a la que se puede perforar. Los rangos
de profundidad de los pozos donde existen o pueden existir yacimientos de
aceite o gas, van de miles de pies a decenas de miles de pies. Los equipos
terrestres se clasifican por su tamaño en: trabajo ligero, trabajo regular,
trabajo pesado y trabajo muy pesado. La tabla 1 muestra los rangos de las
profundidades a las cuales pueden perforar estos equipos.
Equipo Profundidad Máxima de Perforación (pies)
Trabajo ligero 3000 - 3500
Trabajo regular 4000 - 10000
Trabajo pesado 12000 – 16000
Trabajo muy pesado 18000 – 25000+
Tabla 1. Rangos de profundidades. Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos
petroleros (p. 44).
Los equipos pueden perforar pozos menos profundos que su límite
inferior, pero económicamente pueden salirse del margen previsto, pero
nunca un pozo deberá exceder su límite máximo de profundidad, ya que
pondría en riesgo tanto al pozo como la seguridad del equipo y del personal
que labora en la operación, puesto que no pueden sostener grandes pesos
para perforar pozos más profundos.
Por ejemplo: Un equipo de trabajo regular puede perforar a una
profundidad de 2,500 pies (750 metros), aunque un equipo de trabajo ligero
también lo puede realizar. La portabilidad es una parte característica de los
equipos de perforación terrestres. Un equipo puede perforar un pozo en un
lugar, ser desensamblado, llevado a otro sitio (Figura 8) y ser armado para
perforar otro pozo, esta característica influye en gran aspecto en el valor de
la profundidad que se puede alcanzar con el equipo.
Figura 8. Movilidad de un equipo terrestre Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p. 44)
Equipos Marinos
Equipos Móviles Marinos
A los equipos de perforación usados con frecuencia en la perforación
marina se les denomina Unidad Móvil de Perforación Marina (MODU, por sus
iniciales en ingles, Mobile Offshore Drilling Unit). Las primeras unidades, eran
simples plataformas terrestres llevadas dentro de aguas poco profundas y
fijadas a una estructura para perforar en el agua, las cuales fueron
evolucionando hasta llegar a las plataformas que conocemos actualmente.
Una MODU es portátil, perforan un pozo en un sitio mar adentro y
después se mueven para perforar en otro lugar. Se pueden clasificar a su vez
como equipos flotantes o soportados en el fondo. Cuando los equipos
flotantes perforan, trabajan encima o escasamente debajo de la superficie,
estos equipos incluyen a los semi-sumergibles y a los barcos perforadores.
Ellos son capaces de perforar en aguas de miles de pies de tirante de
agua. Las MODUs que tienen contacto con el piso marino, son llamadas
“Soportadas en el fondo”, estas incluyen a los sumergibles y a las
autoelevables (jackups). Las unidades sumergibles se dividen a su vez en
barcazas piloteadas, tipo botella, barcazas en tierra y de tipo ártico.
Generalmente las unidades soportadas en el fondo perforan en aguas menos
profundas que las flotantes.
Unidades soportadas en el fondo
Los sumergibles y las autoelevables tienen contacto con el piso marino
mientras se encuentran perforando. La parte ligera de la estructura
sumergible descansa sobre el suelo marino. En el caso de las autoelevables,
solo las piernas tienen contacto con el fondo marino.
Sumergibles: La MODU sumergible flota en la superficie del mar
cuando se mueve desde un sitio a otro. Cuando llega al sitio en el cual se va
a perforar, los miembros de la tripulación por medio de un mecanismo,
sumergen la parte baja del equipo hasta tener contacto con el fondo. Con la
base del equipo en contacto con el fondo marino el aire, olas y corrientes
tienen pequeños efectos sobre el equipo.
Este tipo de unidad es utilizada en aguas poco profundas tales como
ríos y bahías usualmente en tirantes de agua hasta 50 m. Las unidades
sumergibles tienen dos cascos. El casco superior se le conoce como piso de
perforación “Texas” y es usado para alojar los cuartos de la cuadrilla y el
equipo.
La perforación es desarrollada a través de una abertura en la parte
rígida con una estructura voladiza (cantilever). El casco inferior es el área de
balastras y se usa también como cimiento mientras se perfora. Estas son
movidas al lugar donde se desea perforar por medio de una barcaza
convencional, ya estando localizada donde se desea realizar la perforación,
se asienta en el fondo del río o de la bahía.
El casco inferior esta diseñad para soportar el peso total de la unidad y
las cargas presentes durante la perforación. La estabilidad durante el
asentamiento de estas unidades es un factor crítico, de hecho las técnicas
desarrolladas fueron la base para la programación del asentamiento en las
plataformas semi-sumergibles. Un punto interesante es que las primeras
plataformas semi-sumergibles surgieron de la conversión de plataformas
sumergibles, pero en la actualidad su uso está disminuyendo, puesto que la
necesidad de trabajar en aguas más profundas no permite usarlas por su
limitada capacidad.
Barcazas piloteadas sumergibles: La primer MODU fue una
barcaza, perforando su primer pozo en 1949 en la Costa del golfo de
Louisiana en 18 pies (5.5 metros) de columna de agua. Esta estaba piloteada
y consistía en una cubierta y postes de acero (columnas), soportando el
equipo de perforación en cubierta (Figura 8). En la actualidad, las barcazas
piloteadas son virtualmente obsoletas, debido a que nuevos y mejores
diseños las han reemplazado.
Figura 9. Barcaza Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p. 46)
Sumergibles Tipo Botella: En 1954, la perforación se movió a
profundidades más allá de las capacidades de las barcazas piloteadas
sumergibles, las cuales eran de 30 pies (9 metros).Arquitectos navales
diseñaron los Sumergibles Tipo Botella, los cuales tienen cuatro cilindros
altos de acero (botellas) en cada esquina de la estructura (Figura 9). La
cubierta principal está colocada a través de varios soportes de acero, donde
se encuentra el equipo y otros dispositivos (sobre la cubierta principal).
Cuando se inundan las botellas, provocan que el equipo se sumerja al fondo
marino.
Figura 10. Tipo botella. Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p.47)
A principios de los 60’s las grandes unidades Tipo Botella tuvieron su
auge perforando en aguas profundas de 150 pies (45 metros). Actualmente
han sido desplazadas por las autoelevables, que son menos costosos para
su construcción que los Tipo Botella y pueden perforar en aguas más
profundas. Lejos de desechar completamente estos equipos, se han hecho
algunas modificaciones para que puedan perforar como semi-sumergibles los
cuales aún están en uso.
Sumergibles tipo ártico: Son un tipo especial de equipos
sumergibles, ya que en el mar Ártico, donde los depósitos de petróleo se
encuentran bajo océanos poco profundos, se considera que las
autoelevables y las barcazas convencionales, no son convenientes, puesto
que durante el invierno se forman pedazos masivos de hielo, llamados
témpanos o icebergs que se mueven por corrientes de agua en la superficie
del mar.
Estos bloques de hielo en movimiento ejercen una tremenda fuerza
sobre los objetos con los cuales tienen contacto. La fuerza de éstos es tan
grande que es capaz de destruir las piernas de las autoelevables o el casco
de un barco.
Los sumergibles de tipo ártico tienen cascos reforzados, algunos de
ellos con concreto sobre el cual ha sido colocado el equipo de perforación
(Figura 10). Cuando el mar está libre de hielo en el corto periodo de verano,
los barcos perforadores remolcan al sumergible al sitio de perforación.
La tripulación sumerge el casco hasta el fondo del mar y comienzan a
perforar. En breve cuando se forman los témpanos de hielo y se comienzan a
mover el fuerte casco del sumergible tipo ártico desvía los témpanos
permitiendo que las actividades continúen.
Figura 11. Casco concreto. Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p. 48)
Barcazas en tierra: La barcaza en tierra tiene un casco, una base
horizontal y otra lateral semejante a una caja de acero El equipo de
perforación y otros dispositivos se encuentran en la cubierta. Las barcazas
en tierra son capaces de perforar en pantanos, bahías o en aguas poco
profundas (Figura 11). Por definición las barcazas no son autopropulsadas,
ya que no tienen la energía para moverse de un sitio a otro.
Por lo tanto es necesario que barcos remolquen dicha barcaza hasta
el sitio de perforación. Cuando se está moviendo la barcaza flota en la
superficie hasta que se encuentra posicionada, la barcaza es inundada hasta
descansar en el fondo. Desde que se utilizan para perforar en pantanos la
gente les nombra “barcazas pantanosas”.
Figura 12. Barcaza para aguas Continentales. Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p. 48)
Autoelevables (Jackups): Es una MODU ampliamente utilizada. La
cubierta o barcaza flota cuando es remolcada a la localización a perforar
(Figura 12). Los más modernos tienen tres piernas con una cubierta en forma
triangular (Figura 13) aunque algunos poseen cuatro o más piernas con una
cubierta rectangular. Las piernas de las autoelevables pueden ser columnas
cilíndricas semejantes a los pilares o pueden ser estructuras parecidas a un
mástil o a una torre de perforación.
Figura 13. Remolcando un auto-elevable. Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p. 49)
Figura 14. Auto-elevable Triangular. Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p. 49)
Cuando la cubierta es posicionada en el sitio de la perforación, la
tripulación baja las piernas por medio de un mecanismo, hasta que tengan
contacto con el fondo marino. Después levantan la cubierta más allá de la
cumbre de la ola más alta medida anteriormente. El equipo de perforación se
coloca en la cubierta. Las autoelevables más largas pueden perforar en
profundidades de tirante de agua de 400 pies (120 metros) y son capaces de
perforar pozos de más de 30,000 pies (10 Km.). Se clasifican en dos
categorías básicas:
Plataformas autoelevables con piernas independientes.
Plataformas autoelevables con plancha de apoyo.
Las plataformas autoelevables con piernas independientes pueden
operar en cualquier lugar disponible, pero normalmente se usan en áreas del
suelo marino desiguales. Estas unidades dependen de una copa en la base
de cada pierna, para soportarla. Estas copas pueden ser circulares,
cuadradas o poligonales y son usualmente pequeñas. Estas están sujetas a
presiones de apoyo entre 5,000 y 6,000 psi, pero solo se conocerán después
de que la plataforma fue puesta en el lugar deseado.
Las plataformas autoelevables con plancha de apoyo son diseñadas
para áreas que presentan cizallamiento en la tierra, donde las presiones de
asentamiento se mantienen bajas. La plancha está unida a todas las piernas,
con una amplia área de contacto con el fondo reduciendo las presiones de
asentamiento a valores entre 500 y 600 psi.
Una ventaja de estas plataformas contra la de piernas independientes
es que tienen una menor penetración en el fondo marino, por ejemplo una
plataforma con plancha de apoyo penetra solo 5 ft o 6 ft, por 40 ft que
penetran las de piernas independientes, por lo tanto las plataformas con
plancha de apoyo necesitan menos piernas que las de piernas
independientes para el mismo tirante de agua, pero necesitan un nivel del
suelo marino limpio y parejo, soportando hasta 1½° de inclinación en el suelo
marino, por lo tanto están diseñadas para un asentamiento uniforme y en un
terreno irregular presentan fallas en la estructura de la plataforma.
Las plataformas autoelevables son construidas desde con tres y hasta
catorce piernas dependiendo del tipo de oleaje y las corrientes marinas que
se vayan a presentar durante la perforación. Existen unas plataformas
llamadas”Monópodas” (una sola pierna) las cuales se utilizan en zonas
especiales. Para evaluar cual tipo de plataforma auto-elevable se utilizará es
necesario considerar:
Tirante de agua y criterio ambiental.
Tipo y densidad del suelo marino.
Profundidad de perforación planeada.
La necesidad de trasladarse en temporada de huracanes.
Capacidad para operar con un soporte mínimo.
Que tan frecuentemente se necesita mover.
Tiempo perdido en preparar el movimiento
Limitaciones operacionales y de remolque de la unidad.
Unidades flotantes
Los equipos flotantes marinos incluyen semi-sumergibles y barcos
perforadores. El diseño de los semi-sumergibles le permite ser más estables
que los barcos perforadores. Por otra parte los barcos perforadores pueden
cargar equipos más grandes y pueden trabajar en aguas remotas.
Semi-sumergibles: Los equipos semi-sumergibles tienen dos o
más pontones sobre los cuales flotan. Un pontón es una sección rectangular
de acero, largo, relativamente estrecho y hueco. Cuando un semi-sumergible
se mueve los pontones contienen demasiado aire para que el equipo flote
sobre la superficie. En muchos casos se sujetan barcos remolque a dicho
equipo para moverlo hasta el sitio de la perforación. De cualquier forma
algunos semi-sumergibles son autopropulsados por unidades empotradas
que pueden conducir al equipo hasta donde se requiera (figura 14).
Figura 15. Plataforma Semi-sumergible. Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p. 51)
Los semi-sumergibles deben su nombre al hecho de que al perforar no
tienen contacto con el fondo marino. Un equipo semi-sumergible ofrece una
plataforma perforadora más estable que un barco perforador el cual opera
mientras flota en la superficie del mar.
Las columnas cilíndricas o cuadradas se extienden desde los pontones
hacia arriba para que sobre ellas descanse la cubierta principal. Los semi-
sumergibles a menudo utilizan anclas para mantenerse en la estación
perforadora. Este equipo es capaz de soportar aguas toscas y son capaces
de perforar en aguas de miles de metros de profundidad. Muchos trabajan en
tirantes de agua del orden de 1,000 a 3,500 pies (300 a 1000 metros). Los
más modernos pueden perforar en aguas con 8,000 pies (2,500 metros) de
tirante, son las estructuras más grandes que se han fabricado para este fin,
ya que uno de los más grandes tiene más de 100 pies de alto y la cubierta
principal es más grande que un campo de fútbol.
Las plataformas semi-sumergibles evolucionaron de las sumergibles.
Actualmente son diseñadas para operar bajo severos estados del mar y bajo
fuertes vientos. La configuración general de estas consiste en dos cascos
inferiores los cuales se usan para estabilizar la plataforma, además de ser los
cascos primarios cuando la plataforma está siendo remolcada. Por su
tamaño y localización, las unidades semi-sumergibles ofrecen poca
resistencia a ser remolcadas mientras proveen demasiada estabilidad.
Existen otros diseños de plataformas semi-sumergibles como lo son las
triangulares, las de cuatro cascos longitudinales y las pentagonales con cinco
flotadores. La unidad pentagonal es la mejor de los tipos multi-cascos, ya que
proporcionan una simetría única y la uniformidad de las características de
estabilidad de las unidades muy buena. Estas no ofrecen la misma capacidad
para ser remolcadas como las de cascos gemelos, pero proveen de buenas
características cuando se perfora.
Las unidades semi-sumergibles se pueden llevas hacia aguas muy
poco profundas y estabilizarse con un sistema convencional de anclaje o por
posicionamiento dinámico. El sistema de anclaje convencional consiste de
ocho anclas localizadas en una unidad para enrollar y desenrollar conectada
al casco por cadenas o por línea de acero, y en ocasiones con una
combinación de ambas, el método de posicionamiento dinámico es una
evolución del sistema de sonar de los barcos, por medio del cual una señal
es enviada fuera de la vasija de flotación hacia un juego de transductores
externo en el fondo marino. El posicionamiento dinámico puede llegar a ser
de gran necesidad cuando el tirante de agua aumenta y generalmente es
considerado necesario en tirantes de agua mayores a 1,000 ft. Sin embargo,
existen casos que para profundidades de 1,500 ft de tirante de agua se utiliza
el método de ancla y cadena.
El movimiento que causa el mayor problema en las unidades semi-
sumergibles es el que se provoca por el oleaje, es decir el movimiento
vertical. Otra consideración en el diseño y operación de las plataformas semi-
sumergibles es la propulsión. Los costos de la propulsión son altos, pero se
recuperan en un periodo de tiempo razonable, si la movilidad es necesaria.
En la selección de las unidades semi-sumergibles es necesario
considerar lo siguiente:
Tirante de agua.
Profundidad de perforación requerida.
Criterio ambiental.
Características de movimiento.
La capacidad de los consumibles.
Movilidad.
Barcos perforadores: Un barco perforador es también un equipo
de perforación flotante. Son muy móviles ya que son autopropulsados y
poseen cascos aerodinámicos, como un barco normal. Por tal motivo se
puede escoger a un barco perforador para realizar pozos en localizaciones
remotas convirtiéndose en la principal opción. Se puede mover a velocidades
razonablemente altas con bajo consumo de energía. La forma y capacidad
de la cubierta la permite cargar una gran cantidad de equipo y material para
perforar, por lo que no es muy frecuente su reabastecimiento. Mientras
algunos operan en tirantes de agua entre 1,000 y 3,000 pies, los últimos
barcos pueden perforar en profundidades de 10,000 pies de tirante de agua.
Pueden perforar pozos de 30,000 pies de profundidad a partir del lecho
marino. Estos barcos grandes miden más de 800 pies de largo y 100 pies de
ancho (30 metros).
Utilizan anclas que les permitan situarse en la estación a perforar, pero
cuando perforan en aguas profundas requieren de posicionamiento dinámico
controlado por una computadora conectada a sofisticados sensores
electrónicos. Una vez iniciada las actividades de perforación, el perforador le
indica a la computadora la posición que se debe guardar mientras se perfora.
Este sistema resiste las corrientes, el oleaje así como la fuerza del viento
(Figura 15).
Figura 16. Barco Perforador. Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p. 53)
Equipos Fijos Marinos
A estos equipos se les denomina comúnmente Plataformas Marinas, la
estructura de una plataforma puede ser muy pequeña para un solo pozo en
aguas poco profundas o tan grandes como para varias docenas en pozos. En
aguas profundas se necesitan de cuartos habitacionales, facilidades para
comunicarse, instalaciones de transporte como helipuerto, entre otros.
(Figura 16). Las plataformas se fijan de forma permanente donde la vida
productiva de los pozos va a ser amplia.
Figura 17. Plataforma Fija. Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p. 54).
En el diseño de una plataforma costa fuera se necesita conocer los
siguientes requerimientos:
El tamaño más adecuado de la plataforma para operaciones
futuras.
Que la estructura sea capaz de soportar las cargas del equipo en
operación y de todo el equipo auxiliar que se necesite.
Que los métodos de construcción, tanto de fabricación como de
instalación, sean prácticos.
Que es costo sea razonable.
Existen varios tipos de plataformas fijas como son:
Plataformas de concreto asentadas por gravedad.
Plataformas de piernas tensionadas.
Plataformas de perforación a través de las piernas.
Plataformas de torre retenida.
Cada una tiene sus diferencias con respecto a las otras y en la
actualidad se continúan modernizando, aumentando los factores de
seguridad, los económicos, los estructurales y los de eficiencia, para una
mejor perforación de pozos en el mar.
Los diseñadores de plataformas deben considerar varios criterios antes
de elegir la estructura apropiada. Algunas de estas consideraciones incluyen:
Tirante de agua.
Condiciones climáticas.
Condiciones en el fondo marino.
Tamaño del yacimiento.
Niveles anticipados de producción.
El método de fabricación e instalación de la plataforma.
Los costos involucrados.
La penetración del subsuelo se lleva a cabo en un tirante de hasta 100
m, dependiendo de la configuración del mismo, además, estos equipos
pueden perforar en promedio 12 pozos. Algunas plataformas son
autosuficientes y otras requieren utilizar un barco de apoyo. Estos sistemas
se caracterizan por encontrarse asentados sobre el suelo marino. Consisten
en estructuras metálicas y/o de concreto, que se extienden desde el lecho
marino hasta la superficie. Estas estructuras son estables con relación al
fondo marino.
En los últimos años, las plataformas fijas han representado la solución
estructural más común para conjuntos de producción y perforación. Sin
embargo, la experiencia en trabajos de perforación en profundidades marinas
de más de 300 m, indica que las plataformas semifijas o flotantes pueden ser
una mejor alternativa.
Cuentan con dos cubiertas, estas son lo suficientemente amplias para
alojar en su cubierta superior, la totalidad de la paquetería de perforación y
su torre, tienen grúas para maniobras de descarga, un módulo habitacional,
un helipuerto y una zona para almacenaje de insumos en cantidad suficiente
para mantener por varios días las operaciones de perforación, en caso de
que se interrumpiese el abastecimiento regular por mal tiempo u otra causa;
y en su cubierta inferior están la instalación de equipo de producción, así
como los tableros para control de pozos y lanzadores o recibidores de
diablos. Las 2 cubiertas se localizan a 16 y 21 m sobre el nivel medio del mar
y están soportadas por 8 columnas. Estas plataformas tienen capacidad para
perforar hasta 12 pozos, aunque no siempre operan todos.
Las plataformas fijas de perforación están diseñadas con dimensiones
adecuadas para instalar equipos fijos convencionales para la perforación y
terminación de pozos, así como para efectuar intervenciones con equipos de
mantenimiento de pozos. Dentro de estos equipos se encuentran las
estructuras sujetas por ocho patas (octápodos) con pilotes de 48” de
diámetro y espesores de 2” a 2.5” y una penetración aproximada en el lecho
marino de 100m dependiendo de la configuración del terreno. Por su
construcción, están preparadas para recibir doce conductores de 30” de
diámetro; aunque no en todos los casos sean perforados en su totalidad.
Para su identificación, se tiene experiencia que el norte de la plataforma
corresponde al área de conductores y al sur, al de la habitacional. Están
formadas por una subestructura, una superestructura y un módulo, que
según el caso, será de perforación, de producción o habitacional. Las partes
se fabrican separadamente en tierra y más tarde, se trasladan y colocan en
su ubicación definitiva (Figura 17).
Figura 18. Partes de la estructura de una Plataforma Fija. Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p. 54)
La superestructura tiene dos pisos:
De producción: este piso se encuentra a un nivel de 15.9 m (52 pies)
del nivel del mar. Contiene las conexiones superficiales de explotación tales
como árboles de válvulas, bajantes, líneas de recolección, equipos de
medición de producción, tableros de control etcétera.
De trabajo: se encuentra a una altura de 20.7 m (68 pies) del nivel
mar. En él se localizan los rieles de deslizamiento de la torre de perforación
que parten paralelamente de norte a sur.
Es importante señalar que estos rieles también se utilizan como apoyo
a la subestructura. En este piso, se instalan la mayor parte de las unidades
de apoyo del equipo de perforación y mantenimiento de pozos, además de la
unidad habitacional que se instala en el lado sur.
También hay un área de embarcadero, que es un tendido de pasillos
protegidos por barandales tubulares a una altura de 3.7 m (12 pies) del nivel
del mar, que comunica a los muelles ubicados en los lados este y oeste de la
plataforma a una altura de 1.98m (6’ con 6”) del nivel del mar.
En el área de muelles, se encuentran instaladas las conexiones para el
agua y el combustible. Éstos se suministran a través de barcos
abastecedores con mangueras flexibles. Para todos los pozos se tiene un
control del sistema de cierre de emergencia general. También se encuentran
instaladas dos líneas hidráulicas de alta presión, interconectadas al sistema
que opera el preventor de arietes ciegos de corte y una línea para inyección
de fluidos al espacio anular del pozo que se intervenga.
Perforación rotaria
Según el Ing. Efraín E. Barbierii. En su publicación “El pozo ilustrado”.
PDVSA (Petróleos de Venezuela CA), la perforación rotatoria se utilizó por
primera vez en 1901, en el campo de Spindletop, cerca de Beaumont, Texas,
descubierto por el capitán Anthony F. Lucas, pionero de la industria como
explorador y sobresaliente ingeniero de minas y de petróleos.
Este nuevo método de perforar trajo innovaciones que difieren
radicalmente del sistema de perforación a percusión, que por tantos años
había servido a la industria. El nuevo equipo de perforación fue recibido con
cierto recelo por las viejas cuadrillas de perforación a percusión.
Pero a la larga se impuso y, hasta hoy, no obstante los adelantos en
sus componentes y nuevas técnicas de perforación, el principio básico de su
funcionamiento es el mismo. Las innovaciones más marcadas fueron: el
sistema de izaje, el sistema de circulación del fluido de perforación y los
elementos componentes de la sarta de perforación.
Selección del área para perforar
El área escogida para perforar es producto de los estudios geológicos
y/o geofísicos hechos anticipadamente. La intención primordial de estos
estudios es evaluar las excelentes, buenas, regulares o negativas
perspectivas de las condiciones geológicas del subsuelo para emprender o
no con el taladro la verificación de nuevos campos petrolíferos comerciales.
Generalmente, en el caso de la exploración, el área virgen fue adquirida
con anterioridad o ha sido asignada recientemente a la empresa interesada,
de acuerdo con las leyes y reglamentos que en Venezuela rigen la materia a
través del Ministerio de Energía y Minas, y de los estatutos de Petróleos de
Venezuela S.A. y los de sus empresas filiales, de acuerdo con la
nacionalización de la industria petrolera en Venezuela, a partir del 1 de enero
de 1976.
Componentes del taladro de perforación rotatoria
Los componentes del taladro son:
La planta de fuerza motriz.
El sistema de izaje.
El sistema rotatorio (top drive y/o mesa rotaria).
Unión Giratoria
La sarta de perforación.
El sistema de circulación de fluidos de perforación.
En la Figura A-1(Anexos) se podrá apreciar la disposición e
interrelación de los componentes mencionados. La función principal del
taladro es hacer hoyo, lo más económicamente posible. Hoyo cuya
terminación representa un punto de drenaje eficaz del yacimiento. Lo ideal
sería que el taladro hiciese hoyo todo el tiempo pero la utilización y el
funcionamiento del taladro mismo y las operaciones conexas para hacer y
terminar el hoyo requieren hacer altos durante el curso de los trabajos.
Entonces, el tiempo es primordial e influye en la economía y eficiencia de la
perforación.
La planta de fuerza motriz
La potencia de la planta debe ser suficiente para satisfacer las
exigencias del sistema de izaje, del sistema rotatorio y del sistema de
circulación del fluido de perforación.
La potencia máxima teórica requerida está en función de la mayor
profundidad que pueda hacerse con el taladro y de la carga más pesada que
represente la sarta de tubos requerida para revestir el hoyo a la mayor
profundidad.
Por encima de la potencia teórica estimada debe disponerse de
potencia adicional. Esta potencia adicional representa un factor de seguridad
en casos de atasque de la tubería de perforación o de la de revestimiento,
durante su inserción en el hoyo y sea necesario templar para librarlas.
Naturalmente, la torre o cabria de perforación debe tener capacidad o
resistencia suficientes para aguantar la tensión que se aplique al sistema de
izaje.
La planta consiste generalmente de dos o más motores para mayor
flexibilidad de intercambio y aplicación de potencia por engranaje,
acoplamientos y embragues adecuados a un sistema particular (Figura 18).
Figura 19. Motores componentes de una planta de fuerza. Fuente: Efraín E. Barbierii. El Pozo Ilustrado (p. 94)
Así que, si el sistema de izaje requiere toda la potencia disponible, ésta
puede utilizarse plenamente. De igual manera, durante la perforación, la
potencia puede distribuirse entre el sistema rotatorio y el de circulación del
fluido de perforación. La siguiente relación da una idea de profundidad y de
potencia de izaje (caballos de fuerza, c.d.f. o H.P.) requerida nominalmente.
Profundidad y potencia de izaje requerida
Profundidad (m) Potencia de izaje (c.d.f.)
1.300-2.200
2.100-3.000
2.400-3.800
3.600-4.800
3.600-5.400
3.900-7.600
4.800-9100
550
750
1.000
1.500
2.100
2.500
3.000
Tabla 2. Profundidad y potencia de izaje. Fuente: Efraín E. Barbierii. El Pozo Ilustrado (p. 94).
El tipo de planta puede ser mecánica, eléctrica o electromecánica. La
selección se hace tomado en consideración una variedad de factores como la
experiencia derivada del uso de uno u otro tipo de equipo, disponibilidad de
personal capacitado, suministros, repuestos, entre otros. El combustible más
usado es diesel pero también podría ser gas natural o GLP (butano). La
potencia de izaje deseada y, por ende, la profundidad máxima alcanzable
depende de la composición de la sarta de perforación.
El sistema de izaje
Durante cada etapa de la perforación, y para las subsecuentes tareas
complementarias de esas etapas para introducir en el hoyo la sarta de tubos
que reviste la pared del hoyo, la función del sistema izaje es esencial. Meter
en el hoyo, sostener en el hoyo o extraer de él tan pesadas cargas de tubos,
requiere de un sistema de izaje robusto, con suficiente potencia, aplicación
de velocidades adecuadas, freno eficaz y mandos seguros que garanticen la
realización de las operaciones sin riesgos para el personal y el equipo.
Los componentes principales del sistema de izaje son:
El malacate
Ubicado entre las dos patas traseras de la cabria, sirve de centro de
distribución de potencia para el sistema de izaje y el sistema rotatorio. Su
funcionamiento está a cargo del perforador, quien es el jefe inmediato de la
cuadrilla de perforación.
Figura 20. Malacate de Perforación. Fuente: Efraín E. Barbierii. El Pozo Ilustrado (p. 95)
El malacate consiste del carrete principal, de diámetro y longitud
proporcionales según el modelo y especificaciones generales. El carrete sirve
para devanar y mantener arrollados cientos de metros de cable de
perforación.
Por medio de adecuadas cadenas de transmisión, acoplamientos,
embragues y mandos, la potencia que le transmite la planta de fuerza motriz
puede ser aplicada al carrete principal o a los ejes que accionan los carretes
auxiliares, utilizados para enroscar y desenroscar la tubería de perforación y
las de revestimiento o para manejar tubos, herramientas pesadas u otros
implementos que sean necesarios llevar al piso del taladro. De igual manera,
la fuerza motriz puede ser dirigida y aplicada a la rotación de la sarta de
perforación.
La transmisión de fuerza la hace el malacate por medio de la
disponibilidad de una serie de bajas y altas velocidades, que el perforador
puede seleccionar según la magnitud de la carga que representa la tubería
en un momento dado y también la ventaja mecánica de izaje representada
por el número de cables que enlazan el conjunto de poleas fijas en la cornisa
de la cabria con las poleas del bloque viajero.
El malacate es una máquina cuyas dimensiones de longitud, ancho y
altura varían, naturalmente, según su potencia. Su peso puede ser desde 4,5
hasta 35,5 toneladas, de acuerdo con la capacidad de perforación del
taladro.
El cable de perforación
El cable de perforación, que se devana y desenrolla del carrete del
malacate, enlaza los otros componentes del sistema de izaje como son el
cuadernal de poleas fijas ubicado en la cornisa de la cabria y el cuadernal del
bloque viajero.
El cable de perforación consta generalmente de seis ramales torcidos.
Cada ramal está formado a su vez por seis o nueve hebras exteriores
torcidas también que recubren otra capa de hebras que envuelven el centro
del ramal. Finalmente, los ramales cubren el centro o alma del cable que
puede ser formado por fibras de acero u otro material como cáñamo.
La torcida que se le da a los ramales puede ser a la izquierda o a la
derecha, pero para los cables de perforación se prefiere a la derecha. Los
hilos de los ramales pueden ser torcidos en el mismo sentido o contrario al
de los ramales. Estas maneras de fabricación de los cables obedecen a
condiciones mecánicas de funcionamiento que deben ser satisfechas.
El cable tiene que ser fuerte para resistir grandes fuerzas de tensión;
tiene que aguantar el desgaste y ser flexible para que en su recorrido por las
poleas el tanto doblar y enderezar no debilite su resistencia; tiene que ser
resistente a la abrasión y a la corrosión.
Normalmente, el diámetro de los cables de perforación es de 22 mm a
44 mm; con valores intermedios que se incrementan en 3,2 mm,
aproximadamente. Según el calibre y el tipo de fabricación del cable, su
resistencia mínima de ruptura en tensión puede ser de 31 a 36 toneladas, y
la máxima de 75 a 139 toneladas. El peso por metro de cable va desde 2 kg
hasta 8,5 kg según el diámetro. Por tanto, el peso de unos 100 metros de
cable representa 200 a 850 kg.
Cabria de perforación
Se fabrican varios tipos de cabrias portátil y autopropulsada, montadas
en un vehículo adecuado; telescópico o trípodes que sirven para la
perforación, para el reacondicionamiento o limpieza de pozos.
La silueta de la cabria es de tipo piramidal y la más común y más usada
es la rígida cuyas cuatro patas se asientan y asegura sobre las esquinas de
una subestructura metálica muy fuerte. La parte superior de esta
subestructura, que forma el piso de la cabria, puede tener una altura de 4 a
8,5 metros. Esta altura permite el espacio libre deseado para trabajar con
holgura en la instalación de las tuberías, válvulas y otros aditamentos de
control que se ponen en la boca del hoyo o del pozo. Entre pata y pata, la
distancia puede ser de 6,4 a 9,1 metros, según el tipo de cabria, y el área del
piso estaría entre 40 y 83 metros cuadrados.
La altura de la cabria puede ser de 26 a 46 metros. A unos 13, 24 ó 27
metros del piso, según la altura total de la cabria, va colocada una
plataforma, donde trabaja el encuellador cuando se está metiendo o sacando
la sarta de perforación. Esta plataforma forma parte del arrumadero de los
tubos de perforación, los cuales por secciones de dos en dos (pareja) o de
tres en tres (triple) se paran sobre el piso de la cabria y por la parte superior
se recuestan y aseguran en el encuelladero.
La longitud total de tubería de perforación o de tubería de producción
que pueda arrumarse depende del diámetro de la tubería. Como la carga y el
área que representan los tubos arrumados verticalmente son grandes, la
cabria tiene que ser fuerte para resistir además las cargas de vientos que
pueden tener velocidad máxima de 120 a 160 kilómetros por hora (km/h). Por
tanto, los tirantes horizontales y diagonales que abrazan las patas de la
cabria deben conformar una estructura firme.
Por otra parte, durante la perforación la tubería puede atascarse en el
hoyo, como también puede atascarse la tubería de revestimiento durante su
colocación en el hoyo. En estos casos hay que desencajarlas templando
fuertemente y por ende se imponen a la cabria y al sistema de izaje,
específicamente al cable de perforación, fuertes sobrecargas que deben
resistir dentro de ciertos límites. En su tope o cornisa, la cabria tiene una
base donde se instala el conjunto de poleas fijas (cuadernal fijo). Sobre la
cornisa se dispone de un caballete que sirve de auxiliar para los trabajos de
mantenimiento que deben hacerse allí.
El aparejo o polipasto
Para obtener mayor ventaja mecánica en subir o bajar los enormes
pesos que representan las tuberías, se utiliza el aparejo o polipasto. Del
carrete de abastecimiento se pasa el cable de perforación por la roldana de
la polea del cuadernal de la cornisa y una roldana del bloque viajero, y así
sucesivamente hasta haber dispuesto entre los dos cuadernales el número
de cables deseados. La punta del cable se ata al carrete del malacate, donde
luego se devanará y arrollará la longitud de cable deseado.
Este cable -del malacate a la cornisa- es el cable vivo o móvil, que se
enrolla o desenrolla del malacate al subir o bajar el bloque viajero. Como
podrá apreciarse el cable vivo está sujeto a un severo funcionamiento, fatiga
y desgaste.
El resto del cable que permanece en el carrete de abastecimiento no se
corta sino que se fija apropiadamente en la pata de la cabria. Este cable -de
la pata de la cabria a la cornisa-no se mueve y se le llama cable muerto; sin
embargo, está en tensión y esto es aprovechado para colocarle un
dispositivo que sirve para indicar al perforador el peso de la tubería.
Cuando por razones de uso y desgaste es necesario reemplazar el
cable móvil, se procede entonces a desencajarlo del malacate, cortarlo y
correrse el cable entre la polea fija y el bloque viajero, supliendo cable nuevo
del carrete de almacenamiento. Generalmente, el número de cables entre el
bloque fijo y el bloque viajero puede ser 4, 6, 8, 10, 12 o más, de acuerdo al
peso máximo que deba manejarse. También debe tomarse en consideración
el número de poleas en la cornisa y el bloque, y además el diámetro del
cable y la ranura por donde corre el cable en las poleas.
El bloque viajero es una pieza muy robusta que puede pesar entre 1,7 y
11,8 toneladas y tener capacidad de carga entre 58 y 682 toneladas, según
sus dimensiones y especificaciones.
Forma parte del bloque viajero un asa muy fuerte que lleva en su
extremo inferior, del cual cuelga el gancho que sirve para sostener la junta
giratoria del sistema de rotación durante la perforación. Del gancho cuelgan
también eslabones del elevador que sirven para colgar, meter o sacar la
tubería de perforación.
El sistema rotatorio
Mesa rotaria
La rotaria es lo que le da el nombre a la perforación rotatoria. Es de
acero y muy pesada, tiene generalmente forma rectangular (Figura 20).
Recibe la energía del malacate mediante la cadena de transmisión de la
rotaria. Produce un movimiento que da vuelta para que la maquinaria la
transfiera a la tubería y a la barrena. Un motor eléctrico y los trabajos del
aparejo accionan el poder de esta. El equipo adicional transfiere el
movimiento que da vuelta de la mesa rotaria a la tubería de perforación y a la
barrena.
Figura 21. Mesa Rotaria. Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p. 70)
Esta es un ensamble que nos provee de rotación, está localizada
directamente en el piso de perforación abajo del bloque de la corona y arriba
del hoyo donde se va a perforar, consiste de la mesa rotatoria, el buje
maestro, y 2 importantes accesorios que son el buje de la flecha el cual es
usado durante la perforación y las cuñas que son usadas para suspender la
perforación momentáneamente. Un buje es una guarnición que va dentro de
una apertura en una máquina. El buje maestro tiene una apertura con la cual
los miembros del equipo puedan maniobrar y es donde se establece el
contacto con la tubería con el pozo.
El buje de mecanismo impulsor de la flecha transfiere la rotación del
buje maestro a una longitud especial de tubería llamada la flecha. El buje de
la flecha va dentro del buje principal o maestro. El buje maestro tiene cuatro
agujeros donde se meten los cuatro pernos del buje de la flecha (Figura 21).
Cuando el buje maestro rota, los pernos ya conectados en los agujeros
hacen que rote el mecanismo impulsor de la flecha.
Figura 22. Cuñas Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p. 71)
Top drive
Este sistema elimina varios elementos de la perforación rotatoria
convencional, en su lugar se tiene un mecanismo impulsor superior, también
llamado “unión giratoria de poder” que hace girar la tubería de perforación y
la barrena (Figura 22). Como una unión giratoria regular, el motor elevable
cuelga del gancho del sistema de izaje y tiene un pasadizo para que el lodo
de perforación pase hacia la tubería de perforación.
Sin embargo, el motor elevable viene equipado de un motor eléctrico
(algunos motores elevables grandes tienen dos motores). Los perforadores
accionan el motor elevable desde su consola de control, el motor da vuelta a
un eje impulsor que tiene una cuerda para que se pueda conectar la parte
superior de la sarta de perforación. Cuando se enciende el motor, la tubería
de perforación y la barrena rotan. Un motor elevable elimina la necesidad de
una unión giratoria convencional, de una flecha y de un buje de la flecha.
Figura 23. Top drive. Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p.84).
Sin embargo, los equipos que cuentan con un motor elevable, todavía
necesitan una mesa rotatoria con un buje maestro para proporcionar un lugar
donde suspender la tubería cuando la barrena no está perforando. Algunos
equipos tienen motores hidráulicos incorporados que puedan rotar a la mesa
rotatoria por si existe malfuncionamiento del motor elevable. Estos motores
hidráulicos son considerablemente más ligeros en peso que los motores
eléctricos y toman menos espacio. La ventaja principal de un motor elevable
a comparación de un sistema de mesa rotatoria convencional es el manejo
más sencillo de la tubería por parte de la cuadrilla.
Unión giratoria
Es un aparato mecánico pesado (Figura 23) que tiene la principal
característica de girar y que va conectado al bloque del aparejo por unas
enormes asas, por lo tanto interconecta el sistema rotatorio con el sistema de
izaje. El gancho suspende a la unión giratoria (Figura 24) y a la tubería de
perforación.
Figura 24. Unión giratoria Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p. 72)
Figura 25. Gancho. Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p. 72)
La unión giratoria tiene tres funciones básicas:
Soportar el peso de la sarta de perforación.
Permitir que la sarta de perforación gire libremente.
Proveer de un sello hermético y un pasadizo para que el lodo de
perforación pueda ser bombeado por la parte interior de la sarta.
El fluido entra por el cuello de cisne, o cuello de ganso, el cual es un
tubo curvado resistente a la erosión, que conecta a la unión giratoria con una
manguera que transporta el fluido de perforación hacia el tallo (Figura 25). El
fluido pasa a través del tubo lavador, que es un tubo vertical en el centro del
cuerpo de la unión giratoria y hasta el kelly y la sarta de perforación.
Figura 26. Cuello de ganso. Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p. 73).
Los miembros de la cuadrilla conectan la flecha a la unión giratoria. La
flecha se atornilla en un montaje con cuerda macho (el tallo o acoplador
giratorio) que sale de la unión giratoria. Este tallo rota con la flecha, la sarta de
perforación y la barrena.
Sarta de perforación
La sarta de perforación es una columna de tubos de acero, de
fabricación y especificaciones especiales, en cuyo extremo inferior va
enroscada la sarta de lastrabarrena y en el extremo de ésta está enroscada
la barrena, pieza también de fabricación y especificaciones especiales, que
corta los estratos geológicos para hacer el hoyo que llegará al yacimiento
petrolífero. A toda la sarta le imparte su movimiento rotatorio la colisa por
medio de la junta kelly, la cual va enroscada al extremo superior de la sarta.
El número de revoluciones por minuto que se le impone a la sarta depende
de las características de los estratos como también del peso de la sarta que
se deje descansar sobre la barrena, para que ésta pueda efectivamente
cortar las rocas y ahondar el hoyo.
En concordancia con esta acción mecánica de desmenuzar las rocas
actúa el sistema de circulación del fluido de perforación, especialmente
preparado y dosificado, el cual se bombea por la parte interna de la sarta
para que salga por la barrena en el fondo del hoyo y arrastre hasta la
superficie la roca desmenuzada (ripio) por el espacio anular creado por la
parte externa de la sarta y la pared del hoyo. Del fondo del hoyo hacia arriba,
la sarta de perforación la componen esencialmente: la barrena, los
lastrabarrena, la tubería o sarta de perforación y la junta kelly, antes descrita.
Además, debe tenerse presente que los componentes de las sartas siempre
se seleccionan para responder a las condiciones de perforación dadas por
las propiedades y características de las rocas y del tipo de perforación que se
desee llevar a cabo, bien sea vertical, direccional, inclinada u horizontal.
Estos parámetros indicarán si la sarta debe ser normal, flexible, rígida o
provista también de estabilizadores, centralizadores, motor de fondo para la
barrena u otros aditamentos que ayuden a mantener la trayectoria y buena
calidad del hoyo. En un momento dado, la sarta puede ser sometida a
formidables fuerzas de rotación, de tensión, de compresión, flexión o pandeo
que más allá de la tolerancia mecánica normal de funcionamiento puede
comprometer seriamente la sarta y el hoyo mismo. En casos extremos se
hace hasta imposible la extracción de la sarta. Situaciones como ésta pueden
ocasionar el abandono de la sarta y la pérdida del hoyo hecho, más la
pérdida también de una cuantiosa inversión.
La barrena de perforación
El trabajo primario de las barrenas es rotar en el fondo del agujero. La
barrena es el final del aparejo de perforación, porque la barrena es la que
perfora el pozo. En la industria que se dedica a la fabricación de barrenas, se
ofrecen varios tipos, en muchos tamaños y diseños. Las diseñan para
perforar un diámetro determinado de agujero en una clase determinada de
formación. Las barrenas las hay en dos categorías principales:
Cónicas.
Cabeza fija.
Ambas tienen cortadores, que muelen la roca mientras que la barrena
perfora. Las barrenas tienen varias clases de cortadores dependiendo del
tipo de barrena. Los cortadores para las barrenas cónicas son dientes de
acero o de carburo de tungsteno. Los cortadores para las barrenas de
cabeza fija son de diamantes naturales, diamantes sintéticos, o una
combinación (híbrido) de ellos. Las barrenas de híbridos combinan diamantes
naturales y sintetizados, y pueden tener además, insertos de carburo de
tungsteno.
Barrenas Cónicas
Este tipo de barrenas tienen conos de acero que ruedan, cuando la
barrena gira. Los cortadores de la barrena están en los conos (Figura 26).
Mientras que los conos ruedan el fondo del agujero, los cortadores raspan,
escoplean, o trituran la roca en cortes muy pequeños.
Figura 27. Barrena cónica. Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p. 72).
El lodo de perforación, que sale de aperturas especiales de barrena
(toberas), quita los recortes. Las barrenas cónicas tienen de dos a cuatro
conos, pero la gran mayoría son solo de tres conos (Figura 27).
Figura 28. Barrena tricónica. Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p. 80).
La mayoría de las barrenas cónicas de dientes de acero y de insertos de
carburo de tungsteno tienen los inyectores (toberas) que expulsan el lodo a
grandes velocidades en forma de chorros (Figura 28). Los chorros de lodo
sacan los recortes que se generan por el efecto de la barrena sobre la roca, si
esto no se llevara a cabo el avance en la penetración de las diferentes capas
se retrasaría, puesto que solo se estarían triturando los recortes que ya se
generaron y el índice de la penetración (ROP) disminuiría notablemente.
Debido a la acción de proporcionar un chorro en el fondo del agujero al
perforar, la gente llama a veces este tipo de barrena como barrena cónica tipo
jet.
Figura 29. Toberas. Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p. 81).
Barrenas de Cabeza Fija
Aunque las barrenas de cabeza fija tienen toberas, no tienen conos que
rueden independientemente en la barrena, mientras se está en movimiento
rotatorio. Estas consisten en un pedazo sólido (cabeza) que rota solamente
mientras que la sarta de perforación gire. Un fabricante de barrenas de
cabeza fija pone los cortadores en la cabeza de la barrena (Figura 29).
Algunos tipos de barrena de cabeza fija tiene diamantes naturales o
industriales, y otras emplean diamantes sintéticos. Los diamantes sintéticos
son policristalinos.
Figura 30. Cortadores en la cabeza. Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p.81).
En una barrena de diamante natural, el fabricante de la barrena incrusta
diamantes industriales en el fondo y las caras de la barrena. Mientras que la
barrena rota, los diamantes entran en contacto con la cara de la formación y
la muelen para hacer el agujero. Los fabricantes hacen muchas clases de las
barrenas de diamante para muchas clases de formaciones y de condiciones
de perforación. Una barrena extensamente usado es la barrena policristalina
de insertos de diamante. El carburo de tungsteno es la característica de las
barrenas de PDC (Figura 30) las cuáles son diamantes sintéticos pegados.
(En este caso, es un disco pequeño hecho del carburo de tungsteno).
Figura 31. Barrena PDC. Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p.82).
Una clase especial de barrena de PDC es una barrena de diamante
policristalino térmico estable. Las barrenas de TSP (Figura 31) pueden
soportar temperaturas mucho más altas que las barrenas de PDC. Así, al
perforar un agujero que requiera mucho peso y de altas velocidades
rotatorias que generen bastante calor para destruir la capa sintetizada del
diamante de un cortador de PCD, el operador puede seleccionar una barrena
de TSP. Las barrenas llamadas híbridas combinan los diamantes naturales,
PCD’s, TSP’s, e incluso insertos de carburo de tungsteno.
Figura 32. Barrena TSP. Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p.82).
Los perforadores utilizan el diamante natural, PDC, TSP, y barrenas
híbridas para perforar formaciones suaves, medias, y formaciones duras. Son
especialmente eficaces en formaciones abrasivas.
Estas barrenas de diamantes naturales y sintéticos son el tipo más
costoso de barrena. Cuando están utilizadas correctamente, pueden perforar
más tiempo que las de dientes de acero o de carburo de tungsteno.
Tamaños y Atributos de las Barrenas
Las barrenas están disponibles en muchas medidas, a partir de 3 ¾
pulgadas hasta 28 pulgadas de diámetro, dependiendo del diámetro del
agujero que el perforador necesite (Figura 32). Los tamaños más pequeños o
más grandes son de orden especial. Por otra parte, porque existen las
formaciones de varias durezas, los fabricantes también ofrecen barrenas con
los cortadores diseñados para perforar formaciones de diversas durezas.
Figura 33. Variedad de Barrenas. Fuente: Schlumberger. Perforación de pozos petroleros (p.82).
El sistema de circulación de fluidos de perforación
El sistema de circulación está compuesto por muchos componentes
individuales. Éstos incluyen bombas, líneas en la superficie, tubos verticales
(stand pipe), mangueras de perforación (manguerote), cabezas giratorias,
mando superior (top drive), sartas de trabajo, espacio anular del pozo
(generalmente la tubería de revestimiento), zarandas, tanques para fluidos y
manifolds de circulación afines (por ejemplo, bomba, tubería vertical,
estrangulador y control).
Las bombas de desplazamiento positivo se usan para mover el fluido
por el sistema de circulación. Las bombas dobles (dúplex) tienen dos
cilindros y las bombas triples (triplex) tienen tres. Debido al desplazamiento
uniforme a volúmenes altos, el uso de las bombas triples es más común.
Todas las bombas tienen camisas que se puede cambiar debido al desgaste
o cavitación para así evitar daños al cuerpo de la bomba misma. Se puede
cambiar las camisas a tamaños diferentes y así incrementar o disminuir el
volumen de la bomba y la presión de salida.
Es normal que las bombas de los equipos de perforación vengan con
uno o más contadores de golpes (emboladas), que son esenciales para el
desplazamiento exacto del volumen. Si éstos no están disponibles, se utilizan
los regímenes constantes y el tiempo de bombeo para hacer el seguimiento
del volumen bombeado, aunque con un grado de menos precisión. Hay
varios tipos de contadores de golpes disponibles, desde uno sencillo del tipo
con barbas mecánicas hasta los dispositivos electrónicos más complejos. Si
se hace algún trabajo en la bomba, muchas veces estos contadores se
dañan, se quitan o se alinean mal al volver a instalarlos.
Se debe tener cuidado de colocar los contadores correctamente, lo cual
se debería verificar contra la información que se tiene para asegurar que
están funcionando correctamente. Hay bombas de alto caudal / baja presión,
de empresas de servicios, disponibles para algunas operaciones. La mayoría
de las bombas puede tener una válvula de alivio (de disparo) para la presión,
que se puede volver a resetear. Si la operación de la bomba sobrepasa el
límite de la presión, la válvula de alivio de presión que está en la bomba
dispara y deja que el pozo se descargue en las piletas
Las bombas se deben mantener en buenas condiciones. En la mayoría
de las actividades de circulación para controlar un pozo, se requiere una
presión constante de salida.
Bombas de lodo
Desempeñan un papel muy importante en el procedimiento de
perforación ya que permiten:
Desplazar fluido de perforación.
Desplazar ripios.
Desplazar píldoras.
Acumular presión en los distintos puntos de la línea de circulación
para realizar pruebas de presión.
Controlar el pozo.
Mantener llena la capacidad de tubería y del anular para mantener la
presión hidrostática con la que se está trabajando.
El funcionamiento de la bomba es controlado desde la cabina del
perforador, en donde se maniobra con los SPM (Strokes por Minuto) y la
presión del stand pipe. Las bombas de lodo necesitan trabajar en conjunto
con una serie de equipos como las bombas de precarga, amortiguador,
módulos (Módulos de Succión y Módulos de Descarga), sistema de
lubricación, válvulas de emergencia (estas abren al alcanzar un presión
limite, lo cual activa unos clavos que perforan las válvulas para liberar la
presión).
El sistema de circulación del fluido de perforación es parte esencial del
taladro. Sus dos componentes principales son: el equipo que forma el circuito
de circulación y el fluido propiamente.
La función principal de las bombas de circulación es mandar
determinado volumen del fluido a determinada presión, hasta el fondo del
hoyo, vía el circuito descendente formado por la tubería de descarga de la
bomba, el tubo de paral, la manguera, Top Drive, la sarta de perforación
(compuesta por la tubería de perforación y la sarta lastrabarrena) y la barrena
para ascender a la superficie por el espacio anular creado por la pared del
hoyo y el perímetro exterior de la sarta de perforación. Del espacio anular, el
fluido de perforación sale por el tubo de descarga hacia el cernidor, que
separa del fluido la roca desmenuzada (ripio) por la barrena y de allí sigue
por un canal adecuado al foso o tanque de asentamiento para luego pasar a
otro donde es acondicionado para vaciarse continuamente en el foso o
tanque de toma para ser otra vez succionado por la(s) bomba(s) y mantener
la continuidad de la circulación durante la perforación, o parada ésta se
continuará la circulación por el tiempo que el perforador determine por
razones operacionales.
En la sala de química se encuentra los materiales necesarios para la
preparación el fluido de perforación, y el debido control de sus propiedades.
La importancia del buen mantenimiento y funcionamiento del fluido depende
del control diario de sus características.
Cada perforador al redactar en el “Informe Diario de Perforación” la
relación de las actividades realizadas en su correspondiente guardia, llena un
espacio referente a las características, a los componentes añadidos y al
comportamiento del fluido.
Además, el personal especializado en fluidos de perforación, ya sea de
la propia empresa dueña de la locación, de la contratista de perforación, o de
una empresa de servicio especializada, puede estar encargado del control y
mantenimiento. Este personal hace visitas rutinarias al taladro y realiza
análisis de las propiedades del fluido y por escrito deja instrucciones sobre
dosis de aditivos que deben añadirse para mantenimiento y control físico y
químico del fluido.
El sistema de circulación en sí cuenta además con equipo auxiliar y
complementario representado por tanques o fosas para guardar fluido de
reserva; tolvas y tanques para mezclar volúmenes adicionales; agitadores
fijos mecánicos o eléctricos de baja y/o alta velocidad; agitadores giratorios
tipo de chorro (pistola); desgasificadores (separadores); desarenadores;
separadores de cieno; sitio para almacenamiento de materiales básicos y
aditivos, entre otros.
Sistema del Manifold de circulación
Los manifolds de circulación proveen la capacidad de seleccionar
diferentes rutas para el flujo. La selección de la bomba y de la ruta del fluido,
junto con el aislamiento de las bombas que no se están usando, se logran
por medio del sistema del manifold de la bomba. El manifold del tubo vertical
(stand pipe) transporta el fluido de las bombas al área superior de la torre de
perforación para que se conecte con la manguera giratoria o de perforación.
Esta manguera hace una conexión flexible entre el tubo vertical y la cabeza
giratoria y permite que la tubería se desplace mientras bombea.
La cabeza giratoria es un dispositivo que permite que el vástago gire
mientras se bombea. Los retornos del pozo pueden ser enviados desde el
niple de campana (T de salida) en la columna del preventor de reventones en
la superficie hasta los tanques o a través de un manifold de control (ahogo)
conectado con los preventores de reventones.
La totalidad del sistema de manifolds quizás sea complejo en cada
turno se debería verificarlo para estar seguro de que esté correctamente
alineado. No se debería cambiar mientras está bombeando a no ser que se
haya abierto otra ruta para el flujo del fluido.
Las bombas de cemento o líneas chicksan (unión giratoria) podrían
tener alineaciones específicas que sean diferentes de las rutas de bombas y
retornos estándar.
Figura 34. Chicksan. Fuente: http://www.dropsworkpack.com/gallery01.htm
Piletas o taques
La función de un sistema de piletas o tanques interconectados entre sí
es la de guardar, tratar o mezclar los fluidos para su circulación o
almacenamiento. Se debe determinar el volumen de las piletas para cada
trabajo en particular y debería haber suficientes tanques a mano.
Es normal que se usen varias piletas o tanques y el fluido puede ser
enviado por canaletas que se interconectan con el sistema de piletas, por las
líneas de nivelación de tanque a tanque, o utilizando manifolds de circulación
/ mezcla.
El primer tanque desde la línea de flujo es generalmente una trampa de
arena o tanque de asentamiento para evitar que la arena o partículas sólidas
no deseadas entren en los principales tanques de mezcla, circulación y
succión. Se deben organizar las piletas para maximizar el efecto
desgasificador de estos equipos.
Instalaciones de Mezclado
Para la mayoría de las operaciones hacen falta buenas instalaciones de
mezclado. Si se van a mezclar productos químicos en el sitio, se van a
densificar o acondicionar los fluidos o si hay que mantener el fluido en
movimiento, se usa una bomba y líneas de circulación. Generalmente se
usan bombas centrífugas o con propulsores para mezclar el fluido y los
químicos. Estas bombas para mezclar el lodo generalmente se alinean a
través de un sistema de chorros (jet) y tolvas para mezclar el fluido.
La bomba luego descarga el fluido en la parte superior del tanque o a
través de las pistolas de chorro (escopetas). Las líneas de descarga y las
escopetas airearán hasta cierto punto el fluido en el tanque. Se pueden usar
depuradores de oxígeno para eliminar este problema.
Dispositivos para medir el volumen del fluido
El dispositivo para llenar el pozo tiene varios nombres. Esta
combinación de sensor de la línea de flujo / contador de golpes de la bomba
(emboladas) mide el lodo que se requiere para llenar el pozo en una
maniobra. Para operar el sistema de llenado, se coloca el interruptor del
sensor de flujo en la consola del perforador en la posición de maniobra y una
bomba se alinea con la línea de llenado. Cuando el perforador quiere llenar el
pozo después de sacar una o más paradas (tiros o triples), prende la bomba.
El contador cuenta los golpes de la bomba (emboladas), luego se
apaga automáticamente cuando el sensor de la línea de flujo muestra que el
flujo está en la línea de flujo. Se compara el cálculo de los golpes de la
bomba que se necesitan para llenar el pozo por cada tiro de tubería con los
golpes de la bomba que realmente se necesitaron para llenar el pozo. Las
emboladas de la bomba generalmente llevados, tanto en los golpes totales
para llenar el pozo y los golpes para llenar el último llenado.
El mantenimiento del sistema requiere que un ayudante verifique el
pozo durante el primer llenado para estar seguro de que el contador de
golpes de la bomba se apaga cuando empieza el flujo. Un problema común
es que no funcione el contador de emboladas de la bomba porque el
interruptor que está montado en la bomba se retiró al reparar la bomba y no
se colocó de nuevo.
Tanque de maniobra
El tanque de maniobra (tanque de viajes o trip tank) es pequeño,
permitiendo una medición exacta del fluido bombeado en el pozo. Es la mejor
manera de medir la cantidad de fluido que se requiere para llenar el pozo en
una maniobra de salida o la cantidad de fluido desplazado en una maniobra
de entrada. A medida que se saca cada tiro de tubería del pozo, el nivel del
fluido en el pozo baja a raíz del desplazamiento del acero o, si está lleno, por
el desplazamiento y la capacidad. Es necesario medir la cantidad de fluido
para el llenado para estar seguro de que no haya entrado una surgencia en
el pozo.
Hay varios tipos de tanques de maniobra. Un simple tanque alimentado
por la gravedad incluye un tanque pequeño en la plataforma (piso) del equipo
o en otro lugar en un punto que está por encima de la línea de flujo, marcado
en partes de un barril (m³) Se necesita una válvula para liberar el fluido del
tanque en la tubería que dirige el fluido al niple de campana (T de salida)
encima de la línea de flujo. La válvula se abre manualmente, luego se cierra
cuando el pozo está lleno y se informa acerca de la cantidad de fluido
utilizado, esto se registra y se compara con los cálculos teóricos para el
llenado. Las versiones más automatizadas de los tanques de maniobra
alimentados por la gravedad tienen una bomba, accionada por el perforador,
que utiliza el sensor de la línea de flujo para indicar cuándo está lleno el pozo
y apagar la bomba.
Figura 35. Arreglo de un tanque de maniobras. Fuente: Well Control Manual capitulo 10 (p.31)
Presión de un fluido
La fuerza o presión que un fluido ejerce en cualquier punto dado es
normalmente medida en libras por pulgada cuadrada (psi) o en el sistema
métrico, bar. Para averiguar cuanta presión ejerce un fluido de una densidad
dada por cada unidad de longitud, usamos el gradiente de presión.
El gradiente de presión normalmente se expresa como la fuerza que el
fluido ejerce por pie (metro) de profundidad; es medido en libras por pulgada
cuadrada por pie (psi/ft) o bar por metro (bar/m). Para obtener el gradiente de
presión debemos convertir la densidad del fluido en libras por galón, en libras
por pulgada cuadrada por pie (kilogramos por metro cúbico, kg/m³ a bar/m).
Factor de conversión de densidad
El factor de conversión usado para convertir la densidad en gradiente
en el sistema inglés es 0.052. En el sistema métrico, es 0.0000981.
Recuérdese que la definición de gradiente de presión es el aumento de
presión por unidad de profundidad debido a su densidad, libras por galón
(ppg) para medir la densidad y pies (pie) para las medidas de profundidad en
el sistema inglés y kilogramos por metro cúbico (el kg/m³) para medir
densidad y metros (m) para las medidas de profundidad en el sistema
métrico.
Gradiente de presión
Para encontrar el gradiente de presión de un fluido, multiplique la
densidad del fluido por 0.052; o en el sistema métrico, por 0.0000981.
Gradiente de Presión va a ser igual a la densidad del fluido por el factor de
Conversión.
Profundidad vertical versus profundidad vertical medida
Una vez que sabemos determinar la presión ejercida por pie, se podrá
calcular la presión hidrostática a una determinada profundidad. Todo lo que
tenemos que hacer es multiplicar el gradiente de presión por el número de
pies a dicha profundidad vertical.
Entonces necesitamos distinguir la profundidad medida (MD) de la
profundidad vertical verdadera (TVD). En la ilustración (figura 35) de abajo se
puede ver que la profundidad directamente para abajo (como la gravedad
atrae) para ambos pozos es 10000 pies (3048 m).
El pozo A tiene una profundidad medida de 10.000 pies (3048 m), y una
profundidad vertical verdadera de 10000 pies (3048 m). Como la gravedad
atrae directamente para abajo, a lo largo del camino vertical (directamente
para abajo), para calcular la presión en el fondo del pozo usaremos la
profundidad 10000 pies (3048 m).
El pozo B tiene una profundidad medida de 11.650 pies (3550.92 m), y
su profundidad vertical es 10000 pies (3048 m). La gravedad se mantiene
atrayendo en forma vertical, no a lo largo del camino del pozo. Se tiene una
profundidad vertical de 10000 pies (3048 m) desde la superficie directamente
hasta el fondo del pozo. Por tanto, para calcular la presión en el fondo del
pozo B, es necesario utilizar la profundidad vertical verdadera de 10000 pies
(3048 m).
Figura 36. Profundidad vertical medida vs profundidad media. Fuente: Well Control Manual capitulo 1 (p.4)
Presión de formación
La presión de formación, es la presión dentro de los espacios porosos
de la roca reservorio. Esta presión puede ser afectada por el peso de la
sobrecarga (capas de rocas) por encima de la formación, la cual ejerce
presión en los granos y los poros con fluidos de la roca reservorio. Los
granos son el elemento sólido o roca, y los poros son los espacios entre
estos granos. Si los fluidos tienen libertad para moverse y pueden escapar,
los granos pierden parte de su soporte y se aproximan entre sí. Este proceso
se denomina compactación.
Las formaciones con presión normal, ejercen una presión igual a la
columna del fluido nativo de dicha formación hasta la superficie. El gradiente
de presión de los fluidos nativos generalmente fluctúa de 0,433 psi/pie
(0.0979 bar/m) a 0.465 psi/pie (0.1052 bar/m), y varía de acuerdo con la
región geológica. Las formaciones presurizadas dentro de este rango, son
llamadas normales, dependiendo del área. Para simplicidad, en este texto
designaremos un gradiente de 0.465 psi/pie (0.1052 bar/m) como normal. En
las formaciones con presión normal la mayor parte de la sobrecarga es
soportada por los granos que conforman la roca. Cuando la sobrecarga
aumenta con la profundidad, los fluidos porales se mueven libremente
reduciéndose el espacio poral debido a la compactación.
Presiones anormales
Las formaciones con presión anormal ejercen una presión mayor que la
presión hidrostática (o gradiente de presión) que la de los fluidos contenidos
en la formación. Cuando se desarrollan presiones anormales, durante la fase
de la compactación, el movimiento de los fluidos de los poros es restringido o
paralizado. La presión en los poros aumenta, generalmente excediendo
0.465 psi/pie (0.1052 bar/m). El resultado causado por un incremento de
sobrecarga, hace que ésta sea soportada parcialmente por los fluidos porales
más que por los granos de la roca. Para controlar estas formaciones puede
necesitarse trabajar con altas densidades de fluidos, y a veces, mayores que
20 ppg (2397 kg/m³).
Puede haber otras causas para la existencia de presiones anormales,
tales como la presencia de fallas, domos de sal, levantamientos, y diferencias
de elevación de las formaciones subterráneas. En muchas regiones cientos
de pies de capas de rocas preexistentes (sobrecarga) fueron desapareciendo
por efecto de la erosión. Al final, a profundidades superficiales por esta
pérdida de sobrecarga debido a la erosión, estas formaciones pueden
originar que la presión se convierta en anormal, encima de 0.465 psi/pie
(0.01052 bar/m), o 8.94 ppg (1072 kg/m³)
Cuando una formación normalmente presurizada es levantada hacia la
superficie previniendo que no pierda su presión poral durante el proceso,
cambiará de presión normal (a mayor profundidad) a presión anormal a
profundidad superficial). Cuando esto sucede, y se tiene que perforar en
estas formaciones, puede ser necesario usar densidades de fluido de 20 ppg
(2397 kg/m³) para controlarlas. Este proceso es la causa de muchas de las
presiones anormales en el mundo.
En áreas donde hay presencia de fallas, se pueden predecir capas o
domos de sal, o son conocidos gradientes geotérmicos altos, las operaciones
de perforación pueden encontrar presiones anormales. Las formaciones con
presiones anormales pueden a menudo ser detectadas usando antecedentes
de otros pozos, la geología superficial, los perfiles del pozo y por medio de
investigaciones geofísicas.
Las formaciones con presiones subnormales tienen gradientes menores
que los del agua dulce, o menores que 0.433 psi/pie (0.0979 bar/m).
Formaciones con presiones subnormales pueden ser desarrolladas cuando la
sobrecarga ha sido erosionada, dejando la formación expuesta a la
superficie.
Presión de fractura
La presión de fractura es la cantidad de presión necesaria para
deformar permanentemente (fallar o separar) la estructura rocosa de la
formación. Superar la presión de formación generalmente no es suficiente
para causar una fractura. Si el fluido poral no está libre de movimiento
entonces una fractura o deformación permanente pueden ocurrir.
La presión de fractura puede ser expresada como un gradiente (psi/pie),
un fluido con densidad equivalente (ppg) o por la presión total calculada de la
formación (psi). Los gradientes de fractura normalmente aumentan con la
profundidad debido al incremento de la presión por sobrecarga. Formaciones
profundas, altamente compactadas requieren presiones de fractura muy altas
para superar la presión de formación existente y la resistencia estructural de
la roca. Formaciones poco compactadas, tales como las que se encuentran
debajo de aguas profundas, pueden tener gradientes de fractura bajos. Las
presiones de fractura a una profundidad dada, pueden tener gran variación
en función de la geología regional.
Arremetidas en un pozo de perforación
Una arremetida es la entrada de fluidos provenientes de la formación al
pozo, tales como aceite, gas, agua, o una mezcla de estos. Al ocurrir un
brote (arremetida), el pozo desaloja una gran cantidad de lodo de
perforación, y si dicho evento no es detectado, ni controlado a tiempo, se
produce un reventón o descontrol. El reventón o descontrol se define como
un brote de fluidos que no pueden manejarse a voluntad.
Para familiarizarse con el tema es necesario definir términos vinculados
con una arremetida, entre los cuales tenemos presión, densidad, gradiente
de presión, presión de formación, presión de sobrecarga, presión de fondo en
el pozo, presión diferencial, pérdida de presión en el sistema, entre otros.
Presión de formación, es la presión de los fluidos contenidos dentro
de los espacios porosos de una roca. También se le denomina presión de
poro; clasificándose así misma como presión normal que son aquellas que se
controlan con densidades del orden del agua salada.
Presión anormal que pueden ser de dos tipos : Subnormal es aquella
que se controla con una densidad menor que la del agua dulce equivalente a
un gradiente de 0,100kg/ /m, esto se da posiblemente considerando que
el gas y otros fluidos han migrado por fallas u otras vías del yacimiento,
causando su depresionamiento, y el segundo tipo son formación con
presiones anormalmente elevadas, esta presión se encuentra por encima de
la considerada como presión normal, la densidades para lograr el control de
estas presiones equivalen a gradientes hasta 0,224 kg/ /m, generándose
por la compresión que sufren los fluidos de la formación debido al peso de
los estratos superiores y se consideran formaciones selladas de tal manera
que los fluidos no pueden escapar hacia otras formaciones.
La presión de sobrecarga es el peso de los materiales a una
profundidad determinada. Para la costa del Golfo de México se tiene
calculado un gradiente de sobrecarga de 0.231 kg/ /m. sin embargo para
casos particulares es conveniente su determinación ya que es muy frecuente
encontrar variaciones muy significativas.
Presión de fractura es la que propicia una falla mecánica en una
formación. Como consecuencia genera una pérdida de lodo durante la
perforación. Existen varios métodos para determinar el gradiente de fractura
que han sido propuestos por varios autores como: Hubert y Wilis, Mattews y
Kelly, Eaton.
Presión de fondo de pozo, cuando se perfora se impone presión en el
fondo del agujero. Esta presión es la resultante de una suma de presiones
que son hidráulica ejercida da por el peso del lodo.
Presión diferencial, generalmente, el lodo de perforación tiene mayor
densidad que los fluidos de un yacimiento. sin embargo, cuando ocurre un
brote, los fluidos que entran en el pozo causan un desequilibrio entre el lodo
no contaminado dentro de la tubería de perforación y el contaminado en el
espacio anular. Esto origina que la presión registrada al cerrar el pozo, por lo
general sea mayor en el espacio anular que en el interior de la tubería. La
presión diferencial es la diferencia entre la presión hidrostática y la presión de
fondo. Es negativa si la presión de fondo es mayor que la hidrostática. Se
dice que una presión es positiva cuando la presión del yacimiento es mayor
que la presión hidrostática y es negativa cuando la presión hidrostática es
mayor que la del yacimiento.
Causas que originan una arremetida en un pozo de perforación
Densidad insuficiente del Fluido
Una causa común es la densidad insuficiente del fluido, o un fluido que
no tiene la densidad suficiente para controlar la formación. El fluido en el
pozo debe ejercer una presión hidrostática para equilibrar, como mínimo, la
presión de formación. Si la presión hidrostática del fluido es menor que la
presión de la formación el pozo puede fluir.
Probablemente que la causa más común de densidad insuficiente del
fluido es perforar inesperadamente dentro de formaciones con presiones
anormalmente altas. Esta situación puede resultar cuando se encuentran
condiciones geológicas impredecibles, tales como perforar cruzando una falla
que cambia abruptamente la formación que se está perforando.
La densidad insuficiente del fluido puede también ser resultado de la
interpretación errónea de los parámetros de perforación (ROP, contenido de
gas, densidad de las lutitas, etc.) utilizados como guía para densificar el lodo.
(Esto generalmente significa que la zona de transición no ha sido reconocida
y la primera formación permeable ha originado la surgencia.) Mal manipuleo
del fluido en la superficie responde por muchas de las causas de la densidad
insuficiente del fluido.
El abrir una válvula equivocada en el múltiple de succión de la bomba
que permita la entrada de un fluido de menor densidad al sistema; abriendo
de golpe la válvula de agua de tal manera que se agrega más agua que la
deseada; lavar las zaranda con un chorro muy grande de agua; inclusive
operaciones de limpieza pueden todas afectar la densidad del fluido.
El ingreso de agua de la lluvia en el sistema de circulación, puede tener
un gran efecto en la densidad y alterar severamente las propiedades del
fluido. También es peligroso diluir el fluido para reducir su densidad puesto
que se está agregando intencionalmente agua al sistema mientras está
circulando. Si se agrega mucha agua, o la densidad del fluido baja mucho, el
pozo podría comenzar a fluir. Sin embargo, si el personal está mezclando y
agregando volumen a los tanques, una ganancia proveniente del pozo podrá
ser difícil de detectar.
Es buena práctica agregar volúmenes conocidos o medidos cuando se
realizan mezclas. Si se diluye el lodo con agua, esta debe ser tomada de un
tanque cuyo volumen es conocido, de tal manera que la cantidad de agua
tomada de ese tanque deberá ser igual a la ganancia en el sistema activo. Si
el incremento resulta ser mayor, es posible que el pozo esté en surgencia. El
responsable del control del volumen del sistema debe ser informado cada
vez que se agregue o transfiera fluido en los taques.
Otras causas que provocan una densidad incorrecta del fluido son,
cambiar el fluido actual del pozo por fluidos de fractura o trabajos de
acidificación, desplazamiento de tapones de gran volumen, o también el
cambio por fluidos de terminación, completacion o de empaque.
Llenado deficiente en maniobras
Muchos factores intervienen durante una maniobra. Simplemente
considere que no se tiene un peso de fluido adecuado para mantener las
presiones de formación, o la presión fue reducida en el pozo durante la
maniobra permitiendo que el pozo fluya. Bajo condiciones normales si la
circulación puede ser detenida antes de la maniobra sin tomar un influjo,
entonces no debería ocurrir una surgencia durante la maniobra.
Un factor que a menudo no es tomado en cuenta es la fuerza de fricción
ejercida contra la formación por el fluido durante su circulación. Esta fuerza
es llamada de pérdida de carga anular (ΔPL), y podría representar una
densidad equivalente de circulación (ECD) en exceso de más de 1 ppg (120
kg/m³) de material densificante. Una vez que las bombas han sido detenidas,
la pérdida de presión por circulación desaparece y la presión en el fondo del
pozo se reduce a la presión hidrostática de la columna de fluido en el anular.
Esta reducción en la presión de fondo podría permitir que el pozo comience a
surgir.
Antes de iniciar una maniobra, siempre se debe observar el pozo para
ver si está fluyendo después de haber detenido las bombas. La política de
algunas empresas puede indicar un tiempo de observación de 5 a 30
minutos. Este tiempo es bien gastado si puede prevenirse una surgencia y
las complicaciones que de ella pudieran surgir.
Si se tomó el tiempo adecuado para observar y asegurarse que el pozo
no está fluyendo, y luego hay una surgencia durante la maniobra, se asume
que algo que ocurrió durante la maniobra de sacada provocó la surgencia.
Llenado deficiente del pozo
Toda vez que el nivel del fluido cae dentro del pozo, también cae la
presión hidrostática ejercida por el fluido. Cuando la presión hidrostática cae
por debajo de la presión de formación, el pozo puede fluir. La tubería puede
ser sacada seca o llena dependiendo de las condiciones. Si se saca seca, es
porque se ha bombeado un colchón pesado de lodo dentro de los tubos
antes de sacarlos, el cual empuja afuera una altura considerable de lodo más
liviano dentro de los tubos. A medida que los tubos son extraídos, el colchón
continúa cayendo, de tal manera que los tiros siguientes también saldrán
secos.
Dependiendo de las prácticas utilizadas, el colchón podrá afectar el
llenado del pozo en los primeros cinco, diez o más tiros extraídos. Si la
maniobra comienza muy rápido después de haber bombeado el colchón, la
columna podrá salir parcialmente llena si el colchón no ha tenido el tiempo de
alcanzar su nivel de equilibrio.
Durante una maniobra con los tubos saliendo secos, al volumen del
acero que está siendo extraído, le corresponde a una caída de nivel del fluido
dentro del pozo. El pozo debe ser rellenado para mantener suficiente presión
hidrostática para controlar la presión de formación. Si los tubos salen llenos
de fluido, (el fluido permanece dentro del tubo), y se usa un economizador de
lodo para retirar del pozo, el tanque de maniobras o el sistema, entonces
está siendo extraído el volumen combinado del tubo de acero y la capacidad
interna del tubo. Esto da como resultado la necesidad de un volumen mayor
de fluido para llenar el pozo que el necesario cuando se sacan tubos secos.
Sin embargo, si el economizador retorna ese fluido al pozo, al tanque de
maniobras o al sistema, entonces el volumen necesario para llenar el pozo
será el mismo que cuando se sacan secos (considerando que el
economizador no tenga pérdidas).
Si no se usa un economizador, es difícil contabilizar el lodo
desparramado en el piso del equipo, con lo que disminuye la cantidad de
fluido que debe ser repuesto al sistema y medido. En caso que no pueda ser
recuperada la totalidad del fluido de los tubos, derive el fluido fuera del
sistema activo o del tanque de medidas y use los cálculos para tubo lleno.
Las unidades de tubing continuo son la excepción. A medida que el
tubing continuo es extraído del pozo, el desplazamiento y la capacidad
interna del tubing son extraídos del pozo. El tubo continuo se mantiene lleno
de fluido a menos que dicho fluido sea desplazado con nitrógeno antes de la
maniobra. EL tubing continuo se puede circular a medida que va siendo
extraído, reduciendo la posibilidad de pistonear manteniendo además el pozo
lleno.
Debe observarse que muchas tablas no contienen las informaciones
correctas para usarlas en los cálculos de las maniobras porque omiten las
uniones y los recalques. Estas tablas simplemente contienen el tamaño del
tubo y el peso nominal por pie; por ejemplo, 5” OD (127 mm), 19.5 ppf (29.02
kg/m), así como las capacidades y desplazamientos. Los datos de los
fabricantes de tubería son exactos, pero las tablas y gráficos pueden resultar
confusos debido a que hay muchas combinaciones de tipos de roscas,
diámetro externo e interno así como la longitud de las uniones con una gran
variedad de capacidades y desplazamientos / capacidades. El rango de los
tubos también afecta el peso por pie. El boletín API RP7 ilustra la
metodología para los cálculos exactos del desplazamiento de los tubos y
presenta las tablas y gráficos correctos. El cálculo de desplazamiento de
tubería se desarrolla de la siguiente manera.
Barriles para llenar = Desplazamiento de los tubos * Longitud extraída
Desplazamiento de los tubos, es la cantidad de lodo desplazada por
cada pie de tubería expresada en barriles/pie.
Longitud extraída, es la longitud promedio por cada tubo, esta longitud
oscila entre los 30’ y 35’, es por esto que para exactitud de los cálculos los
tubos son medidos en pleno procedimiento de trabajo.
La cuenta del llenado (volumen o emboladas) debe ser acumulada en la
maniobra de extracción para un control global del mismo. Si la cuenta no se
aproxima a las emboladas o barriles, es posible que haya algún problema.
Comúnmente la formación toma o devuelve fluido al pozo durante las
maniobras. Esto no significa necesariamente una pérdida de circulación o un
influjo.
Debe ser una práctica común el llevar los registros de la maniobra en el
equipo. Si hay filtración de la formación o hay pérdida de fluido, la
comparación con los registros anteriores es la única manera disponible de
predecir con exactitud los volúmenes de llenado del pozo. Llevar registros de
las maniobras en forma apropiada es información invalorable para la
prevención de surgencias y para mostrar cuánto fluido se pierde en la
formación. Cuando se está con la columna fuera del pozo, su nivel debe ser
monitoreado y mantenerlo lleno.
Si el pozo está tomando fluido y se permite que el nivel descienda, la
presión hidrostática también descenderá. En algunos casos (como en zonas
con presión subnormal), puede ser necesario mantener el nivel estático
nivelado debajo de la superficie para mantener la condición de balance. El
nivel de fluido debe mantenerse en el pozo por trasvase lento de tanques con
medida y ser continuamente controlado.
La importancia de mantener el pozo lleno no puede ser más enfatizada.
En los pozos que tienen gas superficial, una pequeña caída en la presión
hidrostática y /o presión de pistonéo, pueden permitir que el pozo comience a
fluir. En profundidades superficiales, el gas puede alcanzar el piso del equipo
de perforación antes de tener el tiempo necesario para que el preventor se
cierre. Bajo estas condiciones, es de máxima importancia el uso de las
técnicas adecuadas de llenado del pozo.
Recuerde que el desplazamiento de los portamechas es cinco a diez
veces mayor que el desplazamiento de los tubos de perforación o el tubing.
No llenar el pozo por cada portamecha que es extraído puede hacer caer el
nivel del fluido lo suficiente para que el pozo comience a fluir.
Pistonéo y compresión
Toda vez que se mueven tubos a través de fluido, aparecen las fuerzas
de pistonéo (swab) y compresión (surge). La dirección en que se mueve la
tubería dicta cuál es la fuerza dominante, el pistonéo o la compresión.
Cuando la tubería viaja ascensionalmente, (por ejemplo una maniobra para
sacar la columna del pozo) la presión de pistonéo predomina.
El fluido no llega a deslizarse para abajo entre la tubería y la pared del
pozo tan rápido como la tubería está siendo extraída. Por tanto una
reducción de presión es creada debajo de la tubería permitiendo que fluido
de formación alimente este vacío hasta que la falta de presión pare. Esto se
llama pistonéo. Si es pistoneado suficiente fluido de formación, podrá aligerar
la columna hidrostática lo suficiente para que el pozo comience a surgir. La
analogía del pistonéo con un embolo de una jeringa ilustra este concepto.
Las presiones de compresión también están presentes cuando la
tubería es maniobrada para sacarla del pozo, pero generalmente su efecto es
mínimo. El fluido que está alrededor de la tubería (especialmente encima del
conjunto de fondo) debe salir del camino moviéndose hacia arriba alrededor
de la tubería y para arriba del pozo. Si la tubería se mueve muy rápido, no
todo el fluido puede salir del camino. Esto puede ocasionar un aumento de
presión, llevando a pérdidas de fluido y pérdida de columna hidrostática. En
la maniobra de sacada, tres cosas afectan a la compresión y el pistonéo: el
espacio entre tubería y pozo, las propiedades del fluido y la velocidad de
movimiento de la tubería.
Espaciamiento
Uno de los factores más importantes en la generación del pistonéo es el
espaciamiento entre la tubería (tubing, tubos de perforación, porta-mechas,
estabilizadores u otras herramientas) con la pared del pozo (abierto o
revestido). Cuanto menor el espaciamiento, mayor la restricción que el fluido
encontrará para fluir. Los pozos con zonas angostas, formaciones
hinchables, formaciones desmoronables, o pozos propicios al embolamiento
de las herramientas disminuyen el espaciamiento aumentando la posibilidad
de pistonear una surgencia. Como generalmente no es factible controlar
estos factores, prácticas apropiadas durante las maniobras, tales como la
reducción de la velocidad de la maniobra, minimizan la posibilidad de
pistonear un influjo hacia el pozo.
Los factores que complican reduciendo el espaciamiento son las que
originan una restricción entre el la columna y las paredes del pozo, tales
como las formaciones que se hinchan, casing colapsado, el embolamiento de
la broca. Estos problemas no son reconocidos sino hasta que ya es
demasiado tarde. Se debe tener en cuenta que el espaciamiento entre la
columna y la pared del pozo podría ser menor de lo que se piensa. Esto
aumenta la posibilidad de pistonear un influjo o de crear compresión en el
pozo.
Factores que afectan el espaciamiento
Sal y formaciones hinchables, algunos ejemplos de problemas con el
espaciamiento en las formaciones son la sal y el hinchamiento. La sal es
plástica. Dependiendo de la presión que se le impone, el espaciamiento en el
pozo puede reducirse una vez que las bombas han sido detenidas (la pérdida
de la presión de circulación y la presión lateral en las paredes del pozo). Se
sabe que la sal se cierra alrededor de la columna dejando un espaciamiento
justo lo suficiente para circular. Además, las arcillas se hinchan cuando son
expuestas al agua, estrechando el espaciamiento entre la columna y la pared
del pozo, aumentando las posibilidades de pistonear el pozo. Con un
espaciamiento reducido durante la maniobra de extracción, los
estabilizadores y el conjunto de fondo pueden pegarse o causar un pistonéo
severo.
Embolamiento, se refiere a los materiales (baritina, fluido, materiales de
la formación, revoque de lodo) recolectados alrededor de la broca, los
estabilizadores, uniones de tubos, o cualquier parte de la columna. Esta
recolección aumenta el diámetro externo efectivo, a tal punto que reduce el
espaciamiento entre la columna y la pared del pozo. A medida que el
espaciamiento se estrecha, este problema puede ser observado como un
incremento en el torque (mayor contacto de la columna embolada con las
paredes del pozo) y/o un aumento en el peso al levantar por el arrastre
debido al contacto con el pozo y al levantar la columna de lodo.
Levantando hasta el zapato, primero, hay la posibilidad de que un
estabilizador u otra herramienta se enganchen en el zapato del casing, lo que
puede resultar en un daño al equipo, que se parta la columna, o levantar el
zapato y que la columna quede aprisionada. Segundo, hay una reducción del
espaciamiento en la medida que el conjunto de fondo es introducido dentro
del casing. Las complicaciones con el espaciamiento pueden ocurrir también
cuando cualquier parte de la columna, o del conjunto de fondo se embolan.
Angulo del pozo y patas de perro, cuando se maniobra a través de
pozos desviados y zonas de patas de perro, recuerde que el conjunto de
fondo es arrastrado contra el lado superior del agujero. Esto puede dar como
resultado que la columna o el BHA levanten residuos (embolamiento) y se
reduzca el espaciamiento. Dificultando que el fluido resbale hacia abajo
alrededor del conjunto de fondo. Durante las operaciones de perforación, los
recortes tienden a caer o mantenerse en el lado inferior del agujero desviado
y de la patas de perro, reduciendo el diámetro interno haciendo más difícil la
maniobra de extracción.
Longitud del conjunto de fondo, cuanto más largo el tramo de
espaciamiento reducido, mayor la posibilidad de pistonear. Es razonable que
500 pies (152.4 m) de portamechas no tendrán el mismo efecto de pistonéo
que 1000 pies (304.8 m) de portamechas. Número de estabilizadores, como
en el caso anterior, un conjunto de fondo tipo péndulo con un estabilizador no
pistoneará tanto como un conjunto de fondo empacado con varios
estabilizadores. A medida que el número de estabilizadores aumenta,
también aumenta las posibilidades de embolamiento y pistonéo.
Herramientas de fondo, se debe tener cuidado adicional cuando se
extraen herramientas de fondo que crean pequeños espaciamientos. Cuanto
más ancho el diámetro externo de la herramienta, mayor la posibilidad de
pistonear. En las operaciones en pozo abierto puede resultar un severo
embolamiento. Los efectos de pistonear son mínimos cuando se extrae
herramientas de pequeño diámetro tales como guías para pesca, o tubos de
pequeño diámetro con la punta abierta, debido a que el espaciamiento es
mayor.
Contaminación del lodo con gas
Las arremetidas también se pueden originar por una reducción en la
densidad del lodo a causa de la presencia del gas en la roca cortada por la
barrena. Al perforar demasiado rápido, el gas contenido en los recortes, se
libera ocasionando la reducción en la densidad del lodo. Eso reduce la
presión hidrostática en el pozo, permitiendo que una cantidad considerable
de gas entre al pozo.
El gas se detecta en la superficie bajo la forma de lodo cortado y una
pequeña cantidad de gas en el fondo representa un gran volumen en la
superficie. Los brotes que ocurren por esta causa, terminan transformándose
en reventones por lo que al detectarse esta surgencia se recomienda lo
siguiente: reducir el ritmo de penetración, aumentar el gasto de circulación,
circular el tiempo necesario para de gasificar el lodo.
Perdidas de circulación
Perdidas de presión en el sistema, en un sistema de circulación de
lodo de perforación las perdidas o caídas de presión se manifiestan desde la
descarga de la bomba hasta la línea de flote, en la práctica se tienen cuatro
elementos en los cuales se consideran las pérdidas de presión en el sistema;
equipo superficial, interior de tuberías (tubería de perforación y
herramientas), a través de la tubería pesada y barrena y espacio anular.
Muchas veces el nivel de fluido en el pozo aparenta estar estable, pero
cuando se circula se observa un descenso en el volumen del lodo. Esto se
debe a la presión extra ejercida contra la formación cuando se inicia la
circulación. Cuando la bomba está moviendo el fluido a través del pozo, se
debe primero vencer la fricción. Esta fricción se agrega a la presión de fondo.
Si la presión y la presión hidrostática del lodo exceden a la presión de
formación, entonces podrá ocurrir una pérdida parcial o total de circulación.
Presiones anormales
Las presiones anormales pueden ser encontradas en cualquier área
donde los gradientes de presión son mayores que lo normal. Las presiones
anormales pueden desarrollarse en una zona por varias razones.
Entre estas están:
Adherencia inadecuada del cemento que permite la migración o la
alimentación de presión de una zona a otra
Formaciones cargadas debido a perforación en sobre-balance o por
reventones subterráneos
Zonas que están cargadas por presiones provenientes de proyectos
de inyección tales como inyección de vapor, agua, altas temperaturas, CO2 o
gas.
Fallas o fugas en el casing
Fractura de la formación de una zona a otra, tanto ocurrida en forma
natural o por el hombre (trabajos excesivos de fracturamiento)
Adicionalmente, las presiones más altas que las esperadas son
generalmente resultado de falta de información o pruebas erróneas durante
la perforación, operaciones de prueba o de producción.
Debe ser evidente que ocurran presiones más altas que las esperadas.
Por lo que cada pozo debe ser tratado con mucho respeto. No se puede
reforzar lo suficiente, que es necesario esperar lo inesperado, y que se debe
tener algún plan de acción si sucede lo inesperado.
Equipos de control de pozos.- Conjunto B.O.P. (Blowout preventer)
Preventor Anular
Los preventores anulares, a veces llamados los preventores de bolsa,
preventores esféricos o simplemente Hydrills, probablemente sean los
dispositivos más versátiles para controlar la presión en el cabezal del pozo.
Algunos modelos están sumamente energizados por el pozo, es decir, la
presión del pozo empuja hacia arriba y provee una fuerza de sellado
adicional. El preventor anular se utiliza como un sello de cierre alrededor de
cualquier cosa que pueda estar en el pozo y como un cabezal de lubricación
para mover o deslizar la tubería bajo presión. La mayoría de los preventores
anulares modernos cierran alrededor de la junta kelly, los collares, la tubería
de perforación, la sarta de trabajo, la tubería, las líneas de cables o, en una
emergencia, el pozo abierto.
El preventor consiste de un elemento de empaque circular hecho de
goma, un pistón, un cuerpo y un cabezal (tapa). Cuando se bombea fluido
hidráulico en la cámara de cierre, ocurre una secuencia en la cual el
elemento de sellado es empujado hacia adentro.
Según el fabricante y el modelo, el funcionamiento interior del equipo
puede variar en cuanto a cómo se obtiene ese sello, pero típicamente es por
medio del movimiento vertical u horizontal del empaquetador. Es el
empaquetador que está adentro del anular el que provee el sello. Los
repuestos para los anulares deberían incluir el empaquetador apropiado y los
elementos de sellado.
Hay muchos fabricantes con varios modelos que se usan en la
actualidad, tales como el Hydril GL, GX y GK, el Cameron D y DL, y el
Shaffer con tapas abulonadas y tapas de cuña. Las tres empresas ofrecen
modelos de doble carcasa para las aplicaciones submarinas o cuando se
necesitan dos preventores anulares en tándem y podría haber un problema
con el espacio. Las presiones de operación, las características, así como
también las limitaciones, variarán con los diferentes modelos y marcas. Es
por esto que debería haber reguladores hidráulicos para todos los
preventores anulares, para permitir que se ajuste la presión de operación
cuando sea necesario.
La válvula reguladora que provee la presión de cierre permitirá el flujo
en ambas direcciones. Este es un detalle importante cuando se va a mover o
deslizar tubería y roscas de unión a través de ella para así mantener una
presión de cierre y sello constantes contra la tubería. Sin embargo, si la
presión del pozo sobrepasa la presión del manifold y un sello falla, la presión
del pozo puede descargarse por el regulador de la línea de cierre de vuelta
acumulador de fluido.
El mayor problema con el uso en el campo de varios modelos y marcas
parece ser la falta de conocimiento que tiene el usuario sobre ese modelo en
particular. Es una buena práctica verificar el manual del fabricante para
encontrar las características correctas de la presión de operación para los
distintos preventores y cuál es la presión de cierre recomendada, dada la
presión del pozo y el tamaño de la tubería que se está usando.
Lo más importante es que el empaquetador debe ejercer suficiente
presión contra la tubería para asegurar que haya un buen sello, pero la
presión no debería ser tan ajustada que el elemento de empaque se
deteriore. Si no se usa la presión correcta, podría llevar a una falla temprana
y la subsiguiente reposición, los cuales son costosos y llevan tiempo. En
algunos casos, estas fallas pueden tener efectos desastrosos. La mayoría de
preventores anulares están diseñados para una presión máxima de cierre
recomendada de 1500 psi (103.42 bar), aunque algunos preventores
anulares tienen una presión máxima de trabajo en la cámara de operaciones
de 3000 psi (206.24 bar).
La presión mínima para obtener el sello depende de varios factores
tales como el tamaño del pozo, el diámetro exterior (OD) de la tubería y la
presión en el pozo. En general, mientras más grande sea el tamaño del pozo
y más pequeña sea la tubería, mayor es la presión de cierre que se requiere
para asegurar el sello, aunque ciertos modelos tienen requerimientos muy
específicos en cuanto a la presión de cierre.
Por lo general, la presión regulada para un preventor anular debería ser
de aproximadamente 500 a 800 psi (de 34.47 a 55.16 bar) cuando se está
moviendo la tubería. El empaque de goma en el preventor anular que permite
esta flexibilidad es la parte crítica del preventor y se puede destruir por medio
del mal uso o el abuso. El uso de una presión de operación inapropiada
(acumulador) en el preventor anular es una de las fuentes principales de
abuso que causa la falla del empaque de preventor anular.
Aunque el anular se cierra en múltiples tipos y formas de tuberías, se
debería probar utilizando el cuerpo de la tubería de la sarta (columna) que se
está usando. Hay veces en que un sello es necesario, como por ejemplo
cuando cierra alrededor de una línea de cable o una junta kelly, o cuando
existe la presencia de gas H2S. Se debería recordar que estas operaciones
podrían resultar en una vida reducida del elemento de empaquetado. Al usar
el preventor anular, se debe hacer todos los esfuerzos posibles para utilizar
la menor cantidad de presión de operación. Una presión de cierre mínima
ayudará a conservar el empaquetador.
Se requiere más fluido hidráulico para cerrar un preventor anular que un
ariete de tubería. Entonces tomará más tiempo cerrar un preventor anular
que uno tipo esclusa. Presiones de cierre elevadas no mejorarán el tiempo
de cierre igual que las líneas de operación con mayores diámetros, y los
accesorios y reguladores más grandes.
Se puede mejorar la operación del preventor anular en el equipo por
medio de observar lo siguiente:
Nunca use más presión de lo necesario en la unidad de cierre,
especialmente si está moviendo tubería.
Pruebe el empaquetador cuando lo coloca en el preventor, según lo
requieran las operaciones, los reglamentos estatales o federales, o las
prácticas de la industria.
Verifique con el manual del fabricante para los datos operativos de
los distintos modelos. Pueden haber diferencias considerables en los datos
operativos para los distintos preventores anulares.
Si se mueve la tubería por el preventor a presiones de cierre altas
esto podría causar el desgaste y pronta falla del elemento de empaque.
Almacene los empaques en áreas frescas, secas y oscuras, lejos de
los motores eléctricos.
Como siempre, consulte con el manual del fabricante o hable con un
representante de servicio por las presiones de control apropiadas, los
compuestos de la goma, los procedimientos adicionales para mover bajo
presión (stripping), las limitaciones de los equipos, las pruebas o cualquier
otra pregunta que pudiera tener acerca de su modelo en particular.
Se debería señalar que se puede dividir (cortar) los empaquetadores
para ciertos modelos de preventores anulares para permitir su retiro cuando
no se puede retirar el kelly o la sarta del pozo. Hay elementos del empaque
anular, ya divididos, disponibles de fábrica.
Los empaquetadores previamente divididos son muy convenientes si se
va a usar el preventor anular para deslizar tubería.
Recuerde siempre de consultar con el manual de fabricante para el
operador o hablar con un representante de servicio por las presiones de
control apropiadas, los compuestos de la goma, los procedimientos
adicionales para el deslizamiento, las limitaciones de los equipos, las
pruebas o cualquier otra pregunta que pudiera tener acerca de su modelo de
preventor anular en particular.
Figura 37. Dos ejemplos de preventores anulares. Fuente: Well Control Manual capitulo 10 (p.3).
Preventores anulares con fines específicos
Muchos de los fabricantes de equipos de preventores de reventones
ofrecen una variedad d preventores del tipo anular con fines específicos. L
función específica de cada uno se indica por su nombre, incluyendo
cabezales giratorios, deslizadores de tubería (strippers), deslizadores de
líneas de cable, deslizadores de varillas, cajas de prensaestopas y cabezas
de circulación.
Este grupo de equipos permite deslizar o rotar la tubería, línea de cable
o varillas de bombeo estando el pozo bajo presión. El elemento de empaque
es lo suficientemente flexible como para expandir y contraer para
conformarse al tamaño y la forma de la sarta que está en el pozo. Mientras
se flexiona, hay que tener cuidado de asegurarse que las roscas de unión,
los collares y demás conexiones se deslicen lentamente para evitar una falla
prematura del elemento de empaque.
Muchas veces estos preventores reemplazan al preventor anular
estándar. Funcionan manual o hidráulicamente, o pueden tener un elemento
de empaque permanentemente asentado y que siempre está cerrado, según
el tipo y el modelo. Además, muchos modelos vienen equipados con tazón
de cuñas.
Figura 38. Stripping a través de un preventor anular. Fuente: Well Control Manual capitulo 10 (p.4).
Sistemas de desvío
El sistema de desvío (desviador, derivador) es un preventor anular
conectado por debajo a un sistema de tubería con diámetro grande. Se utiliza
cuando está colocada solamente la primera tubería de revestimiento y para
desviar el flujo y el gas del equipo de perforación en las embarcaciones que
tienen riser (tubo ascendente de perforación).
La tubería con diámetro grande, o la línea de desalojo, generalmente
tiene dos direcciones de salida. Este sistema conduce por la tubería, o
desvía, la corriente de los fluidos del pozo alejándose del equipo y el
personal. Se debe usar sistemas de desvío si no se puede cerrar un pozo por
temor a pérdidas de circulación o fallas en la formación.
Algunos reglamentos gubernamentales y políticas de los operadores
requieren que se use un diverter. Según el tipo de operaciones, por ejemplo
en los equipos de perforación flotantes, se pueden usar los derivadores
durante toda la operación de perforación. Es normal que el sistema de desvío
se instale en la primera tubería de revestimiento (casing conductor) o como
parte riser, con las líneas del desvío corriendo hasta un área segura, a
sotavento. Por este motivo, en los locaciones costa afuera se usan dos líneas
de desvío con válvulas selectivas, para que el perforador pueda elegir la
línea a sotavento para cada período, o a medida que cambian las
condiciones del viento.
Los controles del desvío en el piso están mejor preparados como un
solo control separado para evitar confusiones, dado que las operaciones de
desvío generalmente se llevan a cabo rápidamente. La palanca de control en
el acumulador debería estar conectada con el control para la línea de desvío
para que no se pueda cerrar el preventor anular antes de abrir la(s) línea(s)
del desvío.
Figura 39. Sistema de desvío para proteger al personal y los equipos de flujos de gas de poca profundidad. Fuente: Well Control Manual capitulo 10 (p.5).
Los sistemas de derivación están diseñados para períodos breves de
caudales de flujo elevados, no para presión alta. La erosión a caudales de
flujo elevados es una preocupación. Mientras más grandes sean las líneas de
desvío, mejor. Algunas operaciones utilizan tanto un preventor anular como
uno de esclusas encima de la(s) línea(s) de desvío debido a los altos
caudales de flujo. Para minimizar los efectos de la erosión, las líneas deben
ser lo más grandes y sencillas posible, y enfocadas hacia el lugar de venteo
con un mínimo de codos o giros.
Entre las pruebas se debería incluir una de su funcionamiento, bombear
agua a la tasa máxima para asegurar que el sistema no está bloqueado y
una de baja presión según los reglamentos estatales o gubernamentales.
Preventor tipo Ariete
El ariete de tubería es el preventor de reventones básico. La
confiabilidad del ariete se debe en parte a su simplicidad básica y en parte a
los esfuerzos que se han hecho con el diseño de la esclusa. La mayoría de
los preventores de ariete se cierran con una presión de operación de 1.500
psi (103,42 bar) y esto no debe variar a no ser que las condiciones
específicas o el tipo de esclusa requieren una presión o un procedimiento
diferente.
Los arietes vienen en muchos tamaños y con muchas clasificaciones de
presión. Hay muchas clases de arietes hechos a medida o especializados
que han sido diseñados para ciertas aplicaciones en particular. Los arietes
van desde los juegos sencillos de una sola esclusa hasta cuerpos de juegos
de múltiples arietes.
Los arietes sencillos podrían consistir de un vástago pulido que cierra
por medio de girar manijas que están a cada lado para atornillar la esclusa
hacia adentro y alrededor de la tubería. Los juegos complejos de múltiples
arietes pueden estar ubicados todos juntos en un cuerpo en una carcaza,
operados a control remoto por medio de presión hidráulica.
Las esclusas de la mayoría de los sistemas de preventores se cierran
por medio de pistones hidráulicos. El vástago del pistón sella contra el pozo
por medio de un sello de labio primario instalado en la carcaza, a través del
cual pasa el vástago de operaciones. Es muy importante que la presión del
pozo esté sellada del cilindro de operaciones. Si la presión del pozo se
desvía del sello primario y entra al cilindro de operaciones, podría forzar el
ariete y abrirlo. Para evitar esto, se provee una serie de sellos secundarios y
un método de detección, incluyendo aros sello (O rings) de apoyo, un sello
de inyección de empaque de plástico y un venteo a la atmósfera. Si se nota
algún fluido drenando del preventor, se debería energizar el sello secundario
o el plástico auxiliar para sellar contra el vástago de pistón.
Algunos sistemas de BOP a esclusas usan un eje roscado para cerrar
el preventor, pero muchas veces los reglamentos exigen que los preventores
de reventones operen hidráulicamente. En caso de una falla en el sistema
hidráulico, la mayoría de los arietes se pueden cerrar en forma manual, a no
ser que estén equipados con un sistema de cierre hidráulico. Cuando están
cerrados, se pueden cerrar los arietes con sistemas de cierre hidráulicos o
manuales (volante).
La mayoría de las esclusas están diseñadas para sellar contra la
presión sólo del lado inferior. Esto significa que el ariete no aguantará la
presión si se coloca al revés. Adicionalmente, tampoco se puede hacer una
prueba de presión desde el lado superior.
Por lo tanto, al instalar el conjunto hay que tener cuidado de asegurarse
de que está en la posición correcta. El nombre del fabricante debe estar
puesto correctamente y las entradas de circulación o salidas deben estar
ubicadas debajo del ariete. Cuando cambian los empaques en los arietes,
recuerde que la mayoría de los problemas surgen porque no se cierra y se
sella correctamente el bonete o el sello de compuerta.
Es una buena práctica inspeccionar y reponer estos sellos según sea
necesario cada vez que se cambian los arietes o se abren las compuertas.
Se debería guardar en locación un juego de arietes para tuberías y
elementos para el sellado de las esclusas para cada uno de los tamaños de
tubería que usan, así como también, juegos completos de sellos de bonetes
o de compuertas para cada tamaño y tipo de preventor de reventones tipo
ariete que usan. También se debería tener a mano el empaque de plástico
para los sellos secundarios.
Figura 40. Preventor tipo ariete. Fuente: Well Control Manual capitulo 10 (p.7).
Arietes para tubería
Las esclusas para tubería están diseñadas para cerrar alrededor de una
tubería. La fuerza básica y limitación principal de un ariete para tubería es el
recortado del bloque de la esclusa.
El preventor de reventones tipo ariete es un bloque de acero cortado
para encajar con el tamaño de la tubería alrededor de la cual se cerrará. La
intención es que el recorte cierre y provea un buen sello alrededor de un
diámetro o tamaño de tubería en particular.
Hay una goma de empaquetado auto alimentable en el recorte, que
sella el ariete alrededor de la tubería. Otra goma de empaque auto-
alimentable (el sello superior) en la parte superior del ariete sella hacia arriba
contra la parte superior de la abertura del ariete en el cuerpo del preventor
para sellar el espacio anular contra la presión.
La mayoría de los arietes tienen guías para centrar la tubería. El
troquelado (recorte) del bloque del ariete se encaja bien con el tamaño de la
tubería. Mientras que el ariete cerrará alrededor de una tubería que tiene un
pequeño ahusamiento, no se cerrará alrededor de la rosca de unión sin
aplastar la unión o dañar la cara del ariete. Se debe tener cuidado especial
cuando está cerrando la esclusa cerca de una rosca de unión, especialmente
cuando trabaja con tubería de aluminio, cuyo ahusamiento es más grande
que el de la tubería de acero.
No se debe probar el funcionamiento de los arietes de tuberías sin tener
la tubería del tamaño apropiado en los preventores, para así evitar daños. No
se deberían cerrar en un pozo abierto (sin columna), dado que podrían
causar daños y estiramiento del empaquetador. Se puede mover la tubería
en los arietes para tubería. Para minimizar el desgaste en las superficies.
Arietes ciegos
Los arietes ciegos son un ariete especial que no tiene un recorte para la
tubería en el cuerpo de la esclusa. Los arietes ciegos tienen elementos de
empaque grandes y se hacen para cerrar sin que haya tubería en el pozo. Al
probarlos, deben estar presurizados a la clasificación plena.
Figura 41. Ariete ciego. Fuente: Well Control Manual capitulo 10 (p.8).
Arietes cortadores
Las esclusas de corte son otro tipo de ariete, pero con hojas especiales
para cortar tubulares (tubería, tubería de perforación, collares -portamechas-,
etc.).
Quizás haya que usar presiones reguladas más altas que las normales
y/o usar reforzadores hidráulicos, según el tipo de ariete cortador y el tubular
que se va a cortar.
Los arietes cortadores tienen tolerancias de cierre pequeñas. Cuando
se cierran para probar su funcionamiento, no se deben cerrar de golpe con
alta presión, sino que hay que cerrarlas con una presión de operación
reducida de aproximadamente 200 psi (13.79 bar).
Cuando se prueban los arietes cortadores a presión, el empaquetador
se estira. Dado que el empaquetador en los arietes cortadores es pequeño,
se pueden realizar muy pocas pruebas de presión y, a la vez, mantener un
empaquetador que se pueda usar. No haga más pruebas de presión en los
arietes cortadores de las que sean necesarias.
Arietes ciegos y cortadores
Los arietes ciegos y cortadores combinan tanto la capacidad ciega o de
cerrar el pozo abierto como la capacidad de cortar. Éstos ofrecen la ventaja
de cortar la tubería y sellar el pozo abierto después de cortar la tubería. Otra
ventaja de los arietes ciegos / cortadores es la ventaja del espacio que se
ahorra al usar un solo juego para hacer el trabajo tanto de los arietes ciegos,
como de los arietes cortadores.
Figura 42. Arietes ciegos y cortadores. Fuente: Well Control Manual capitulo 10 (p.9).
Arietes de diámetro variable
Las esclusas de diámetro variable (VBR) sellan varios tamaños de
tubería y, según el tipo de VBR un vástago kelly hexagonal. También pueden
servir como el ariete principal para un tamaño de tubería y el ariete de
soporte para otro tamaño. Los arietes de diámetros variables también se
pueden usar en los pozos que tienen sartas ahusadas, donde el espacio es
una preocupación. Además, un juego de arietes de diámetros variables en un
preventor podría ahorrar un viaje de ida y vuelta del conjunto de BOP
submarina. Esto se debe a que no hace falta cambiar las esclusas cuando se
usan sartas de tuberías de diferentes diámetros.
En un tipo de VBR, el empaque contiene insertos de acero de refuerzo,
que son similares a aquellos que están en el empaquetador del anular. Estos
insertos giran hacia adentro cuando se cierran los arietes, haciendo que el
acero provea el soporte para la goma que sella contra la tubería. En las
pruebas de fatiga estándar, los empaquetadores de diámetro variable
rindieron comparablemente con las empaquetaduras de esclusas de tubería.
Los arietes de diámetros variables son adecuados para usar donde hay H2S.
Otro tipo de VBR consiste de varias placas troqueladas pequeñas para
tubería que se deslizan hacia afuera de una tubería de tamaño mayor hasta
que el troquelado correcto se encierra alrededor de la tubería. Se colocan
elementos de sellado entre cada placa para efectuar un sello.
Figura 43. Arietes de diámetro variable (VBR). Fuente: Well Control Manual capitulo 10 (p.9).
Instalaciones del conjunto
El cabezal de la tubería de revestimiento provee la base para la
columna del preventor de reventones, el cabezal de la tubería y el árbol de
producción (Chrismas tree).
Provee el alojamiento para los conjuntos de cuñas y empaquetaduras
(packing assemblies) para suspender y aislar otras sartas de la tubería de
revestimiento, tales como la tubería de revestimiento intermedia y de
producción. Si el cabezal de la tubería de revestimiento no está
perfectamente vertical, podría haber problemas con el preventor de
reventones y la tubería de revestimiento.
Hay pautas generales para la instalación para mejorar las operaciones y
las pruebas de la columna. Use siempre aros empaquetadores nuevos entre
los preventores. Cuando está ensamblando el sistema, fíjese en cada
preventor para estar seguro de que lo que está escrito en el forjado está con
el lado correcto arriba. Las aberturas de circulación en las esclusas, si las
tuviese, deben estar en la parte inferior del ariete. Tenga cuidado de cómo
levanta la unidad. Una oscilación inapropiada del sistema puede lastimar a
alguien, dañar el equipo o hacer que sea difícil bajarlo suavemente o
alinearlo correctamente.
En el inventario de los repuestos se debería incluir un conjunto de
empaquetaduras anulares para encajar en las conexiones a bridas. Limpie
las ranuras anulares y/o superficies de unión con trapos limpios, agua y
jabón. Los cepillos de alambre y raspadores pueden rasguñar las superficies
de unión y las ranuras anulares y no se podrá probar la columna.
Es necesario hacer un esfuerzo especial para identificar las entradas
de cierre y apertura hidráulicos y manténgalos limpios. Basura y tierra en el
sistema operativo hidráulico eventualmente causará la falla del sistema.
Cuando está armando la columna, un componente a la vez, se ajustan todos
los pernos a mano hasta armar la totalidad de la columna.
Bridas y anillos empaquetadores
Los puntos de conexión son un punto débil en cualquier sistema de
tuberías o válvulas y la columna del preventor de reventones no es ninguna
excepción. Las bridas y los aros empaquetadores para sellar están sujetos al
abuso durante el armado, lo cual puede llevar a una falla en las pruebas de
presión. Probablemente la mayor fuente de fallas son los rasguños en los
aros empaquetadores, las ranuras de asiento de los anulares o las
superficies de unión cuando los están limpiando o uniendo los niples. No deje
que la cuadrilla utilice cepillos de alambre o raspadores en la superficie de
unión y en los alojamientos de los anillos. Sellos malos no pasarán una
prueba de presión, haciendo que la columna tenga que ser desarmada y
quizás llevando a conexiones falladas. Siempre se deben limpiar y secar las
ranuras anulares antes de instalarlos.
Sin embargo, en los casos donde las tolerancias de aro a ranura son
estrechas, algunos fabricantes podrían permitir la aplicación de un aceite
liviano (por ejemplo, WD-40) para ayudar a que el aro se asiente
correctamente. Hay que inspeccionar los aros a fondo. Cualquier daño al aro
puede impedir que se asiente correctamente.
Muchas veces la cuadrilla no se da cuenta de cuán importante es
mantener las tuercas ajustadas en las bridas de conexión. Los aros tipo X
que están energizados con la presión ayudan a mantener las bridas
ajustadas, pero no hay nada que pueda reemplazar el volver a ajustarlos. Las
empaquetaduras anulares tipo RX y BX se usan en las empaquetaduras o
ranuras del tipo que se energizan por sí solas. Las empaquetaduras anulares
tipo R no se energizan por sí solos y no se recomiendan para ser usados en
equipamiento para controlar pozos. Las empaquetaduras anulares RX se
usan con las bridas del tipo 6BX y cubos 16B. Las empaquetaduras anulares
tipo BX se usan con bridas del tipo 6BX y los cubos tipo 16BX.
Los pernos de las bridas del cabezal de pozo son especialmente
críticos en las columnas en las plataformas auto-elevadizas (jackups) y en
equipos sobre plataformas. Esto se debe a que el movimiento de la larga
tubería conductora que va al fondo del mar está restringido en la parte
superior por estar amarrada la columna con el equipo de perforación.
En cualquier columna en un equipo en la superficie, si sólo se amarra la
columna al equipo, enormes fuerzas pueden actuar contra la brida del
cabezal del pozo donde se concentra todo el pandeo. Se puede minimizar
este efecto si es posible amarrar al conductor contra el equipo.
La conexión de cubo y grampa API consiste de dos cubos apretados
contra un aro metálico de sellado por una abrazadera de dos o tres piezas.
Esta conexión requiere menos pernos para armarlo y es más liviana, pero no
es tan fuerte como la conexión de brida API del diámetro equivalente en
cuanto a tensión, pandeo o carga combinada. Sin embargo, las conexiones
de abrazadera o campana propias (“caseras”) pueden ser iguales o mejores
que la conexión embridada API para cargas combinadas.
Figura 44. Empacadura anular. Fuente: Well Control Manual capitulo 10 (p.13).
Sistema de cierre del acumulador
Los preventores de reventones para la perforación rotativa datan desde
los inicios de este siglo. Sin embargo, recién fue en los años de los 50 que
hubieron buenos métodos para cerrar los preventores. Las unidades más
antiguas de los preventores de reventones usaban un sistema de eje roscado
manual. Todavía se usan algunos sistemas de cierre manuales en los
equipos pequeños. Durante el inicio de una surgencia, es esencial cerrar el
pozo rápidamente para mantener el amago de reventón (surgencia) pequeño.
Generalmente los sistemas que funcionan manualmente son más lentos
que las unidades hidráulicas y pueden llevar a volúmenes de influjo mayores.
Se han probado las bombas de fluidos, aire del equipo y unidades con
bombas hidráulicas y ninguno fue satisfactorio.
Los acumuladores hidráulicos son los primeros sistemas que han
resultado ser satisfactorios. El acumulador provee una manera rápida,
confiable y práctica para cerrar los preventores cuando ocurre un amago de
reventón (surgencia). Debido a la de cierre tienen bombas adicionales y un
volumen excesivo de fluido además de los sistemas alternativos o de apoyo.
Las bombas de aire / eléctricas se conectan para recargar la unidad
automáticamente a medida que disminuye la presión en el botellón del
acumulador.
El sistema estándar de los equipos utiliza un fluido de control de aceite
hidráulico o una mezcla de productos químicos y agua guardados en botellas
de acumuladores de 3.000 psi (206,84 bar). Se guarda suficiente fluido para
usar bajo presión para que todos los componentes de la columna puedan
funcionar con presión, junto con una reserva para seguridad.
En aquellos ambientes que son extremadamente fríos, se debe tener
cuidado de no dejar que la temperatura del núcleo del acumulador caiga por
debajo del punto de congelamiento. Los elementos de goma que están
adentro, tales como las vejigas, se tornarán quebradizos y pueden reventar.
Figura 45. Unidad de acumulador. Fuente: Well Control Manual capitulo 10 (p.18).
Manifold del estrangulador
El propósito del manifold es el de proveer un método de circulación
desde la columna del preventor de reventones bajo una presión controlada.
El manifold provee rutas alternativas para que se puedan cambiar o reparar
los estranguladores y las válvulas. El boletín API RP-53 3.A.3 provee una
descripción del manifold del estrangulador y las prácticas recomendadas
para su planificación e instalación. Las recomendaciones incluyen:
Los equipos del manifold que están sometidos a la presión del pozo
y/o de la bomba (generalmente están aguas arriba de los estranguladores e
incluyéndolos) deberían tener una presión de trabajo que sea al menos igual
a la presión de trabajo de los preventores de reventones que se están
usando. Se deben probar estos equipos cuando se instalan a presiones que
sean igual a la presión de trabajo de la clasificación de la columna del
preventor de reventones que está en uso.
Los componentes deberían cumplir con las especificaciones
aplicables de API para acomodarse a la presión, temperatura, abrasividad, y
corrosividad anticipada para los fluidos de la formación y los fluidos de
perforación.
Para las presiones de trabajo de 3M (206.84 bar) y más, sólo se
deberían usar conexiones embridadas, soldadas o engrampadas con los
componentes sometidos a la presión del pozo.
Se debería colocar el manifold del estrangulador en un lugar
accesible, preferentemente afuera de la subestructura del equipo.
La línea del estrangulador (que conecta la columna del preventor de
reventones con el manifold del estrangulador) y las líneas aguas abajo del
estrangulador:
Debería ser lo más recta posible que sea práctico; si se requiere
algún codo, debería ser orientado específicamente.
Debería estar firmemente anclada para evitar excesivos
movimientos o vibraciones.
Debería tener un diámetro de suficiente tamaño para evitar una
erosión excesiva o fricción de fluidos.
El tamaño mínimo recomendado para las líneas del estrangulador es
de 3” (76.2 mm) de diámetro nominal (los diámetros nominales de 2” [50.8
mm] son aceptables para las instalaciones de Clase 2M [137.89 bar]).
El tamaño mínimo recomendado para las líneas de venteo aguas
abajo de los estranguladores es de 2” (50.8 mm) de diámetro nominal.
Para volúmenes elevados y operaciones de perforación con aire /
gas, se recomiendan líneas de 4” (101.6 mm) de diámetro nominal o más
grandes.
Debería proveer rutas alternativas de flujo y quema aguas abajo de la
línea del estrangulador para que se puedan aislar las piezas erosionadas,
taponadas o que funcionan mal para ser reparadas sin interrumpir el control
del flujo.
Debería considerar las propiedades para bajas temperaturas de los
materiales utilizados en las instalaciones que estarán expuestos a
temperaturas inusitadamente bajas.
La línea de purga (la línea de venteo que se desvía de los
estranguladores) debería ser por lo menos igual en diámetro que la línea del
estrangulador. Esta línea permite que el pozo circule con los preventores
cerrados mientras que mantiene un mínimo de contrapresión. También
permite un alto volumen de purga de los fluidos del pozo para aliviar la
presión de la tubería de revestimiento estando los preventores cerrados.
Aunque no se muestra en las ilustraciones de los equipos típicos, los
tanques de amortiguación (colectores) a veces se instalan aguas abajo de los
ensambles de estranguladores para manipular las líneas de purga juntas.
Cuando se usan colectores, se deberían tomar las previsiones para aislar
una falla o malfuncionamiento sin interrumpir el control del flujo.
Se deberían instalar medidores de presión que sean adecuados para
servicio con fluidos abrasivos para que se puedan supervisar con exactitud
las presiones en la tubería o la tubería de perforación y el espacio anular y
que sean fácilmente visibles en la estación donde se realizarán las
operaciones de control del pozo.
Todas las válvulas del manifold del estrangulador que están
sometidos a erosión al controlar el pozo deberían ser de paso total (apertura
plena) y estar diseñadas para operar con gas de alta presión y fluidos
abrasivos. Se recomienda usar dos válvulas de abertura plena entre la
columna del preventor de reventones y la línea del estrangulador en las
instalaciones con presiones de trabajo clasificadas en 3M 8206.84 bar) y
más.
Para aquellas instalaciones clasificadas para presiones de trabajo de
5M (344.74 bar) y más, se recomienda lo siguiente:
Una de las válvulas en el párrafo anterior debería ser accionada
a distancia.
Se deberían instalar dos válvulas inmediatamente aguas arriba
de cada estrangulador.
Se debería instalar por lo menos un estrangulador remoto. Si se
anticipa que se utilizará este estrangulador por tiempo prolongado, se
debería usar un segundo estrangulador remoto.
Todos los estranguladores, válvulas y tubería debería estar
clasificados para servicio con H2S.
Estranguladores
El estrangulador controla el caudal de flujo de los fluidos. Al restringir el
fluido a través de un orificio, se coloca fricción o contrapresión en el sistema,
permitiendo controlar el caudal del flujo y la presión del pozo. Los
estranguladores para controlar pozos tienen un diseño diferente que los
estranguladores para la producción de gas y petróleo. En general, el
estrangulador de producción no es adecuado para controlar un pozo. Se
usan estranguladores que se pueden ajustar manualmente para algunas
aplicaciones de control de pozos, pero la mayoría de las operaciones a
presión usan estranguladores ajustables a distancia.
Estranguladores fijos
Los estranguladores fijos (porta orificios) generalmente tienen un
cuerpo de estrangulador en línea para permitir la instalación o cambio del
tubo reductor del estrangulador con un orificio de cierto tamaño.
Estranguladores ajustables
Se pueden operar los estranguladores ajustables manual o
remotamente para ajustar el tamaño del orificio.
Estranguladores ajustables manuales
Este es el tipo básico de estrangulador. Tiene una barra ahusada y un
asiento. A medida que la barra se acerca más al área de asiento, hay menos
distancia libre y más restricciones para el fluido que pasa por ella,
produciendo más contrapresión en el pozo.
A menudo este tipo de estrangulador es el equipo para controlar pozos
al cual menos atención se le presta. Sirve como el estrangulador de apoyo y
muchas veces como el estrangulador primario en las operaciones. Se
debería tener cuidado de lubricar, operar y probar este equipo vital regular y
correctamente, de acuerdo con las pautas de los cuerpos estatales o
federales o gubernamentales.
Estranguladores ajustables remotos
Los estranguladores ajustables remotos son los estranguladores
preferidos en las operaciones de perforación y para trabajos relacionados
con presión. Proveen la capacidad de supervisar las presiones, las
emboladas y controlar la posición del estrangulador, todo desde una sola
consola. Los dos fabricantes más comunes son Cameron y Swaco.
Por lo general el estrangulador de Cameron está disponible con rangos
de operación entre 5000 a 15000 psi (344.74 a 1034.21 bar). Están
compensados (especificados) para trabajar con H2S.
El estrangulador utiliza una barra que entra y sale de una puerta
(asiento) de estrangulación ahusada. En su uso general, a su apertura plena
cuando la barra está completamente salida de la puerta, provee una apertura
de 2” (50.8 mm). El mecanismo de operación es un cilindro de doble acción
que opera con la presión hidráulica de la consola del estrangulador. Varios
fabricantes proveen estranguladores que tienen esencialmente el mismo
diseño que el estrangulador Cameron.
El “Súper Estrangulador” de Swaco normalmente está disponible en
rangos de operación entre 10000 psi (689.47 bar) y 15000 psi (1034.21 bar).
El estrangulador de 10000 psi (689.47 bar) está disponible con especificación
normal y para H2S. El estrangulador utiliza dos placas solapadas de carburo
de tungsteno, cada una con una apertura de media luna, que se mueven
alineándose o no.
La apertura plena, cuando las dos media lunas están en línea, produce
una apertura de un poco menos del área de un tubo reductor de inserción
completo para estrangulador de 2” (50.8 mm). El estrangulador cierra y sella
bien ajustado para actuar como una válvula.
El mecanismo de operación es un conjunto de cilindros de doble acción
que operan un piñón y cremallera que hacen girar la placa superior del
estrangulador. El aire del equipo de perforación que energiza el panel del
estrangulador provee la presión hidráulica.
Ambos estranguladores tienen paneles de operación que incluyen la
posición del estrangulador, contadores de golpes (emboladas) y/o volumen,
medidores de presión de la tubería vertical (stand pipe) /tubing y la tubería de
revestimiento, una válvula de posicionamiento, una bomba para operaciones
hidráulicas y un interruptor para prender-apagar (dar potencia).
Ambos tipos de estranguladores son buenos en operaciones de control
de pozos. Las limitaciones básicas comunes en ambos tipos es que rara vez
se utilizan y tienden a congelarse, perder la presión del manómetro y estén
desconectados los contadores de la bomba. Se puede resolver todos estos
problemas por medio de operar el estrangulador en cada turno y correr una
verificación semanal del funcionamiento y operación del panel del
estrangulador.
Figura 46. Modelo de panel de estrangulador remoto. Fuente: Well Control Manual capitulo 10 (p.23).
Equipos para manejar gas
Los equipos para manejar el gas son una parte vital de los equipos
para controlar reventones. Sin éstos, las operaciones para controlar un pozo
son difíciles y pueden ser peligrosas debido al gas que está en la locación.
Los equipos que manejan el gas remueven los grandes volúmenes de gas
que podrían causar una mezcla explosiva si se permitiera que se mezclen
con el aire alrededor del equipo.
Separador de gas del lodo (gas busters)
Los separadores de gas (gas busters) generalmente son la primera
línea de defensa del gas en locación. Un separador de gas es un recipiente
sencillo y abierto que está conectado a la punta de la línea del manifold o
estrangulador, justo antes de que el fluido entre en la pileta de succión.
La mayor cantidad de gas que sube con una surgencia se separará del
fluido luego del estrangulador. El separador maneja este gas. El separador
de gas permite que el gas libre que sale del fluido salga del sistema y gravite
o sea empujado hacia la línea de quema o coronamiento de la torre. El
diseño varía desde un simple cilindro abierto que se usa con algunos
manifolds hasta el separador más complejo que opera con un flotador.
Con los fluidos claros (livianos), el separador de gas podría ser
suficiente. La baja viscosidad de los fluidos claros permite que el gas salga
del fluido bajo la presión atmosférica. Con los fluidos viscosos (más
espesos), solo con el separador de gas quizás no sea suficiente.
La fuga de gas (“gas blow-by”) es un término que se utiliza para
describir la sobrecarga de este equipo a medida que la presión se incrementa
adentro del separador de gas, desplazando el fluido en el cierre hidráulico y
permitiendo que el gas entre en el área de la pileta.
Se debería supervisar la presión dentro del separador de gas cuando el
gas está en la superficie y ésta se debe mantener en valores que evitan esta
sobrecarga y reducen la posibilidad de una ruptura del recipiente.
Desgasificadores
El desgasificador tiene una capacidad limitada para manejar volúmenes
de gas, pero dado que el volumen de gas que está arrastrado (atrapado) en
el fluido es bajo, por lo general el desgasificador es adecuado.
Si la viscosidad del fluido es alta o si el fluido está contaminado, el gas
quizás no salga libremente.
Los desgasificadores pueden separar el gas arrastrado en el fluido por
medio de usar una cámara de vacío, una cámara presurizada, un rocío
centrífugo o una combinación de estos diseños. El desgasificador más
común es un tanque al vacío o una bomba de rocío, pero hay muchos
desgasificadores y algunos combinan las funciones. Los tres
desgasificadores más comunes son el desgasificador al vacío de SWACO, el
Desgasificador al vacío de Welco y la Bomba Desgasificadora Seeflo (“flujo a
la vista”) de Drilco.
Los desgasificadores no requieren de mucho mantenimiento. Hay que
lubricar las bombas y calcular su tamaño correctamente. Cuando se usa un
brazo del flotador, hay que mantener las juntas lubricadas. Cuando se usa
una bomba al vacío, hay que vaciar el separador que está delante del
compresor diariamente.
En general, los desgasificadores al vacío son más eficaces para
trabajar con lodos viscosos pesados donde es difícil extraer el gas. En
cualquier operación de desgasificación, se incrementan los requerimientos
del tiempo de pasaje y la energía para su extracción a medida que se
incrementan la viscosidad del lodo y las fuerzas del gel.
Normalmente el desgasificador ingresa el fluido de una pileta próxima a
las zarandas y descarga el fluido desgasificado en una pileta aguas abajo y
hacia la pileta de succión. También se usan desgasificadores en la línea de
flujo que minimizan la cantidad de gas que va a las zarandas.
Válvulas de seguridad y flotadoras
Un método para cerrar la sarta es una parte básica del equipo para
controlar el pozo. Los equipos para cerrar la tubería o la tubería de
perforación incluyen las válvulas de seguridad, las flotadoras y los
preventores de reventones interiores. Estos equipos los maneja la cuadrilla
de la plataforma. Es esencial que el perforador y el jefe de equipo se
aseguren que la cuadrilla entiende las reglas para la operación y el
mantenimiento de estos equipos esenciales.
La válvula superior del vástago (kelly cock superior) es una parte
estándar del conjunto de la junta superior del kelly. La figura abajo muestra
una válvula superior OMSCO que tiene una válvula integral de sentido único.
Otras válvulas superiores son simplemente válvulas tipo esfera, charnela o
tapón. El propósito básico de la válvula superior es el de proteger a la
manguera de perforación, la cabeza giratoria y el equipamiento de superficie
de las altas presiones del pozo. Generalmente se prueba con presión cuando
se prueba la columna. Hay un mantenimiento limitado en la válvula superior.
La válvula inferior del vástago (kelly cock inferior) es una válvula que
abre completamente, apoyando la válvula superior. Permite que se retire el
vástago cuando la presión en la sarta es mayor que la clasificación de los
equipos de superficie. Una práctica común es la de usar la válvula inferior
como una válvula para ahorrar fluido o lodo.
El uso continuo de la válvula inferior tiene sus ventajas y desventajas.
La válvula se opera en cada conexión entonces se mantiene libre y en
condiciones de operación. La cuadrilla aprende cómo operar la válvula y la
manija se mantiene cerca (disponible).
Figura 47. Válvula superior de vástago (kelly cock). Fuente: Well Control Manual capitulo 10 (p.26).
Válvula de seguridad de apertura completa
Además de las válvulas en la junta kelly, se requiere mantener otra
válvula de seguridad de apertura plena en la plataforma (piso) del equipo. Si
ocurre una surgencia durante una maniobra, hay que instalar esta válvula de
inmediato. Manténgala en un lugar donde esté a mano. Debe estar en
posición abierta y la manija para cerrarla tiene que estar en un lugar visible, a
fácil disposición de la cuadrilla. Si se usa una sarta combinada, o se está
corriendo una tubería de revestimiento (entubando), entonces debe haber
una reducción en la conexión de la válvula u otra válvula con las roscas de
conexión apropiadas.
La válvula de seguridad o de conexión, comúnmente llamada una
válvula de piso, héroe o TIW, es una válvula de esfera de apertura plena. La
válvula de conexión debe ser lo suficientemente liviana como para que la
cuadrilla la pueda levantar, o se deben tomar las provisiones para que se
pueda levantar con un elevador neumático o sistema de contrapeso. En la
válvula también se puede instalar una manija removible en un buen punto de
contrapeso para que se pueda manejar con facilidad.
Las válvulas de conexión requieren muy poco mantenimiento, pero al
igual que los estranguladores que rara vez se usan, necesitan ser operadas
al menos una vez por semana para evitar que se congelen. El uso de
sustitutos de reducción (para poder usar la válvula de conexión básica con
diferentes tamaños de tubería) puede hacer que la válvula de conexión sea
pesada, torpe y difícil de conectar.
Preventor de reventones interior
El preventor de reventones interior (llamado a veces una válvula Grey)
es una válvula de contrapresión o válvula anti-retorno. Es una válvula de
sentido único que opera a resorte que se puede trabar en posición abierta
con una varilla de traba que se puede retirar. Su uso principal es para entrar
al pozo bajo presión. La BOP interior permite circular el pozo, pero evita que
la presión o el flujo regresen a la sarta. Es una herramienta sencilla y
confiable, pero dado que no abre plenamente, el diámetro interior de la sarta
queda limitado.
Debido a su diseño, no se pueden correr las herramientas de los
cable/alambre a través de él, entonces hay algo de renuencia para usar el
preventor de reventones interior a menos que sea necesario. No se debería
usar el BOP interior para conectar en tubing o tubería de perforación que
está fluyendo a pesar del término común de preventor de reventones interior.
Si es necesario, se puede conectar después de detener el flujo con una
válvula de seguridad. Debería haber siempre una en posición abierta en el
piso del equipo en todo momento.
Válvulas de contrapresión
El preventor de reventones interior (llamado a veces una válvula Grey)
es una válvula de contrapresión o válvula anti-retorno. Es una válvula de
sentido único que opera a resorte que se puede trabar en posición abierta
con una varilla de traba que se puede retirar. Su uso principal es para entrar
al pozo bajo presión. La BOP interior permite circular el pozo, pero evita que
la presión o el flujo regresen a la sarta. Es una herramienta sencilla y
confiable, pero dado que no abre plenamente, el diámetro interior de la sarta
queda limitado. Debido a su diseño, no se pueden correr las herramientas de
los cables / alambre a través de él, entonces hay algo de renuencia para usar
el preventor de reventones interior a menos que sea necesario.
No se debería usar el BOP interior para conectar en tubing o tubería de
perforación que está fluyendo a pesar del término común de preventor de
reventones interior. Si es necesario, se puede conectar después de detener
el flujo con una válvula de seguridad. Debería haber siempre una en posición
abierta en el piso del equipo en todo momento (figura 46).
Figura 48. Válvula de contrapresión. Fuente: Well Control Manual capitulo 10 (p.28).
Indicador de retorno de lodo
En términos de los equipos para detectar los amagos de reventón
(surgencias), el indicador de retorno probablemente sea el equipamiento más
importante que se usa. Por lo general el indicador de retorno de lodo es una
paleta en la línea de flujo. La paleta que está en la línea de flujo informa el
flujo del fluido en la línea. Esta señal se envía a la consola del perforador,
donde es comunicada como un porcentaje de flujo (% flujo) o galones por
minuto (litros por minuto en el sistema métrico).
En la mayoría de las operaciones, un cambio relativo en la tendencia
establecida es un indicador de un potencial peligro. Entonces es sumamente
importante que se detecte cualquier cambio en el flujo. Si ocurre una
surgencia del pozo, algo ha entrado en él. Esto empujará el fluido afuera de
la línea de flujo, indicado como un incremento en el flujo.
Las piletas con la succión y descarga del desgasificador no deberían
permitir que el fluido fluya por la canaleta hasta el tanque siguiente. Estas
canaletas deberían estar cerradas y se debe abrir el caño nivelador en la
parte inferior. De esta manera, el lodo cortado por gas, más liviano, que flota
en la parte superior, no fluirá a los tanques de circulación y mezcla. El mismo
principio se aplica también para los tanques de mezcla y succión.
Totalizadores del volumen de las piletas
Los totalizadores del volumen de las fosas (PVT) supervisan, registran y
suman el volumen en cada pileta como así también la superficie del volumen
del fluido de trabajo. El indicador del volumen de la pileta (figura 47) es un
instrumento básico de advertencia en el control de un pozo. Un amago de
reventón (surgencia) en el pozo empuja el fluido hacia afuera del pozo. El
PVT registra el incremento en el nivel de la pileta (o el volumen en la pileta).
Entonces, una de las advertencias de una surgencia en el pozo es un
incremento en el volumen de la pileta. La mayoría de los sistemas del
volumen de la pileta son sencillos para operar. Los sistemas de ahora utilizan
flotadores mecánicos o sensores eléctricos (sónicos) para medir la altura del
fluido en cada pileta.
Esta altura se multiplica por el volumen en la pileta en barriles por
pulgada o algún término similar. El volumen de cada pileta individual se suma
y se informa en la carta y en el indicador. Estos cálculos y mediciones se
pueden hacer ya sea eléctricamente o por aire (neumáticamente). El
indicador del perforador tiene un sistema de alarma que llama la atención
hacia los cambios en las piletas. Para operar y mantener estos sistemas, se
debería verificar lo siguiente todos los días:
Verifique el papel y la tinta de la carta.
Si hay flotadores, limpie la acumulación de lodo y asegúrese de que
se mueven con facilidad.
Eleve y baje cada flotador para verificar que le informa al perforador
de algún cambio.
Si es un sistema neumático, purgue el agua del secador de aire.
Verifique la botella del lubricante de aire para ver si tiene aceite.
Para los sensores sónicos, verifique que el sensor esté libre de
acumulaciones de lodo y que el fluido no tiene espuma flotando encima.
Limpie el sensor de acuerdo con las recomendaciones del fabricante.
Figura 49. Totalizador de pileta. Fuente: Well Control Manual capitulo 10 (p.32).
Detectores de gas
Los detectores de gas que están en los equipos se utilizan para advertir
al personal de un incremento en el flujo que sale del pozo y las áreas de
concentración de gas en lugares donde podría ocurrir una explosión o
incendio. Otros tipos de detectores de gas se colocan en áreas donde se
pueden acumular gases tóxicos, tales como H2S, y causar daño al personal.
Se deben probar los detectores de gas regularmente con una fuente de
gas aprobada. Hay que soplar las líneas de venteo periódicamente para
quitar los gases viejos o atrapados. Se debe realizar el mantenimiento de
acuerdo con las especificaciones del fabricante. Algunos problemas obvios
con los detectores de gas son las líneas rotas o taponadas o que los
cabezales de detección están sucios. Si las alarmas se colocan solamente en
la unidad de registro de lodo, entonces hay que tener un empleado en esta
unidad las 24 horas al día.
Manómetros
En la mayoría de las operaciones de la industria petrolera, la medición
de la presión es de suma importancia. La presión de la bomba, el
estrangulador y de cierre se pueden medir en varios lugares.
Los manómetros que se usan para medir la presión de la bomba o de
circulación (figura 48) incluyen el manómetro del tubo vertical (stand pipe),
que generalmente está montado en el tubo vertical en la plataforma del
equipo. Podría estar montado en otra posición si el perforador lo puede leer
fácilmente.
Los manómetros de la tubería de perforación o del tubing generalmente
están montados en la consola del perforador y en el panel del estrangulador
remoto. El perforador utiliza el manómetro que está ubicado en su panel en
condiciones normales de perforación o circulación. Pero cuando se registran
tasas de bombeo lentas (caudales de ahogo), durante las actividades para
controlar un pozo y las pruebas de sensibilidad de presión, generalmente se
usa el manómetro en el panel de estrangulador remoto debido a su precisión.
Los valores en el manómetro que mide la presión en el stand pipe
deberían estar cerca unos de otros. Si hay grandes discrepancias entre las
lecturas, se debe volver a calibrar o reparar el manómetro incorrecto. La
presión de la bomba también se mide con un manómetro montado en la
bomba. Este manómetro muestra la presión absoluta para circular a una
velocidad dada e incluye todas las pérdidas de presión por fricción.
Los manómetros en la plataforma del equipo y en la consola del
estrangulador remoto deberían dar lectura un poco menor que el de la bomba
debido a la fricción entre la bomba y el tubo vertical. Los manómetros que
miden la presión de la tubería de revestimiento o del espacio anular
generalmente se encuentran en el manifold del estrangulador y en el panel
del estrangulador remoto.
A este manómetro se le podría llamar el manómetro del cabezal del
pozo o de la tubería de revestimiento. La mayoría de los cuerpos reguladores
requieren un manómetro para supervisar la presión entre las sartas de
tubería de revestimiento. El rango de los manómetros es un tema de mucha
discusión. Lo ideal es que el rango sea hasta la presión más alta anticipada o
hasta la presión de trabajo para el cual los equipos que se están usando
están clasificados, con un alto grado de precisión en todo el rango. La escala
del manómetro debería ser lo suficientemente pequeña como para registrar
los pequeños cambios en la presión. En la mayoría de las operaciones, sin
embargo, se usa un manómetro de 5000 o 10000 psi (344.74 o 689.47 bar).
Se debate sobre la precisión de los manómetros con rangos grandes en
cuanto a la presión baja. No es raro tener una inexactitud de 0.5 a 1.5 por
ciento o más. En un manómetro de 10000 psi (689.47 bar), por ejemplo, la
incertidumbre de la presión sería por lo tanto de +/- 50 a 150 psi (3.45 a
10.34 bar). Muchas veces varios manómetros se colocan en un manifold o se
mantienen en locación para compensar por estas inexactitudes.
También podría haber inexactitudes y daños como resultado de
vibración, pulsación y absorción de golpes si algún objeto se golpea contra el
manómetro. Los manómetros llenos de fluido ayudan a amortiguar las
vibraciones y los golpes y también lubrican y protegen los componentes
internos. Otra fuente de inexactitud es el aire en la línea hidráulica. Por este
motivo, se debería usar una bomba de fluido hidráulico manual para purgar
las líneas regularmente.
Figura 50. Manómetros de presión para bombas. Fuente: Well Control Manual capitulo 10 (p.33).
Procedimientos de cierre
Con la tubería en el fondo
Durante la perforación:
Alerta al personal.
Levante la herramienta hasta que la unión que la cupla quede sobre
el nivel del piso del equipo.
Pare la mesa rotaria o top drive.
Pares las bombas.
Observe si el pozo esta fluyendo.
Cierre duro (válvula de choke cerrado)
Abra la válvula de línea del conjunto BOP (HCR, válvula de alivio que
se encuentra antes de la válvula de estrangulación remota choke, su
manipulación también es remota).
Cierre el preventor de reventones designado.
Notifique al personal de la compañía operadora.
Cierre modificado (válvula de choke cerrado)
Cierre el preventor de reventones designado.
Abra la válvula de la línea del conjunto BOP.
Notifique al personal de la compañía operadora.
Lea y registre la presión de cierre de la tubería de perforación y la
tubería de revestimiento cada minuto.
Cierre blando (válvula de choke abierta)
Abra la válvula de línea del conjunto BOP.
Cierre el preventor de reventones designado.
Notifique al personal de la compañía operadora.
Lea y registre la presión de cierre en la tubería de perforación y
presión de la tubería de revestimiento cada minuto.
Cerrar válvula de choke mientras se contrala el pozo.
Durante la maniobra:
Alerte al personal.
Fije las cuñas de modo que la última cupla de la sarta quede en el
nivel normal de trabajo sobre la plataforma de trabajo.
Instale una válvula de seguridad de pasaje pleno, abierta.
Observe si el pozo esta fluyendo.
Cierre duro (válvula de choke cerrado)
Instalar la válvula de seguridad de pasaje pleno, en posición abierta,
cerrar la válvula.
Abrir la válvula de la línea del estrangulador (HCR).
Cierre el preventor de reventones designado.
Notifique al personal de la compañía operadora.
Levante e instale el vástago kelly o una cabeza de circulación, ábrala
válvula de seguridad, si no está usando una válvula de retención asegurarse
que el equipo de superficie este lleno antes de abrir la válvula de seguridad.
Leer y registrar la presión de cierre de la tubería de perforación y
presión de cierre de la tubería de revestimiento cada minuto.
Cierre modificado (válvula de choke cerrado)
Instalar la válvula de seguridad (FOSV) en posición abierta, cerrar la
válvula
Cierre el preventor de reventones designado.
Abra la válvula de la línea del conjunto BOP (HCR).
Notifique al personal de la compañía operadora.
Levante e instale el vástago kelly o una cabeza de circulación, abra
la válvula de seguridad. Si no se está usando una válvula de retención,
asegurarse que el equipo de superficie esté lleno antes de abrir la válvula de
seguridad.
Lea y registre la presión de cierre de la tubería de perforación y la
tubería de revestimiento cada minuto.
Cierre blando (válvula de choke abierta)
Instalar la válvula de seguridad (FOSV) en posición abierta, cerrar la
válvula y abra la válvula de línea del conjunto BOP (HCR).
Cierre el preventor de reventones designado.
Cerrar el estrangulador mientras se observa la presión de la tubería
de revestimiento para asegurarse que no se excedan los límites de presión
que soporta el casing o la formación
Notifique al personal de la compañía operadora.
Recoger e instalar el vástago kelly o la cabeza de circulación, abrir la
válvula de seguridad (FOSV). Si no se está usando flotador, asegurarse que
el equipo de superficie esté lleno antes de abrir la válvula de seguridad.
Lea y registre la presión de cierre de la tubería de perforación y la
presión de la tubería de revestimiento cada minuto.
No se usa el vástago (Kelly) en los equipo de perforación que tienen
montado rotadores d superficie (Top Drive). Una vez que se ha cerrado e
pozo, se recomienda que se instale un tramo corto de cañería (pup joint) o
una barra, entre el equipo top drive y la válvula de seguridad de apertura
pleno (FOSV) conectada en la columna. Ábrase luego la válvula. Si el flujo a
través de la sarta impide la instalación de la válvula de seguridad, puede
conectarse el equipo motor del top drive y enroscarse directamente en la
tubería de perforación.
Los sistemas con equipo rotor de superficie, emplean una válvula de
seguridad de apertura plena a control remoto (hidráulica) que siempre está
enroscada en el equipo motor. Si se sospecha de una surgencia, la cañería
puede fijarse en las cuñas, bajarse el equipo motor y hacerlo girar en la sarta.
Se cierra luego la válvula de seguridad de pasaje pleno (FOSV). A poca
profundidad, en los casos en que el tiempo resulta crítico, esta técnica ofrece
gran ventaja sobre los sistemas convencionales de rotación con vástagos o
kelly.
No es correcto cerrar un preventor de ariete o esclusa alrededor de una
junta o cupla de herramienta. Para prevenir esta circunstancia, se requiere
conocer la distancia del buje o casquillo de conexión del kelly o vástago
(RKB, iniciales de Rotary Kelly Bushing) en la plataforma del equipo, hasta
los componentes de cierre de los preventores de reventones. También debe
conocerse la longitud promedio de la tubería en uso. El perforador y el
personal de la cuadrilla deben conocer la longitud aproximada por encima de
la mesa rotaria para poder evitar que el preventor anular y las exclusas se
cierren alrededor de la conexión de la herramienta. Deben usarse longitudes
exactas si es que la cañería se va a colgar de un juego de preventores de
ariete.
El espaciamiento en operaciones flotantes, puede ser más
problemático. El agua de grandes profundidades (Tirante de aguas
profundas), los cambios de las mareas y las condiciones del mar complican
el espaciado y el colgado de herramientas, especialmente debido a que
muchos sistemas de preventores de reventones submarinos, son más largos
que la longitud promedio de cañería que se usa. Es obligatorio en
consecuencia, efectuar la medición exacta de cada tramo de cañería y / o
tiro.
Generalmente, el preventor anular superior se utiliza para cerrar el
pozo. Una vez cerrado, si se desconocen los espaciamientos exactos, debido
a los movimientos o los factores indicados anteriormente, se debe subir la
cañería lentamente y controlar el peso y el medidor de flujo del acumulador
de presión. El peso deberá aumentar ligeramente a medida que la junta o
cupla de la herramienta se extrae a través del preventor anular. A medida
que pasa, el preventor anular tomará más fluido para mantener la presión de
cierre contra el cuerpo de cañería. Puede entonces calcularse el
espaciamiento.
Una vez que se ha verificado el espaciamiento, cerrar las esclusas o
arietes colgadores. Cuelgue la sarta usando el compensador de aparejo y
cierre los seguros de cierre de las esclusas. Si es posible, purgue la presión
atrapada entre al ariete cerrado y el empaque anular, luego abra el preventor
anular.
Cierre sobre el portamechas
Una de las situaciones más críticas al cerrar un pozo, se desarrolla
cuando se extraen los portamechas a través de la mesa rotaria.
Generalmente se utiliza el preventor anular, pero deben tomarse en cuenta
las situaciones que complican el proceso de cierre, tales como el uso de
portamechas espiralados o la falta de un flotador o válvula de contra-presión.
Además, existe la posibilidad de que el influjo pueda hallarse cercano a
la superficie; si la fuerza hacia arriba que genera la presión del pozo en la
acción de cerrar, es mayor que el peso de los portamechas, el pozo podría
tratar de expulsar los mismos cuando se intente el cierre.
A menudo, los portamechas tienen una dimensión y tipo diferente de
rosca. Debe tenerse disponibles los niples o reducciones adaptadoras con la
combinación adecuada, en el piso del equipo, armados con una válvula de
seguridad y listos para instalarlos. Deben atenderse los procedimientos para
enroscar y levantar este conjunto.
Debe convenirse un plan de acción a seguir y deben contestarse
preguntas, tales como las siguientes:
¿Es más seguro extraer los restantes portamechas, o instalar la
reducción adaptadora / válvula de seguridad?
Al hacer el cierre, si los portamechas empiezan a ser expulsados del
pozo, ¿se utilizará un estrangulador para aliviar la presión debajo del espacio
anular? (Recuérdese que esto puede también permitir que haya mayor
ingreso de flujo al pozo.)
Si deben soltarse los portamechas para que caigan al pozo, ¿cómo
se hará esta operación?
Una consideración importante respecto de cualquier maniobra de
bajada o sacada de la columna, es la ubicación de los portamechas en la
torre. Deberán estar dispuestos de manera que no obstruyan las barras de
sondeo en caso de que deba introducirse nuevamente la misma al pozo.
Cierre con la sarta fuera del pozo
Existen muchos criterios acerca de qué es lo que se debe hacer para
detectar una surgencia, cuando se tiene el conjunto fuera del pozo. Las
posibilidades incluyen el cierre de las esclusas totales (con el estrangulador
cerrado o abierto), el cierre de un ariete de cañería, y cubrir la mesa rotaria.
Todas estas situaciones presentan problemas diferentes en la detección de
surgencias mientras se tiene el conjunto fuera del pozo, sin embargo estos
problemas pueden resolverse controlando el pozo u observando los
manómetros de presión, e implementando procedimientos de contingencia.
Generalmente:
1. Si los arietes ciegos están cerrados y el estrangulador abierto:
controlar si hay flujo en el estrangulador.
2. Si los arietes ciegos y el estrangulador están cerrados: controlar el
manómetro de presión de la cañería de revestimiento (espacio anular) para
ver si es que sube la presión. Algunos operadores, tienen la política de que
cuando el trépano pasa la mesa rotaria, se abre la válvula hidráulicamente
controlada (HCR), se cierra el estrangulador remoto, se llena el pozo y se
cierran los arietes ciegos. Si se pistoneó gas dentro del pozo durante la
sacada de la columna, entonces habrá un incremento de la presión de
superficie después de un tiempo, dependiendo de las velocidades de
migración.
3. Si los arietes de tubería están cerrados: controlar la línea de flujo
para ver si hay flujo.
El solo hecho de que no se tenga flujo por el pozo, no significa que no
se tenga una surgencia en el pozo. Si se utiliza la técnica 2 descripta
anteriormente, en zonas donde la temperatura ambiente cae por debajo de la
del congelamiento del agua, el alineamiento de un estrangulador podrá
congelar el lodo y obturar el estrangulador, dando una lectura falsa. Antes de
abrir los arietes ciegos con las técnicas 1 y 2 anteriores, asegúrese que el
estrangulador esté abierto para ventear la columna y revise que el personal
no esté muy cerca de la boca del pozo.
Se han dado casos en que los manómetros no sean precisos o que no
registren bajas presiones. Si se usa la técnica 3, el cerrado de los arietes de
tubería en un pozo abierto, podría evitar que caigan piezas grandes y
desperdicios dentro del pozo y le permitirá ver si es que el pozo está
fluyendo, aunque también podría dañar los sellos del empaque frontal del
ariete o reducir la vida útil de los arietes de cañería.
Cuando se detecta flujo mientras se tiene el conjunto fuera del pozo,
deberá cerrarse el pozo. Esto detiene el influjo, permite determinar las
presiones y permite un tiempo para decidir cuál será el próximo paso de
acción a seguir. La mayor parte de los operadores usará técnicas de
introducción de la tubería a presión y técnicas volumétricas para bajar la
tubería al fondo, al tiempo que mantienen la presión de fondo de pozo
controlada.
Donde las características de la formación sean bien conocidas, (por
ejemplo una formación cerrada en la que no se produzca un alto caudal de
flujo), y donde sea mínimo el peligro de que el gas suba a la superficie, podrá
considerarse la decisión de bajar varios tramos de tubería de nuevo al pozo.
Debe entenderse que bajar de nuevo la tubería a un pozo abierto y activo, es
una acción peligrosa y ha llevado a varios desastres.
Puede dar por resultado presiones de superficie significativamente más
altas que las que se tendrían si es que el pozo se hubiera cerrado
originalmente. Si existe una situación de desbalance, el flujo interno
continuará ingresando y acelerará la velocidad o aumentará el caudal de flujo
y se desplazará más lodo.
También la migración de gas y el desplazamiento hacia arriba de la
surgencia, al fijar la tubería dentro del flujo entrante, podrían reducir la
presión hidrostática efectiva, acelerando por lo tanto el influjo o permitiendo
que ingrese un volumen adicional del mismo. Y si el pozo tiene que cerrarse
mientras se está corriendo la cañería, podría no tenerse suficiente peso de
cañería para vencer la fuerza del golpe de presión. Los arietes de cañería
deberían cerrarse para evitar que el pozo expulse la cañería fuera del pozo.
Si se corrieron los portamechas, los arietes de tubo no evitarán que los
portamechas se descarguen del pozo. Bajo ninguna circunstancia debería
bajarse cañería dentro del pozo (preventores de reventones abiertos) si se
tiene en curso un flujo significativo o si hay gas en la superficie.
Cierre mientras se corre tubería de revestimiento
El principal objetivo de una secuencia de cierre, es el de cerrar primero
el más pequeño y vulnerable paso del flujo. El diámetro interior de la tubería
de la sarta, es generalmente el menor diámetro comparado con el espacio
anular y usualmente es el que se cierra primero. La situación opuesta ocurre
cuando se está bajando la tubería de revestimiento, en cuyo caso el espacio
anular debe cerrarse primero.
Antes de bajar la tubería de revestimiento, los preventores deben ser
equipados con esclusas para casing y luego someterse a una prueba de
presión. Deberá disponerse de una cabeza de circulación enroscada a una
válvula de alta presión bajo torque en el piso del equipo. Este conjunto
deberá instalarse de inmediato luego de cerrar las BOP en caso que falle el
collar flotador. Los equipos montados en unidades flotantes deberán contar
con un adaptador desde el casing a la barra de sondeo para permitir que la
columna de entubación pueda quedar suspendida en las BOP de ser
necesario.
Deberá verificarse la presión de cierre en los BOP anulares respecto de
la presión de aplastamiento del casing y realizar los ajustes que sean
necesarios. Una alternativa a esto último en equipos de BOP de superficie es
posicionar un caño frente al anular, purgar toda la presión con el regulador de
presión del anular e ir incrementando, en forma gradual, de a 100 psi (6.89
bar) por vez hasta lograr el cierre alrededor del caño. A partir de ese
momento, 100-200 psi (6.9 - 13.8 bar) adicionales serían suficientes para
formar un sello. Una vez más, antes de agregar presión de sellado, verificar
que no ocurra aplastamiento. Si se necesitara presión adicional para obtener
un sellado, ajustar una vez cerrado.
Cierre sobre perfilaje de cables
Las operaciones con línea de cable, emplean generalmente un
lubricador, si es que hay la posibilidad de presión en la superficie durante
esta operación. El arreglo típico del lubricador, consiste en una caja de
engrasado, inyectores de grasa, uniones de lubricador o cuerpos de cañería,
preventores de reventones y una válvula para purga o bombeo interno (alta
presión / baja torsión.) El equipo puede ser conectado con niples de
diferentes formas, dependiendo de la aplicación. El equipo puede ser:
Sujeto por una brida a un preventor anular
Asegurado dentro del preventor anular o los arietes
Conectado o roscado a una brida de calibración (válvula de corona)
sobre el árbol de producción.
Se requiere una estrecha colaboración entre los equipos de perforación
y de manejo de línea de cable, para detectar los golpes de presión y su
manejo apropiado. Se da a continuación, una sugerencia de secuencia de
cierre:
1. Notifique al operador de línea de cable para que cese las
operaciones.
2. El perforador cierra la válvula de purga o de bombeo interno.
3. Los preventores de reventones se cierran manualmente o mediante
una bomba hidráulica manual. El perforador debe designar las personas que
efectuarán esta tarea. Cabe hacer notar que pueden usarse dos preventores
de reventones de ariete para línea de cable, siendo que el preventor del
fondo debe colocarse invertido. Se utiliza el preventor de fondo en esta
situación, como un sello de alta presión contra la grasa que se inyectará
entre los dos arietes cerrados para proveer un sello de grasa viscosa contra
la línea del cable trenzado.
4. Notifique a los supervisores que el pozo está cerrado.
5. Debe tenerse un medio de cortar la línea de cable si surgiera la
necesidad de hacerlo. Esto puede lograrse con arietes de cizalla cortacables
y una bomba hidráulica de mano (en la plataforma del equipo de perforación)
o un juego de arietes de corte o arietes ciegos/ de corte en los preventores
contra reventones. No debe usarse válvulas de seguridad (las de apertura
total (FOSV) ni Master), puesto que no están diseñadas para este tipo de
servicio.
Manejo del gas en la superficie
Hasta que se haya determinado la naturaleza de la surgencia, todo el
personal del pozo debe ser alertado de la posibilidad de la presencia de
gases tóxicos y/o explosivos. Todo el personal asignado deberá probar los
equipos de detección de gases, respiradores y dispositivos de alarma, para
verificar su buen funcionamiento. Una vez que se haya cerrado el pozo, el
personal responsable, deberá revisar inmediatamente el cabezal de pozo, los
preventores contra reventones, los múltiples, los estranguladores, las líneas
para ahogar el pozo, entre otros, para detectar posibles fugas. En los equipos
de mar, se debe apostar un vigilante para que observe signos de gas
alrededor del pozo. Si es que se detectaran fugas, se deben reportar
inmediatamente.
Adicionalmente, durante las operaciones para controlar el pozo, es
necesario que los ítems anteriores, sean revisados frecuentemente. Si se
observa una fuga de gas, debe reportarse inmediatamente - no se debe tratar
de detenerla antes de notificar a los supervisores. Asegúrese de que el gas
no sea tóxico. Si se están ajustando conexiones para reparar una fuga,
deben usarse martillos de bronce, para evitar chispas.
En la operación de cierre, debe alinearse el estrangulador con el
separador de gas. Asegúrese que el separador esté funcionando
apropiadamente. Durante la circulación, contrólese el separador para verificar
que no aumente la presión y haya un escape de gas. Asegurarse que el
desgasificador esté operando correctamente y las fosas o tanques estén
alineados correctamente. Confírmese que las líneas de venteo y del
quemador estén abiertas y que el encendedor esté en condiciones de
funcionamiento.
Si es que tiene que usarse una línea de quemado en la propia torre,
debe tenerse la precaución de asegurarse que ningún líquido ni gases
pesados, que pudieran ser tóxicos se asienten en la torre o el equipo.
Elimínense todas las posibles fuentes de ignición, incluyendo
actividades de soldadura, motores y equipos que no sean necesarios en la
operación.
Procedimientos de desviación mientras se perfora
Los dispositivos de desviación son preventores de reventones
(usualmente del tipo anular) que están diseñados para proteger el equipo de
perforación de reventones superficiales, puesto que cierran el pozo debajo
del equipo, al mismo tiempo que permiten que la surgencia sea evacuada
bajo condiciones de seguridad a través de líneas de desalojo, debajo del
preventor.
Los procedimientos de desvío, se deben implementar con rapidez,
porque el tiempo desde la detección de la surgencia hasta que la misma
llegue a la superficie, puede ser mínimo. Los signos de aviso de una
surgencia de gas superficial, podrían incluir los siguientes:
Un aumento de flujo (a menudo con bastante caudal)
Lodo que sale por encima del niple campana y/o el piso de la
plataforma del equipo.
Pérdida de presión en el stand pipe y aumento de las emboladas.
Recuerde que todos los signos se presentarán rápidamente, de manera
que los procedimientos de desvío deben ser conocidos y efectuarlos con
celeridad.
Procedimiento de desviación durante la bajada y sacada de tubería
1. Abrir la línea desviadora a favor del viento.
2. Instalar la válvula de seguridad de apertura plena
3. (FOSV) en posición de abierta, luego cerrarla.
4. Cerrar el preventor. (Puede usarse una esclusa en lugar del anular
para evitar que la tubería se desplace hacia arriba.)
5. Instalar el vástago o kelly, uniones articuladas
6. (Chicksan) o rotor de superficie (top drive).
7. Abrir la válvula de seguridad.
8. Bombear con lodo a máxima potencia, o cámbiese a agua de mar,
lodo pesado o con lodo de los tanques o fosas de reserva.
Los pasos 1, 2 y 3 deben efectuarse lo más rápidamente posible.
Apenas el personal haya asentado las cuñas y el perforador haya asegurado
las cadenas del freno, la válvula de seguridad de apertura plena deberá
conectarse y el personal debe cerrarla, al mismo tiempo que el perforador
cierra el ariete.
Métodos para controlar el pozo
Método del perforador
El Método del Perforador es una técnica utilizada para circular y sacar
los fluidos de la formación del pozo, independientemente de si se controla el
pozo o no. A menudo se usa para quitar las surgencias, descomprimido
durante un retorno (trépano a superficie). El Método del Perforador es
sencillo y directo. Es importante entender las técnicas y las ideas que se
usan en el Método del Perforador, porque otros métodos de control de pozos,
incorporan muchos de sus principios. En ciertos casos, sin embargo, el
Método del Perforador puede causar presiones algo más elevadas en la
tubería de revestimiento respecto de otras técnicas además requiere más
tiempo para ahogar el pozo. Es ideal para ser aplicado durante las
maniobras.
Una vez que vuelve el fondo, la columna del fluido anular circula y se
quita el influjo. También se usa donde no se necesitan o no están disponibles
los materiales para incrementar el peso. Además, se usa para quitar amagos
de surgencias de gas, donde las altas tasas de migración pueden causar
problemas durante el pozo cerrado. También se puede usar donde hay
recursos limitados de personal y/o equipos. Sin embargo, no se usa a
menudo en aquellos pozos donde se anticipa o se espera que haya una
pérdida de circulación.
Con el Método del Perforador, el primer amago se circula y se saca del
pozo. Luego, si el pozo está con un balance por debajo de lo normal, se
reemplaza el fluido con uno que ejerza más presión que el de la formación
(que el de la surgencia).
A continuación está el procedimiento para el Método del Perforador:
Cierre el pozo después del amago.
Registre las Presiones de Cierre en la Tubería de perforación
(SIDPP) y de Cierre de la Tubería de revestimiento (SICP), estabilizadas.
De inmediato circule y saque el fluido invasor (la surgencia) del pozo.
Al terminar esto, cierre el pozo por segunda vez.
Si es necesario, se incrementará el peso del fluido (la densidad).
Se circula el pozo por segunda vez con un fluido nuevo y más
pesado para recuperar el control hidrostático.
Método de densificar y esperar
El Método de Esperar y Pesar es una combinación de diferentes
ventajas y desventajas inherentes a los métodos de control de pozo
manteniendo constante la presión del fondo (BHP). El Método de Esperar y
Pesar mata la surgencia en el tiempo más corto y mantiene los rangos de
presiones del pozo y d la superficie más bajas que cualquier otro método.
Necesita de buenas instalaciones de mezclado para pesar el fluido,
cuadrillas completas y ayuda adicional de la supervisión. En la mayoría de
los equipos de perforación marinos todo esto está disponible, así como en las
operaciones profundas o geo-presurizadas en tierra. Para algunas de las
empresas este es el método que prefieren para controlar un pozo.
En el Método de Esperar y Pesar, el pozo se cierra después de un
amago. Se registran las presiones estabilizadas y el volumen de la ganancia
registrada en superficie. El peso del fluido se incrementa antes de empezar a
circular, de ahí el nombre, Esperar y Pesar. Luego, el fluido pesado se
circular por el pozo, manteniendo la densidad y las presiones correctas,
durante el control del pozo.
En la práctica real, es raro controlar un pozo en una sola circulación
debido al desplazamiento ineficiente del fluido por el espacio anular. Esto es
una realidad con cualquier método que emplee para controlar un pozo. A
continuación están los procedimientos para Esperar y Pesar:
Se cierra el pozo después del amago.
Se registran las Presiones de la Tubería de perforación (SIDPP) y la
Tubería de revestimiento (SICP) estabilizadas.
Se densifica el lodo hasta el peso calculado para el fluido de control.
Cuando las piletas activas están densificadas, empieza la circulación.
Se sigue una tabla de presión de circulación, versus el volumen de
fluido bombeado de control por el pozo.
Método concurrente
Al método concurrente, que involucra pesar e fluido mientras se está en
el proceso de circular y sacar el amago del pozo, también se le ha llamado el
método de circular y pesar o el método de incrementar el peso lentamente.
es un método primario para controlar pozos con una presión de fondo
constante para ejecutar el método concurrente se requiere hacer algo de
contabilidad y cálculos, mientras está en el proceso de circular y sacar el
amago del pozo, porque podrían haber densidades diferentes e intervalos
irregulares en la sarta dado que hay que hacer algunos de los cálculos muy
rápidamente, a menudo el personal operativo ha optado por el método del
perforador o el método de esperar y pesar, rechazando el método
concurrente por ser demasiado complicado.
No es una tarea tan grande como para causar un rechazo inmediato
para tomar en cuenta del método concurrente. Normalmente los registros de
los datos se llevan de manera centralizada en el panel del operador del
estrangulador en la plataforma del equipo de perforación. La recolección de
los datos necesarios resulta ser una herramienta muy valiosa en cuanto a
ayudar organizar las operaciones de control y dar confianza a los que están
haciendo el trabajo. En resumen, ellos pueden saber qué está pasando y
sentir que están controlando la situación. Se necesita registrar dos columnas
de datos, además de lo que normalmente se lleva (es decir, los cambios de
presión que se requieren a medida que cambia el peso del fluido versus
cuándo los diferentes fluidos entran a la sarta y llegan el trépano).
Algunos operadores requieren que los datos para el método
concurrente se registren aun cuando tienen la intención de usar el método
del perforador o el método de esperar y pesar. De esta manera, estando los
datos necesarios siempre disponibles, se puede recurrir al método
concurrente en caso de problemas en el proceso de incrementar el peso del
fluido sin tener que cerrar y luego volver a establecer la circulación. (Es
durante el arranque y el cierre que es más probable que ocurran pérdidas de
circulación o amagos secundarios). Por lo tanto, en vista de las potenciales
ventajas ofrecidas por el método concurrente, se recomienda que se
mantengan registros adecuados durante el proceso de circular y sacar
cualquier amago o surgencia.
Método Volumétrico
Se puede describir el Método Volumétrico como un medio para proveer
una expansión controlada del gas durante su migración. Se puede usar
desde el momento en que se cierra el pozo después de un amago o kick,
hasta que se pueda poner en marcha un método de circulación y se pueda
usar, para traer un amago o kick de gas a la superficie sin usar una bomba. A
igual que con otros métodos de presión constante en el fondo del hoyo, el
Método Volumétrico está basado en los principios de la Ley de Gas. Cambia
la presión por volumen en el momento apropiado para mantener una presión
en el fondo de hoyo que es igual a, o un poco más alta que, la presión de
formación con el amago o kick, sin exceder la presión de fractura de la
formación.
La intención del Método Volumétrico no es la de controlar el amago de
un reventón, sino más bien es un método para controlar las presiones de
fondo y en la superficie hasta que se puedan iniciar los procedimientos de
control. En los casos de amagos descomprimidos, se puede usar este
método para traer el influjo a la superficie. Y, siempre y cuando que no se
permita el ingreso de ningún flujo adicional, las técnicas volumétricas se
pueden usar para reemplazar el gas con fluido para que el pozo vuelva a
tener el control de la presión hidrostática.
La preocupación principal es que el gas que migra puede causar
incrementos en la presión en la superficie, en el fondo y en todo el pozo que,
a su vez, podrían causar la falla de los equipos en la superficie o de la
tubería de revestimiento, o una falla en la formación con las resultantes
pérdidas de retornos y posiblemente un reventón subterráneo. El método
volumétrico reduce estas presiones altas por medio de una purga sistemática
de fluido para permitir la expansión del gas.
Hay varias situaciones en que se podría aplicar el método volumétrico.
La sarta está fuera del hoyo
Las bombas no pueden operar debido a algún malfuncionamiento
mecánico o eléctrico
La sarta está taponada
Hay un período de cierre como para incrementar el peso del fluido de
perforación antes de usar Esperar y Pesar, o para reparaciones en los
equipos de superficie (estrangulador, tubería, mezcladores de fluido, etc.)
Un derrumbe en la sarta de perforación que impide el
desplazamiento del amago o kick por uno de los métodos de circulación
La sarta está a una distancia considerable del fondo y el amago del
reventón está por debajo de la sarta
Se acumula presión en la tubería de revestimiento en un pozo de
producción o inyección debido a una fuga en la tubería o el empaque
Durante operaciones de deslizamiento (stripping) o intervención con
presión.
Por lo general se puede determinar la necesidad de usar el Método
Volumétrico por el comportamiento de la presión en la tubería de
revestimiento tan pronto como apenas unos minutos después de que se ha
cerrado el pozo. Si la presión en la tubería de revestimiento no se incrementa
después de unos 30 minutos, probablemente no hay ningún gas asociado
con el amago o kick. (Con excepción de los pozos con fluido a base de aceite
o que están sumamente desviados, donde la solubilidad o el ángulo del hoyo
puede impedirlo o hay una migración lenta.) Si la presión de la tubería de
revestimiento sigue incrementándose por encima de la presión de cierre
original, hay gas. Existe la posible necesidad de usar el método volumétrico
cuando hay demoras en iniciar un método de circulación principal.
1. La Ley del Gas. Normalmente se usa la Ley de Boyle a los fines de
controlar pozos (ignora los efectos de la temperatura y los factores de la
compresibilidad del gas).
LEY DE BOYLE
P1 x V1 = P2 x V2
Donde: P1 = la presión en la posición 1; V1 = el volumen en la posición
1; P2 = la presión en la posición 2; y V2 el volumen en la posición 2.
La Ley de Boyle describe la relación presión/volumen del gas. Si el gas
se expande (incrementando el volumen) la presión adentro del gas
disminuirá. Esto es precisamente la acción tomada con el método
volumétrico. Se deja expandir la burbuja de gas por medio de purgar un
volumen calculado de fluido en la superficie, reduciendo así las presiones en
el hoyo.
2. La Teoría de la Burbuja Única. Se utiliza en el comentario sobre el
control de pozos por su simplicidad. También se supone que un amago de
reventón o kick viene desde la profundidad total del pozo. En realidad, un
amago de reventón puede estar extendido, en forma de muchas burbujas, a
lo largo de miles de pies o metros, lo cual significa que a la hora en que se
cierra el pozo se ha permitido una expansión considerable de gas. Esto
significa que hay una SICP más baja. Por lo general se estima la densidad
del gas de 1.25 a 2.75 ppg (150 a 330 kg/m³) siendo 2.2 ppg (264 kg/m³) la
norma para pozos de 10000 pies (3048 m). A medida que el gas se expande,
su densidad disminuye. Un gas muy poco profundo podría ser menos de 0.25
ppg (30 kg/m³).
Figura 51. Diagrama de un pozo. Fuente: Well Control Manual capitulo 7 (p.34).
Nomenclatura:
BHP = presión de fondo, psi (bar)
HP = presión hidrostática psi (bar)
SITP = presión de cierre en la , psi (bar)
SICP = presión de cierre en la tubería de revestimiento, psi (bar)
MW = peso de lodo, ppg (kg/m³)
l = altura de la columna de lodo por encima del gas, pie (m)
H = altura de la burbuja de gas, pie (m)
Hm = altura del lodo debajo del gas, pie (m)
Ptg = presión encima del gas, psi (bar)
Pbg = presión en el fondo del gas, psi (bar)
TVD = profundidad vertical real, pie (m)
Responsabilidad del personal
Varios factores pueden afectar el tamaño de la cuadrilla de personal
que se requiera para un determinado trabajo. Cada miembro del equipo,
debe conocer su lugar de trabajo y sus responsabilidades en las actividades
de control del pozo. Hay actividades específicas que pueden requerir de
especialistas, tales como la bajada de tubería de revestimiento, cementación
o equipos de registros por cable, que se añaden a la lista del personal activo
en funciones, modificando en consecuencia las responsabilidades generales
asignadas.
Recuerde que la principal responsabilidad de cada miembro es la de
mantener las líneas de comunicación abiertas. Las responsabilidades
individuales que se muestran debajo, son representativas de lo que debe
hacerse, y la persona que típicamente ejecuta la tarea durante los eventos de
control de pozo. La lista siguiente solo provee un ejemplo y de ninguna
manera es una recomendación ni representa una política.
Perforador
Su responsabilidad primaria es la detección de la surgencia o amago
y su verificación
Cerrar el pozo.
Notificar al supervisor.
Organizar al personal para la operación de controlar o ahogar el
pozo.
Permanecer en la consola de perforación para operar el equipo y las
bombas del equipo durante la operación de control del pozo.
Toolpusher / jefe del equipo
Responsable del equipo y su personal
Verifica el despliegue del personal en los turnos de entrada y de
salida, notifica al ingeniero de barcaza o capitán del barco, sobre las
operaciones de control
Puede ser el responsable de la operación del estrangulador o de
designar al operador del estrangulador
Coordina la operación de control de pozo con el representante de la
compañía
Organiza la operación de control del pozo
Tiene la responsabilidad general total, a menos que el equipo de
perforación tenga un Gerente de Instalación de Costafuera (Offshore
Installation Manager) (OIM)
Da las instrucciones al personal, supervisa las operaciones y se
asegura que el personal conozca sus responsabilidades
Notifica y mantiene abiertas las comunicaciones con la oficina
Puede ser responsable de las operaciones del estrangulador, o de
designar al operador de estrangulador
Ingeniero de barcaza / lastre
Notifica a los barcos de apoyo sobre las operaciones
Permanece en alerta en la sala de control para recibir instrucciones
Controla las transferencias de fluidos
Enganchador, chango o asistente del perforador
Se dirige a la zona de las fosas o piletas, pone a punto y supervisa el
separador de gas, el desgasificador y las fosas o piletas
Trabaja con el ingeniero de lodos para supervisar al personal de
mezclado y para asegurarse que las bombas de mezclado estén funcionando
y estén dispuestas adecuadamente.
Ayudantes (dependiendo de su designación)
Reportan a la estación asignada de control de pozo (piso del equipo,
sala de bombas, consola, etc.)
Siguen las instrucciones del perforador
Electricista / mecánico
Asiste al mecánico / encargado de motores, si se requiere
Se mantiene atento para recibir órdenes
Ingeniero de lodos
Se dirige a las piletas o fosas
Supervisa las operaciones de densificación del lodo
Mantiene constantes las propiedades y densidad del fluido
Peones
Se dirigen a la sala de lodos o de bombas y siguen las instrucciones
del supervisor
Encargado de motor (motorista)
Apaga todo el equipo no esencial
Se asegura que los sistemas de poder o potencia funcionen durante
la operación
Se dirige a la estación asignada para las operaciones de control.
Se mantiene atento para recibir órdenes y para detener el equipo de
perforación
Cementador
Se reporta a la unidad de cementación
Pone todo a punto para bombear el cemento
Se mantiene atento para recibir órdenes
Ingeniero submarino (operaciones con equipo flotante)
Se reporta a la plataforma del equipo para inspeccionar el panel
submarino
Revisa para descubrir probables problemas
Se mantiene atento para recibir órdenes del jefe de equipo
Personal de servicio
Se dirigen a las estaciones asignadas para las operaciones de
control de pozo
Se mantienen atentos para recibir órdenes.
158
ANALIZAR LAS TÉCNICAS BÁSICAS PARA DETECTAR Y CONTROLAR DE FORMA EFECTIVA ARREMETIDAS DE GAS EN POZOS DE PERFORACION
Cuadro de Operacionalización
Objetivos Específicos Variables Dimensión Indicadores
Determinar las causas que originan una arremetida de gas
Arremetidas de gas en pozos de
perforación
Causas que originan una arremetida de gas
Densidad insuficiente del lodo Practicas deficientes durante las maniobras Contaminación del lodo con gas Perdida de circulación Presiones anormales
Identificar los equipos de control de pozos
Equipos de control de pozos
Conjunto BOP (Blowout preventer)
Preventor anular
Preventor de arietes
Arreglo de preventores
Acumulador de presión (Unidad Koomey) Equipo de superficie
Cabezal de tubería de revestimiento
Válvula remota de control hidráulico (HCR) y válvula de choke (choke line)
Línea de matar (kill line) y múltiples de estrangulación (stand pipe)
Válvula de seguridad TP (kelly cock) Válvula manual e hidráulica del top drive
Optimizar el control de una arremetida de gas mediante los métodos convencionales y no
convencionales
Control de una arremetida de gas
Procedimientos de cierre Métodos de control
Método del perforador
Método de densificar y esperar (Ingeniero)
Método volumétrico
Método concurrente Cálculos requeridos para el control de pozos
Establecer un plan de control a seguir en la detección y control de arremetidas de gas en pozo
de perforación.
Plan de control
Esquema de control
Identificación y detección de la surgencia.
Distribución de la información.
Colocación de puestos estratégicos para cada trabajador.
Cierre del pozo.
Revisión de la información recopilada.
Ejecución del método de control correspondiente.
159
160
CAPITULO III
Marco metodológico
Este trabajo especial de grado se llevó a cabo bajo sistemas
metodológicos ya enmarcados los cuales se describirán según los
planteamientos de este proyecto.
La investigación está enmarcada dentro del paradigma positivista, es un
proceso sistemático que busca dar respuestas a una interrogante, mediante
un estudio minucioso al fenómeno a investigar; desde el punto de vista
educativo permite enriquecer el conocimiento, así como el crecimiento
cultural y científico del hombre, proporcionando nuevas alternativas, basados
en los resultados que se devenguen del estudio. Esto permitirá establecer
principios innovadores mediante la fundamentación de las conclusiones y las
recomendaciones.
La realización de un trabajo investigativo de estudio, como el trabajo
especial de grado, supone la intensión de cumplir con la aplicación de
algunos métodos, que sirvan incluso de pautas para el diseño de una
metodología y planeación adecuada a fin que se lleve a cabo la satisfacción
de las interrogantes hechas a partir del planteamiento del problema,
mediante sólidas bases conceptuales y operativamente funcionales que en
su aplicación permitan, el diseño de los protocolos investigativos que ayuden
a confirmar o negar la hipótesis formulada.
Tipo de investigación
A continuación se plantean los lineamientos que permitan elaborar los
procedimientos para la ejecución de la investigación.
161
Diseño de la investigación
Investigación proyectiva
Con el objeto de diseñar un instrumento eficaz, que represente la
necesidad de estudio de esta investigación, se debe profundizar en el nivel
de conocimiento, en la estrategia utilizada y el carácter de la investigación.
Hurtado, (2007, p.114), sostiene que la investigación proyectiva,
propone soluciones a una situación determinada a partir de un proceso de
indagación. Implica: explorar, describir, explicar y proponer alternativas de
cambio, mas no necesariamente ejecutar propuesta.
En éste mismo orden de ideas, Chávez (2007, p.146), afirma que los
estudios proyectivos, tienen como objeto plantear en forma mixta las
variedades nuevas y las técnicas e instrumentos que figuran en esa
categoría, para éste tipo de estudio se hace necesario la realización de un
proceso de indagación; el investigador basa su trabajo en su conocimiento
profesional y el de los expertos; así como en la revisión bibliográfica, éste
tipo de proyecto puede ser social, económico, tecnológico y de procesos
explicativos. Para tratar de descubrir tendencias futuras, reacciones entre
ellas y búsqueda de soluciones a las diferencias presentadas.
Por lo antes expuesto, se infiere que la investigación presentada está
sustentada bajo la tipología proyectiva, ya que para determinar y estudiar el
fenómeno se hizo necesario la indagación y la exploración parcial de las
variables, para explicarla y proponer alternativas de soluciones, dando
atributos únicos y específicos a cada una de ellas; así como las
caracterizaciones, las convergencias y las divergencias de las técnicas y
equipos, su relación y operatividad sin estipular ningún tipo de
experimentación, ni manipulación intencional, es decir se toman las variables
tal como se dan y se procede a ser analizadas en su entorno de esta manera
162
proyectar el comportamiento a situaciones futuras mediante la aplicación de
una metodología.
Investigación documental
Según Chávez N, (2007, p.37), los estudios documentales son aquellos
que se realizan sobre la base de los documentos o revisión bibliográfica, en
esta categoría se incluyen entre otros, los diseños de modelos y propuestas,
estas investigaciones se efectúan en función de documentos escritos,
numéricos o estadísticos, cartográficos, imagen y sonidos, archivos oficiales
y privados, prensa, entre otros.
La finalidad de los estudios documentales, es recolectar información a
partir de los documentos escritos y no escritos, susceptibles de ser
analizados. La investigación histórica es un tipo de estudio que se incluye en
la documental, la cual trata de análisis de las fuentes históricas y la
comparación de testimonios acerca de la época y el lugar donde ocurrió un
determinado suceso.
Dentro de éste orden de ideas, se establece también comparaciones,
ya que como lo expresa Busot (2006, p.27), los estudios comparativos
buscan establecer inferencias y comparaciones entre aspectos diferentes con
la finalidad de fundamentar conclusiones pertinente a las variables
estudiadas, dependiendo del caso.
La investigación documental en un sentido amplio se refiere al análisis
de documentos sean impresos, audiovisuales, etnográficos y los no
registrados como las manifestaciones artísticas, orales, entre otras, en su
sentido más restringido se refiere a la investigación bibliográfica.
Por otra parte, según el carácter de la investigación cualitativa esta se
basa en la revisión bibliográfica en la gran mayoría de los casos, en el
contenido del orden teórico, en las cuales se debe reflejar las posiciones,
163
coincidencias y contradicciones de los enfoques analizados, así como las
posiciones independientes del investigador Chávez N, (2007, p.138),
Por lo antes expuesto, se afirma que ésta investigación que lleva por
título análisis de técnicas básicas para detectar y controlar arremetidas de
forma efectiva, es proyectiva, documental con carácter cualitativo.
Población y muestra
Baptista (2001, p.24), afirma que la población es un universo de
personas, objetos, fenómenos o situaciones de una misma clase que posee
características similares.
Por otro lado Méndez (2001, p.56), define la muestra como un estrato
de la población sobre la cual se presenta generalizada los resultados. Para
efecto de la presente investigación no fue necesaria la selección de una
población y muestra ya que la tipología documental se fundamenta en el
análisis de documentos escritos y no escritos susceptibles de ser analizado.
Fuentes de recolección de la información
Para llevar a cabo la investigación fue necesaria la recolección de datos
mediante tres fuentes; las cuales están definidas por Hernández Sampieri Y
otros (2003, p.68) de la siguiente manera:
a) Fuentes primarias: son aquellas que permiten recolectar información
directamente de su fuente de origen, cuando no existe registro alguno, que lo
soporte, para éste estudio se requirió la opinión de expertos en la materia
cuya experiencia permitió vislumbrar los posibles escenarios de acción.
b) Fuentes secundarias: también conocidas como documental o
bibliográficas, es una técnica investigativa cuya finalidad es obtener datos e
información a partir de los documentos escritos susceptible a ser analizados,
es decir toda la literatura que esté relacionada con el tema ha investiga.
164
c) Fuentes terciarias: se tratan de documentos que compendian nombres
y títulos de revistas y otras publicaciones, periódicos, así como nombres de
boletines, conferencias y simposios, sitios web, empresas, asociaciones
industriales y diversos servicios, títulos de reportes con información
gubernamental. Este tipo de fuente es útil para detectar fuentes no
documentales tales como organizaciones que realizan o financian estudios,
miembros de asociaciones científicas, institutos de educación superior,
agencias informativas y dependencias del gobierno que efectúan
investigaciones; su principal características es que es una fuente de segunda
mano, es decir, esta sustentadas bajo el análisis de otra personas.
Técnicas e instrumento de recolección de datos
Para establecer la dimensión de la investigación documental, se empleó
una diversidad de técnicas e instrumentos de recolección de información, que
contienen principios sistemáticos y normas de carácter práctico, muy
rigurosas e indispensables para ser aplicados a los materiales bibliográficos
que se consultaron a través de todo el proceso de investigación.
Para efecto del presente estudio, se realizó el análisis profundo de las
fuentes documentales, utilizando la técnica de observación documental,
presentación resumida, resumen analítico y análisis crítico.
Al respecto Balestrini (2001, p.152) establece, que el análisis de las
fuentes documentales, se realiza mediante lectura general de los textos, para
iniciar la búsqueda y observación de los hechos presentes en los materiales
escritos consultados que son de interés para la investigación.
Partiendo de lo expuesto, la aplicación de la técnica de presentación
resumida, permitió de manera fiel y en síntesis determinar las técnicas
básicas que hasta el momento se poseen en el caso de presentarse una
arremetida en la perforación de un pozo de hidrocarburos, así como también
165
el papel importante que determinó la selección de los métodos utilizados,
para la construcción de los contenidos teóricos de la investigación.
Así mismo al incorporar la técnica de resumen analítico permitió
descubrir que el continuo estudio de las técnicas de detección y control de
arremetidas es primordial para el desarrollo de los procesos de perforación
en campo, tomando en cuenta que las ya existentes demuestran un nivel de
efectividad elevado, no obstante, es necesario seguir estudiando todos los
factores que se relacionan a ella.
Otra técnica que se empleó fue la entrevista directa participante, ya que
por medio de un proceso de comunicación verbal reciproca y con el fin último
de recoger información y la experiencia de los expertos con respecto a la
materia, se indago en un marco de opiniones las posibles bondades, virtudes
y consecuencias de la selección adecuada de las técnicas básicas y equipos
de prevención que intervienen en la cotidianidad de las labores de
perforación y aun mas importante en la aparición de situaciones indeseadas
como un arremetida.
Ésta técnica en la presente investigación, asumió diversas
características, al principio en una fase inicial fue exploratoria, planeada
mediante preguntas dirigidas y abiertas con un orden preciso y lógico; a
expertos conocedores de la materia de perforación de pozos en un dialogo
directo, espontáneo y confidencial a fin de conocer cómo opera el fenómenos
en sus diferentes etapas; previo al establecimiento de los indicadores y
factores que pueden influir tanto negativa como positivamente a la situación
analizada.
Por otro lado, es importante destacar que la técnica aplicada con
anterioridad permitieron introducir una evolución interna centrada en el
desarrollo lógico y las ideas sólidas que se necesitan para establecer los
indicadores de la metodología de tal manera de fundamentarla sobre el orden
teórico y práctico. Una vez introducida la estrategia documental que permitió
enfocar resultados, se realiza una interpretación general de los datos
166
obtenidos a fin de establecer también los mecanismo de efectividad y
operatividad de la metodología propuesta y cumpliendo con cada uno de los
objetivos.
Procedimiento de la investigación
Tomando como referencias los objetivos que delimitan la investigación
y, con la finalidad de proponer una metodología para la selección de técnicas
y equipos de prevención que permitan detectar y controlar a tiempo una
arremetida, se tomó como referencias tres fases básicas del paradigma
positivista: la primera de ellas, está referida a la delimitación de todos los
aspectos teóricos de la investigación, vinculados a la formulación y
delimitación del problema, objetivos de estudios, elaboración de marco
teórico, entre otros. La segunda implica la selección y análisis de los
métodos, y técnicas para control y detección de dicho evento, así como las
particularidades del fenómeno a estudiar.
La tercera está dirigida a los resultados y a las conclusiones inherentes
al estudio para establecer las recomendaciones, de ésta manera
fundamentar la propuesta de una metodología de selección.
Para determinar las causas que originan una arremetida se requirió un
estudio del tema a fondo para informarse de las teorías o conocimientos
científicos sobre dichos proceso y de las investigaciones antes realizadas en
relación al mismo, en donde se analizaron todos los factores que podrían de
alguna manera alterar los parámetros necesarios para mantener el pozo
estable, en función de las propiedades químicas y mecánicas que se
desenvuelven en todos los procedimientos de perforación.
En la identificación de los equipos de control de pozos: Impide
reventones, estrangulador y equipos auxiliares, se estudiaron a partir de
diversas fuentes todo el equipamiento en el taladro de perforación, desde los
instrumentos de verificación de datos del procedimiento, equipos mecánico
167
manuales e hidráulicos hasta los que brindan la potencia hidráulica y utilizada
por el blow out preventer (impide reventones).
La optimización del control de arremetidas mediante los métodos
convencionales y no convencionales, se genero de un razonamiento de las
técnicas y métodos de cierre utilizados y avalados por grandes empresas e
impartidos por instituciones especializadas en la preparación y capacitación
de los operadores de taladro, obtenidos a través de fuentes documentales,
utilizando la observación, clasificación y análisis como estrategia
metodológica.
El diseño de un plan de control que se lleve a cabo durante y después
del evento implico recurrir nuevamente a una revisión bibliográfica más
específica sobre el estudio que se está realizando, a fin de formular
planteamientos sobre los aspectos de como establecer un procedimiento de
control practico y completo, en donde se engloban los conocimientos
técnicos y avanzados de la perforación de pozos, emulando distintas
circunstancias en donde proceden procedimientos vinculados al trabajo que
se está realizando en el hoyo, y los cálculos requeridos para cada ambiente
planteado.
168
169
CAPITULO IV
ANALISIS DE LOS RESULTADOS
Para la realización de este trabajo de grado el cual lleva por objetivo
general Analizar Las Técnicas Básicas Para Detectar Y Controlar De Forma
Efectiva Arremetidas De Gas En Pozos De Perforación, se necesitará
organizar y efectuar una interpretación de cada uno de los indicadores
correspondientes a cada dimensión, los cuales se analizaran de la siguiente
manera.
OBJETIVO 1.- Determinar las causas que originan una arremetida de gas.
VARIABLE.- Arremetidas de gas en pozos de perforación.
DIMENSIÓN.- Causas que originan una arremetida gas.
INDICADOR 1.- Densidad insuficiente del lodo.
Para el desarrollo de esta investigación la capacidad que tienen los
fluidos de perforación para controlar las presiones de formación cobran vital
importancia en todas las operaciones que se realizan en un taladro de
perforación, dicha atribución es adquirida en respuesta a la acumulación del
gradiente de presión del fluido en función de la densidad que posee.
Es por esto que una insuficiencia inesperada en la presión de la
columna de fluido de perforación ocasionada por la disminución de su
densidad provocaría un sub-balance o bajo-balance con respecto a la presión
de formación, lo cual estimularía el pozo y por consiguiente ocurriría una
arremetida.
170
De acuerdo con esto es importante recalcar que la densidad juega un
papel muy importante en el control de un pozo, ya que les ofrece a los fluidos
de perforación la capacidad de mantener un diferencial de presión que
permite estabilizar el hoyo, lo que facilita la continuidad de las labores de
perforación.
INDICADOR 2.- Prácticas deficientes durante las maniobras.
.
Durante los procesos de perforación se ejecutan incontables viajes de
tubería tanto de extracción como introducción de toda la línea, procedimiento
en los cuales se deben manipular la maquinaria y equipos de taladro en total
atención al trabajo que se está realizando, ya que de aquí parten algunas de
las causas que pueden originar una arremetida o brote en un pozo de
perforación, por esta razón es imprescindible identificar las circunstancias
que pueden ocasionar dicho evento:
Llenado deficiente durante la bajada de tubería, según el Manual
Control de brotes de Schlumberger (pg. 5) “el llenado insuficiente de tubería
es otra de las causas predominantes de los brotes”. Debido a la necesidad
de realizar incesantes viajes de tubería es necesario prestar gran precaución
al momento de sacar la tubería ya que la columna de fluido pierde longitud
debido al nuevo espacio presente en el pozo, esto ocasiona que la presión
que ejerce el fluido de perforación disminuya con respecto a la presión de
formación, lo cual puede ser un gran problema si no se toman las
precauciones respectivas.
Es por esto que al no tener un control del espacio creado por la tubería
desplazada y por ende la disminución de la presión de la columna
hidrostática que interactúa con la presión de formación que se pueden
originar eventos como un amago, arremetida y por consiguiente un reventón,
debido a un sub-balance no programado.
171
Pistonéo y compresión, estos efectos son originados en todo momento
por los viajes de tubería, según el Manual de Well Control (Cap.2 - pg. 13),
dice que toda vez que se mueven tubos a través de fluido, aparecen las
fuerzas de pistonéo (swab) y compresión (surge). La dirección en que se
mueve la tubería dicta cuál es la fuerza dominante, el pistonéo o la
compresión.
Tomando en cuenta este argumento, se puede decir que cuando la
velocidad al subir o bajar la sarta es mayor que la velocidad de
desplazamiento del fluido, se estimula la formación de tal manera que en
caso del pistonéo disminuya la presión de la columna de lodo y en caso
contrario, es decir, compresión se aumente la presión de la formación. En
cualquiera de los episodios la presión de la columna de lodo pasa a ser
negativa en relación a la presión de formación, aumentando
significativamente las probabilidades de que ocurra un kick.
La condición en la que se este perforando un pozo interactúa
directamente en la toma de decisiones mientras se está haciendo un viaje de
tubería ya que si se trabaja en sub-balance es más propenso que ocurra un
kick que cuando se encuentra en sobre-balance. Esto ocurre debido a que
las condiciones de sub-balance ya presentan en la columna de fluido de
perforación una presión negativa. Otra de las condiciones que deben de
tomarse en cuenta al momento de un viaje de tubería, es la presencia de un
embolamiento en la sarta.
Espaciamiento, en términos de perforación se puede decir que el
espaciamiento es la zona localizada entre el diámetro externo de la sarta y el
diámetro del hoyo, la disminución de este espacio anular es producido por
distintos agentes, según el Manual de Well Control (Cap.2 - pg. 14),
menciona a la sal, formaciones hinchables, embolamiento, las operaciones
de levantamiento hasta el zapato, ángulos de pozos y patas de perro,
longitud del conjunto de fondo, numero de estabilizadores y herramientas de
fondo, como factores que inducen a la disminución de espaciamiento.
172
Es por esto que si el espaciamiento es afectado por cualquiera de los
factores antes mencionados y por ende disminuye el espacio anular en el
hoyo, se puede generar con grandes posibilidades una arremetida,
indiferentemente que la sarta ese subiendo o bajando en el pozo, ya que esta
disminución el espacio anular aumentaría considerablemente el efecto pistón
dentro del hoyo, ya sea comprimiendo o descomprimiendo el fondo.
INDICADOR 3.- Contaminación del lodo con gas.
El Manual de Well Control (Cap.3 - pg. 5), dice que “…aun cuando es
verdad que el lodo cortado por gas rara vez inicia una surgencia, si el
aumento fuera severo o lo suficientemente superficial, puede causar una
caída posterior de la columna hidrostática.” La contaminación de lodo con
gas o petróleo y gas refiere a la principal causa de una surgencia, sin
embargo si su detección fuese efectiva en todos los caso rara vez ocurriría
tal evento.
El Manual Control de brotes de Schlumberger (pg. 6) dice “Los brotes
también se pueden originar por una reducción en la densidad del lodo a
causa de la presencia del gas en la roca cortada por la barrena”, es decir, la
roca que es perforada por la barrena ya contiene gas en su interior por lo que
al hacer contacto esta se libera y es transportado por el fluido de perforación.
Desde otro punto de vista es necesario revisar la importancia que tienen
los fluidos de perforación en crear un balance que permita el control de los
fluidos de la formación o gas, el cual debería cumplir con la función de
mantener una presión hidrostática suficiente y un revoque consistente en las
paredes del hoyo que no permita la introducción de una surgencia al pozo,
además de crear un balance no incite a una pérdida de fluido que disminuya
la columna de lodo y por consecuencia se dé el ingreso de gas.
173
Una vez el gas se encuentre en el pozo, este se mezclara con el lodo
de perforación disminuyendo su densidad y avanzando por el anular hacia la
superficie. En este último tramo el gas después de estar sometido a altas
presiones se despresuriza en la superficie aumentando su volumen y
disminuyendo aun más la densidad y la altura de la columna de lodo, por
ende la reducción de la presión ejercida por el fluido de perforación en el
fondo del hoyo, ocasionando así un evento no deseado.
INDICADOR 4.- Pérdida de circulación.
Para el análisis de este indicador es necesario verificar lo
imprescindible y necesario que es la circulación durante la perforación de un
pozo, al igual que el nivel de fluido que debe estar presente en el anular, para
poder establecer un control que permita mantener la presión y los fluidos de
la formación en su límite.
Las pérdidas de circulación se deben específicamente a formaciones
que permiten la admisión de los fluidos de perforación disminuyendo así al
descenso del nivel de la columna de fluido, lo cual puede estimular el pozo
causando una arremetida.
Según Edween R. Chirinos Vargas, en una publicación de SEFLU
CEMPO (Isla de Margarita, 2004) PDVSA, sobre Tapones Perforables para el
Control de Perdidas de Circulación Durante la Perforación en LAGOMAR
(párrafo 1), dice que “las pérdidas de circulación durante la perforación
generan grandes gastos por consumo de fluido de perforación (en algunos
casos se pierden más de 5000 bls) y tiempo de taladro”.
En la mayoría de los casos, el problema está asociado con formaciones
agotadas y/o fracturadas, donde los materiales sellantes del fluido de
perforación, no son suficientes para bloquear la zona de pérdida y en muchos
casos, la cura es parcial y no se logra mejorar la integridad de la formación.
174
No obstante no toda la línea de perforación se puede encontrar en
estas zonas que admiten fluido, es decir, a determinada profundidad puede
estar ocurriendo una pérdida de presión por formaciones con presiones
relativamente bajas, por lo que la hidrostática del pozo empieza a disminuir,
sin embargo en la parte donde se encuentra el porta mechas o lastrabarrena
se encuentre a presiones elevadas, por lo que la columna de fluido no va a
ser suficiente para contrarrestar la presión en el fondo del pozo, por lo tanto
se corre el riesgo debido a la perdida de presión ocasionada por la
disminución del nivel del fluido de perforación de la columna a que ocurra
una arremetida.
INDICADOR 5.- Presiones anormales.
De acuerdo con lo planteado por el Manual de Well Control de
International Well Control Forum PETREX Saipem Group (Cap.2 - pg. 33),
dice que “una presión anormal de formación tendrá lugar cuando la presión
de fondo de formación tiene una gradiente mayor de 0.463 . Un kick
puede ocurrir, perforando a través de presiones de formación anormales, si el
peso del lodo es insuficiente”.
Se puede decir que las zonas de presiones anormales pueden
ocasionar una arremetida debido al repentino aumento de la presión en la
formación, a pesar de que su predicción es bastante confiable, el equipo de
taladro al mando de las operaciones de perforación debe estar alerta a
cualquier cambio en los parámetros de trabajo.
Así mismo se debe evaluar detalladamente la estructura del pozo y las
formaciones a las que se encontrará expuesta al momento de perforar el
hoyo, con toda la información recabada por los geólogos e ingenieros de
yacimientos y sus pruebas de integridad respectivas para reducir este tipo de
eventos.
175
OBJETIVO 2.- Identificar los equipos de control de pozos.
VARIABLE.- Arremetidas de gas en pozos de perforación.
DIMENSIÓN.- Equipos de control de pozos.
INDICADOR 1.- Válvula impide reventones (BOP - Blowout preventer).
Desde el punto de vista del control del pozo, el propósito de la columna
de Preventores de Reventones (conjunto de BOP), es el de cerrar el pozo
cuando ocurre una surgencia y dejar que todavía haya la mayor flexibilidad
para las operaciones subsiguientes. Si esto se mantiene en mente, hay
muchas posibles configuraciones de columna que son satisfactorias. Al
diseñar u operar la columna, las preocupaciones críticas de las operaciones
del control de pozos son algunos de los límites inherentes tales como la
presión, el calor, el espacio, la parte económica, entre otros.
Para el estudio de este dispositivo preventor se necesita identificar
todos los accesorios que posee en su interior, los cuales están colocados a
diferentes alturas y niveles que debido a su configuración permiten el control
de las presiones en el anular y en caso extremo dentro de la tubería de
perforación, estos accesorios se detallarán y analizarán a continuación:
Preventor anular.
La sección del conjunto BOP denominada preventor anular se utiliza
principalmente para sellar el espacio anular o el pozo franco, cuando se
detecta una señal de cabeceo al momento de estar perforando, metiendo o
sacando tubería del pozo.
Además el Manual de Well Control (Cap.10 - pg. 3) menciona que “el
preventor consiste de un elemento de empaque circular hecho de goma, un
pistón, un cuerpo y un cabezal (tapa). Cuando se bombea fluido hidráulico en
la cámara de cierre, ocurre una secuencia en la cual el elemento de sellado
es empujado hacia adentro.
176
Según el fabricante y el modelo, el funcionamiento interior del equipo
puede variar en cuanto a cómo se obtiene ese sello, pero típicamente es por
medio del movimiento vertical u horizontal del empaquetador”.
El uso de este tipo de preventor en el conjunto BOP también llamado
Hydrill debido a una marca reconocida que se dedica a la elaboración de
estos dispositivos, es importante ya que su empaque elástico en forma de
rosquilla de cierra alrededor de la tubería que se encuentra dentro del pozo
sin importar su diámetro, así mismo este trabajo también lo puede realizar a
hoyo abierto (sin tubería), debido a que el elemento elastómero está
diseñado para sellar la tubería de cualquier tamaño o forma y en hueco
abierto, lo que hace posible la gran factibilidad al momento de realizar un
cierre de emergencia.
Cabe destacar que la activación de este preventor se logra mediante un
movimiento ascendente del pistón activado hidráulicamente, esta energía
hidráulica es suministrada por el acumulador de presión o unidad koomey, la
cual está destinada únicamente a suministrar presión al conjunto impide
reventones.
Preventor de arietes.
El Manual De Prevención De Reventones Y Control De Pozos,
DATALOG de Dave Hawker (pg. 23), menciona lo siguiente “Los preventores
de ariete tiene un sello de caucho más rígido que calza alrededor de formas
especificas y prediseñadas”, es decir, son dispositivos que debido a su
configuración y diseño de cierre son capaces de sellar el anular de forma
rápida y práctica.
La operación básica del ariete se lleva a cabo por la presión hidráulica
que suministra el acumulador a las cámaras de operación del preventor. Para
cerrar los arietes, el fluido hidráulico se envía hacia las cámaras de cierre, las
cuales actúan sobre los pistones causando el cierre de los arietes. Según la
información suministrada por el Manual de Well Control (Cap.10 - pg. 8-9),
existen tres tipos de preventores de ariete que integran un sistema de
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válvulas impide reventones (BOP), arietes para tubería, arietes ciegos,
arietes cortadores y arietes ciegos/cortadores.
Arietes de tubería o también llamados ranes de tubería ya que su forma
permite cerrar el anular apoyándose en el diámetro externo del tubo, esto
identifica una desventaja de este dispositivo con el preventor anular, ya que
debido a las operaciones de trabajo se necesitan cambiar a menudo los tipos
de tubería lo cual producirá un cambio en el diámetro de la tubería, esto
obliga a realizar también el cambio de los ranes de tubería ya que su diseño
no permite su uso a más de un diámetro de tubo.
Los arietes ciegos son los encargados de obstruir totalmente el hoyo
abierto, este tipo de ariete también llamado ran ciego se activa únicamente
cuando no exista ningún tipo de tubería en el hoyo.
El preventor de arietes cortadores literalmente se encargara al
momento de su activación de cortar la tubería para realizar un cierre de
emergencia en el hoyo en donde se cerrara totalmente el anular y el tubing
(espacio dentro de la tubería en el hoyo). Estos mecanismos de cierre son de
vital importancia en un taladro de perforación ya que permiten realizar un
cierre de pozo, de un modo eficaz al momento de presentarse una
arremetida.
Independientemente del tipo de ariete que se analice se debe de tomar
en cuenta que el mecanismo de cierre es el mismo el cual depende de un
pistón y a presión hidráulica del acumulador de presión. Los arietes de
tubería están diseñados con la finalidad de cerrar un espacio que no permita
el paso de fluidos por la parte externa de la tubería que se encuentre a la
altura del BOP (válvula impide reventones).
Arreglo de preventores.
A partir de lo explicado por el Manual Control de brotes de
Schlumberger (pg. 9), en donde se explica lo siguiente “En el criterio para el
arreglo del conjunto de preventores, se debe considerar la magnitud de las
presiones a que estarán expuestos y el grado de protección requerido.
178
Cuando los riesgos son pequeños y conocidos tales, como presiones de
formación normales, areas alejadas de grandes centros de población o
desérticas, un arreglo sencillo y de bajo costo puede ser suficiente para la
seguridad de la instalación”; se puede decir que para el caso contrario en
donde se encuentren altas presiones y en zonas pobladas será necesario el
diseño de un arreglo de preventores más complejo y costoso.
La clasificación típica de API para el conjunto de preventores API-RP-
53 (3º Edición marzo, 1999) es la adecuada para operar con 2000, 3000,
5000, 10000 y 15000 de presión de trabajo. En Manual Control de
brotes de Schlumberger (pg. 10) se mencionan parámetros para definir los
rangos de presión de trabajo del conjunto de preventores, en el cual se
mencionan los siguientes: resistencia a la presión interna de la tubería de
revestimiento que soporta el conjunto de preventores; gradiente de fractura
de las formaciones próximas a la zapata de la ultima tubería de
revestimiento; y la presión superficial máxima que se espera manejar (se
considera que la condición mas critica se presente cuando en un brote, el
lodo del pozo es expulsado totalmente por el fluido invasor).
Acumulador de presión (Unidad Koomey).
Todos los sistemas ya antes mencionados como las válvulas de
estrangulamiento remoto, preventor anular y preventores de ariete, necesitan
una fuente de presión suficiente a través de un fluido hidráulico el cual es
suministrado por un dispositivo llamado acumulador de presión.
Según el Manual De Prevención De Reventones Y Control De Pozos,
DATALOG de Dave Hawker (pg. 29) menciona lo siguiente:
Los diversos tipos de preventores tienen un alto rango de presiones
operativas y requieren volúmenes diferentes de fluido hidráulico para su
funcionamiento.
Se debe conocer el fluido total de fluido hidráulico requerido para
operar todo el conjunto de arreglos apilados de preventores.
179
Las botellas de acumulación están unidas para almacenar el volumen
necesario.
Las botellas están cargadas previamente de nitrógeno.
El fluido hidráulico se bombea hacia dentro de las botellas
comprimiendo el nitrógeno e incrementando la presión de la botella.
La presión operativa (mínima requerida 1200psia, máxima
generalmente 3000psia) determina la cantidad de fluido hidráulico disponible
de cada botella y por lo tanto el número total de botellas requerido.
Analizando esto se entiende que según la presión requerida para la
activación de todos los sistemas de seguridad que utilizan y necesitan
presión mediante fluido hidráulico se va a determinar la cantidad valga la
redundancia de fluido hidráulico dentro de las botellas de acumulación de
presión, en donde cada una de ellas estará pre-cargada de nitrógeno (N2) a
una presión variable entre 750psi y 1000psi.
La inserción de aceite hidráulico en las botellas pre-cargadas
aumentara la presión del sistema en cada botella (o en las botellas que se
estén utilizando) disminuyendo el volumen de nitrógeno y creando un
volumen nuevo de fluido hidráulico, el cual será liberado para el
accionamiento del los preventores de ariete, preventor anular y
estranguladores remotos.
INDICADOR 2.- Equipos de superficie.
Cabezal de tubería de revestimiento.
El cabezal de la tubería de revestimiento, forma parte de la instalación
permanente del pozo y se usa para anclar y sellar alrededor de la siguiente
sarta de tubería de revestimiento, según el Manual de Well Control (Cap.10 -
pg. 13) determina que “El cabezal de la tubería de revestimiento provee la
base para la columna del preventor de reventones, el cabezal de la tubería y
el árbol de producción (Chrismas tree). Provee el alojamiento para los
180
conjuntos de cuñas y empaquetaduras (packing assemblies) para suspender
y aislar otras sartas de la tubería de revestimiento, tales como la tubería de
revestimiento intermedia y de producción.”
Es necesario analizar su uso como componente de prevención ante una
arremetida en un pozo de perforación, en primera instancia su colocación en
el pozo se realiza con la finalidad de asentar el primer revestidor el cual
bloqueará el anular (del revestidor con respecto al hoyo) en toda su longitud,
convirtiéndose en la sección “a” en donde se podrá asentar el revestidor
intermedio o de producción (el numero de revestidores varía según sea
conveniente) consecutivamente con otro cabezal el cual será llamado
sección “b”. Además en él se pueden colocar el preventor BOP mientras se
sigue perforando.
El uso de este cabezal de revestidor es de vital importancia ya que
permite una base segura y consistente en el cual se pueden asentar un
dispositivo de seguridad como el impide reventones BOP, al igual que el
asentamiento de otro revestidor que cooperará con la optimización del control
sobre el hoyo que se está perforando.
Válvula remota de control hidráulico (HCR) y válvula de choke (choke
line)
El dispositivo HCR consta de dos válvulas una manual y otra hidráulica.
Este ultimo presenta mayores ventajas sobre el manual ya que permite abrir
o cerrar a una mayor velocidad lo que se convierte en una gran ventaja
cuando se obstruye por padecería de hule, formación, entre otros. Para uso
práctico y de rapidez la válvula manejada de forma manual siempre se
encuentra abierta para que el control de este canal este dado solo por la que
se pueda operar remotamente gracias a su funcionamiento hidráulico.
La válvula remota de control hidráulico también conocido como válvula
HCR por sus siglas en ingles (High Closing Ratio), es un dispositivo que se
encuentra conectado al anular en la parte baja del BOP, en donde se inicia la
línea que va hacia el estrangulador de choke o válvula de choke. Ambas
181
válvulas son manejadas de manera hidráulica y remota por lo tanto
pertenecen a los equipos de estrangulación remota.
La primera válvula de la línea de choke es la válvula HCR la cual es
colocada en el BOP para regular los fluidos que se quieren alinear hacia la
válvula de choke, este ultimo seria el dispositivo principal de la línea, ya que
gracias a su versatilidad en la apertura y cierre de la misma además de un
sistema que permite regular el nivel de paso por la válvula permiten controlar
un pozo ,según sea el procedimiento de cierre, mediante desahogo de
presiones y posteriormente cierre total del anular.
Según el Manual de Well Control (Cap.10 - pg. 24) los fabricantes más
comunes de estos dispositivos con Cameron y Swaco, ambos
estranguladores tienen paneles de operación que incluyen la posición del
estrangulador, contadores de golpes (emboladas) y/o volumen, medidores de
presión de la tubería vertical (stand pipe), tubing y la tubería de
revestimiento, una válvula de posicionamiento, una bomba para operaciones
hidráulicas y un interruptor para prender-apagar (dar potencia). Ambos tipos
de estranguladores son buenos en operaciones de control de pozos ya que
de acuerdo con su descripción se hace posible cerrar el anular de manera
rápida y eficaz aun si el cierre se esté desarrollando
Línea de matar (kill line) y múltiples de estrangulación (stand pipe).
Las líneas de matar van desde la bomba de lodo al conjunto de válvulas
de seguridad (stand pipe), conectándose a estas en el lado opuesto a las
líneas de estrangulación (choke line). A través de esta línea se bombea lodo
pesado al pozo hasta que la presión se haya restaurado, lo cual ocurre
cuando se ejerce suficiente presión hidrostática contra las paredes del hoyo
para prevenir cualquier irrupción del fluido al pozo.
Los múltiples de estrangulación o stand pipe, cumple una función vital
en la maniobra del fluido al momento de matar el pozo, ya que sus diferentes
arreglos permiten desviar y alinear a conveniencia hacia dispositivos de
medición, estrangulamiento y directamente hacia las bombas principales o
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bombas alternativas. Cabe destacar que las válvulas correspondientes al
múltiple de estrangulación son manuales y se encuentran localizadas en la
planchada para mayor acceso en su maniobra.
El Manual Control de brotes de Schlumberger (pg. 11-12) establece que
el múltiple de estrangulación se forma por un conjunto de válvulas crucetas y
“ts”, estranguladores y líneas. Se utilizan para controlar el flujo de lodo y los
fluidos invasores durante la perforación y el proceso de control de pozo.
El uso del kill line y el stand pipe es en conjunto ya que esta se conecta
de un extremo del anular del pozo exactamente debajo de los ranes de
tubería, el flujo se controla con una válvula en este punto, al cual le sigue el
sistema de válvula stand pipe el cual permite canalizar, medir y desviar el
flujo, esta sistema se puede conectar directamente a la bomba principal o a
otras que se requieran para el procedimiento. En trabajos de control de
pozos su uso es raro aunque su presencia es de vital importancia, ya que de
no poderse bombear a través de la sarta de perforación la operación se
realizaría a través de la línea de matado.
Válvula de seguridad TP (kelly cock)
Llamada también válvula superior del vástago, en el Manual de Well
Control (Cap.10 - pg. 26) se le denomina como una parte estándar del
conjunto de la junta superior del kelly. La cual contiene una válvula integral
de sentido único. Otras válvulas superiores son simplemente válvulas tipo
esfera, charnela o tapón. El propósito básico de la válvula superior es el de
proteger a la manguera de perforación, la cabeza giratoria y el equipamiento
de superficie de las altas presiones del pozo. Generalmente se prueba con
presión cuando se prueba la columna. Hay un mantenimiento limitado en la
válvula superior.
Esta válvula de seguridad se coloca en la parte superior de la junta, su
propósito básico, es proveer un medio de cerrar la sarta de perforación
(tubing) mientras se está circulando una arremetida en viaje de tubería. La
configuración de este accesorio mediante su válvula flotadora interna no
183
permite la entrada de un influjo por encima de su colocación, lo que su
utilización la hace factible al momento presentarse un evento cuando la sarta
no se encuentra conectada al top drive.
INDICADOR 3.- Válvula manual e hidráulica del top drive
Conocidas con las siglas IBOP Upper (válvula impide reventones
interna superior) e IBOP Lower (válvula impide reventones interna inferior),
Las dos válvulas IBOP tipo bola son válvulas de seguridad de tamaño
completo de apertura interna.
La válvula IBOP superior controlada de forma remota se abre y cierra
por medio de un yugo y un cilindro hidráulico que está controlado desde la
consola del perforador usando una válvula solenoide eléctrica. La caja de
envoltura rota con el cuerpo de la válvula y se mueve hacia arriba y hacia
abajo para impulsar un pequeño brazo en cada lado del vástago de la
válvula.
La válvula inferior es del mismo tipo que la válvula superior excepto que
debe ser operada manualmente y cerrada con una llave. Ambas válvulas
permanecen en la sarta o columna de perforación en todo momento y están
disponibles mediante la conexión del TDS-11SA a dicha sarta columna de
perforación.
Para el uso efectivo del sistema se resalta que la válvula manual lower
se encuentra siempre abierta ya que la manipulación del flujo se realiza en su
mayoría con la válvula upper, la válvula manual solo es utilizable cuando en
su defecto la válvula hidráulica upper no se encuentre en funcionamiento.
Aunque cabe destacar que para un bombeo efectivo en un procedimiento de
control se debe tener en buen estado ambas válvulas.
De aquí parte la ventaja de los taladros que perforan con unidad de
rotación top drive ya que utilizan una válvula superior de seguridad remota y
una válvula inferior de seguridad manual, estando ambas conectadas entre
184
sí. La válvula superior se opera en base a control remoto ya que la ubicación
del control rotacional de tope es muchas veces inaccesible (altura) en caso
de una arremetida.la ventaja de este arreglo es que hay una protección
inmediata, si esta llega a ocurrir durante alguna maniobra de perforación.
OBJETIVO 3.- Optimizar el control de una arremetida mediante los métodos
convencionales y no convencionales.
VARIABLE.- Arremetidas de gas en pozos de perforación.
DIMENSIÓN.- Control de una arremetida de gas.
INDICADOR 1.- Procedimientos de cierre.
En los procedimientos de cierre se deben analizar primero las
circunstancias en las que puede ocurrir una arremetida para poder actuar con
el procedimiento de cierre adecuado para cada caso, para efectos de esta
investigación se analizaran los siguientes casos:
Cierre del pozo mientras se perfora con unidad Top Drive.
Estos tipos de cierre se realizan inmediatamente después de identificar
una posible arremetida mientras se está perforando, esto quiere decir que la
sarta de perforación se encuentra conectada al top drive. Para este caso los
procedimientos son más eficientes debido a que la unidad de perforación top
drive está constituido por dos válvula de seguridad que permiten controlar y
medir la presión dentro de la tubería y en presencia de una arremetida su
cierre es rápido en la IBOP upper. Según el Manual de Well Control (Cap.5 -
pg. 2-3), se identificaron tres tipos de cierre mientras se está perforando:
Cierre duro (estrangulador de choke cerrado):
1. Abra la válvula de línea del conjunto BOP (HCR).
2. Cierre el preventor de reventones designado.
3. Notifique al personal de la compañía operadora.
185
4. Lea y registre la presión de cierre en tubería de perforación (SIDPP)
y presión de cierre en tubería de revestimiento (SICP) cada minuto.
Partiendo de este análisis se puede determinar que el cierre duro
consiste en tener previamente antes del procedimiento, el estrangulador de
choke y la válvula de seguridad del top drive cerrados, ya que el pozo que es
cerrado bruscamente cuando se abre la válvula HCR y secuencialmente se
cierra en preventor anular designado, donde se puede describir que en el
momento que se abre la válvula HCR el flujo viaja por esta línea hacia el
estrangulador de choke cerrado totalmente, bloqueando el flujo, instante en
el cual se debe estar cerrando el preventor anular del conjunto BOP, para
luego tomar las lecturas de presión de cierre del anular y de la tubería de
perforación cada minuto.
Cierre blando (estrangulador de choke abierto):
1. Abra la válvula de línea del conjunto BOP (HCR).
2. Cierre el preventor de reventones designado.
3. Notifique al personal de la compañía operadora.
4. Lea y registre la presión de cierre en tubería de perforación (SIDPP)
y presión de cierre en tubería de revestimiento (SICP) cada minuto.
Este procedimiento de cierre se inicia con la válvula de seguridad del
top drive cerrada y a diferencia del cierre duro la válvula de estrangulación se
cierra mientras regulan y registran las presiones de cierre de la tubería de
revestimiento y tubería de perforación,
Cierre modificado (estrangulador de choke cerrado):
1. Cierre el preventor de reventones designado.
2. Abra la válvula de la línea del estrangulador del conjunto BOP (la
HCR).
3. Notifique al personal de la compañía operadora.
4. Lea y registre la presión de cierre de tubería de perforación (SIDPP)
y presión de cierre en tubería de revestimiento (SICP) cada minuto.
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Este último procedimiento se muestra como una modificación de los dos
primeros, sin embargo, para análisis de este trabajo de grado se entiende
que solo se hace la modificación del cierre duro, ya que la válvula de
estrangulación se mantiene cerrado y la secuencia de operación de apertura
de la válvula remota HCR y de cierre de del preventor anular designado sigue
siendo el mismo.
La finalidad de los tres procedimientos de cierre mencionados conlleva
hacia el mismo fin, es decir, al termino de uno u otro cierre, el preventor
designado debe estar cerrado, la válvula HCR abierta y la válvula de choke
cerrada con su respectivo registro de presiones de cierre tanto del revestidor
como del tubing.
Cierre mientras se realiza viaje de tubería.
El cierre de un pozo que se realiza mientras se hacen viajes de tubería,
suelen ser propiciados por la misma operación debido a factores de
compresión y succión que ocasionan los movimientos continuos de la sarta
de perforación. Al identificarse algún indicador que haga referencia a un
amago o arremetida se debe iniciar el cierre del pozo.
Para dicha circunstancia y después de haber indagado, según el
Manual de Well Control (Cap.5 - pg. 3-5), se describen tres métodos para el
cierre de un pozo en circunstancias de viaje de tubería, los cuales son:
Cierre duro (estrangulador de choke cerrado):
1. Instalar la válvula de seguridad de pasaje pleno, en posición abierta,
cerrar la válvula.
2. Abrir la válvula de la línea del estrangulador (HCR).
3. Cerrar el preventor de reventones designado.
4. Notificar al personal de la compañía operadora.
5. Levante e instale el vástago kelly o una cabeza de circulación, abra
la válvula de seguridad. Si no está usando una válvula de retención,
asegurarse que el equipo de superficie esté lleno antes de abrir la
válvula de seguridad.
187
6. Leer y registrar la presión de cierre de la tubería de perforación
(SIDPP) y presión de cierre en la tubería de revestimiento.
El cierre duro que se realiza en caso de detectar un amago o
arremetida mientras se realiza un viaje de tubería consiste primero en colocar
la válvula kelly cock en la parte posterior de la sarta como elemento de
seguridad de la tubería de perforación o tubería de maniobra que se este
utilizando, para luego iniciar la apertura de la válvula HCR y posteriormente
el cierre del preventor anular designado. Previamente el estrangulador de
choke se debe encontrar cerrado para que así el flujo de la línea que se abre
en la HCR sea bloqueado por el choke al llegar a ella. Así mismo se deben
de tomar las lecturas de presión de cierre de la tubería de perforación y la
tubería de revestimiento.
Cierre blando (estrangulador de choke abierto):
1. Instalar la válvula de seguridad (FOSV) en posición abierta, cerrar la
válvula
2. Abrir la válvula de la línea del estrangulador (HCR)
3. Cerrar el preventor de reventones designado
4. Cerrar el estrangulador mientras se observa la presión de la tubería
de revestimiento para asegurarse que no se excedan los límites de
presión que soporta el casing o la formación
5. Notificar al personal de la compañía
6. Recoger e instalar el vástago kelly o la cabeza de circulación, abrir la
válvula de seguridad (FOSV). Si no se está usando flotador, asegurarse
que el equipo de superficie esté lleno antes de abrir la válvula de
seguridad.
7. Leer y registrar la presión de cierre de tubería de perforación (SIDPP)
y presión de cierre total (SICP) cada minuto.
Analizando el procedimiento de cierre blando se puede decir que la
continuidad de los primeros tres pasos no varían, sin embargo la válvula de
estrangulación de choke permanece abierta, ya que al finalizar el cierre del
188
preventor anular designado se deberá cerrar el choke mientras se registran y
verifican que las presiones de la tubería de revestimiento y tubería de
perforación no se aproximen a la presión de estallido y/o ruptura de los
mismos, además de evitar que la presión que se acumule en el anular no
exceda la presión de fractura de la zona localizada debajo del zapato del
primer revestidor.
Es por esto que para este tipo de cierre se deben tener a la mano los
datos de las tuberías utilizadas en pozo y presiones de formación a
profundidades claves, para que así el personal que está realizando el cierre
este enterado de los rangos de presiones que deben evitar en dicho
procedimiento.
Cierre modificado (estrangulador de choke cerrado):
1. Instalar la válvula de seguridad (FOSV) en posición abierta, cerrar la
válvula.
2. Cerrar el preventor de reventones designado.
3. Abrir la válvula de la línea del estrangulador (HCR).
4. Notificar al personal de la compañía operadora.
5. Levante e instale el vástago kelly o una cabeza de circulación, abra
la válvula de seguridad. Si no se está usando una válvula de retención,
asegurarse que el equipo de superficie esté lleno antes de abrir la
válvula de seguridad.
6. Leer y registrar la presión de cierre de tubería de perforación (SIDPP)
y presión de cierre en la tubería de revestimiento (SICP) cada minuto.
Al igual que el cierre modificado que se realiza cuando se está
perforando con unidad rotaria top drive, en donde se manifestó que para
análisis de este trabajo, el cierre modificado solo es la modificación del cierre
duro, para los procedimientos de cierre mientras se realiza viajes de tubería
también se toma como una modificación del cierre duro, ya que para esta
operación la colocación de la válvula kelly cock y la válvula de estrangulación
de choke cerrada, se mantienen en dicho procedimiento, excepto a un
189
cambio en el cierre del preventor anular designado y la apertura de la válvula
HCR.
Es importante resaltar que sin importar el tipo de cierre que se realice
en cuanto a viajes de tubería, se debe tomar en cuenta que la válvula kelly
cock y sus respectivas conexiones se deben encontrar en la planchada y en
buenas condiciones, para que el fácil acceso y su buen funcionamiento no
altere, retrase y no ponga en peligro al personal de taladro.
Cierre en casos especiales.
Cierre sobre el porta mechas
Para este acontecimiento se deben evaluar diferentes aspectos, el
Manual de Well Control (Cap.5 - Pg. 6) lo hace de la siguiente manera: A
menudo, los portamechas tienen una dimensión y tipo diferente de rosca.
Debe tenerse disponibles los niples o reducciones adaptadoras con la
combinación adecuada, en el piso del equipo, armados con una válvula de
seguridad y listos para instalarlos. Deben atenderse los procedimientos para
enroscar y levantar este conjunto.
Debe convenirse un plan de acción a seguir y deben contestarse
preguntas, tales como las siguientes:
¿Es más seguro extraer los restantes portamechas, o instalar la
reducción adaptadora / válvula de seguridad?
Al hacer el cierre, si los portamechas empiezan a ser expulsados del
pozo, ¿se utilizará un estrangulador para aliviar la presión debajo del espacio
anular? (Recuérdese que esto puede también permitir que haya mayor
ingreso de flujo al pozo.)
Si deben soltarse los portamechas para que caigan al pozo, ¿cómo se
hará esta operación?
Es decir, para efectividad de la ejecución debe realizar previa
planificación del mismo, además de proveer al personal de las uniones y
cambio de roscas necesarias para poder conectar la kelly cock a la
herramienta.
190
Cierre sin tubería dentro del pozo (estrangulador abierto):
El Manual Control de brotes de Schlumberger (pg. 15), considera las
siguientes indicaciones para el cierre del pozo en caso de que no se tenga la
tubería en él:
1. Abrir la válvula de estrangulación (HCR)
2. Cerrar preventor de arietes ciegos o de corte
3. Colocar yugos o candados
4. Cerrar la válvula del estrangulador (choke) cuidando las
presiones máximas.
5. Observar que los preventores no tengan fugas.
Si se analiza detalladamente este cierre, es necesario destacar que
cuando el hoyo se encuentra sin tubería, y se manifiesta algún indicio de
surgencia, el pozo se debe cerrar inmediatamente, para prevenir presiones
elevadas, ya que si tubería no e podrá bombear dentro del pozo lo cual
dificultara el proceso de control del pozo. De esta manera cerrado ya el pozo
el personal encargado y el administrador del pozo deberá tomar la decisiones
en cuanto a si se controlara sin tubería o se tomara el riesgo de bajar tubería,
para lo cual debe analizar distintos factores geológicos y de identificación de
la surgencia.
Las presiones del revestidor debe ser registradas y analizadas, ya que
si la surgencia sigue fluyendo aumentara la presión en superficie y en caso
extremo se deberá desahogar a través de la válvula de estrangulación.
El último punto del procedimiento es importante para este tipo de
eventos ya que los preventores ciegos de corte o anular, son de poco uso en
los taladros de perforación a excepción de cuando el hoyo está totalmente
entubado por lo que la probabilidad de falla aumenta por el poco uso del
mismo.
191
INDICADOR 2.- Métodos de control.
Los métodos de control de ejecutan después del cierre del pozo, del
cual se han obtenido la presión de cierre de la tubería de revestimiento y
presión de cierre de la tubería de perforación, datos importantes que se
necesitan para realizar un control del pozo efectivo. Según la investigación
realizada se pueden mencionar cuatro métodos para el control de una
arremetida:
Método del perforador
El método del perforador según el Manual Control de brotes de
Schlumberger (pg. 17), se define como un procedimiento que se basa en el
principio básico de control. Requieren de un ciclo completo para que los
fluidos invasores circulen fuera del espacio anular, utilizando el lodo con
densidad original a un gasto y presión constante y un estrangulador
ajustable.
El Manual De Prevención De Reventones Y Control De Pozos,
DATALOG de Dave Hawker (pg. 62), describe el método del perforador de la
siguiente manera:
Primera circulación.
1. Abrir el estrangulador y bombear hasta lograr la velocidad de
circulación lenta deseada. El Manual de Well Control (Cap.7 - pg. 9), describe
este paso como el inicio del bombeo de lodo original, haciendo que la bomba
alcance la velocidad de la tasa de control de pozo a la vez que mantiene la
tubería de revestimiento o contrapresión constante. Esto mantendrá
constante la presión en el fondo del hoyo, evitará que fluya el pozo y
minimizará las posibilidades de daños a la formación.
Antes de que inicie la primera circulación se deben haber realizado
cálculos requeridos para hallar la tasa de control para el desplazamiento de
la surgencia, además de tener los registros de las presiones de cierre de
ambos extremos del sistema.
192
Teniendo esto el bombeo comenzara, abriendo el estrangulador antes
del arranque de las bombas de lodo ya que un aumento repentino de la
presión podría ocasionar una fractura en la formación, a pesar de que esto
pueda permitir el ingreso de mas influjo en el peso.
Una vez las bombas de lodo estén en marcha se deberá nivelar la
presión de la tubería de revestimiento en su respectiva presión de cierre,
abriendo o cerrando según sea conveniente hasta alcanzar la tasa de
bombeo deseada.
2. Circular la afluencia hacia la superficie, con una velocidad de
bombeo constante y manteniendo la presión de la tubería de perforación
ajustando el estrangulador, esto debe proveer una BHP (presión de fondo)
suficiente para prevenir afluencias posteriores.
Aquí el Manual de Well Control (Cap.7 - pg. 10), especifica que cuando
la bomba está funcionando a la velocidad de la tasa de control de pozo y se
haya ajustado la presión de la tubería de revestimiento con el estrangulador
al valor correcto (SICP), el punto del control se cambia al medidor de presión
en la tubería de perforación. En este momento la presión de la tubería de
perforación se llama la Presión de Circulación (CP), o en otros métodos se
llama Presión de Circulación Inicial (ICP). Es la combinación de la SIDPP y la
presión de la bomba a esta velocidad reducida.
La Presión de Circulación se mantiene constante por medio del
estrangulador, es decir, cualquier cambio repentino en la presión de
circulación debe ser contrarrestado, maniobrando con la válvula de choke,
para así mantener constante la ICP y presión de fondo, específicamente se
puede decir que cuando la presión de circulación llega al nivel de control el
punto de referencia pasa a ser la presión de la tubería de revestimiento en
donde se deberá mantener la presión de circulación inicial evitando así que
disminuya o aumente la presión de fondo .
3. Se debe permitir la expansión del gas y que el lodo se desplace
hacia la superficie
193
El Manual de Well Control (Cap.7 - pg. 10) recomienda que si el amago
es gas, quizás sea necesario hacer algunos ajustes a la presión para
mantener la Presión de Circulación apropiada. Por lo general, a medida que
la surgencia se expande, desplaza el fluido y resulta en una pérdida de
presión hidrostática, lo cual es compensada por el incremento en la presión
de la tubería de revestimiento. Si el amago es de pura agua salada o
petróleo, es necesario hacer algunos ajustes en la presión. Por otro lado el
manual de DATALOG de Dave Hawker (pg. 62), determina que si la presión
del estrangulador incrementa esto ayudara a prevenir afluencias posteriores
pero no debe exceder a las presiones de fracturas.
Analizando este argumento se manifiesta que esta etapa es crítica ya
que cuando la surgencia se encuentra en superficie, el gas se expande
disminuyendo la presión de la tubería de revestimiento, para tal caso el
operador debe actuar rápidamente y cerrar según sea necesario el
estrangulador para llevar la presión a la ultima presión registrada, seguido a
esto cuando el gas se encuentre totalmente fuera del pozo el fluido que le
sigue en el anular elevará la presión súbitamente por lo cual se debe ajustar
nuevamente el estrangulador hasta alcanzar la ultima presión registrada.
Es de vital importancia llevar un control y registro de las presión
mientras se realiza la circulación ya que de lo contrario no se contara con la
información necesaria para estabilizar el pozo y no permitir que otro influjo
ingrese al pozo.
4. Una que vez que la afluencia deja el pozo, cerrar el pozo y registrar
las presiones. Después de clasificar las presiones se determinan el siguiente
paso según la siguiente clasificación.
Si SIDP y SICP son iguales a cero (0), el pozo esta muerto y la
densidad del lodo es suficiente para balancear el pozo.
Si SIDP y SICP son iguales pero mayor que cero (0), el peso del lodo
se debe incrementar para balancear la presión de la formación.
194
Si SICP es mayor que SIDP, todavía existe una afluencia en el anular y
puede haber un nuevo influjo o que la afluencia se mantenga durante la
circulación inicial. Repetir la circulación hasta que se logre remover
completamente el influjo.
Esta última etapa corresponde a la identificación y análisis de la
circunstancia que se maneja, ya que a partir de aquí se denotara si todavía
hay un influjo en el hoyo, si solo se necesita aumentar el peso del lodo o la
surgencia a sido controlada con el peso original del lodo.
Segunda circulación
Para la segunda circulación se asume que todos los afluentes has sido
desplazados a la superficie y las presiones de ambos lados son iguales y
mayores que cero, por lo cual se deberá realizar dos cálculos, el peso del
lodo de matado y la cantidad de strokes a la mecha. Con esto se determinara
el peso del lodo que se necesita para matar el pozo y el volumen necesario
para llegar al trépano y así predecir con bastante exactitud la salida del lodo
nuevo hacia el anular. Para lo cual se deben realizar los siguientes
procedimientos:
1. Abrir el estrangulador y fijar la velocidad de circulación lenta de la
bomba. La presión de cierre para la segunda circulación será distinta a la
primera ya que con la circulación anterior se logro disminuir SICP
igualándola a la presión SIDP.
El Manual de Well Control (Cap.7 - pg. 13) explica que una vez que se
haya incrementado el peso del fluido, la circulación debería empezar de
nuevo por medio de mantener la presión de la tubería de revestimiento
constante en los valores programados.
Aquí se debe mantener la presión de la tubería de revestimiento
constante a la presión de cierre de la primera circulación la cual debe ser
igual a la presión de cierre de la tubería de perforación, la densidad del lodo
de matado debe calcularse detalladamente sin cometer errores por que de
esto dependerá la efectividad del control del pozo.
195
2. Bombear el lodo de matado a una velocidad constante, manteniendo
una CSIP (presión en el revestidor marcada en el manómetro del
estrangulador) constante ajustando el estrangulador. Esto permitirá que
descienda la presión de la tubería de perforación mientras se bombea el lodo
de matado hacia la broca y se incrementa la hidrostática. Cuando la bomba
está a la velocidad de la tasa de control de pozo y se mantiene la presión de
la tubería de revestimiento constante, se estará empezando a desplazar el
fluido más pesado hacia la sarta de perforación.
3. Cuando el lodo de matado llega a la broca el pozo esta muerto en los
lados de la tubería de perforación, registrar la presión de la tubería de
perforación, esta presión se convertirá en la presión final de circulación FCP.
Una vez el lodo llene la tubería de perforación su densidad acumulara
una presión hidrostática que estabilizara el tubing, llevando la presión de la
tubería de perforación a cero, sin embargo la presión de circulación que
mantiene la bomba se tomara como presión final de circulación FCP, la cual
será tomada como referencia a partir de este punto.
4. Continuar con la circulación desplazando el anular con el lodo de
matado, mientras se mantiene constante la presión de la tubería de
perforación FCP, en el Manual de Well Control (Cap.7 - pg. 14) se estima que
la circulación debe continuar manteniendo la FCP constante hasta que el
fluido de control pesado llegue a la superficie. A medida que el fluido de
control se bombea por el espacio anular, un incremento en la presión
hidrostática hace incrementar la presión de la tubería de perforación. Se
deben hacer los ajustes necesarios al estrangulador para mantener la FCP.
Gradualmente, se saca toda la contrapresión a medida que el fluido de
control (incrementando la presión hidrostática anular) circula por el espacio
anular haciendo que la CISP descienda.
La FCP debe tomarse como punto de referencia en el bombeo de lodo
de matado desde el trepano hasta la superficie, transcurso en el cual esta
presión tendrá algunas variaciones por la contrapresión que recibe desde el
196
anular, sin embargo esta disminuirá mientras el anular se siga llenando del
lodo de control.
5. Una vez que el lodo de matado llega a la superficie, dejar de
bombear, cerrar el pozo y confirmar que está muerto.
Una vez que el fluido de control pesado llega a la superficie, se puede
cerrar el pozo por tercera vez. La presión de la tubería de perforación y la
tubería de revestimiento debería ser cero. Si, después de 15 a 30 minutos, la
presión está en cero, el pozo podría estar controlado. Abra el estrangulador
para ver si hay algún flujo.
Si las presiones no bajaron a cero, o si se detecta algún flujo, empiece
a circular de nuevo. El problema puede ser que el fluido de control pesado no
es consistente en todo el pozo. Podría haber otro amago de reventón en el
hoyo o quizás se utilizó un fluido de control insuficiente. Aun cuando el pozo
esté controlado, se debe tener en cuenta que puede haber alguna presión
atrapada bajo el preventor de reventones cerrado.
Método de densificar y esperar.
El Manual Control de brotes de Schlumberger (pg. 18) describe este
procedimiento como un método que consiste en cerrar el pozo mientras se
espera la preparación de un lodo con densidad adecuada para equilibrar la
presión hidrostática con la presión de formación. Sobre todo se recabaran los
datos necesarios para efectuar el cálculo de control.
Analizando detalladamente este método de control se puede decir que
su procedimiento consiste bombear lodo ya densificado después de haber
cerrado el pozo de esta manera la burbuja de gas será removida al mismo
tiempo que se aumenta la densidad del lodo para controlar el pozo,
idealmente este procedimiento se realizaría en una sola circulación, sin
embargo muy rara vez sucede así debido al desplazamiento ineficiente del
lodo densificado.
197
El Manual De Prevención De Reventones Y Control De Pozos,
DATALOG de Dave Hawker (pg. 60), describe el método de esperar y pesar
o método del ingeniero de la siguiente manera:
a) Cerrar el pozo e incrementar el peso del lodo y su volumen para
matar el pozo.
b) En esta primera etapa el pozo será cerrado de acuerdo al
procedimiento de cierre convenido por el equipo de taladro y la empresa
contratante, en donde se obtendrán las presiones de cierre de ambos
extremos del sistema y la ganancia de los tanques, para luego según los
datos obtenidos se pueda determinar la densidad del lodo necesaria para
iniciar el bombeo del lodo de matado al pozo.
c) Abrir el estrangulador y bombear a la velocidad determinada para
lograr el matado del pozo. La presión de cierre del revestidor se debe
mantener hasta que la bomba alcance la presión de circulación inicial.
d) En este segundo paso es necesario recordar que al iniciar la
circulación se debe mantener la presión de cierre de la tubería de
revestimiento en el estrangulador, hasta que la presión de circulación alcance
la tasa de control deseada, es decir, alcance la presión ICP calculada,
e) Después que la bomba tenga la presión de circulación deseada se
debe pasar a punto de referencia la presión de la tubería de perforación, ya
que esta tendrá la presión de circulación ICP la cual se debe mantener hasta
que llegue el lodo de control a la broca.
f) Mantener una velocidad de matado constante mientras se bombea el
lodo de matado por la sarta. Seguir el procedimiento de reducción de la
SIDPP ajustando el estrangulador del anular, si el ICP estabilizado no es lo
mismo que el ICP calculado, se deben realizar los ajustes necesarios a la
secuencia de reducción.
g) Se observará una reducción de la CSIP (presión del revestidor en el
estrangulador), mientras la afluencia pasa de los collares o lastra barrenas a
la tubería de perforación, ya que la capacidad anular mayor reduce la altura
198
del afluente incrementando la hidrostática general del anular. Mientras se
circula la presión de circulación inicial ICP debería disminuir hasta la presión
de circulación final FCP.
h) Cuando el lodo de matado se encuentra en la broca, la presión de la
tubería de perforación debe ser igual a la FCP calculada.
i) Cuando el volumen bombeado sea igual al volumen calculado para
desplazar hasta la mecha de perforación entonces la presión de circulación
deberá ser igual a la presión de circulación final calculada, ya que la presión
de la tubería de perforación disminuirá a cero debido a la presión de fondo
que ejerce el lodo ya circulado, dejando solo la presión generada por la
circulación del lodo, es decir que la lectura de presión será la de circulación
creada por la bomba,
j) Ajustar el estrangulador para mantener la presión durante el resto de
la operación, donde se mantendrá la presión FCP constante hasta finalizar la
circulación. Se observará una reducción de la CSIP mientras que el lodo de
matado ingresa al anular, incrementando la hidrostática en el anular.
k) La disminución de la presión en la tubería de revestimiento que se
observa durante el desplazamiento del lodo de matado en el anular se debe
a que mientras el lodo es desplazado su densidad aumenta la presión
hidrostática actuando como contrapresión y balanceando poco a poco en
relación a la presión de la formación.
l) Traer el flujo a la superficie, según el Manual Control de brotes de
Schlumberger (pg. 19), se determina que cuando se tiene la presencia del
gas expandido cerca de la superficie, la declinación en la presión de la
tubería de revestimiento cesara y comenzara a incrementarse hasta alcanzar
su máxima presión.
199
m) Esto ocurre cuando la burbuja de gas llega a la superficie. Durante el
desalojo de la burbuja se observará un aumento de la presión en la tubería
de revestimiento originada por la súbita expansión del gas. Esta reacción se
da ya que la burbuja de gas al encontrarse en superficie y al no tener la
columna de lodo sobre ella, se expandirá aumentando significativamente la
presión en el anular.
n) El gas necesita ser liberado para mantener la presión de la tubería de
perforación y para que la CSIP se encuentre dentro de los límites
operacionales para que no se fracture la formación al nivel del zapato.
o) Cuando el gas se encuentra en el estrangulador, se debe realizar los
cambios necesarios en la válvula de estrangulamiento para no dejar que la
presión disminuya por debajo del margen que mantenía, antes de que la
burbuja de gas atravesara el estrangulador, de la misma manera al terminar
de salir la surgencia el lodo de perforación que le sigue a la burbuja golpeara
contra la válvula de estrangulamiento aumentando así la presión en el anular,
por ende se deberá ajustar nuevamente el estrangulador de choke para
restablecer la presión en el revestidor.
p) Cuando el lodo de matado llega a la superficie el bombeo se detiene
y el pozo se cierra.
Una vez se observe que la burbuja de gas ha salido del anular, se
detendrá el bombeo y posteriormente se cerrara el mismo. Si se observa que
la presión de la tubería de revestimiento es mayor que la tubería de
perforación es porque aun existe una surgencia dentro del pozo, por lo que
se tendrá que reiniciar el bombeo con lodo de matado para desplazar
completamente la surgencia.
Método volumétrico.
El método volumétrico es un procedimiento que se puede realizar
mientras se esperan instrucciones del método de control a utilizar o mientras
se espera la densificación del lodo, sin embargo su uso es muy útil cuando
no se encuentra tubería dentro del pozo, es decir, no hay tubería de
200
perforación dentro del hoyo por donde se pueda bombear el lodo de
perforación que permita desplazar la burbuja de gas.
Además también se usa cuando la surgencia se encuentra debajo de la
sarta de perforación, cuando la broca esta taponada y no se puede efectuar
el bombeo a través de ella o cuando la tubería se encuentra averiada con
alguna fuga ocasionada por una fractura en la tubería.
La operación consiste en mantener una presión de fondo que no
permita el ingreso de otro influjo en el anular, incrementando la presión del
revestidor 200psi por encima del desbalance con la expansión del gas dentro
del pozo. La presión en el revestidor es controlada mediante un desahogo
programado el cual no permitirá que la presión de fondo disminuya por
debajo de 100psi, operación que se ejecutara hasta desplazar la surgencia a
la superficie.
Una vez la surgencia se encuentre en la superficie se debe tener una
presión de revestidor controlada y una BHP (presión de fondo) en 100psi por
encima de la presión de formación, en este punto se dará inicio del bombeo
de lodo al pozo a través de la línea de matado comprimiendo el gas y
manteniendo la presión de fondo en 200psi de sobre balance para impedir
una fractura en la formación. Al obtener nuevamente la BHP deseada se
esperara alrededor de 15 minutos para dejar que el gas se separe del lodo.
Separado el lodo del gas se abrirá el estrangulador de choke para
liberar el gas respetando los 100psi de sobre balance de la BHP. Este
procedimiento se realizar hasta retirar todo el gas del pozo.
Método Concurrente.
El Manual De Prevención De Reventones Y Control De Pozos,
DATALOG de Dave Hawker (pg. 64), explica que con este método, la
circulación comienza inmediatamente y el lodo aumenta gradualmente de
peso mientras hay circulación, esto seguirá hasta que el lodo de matado
llegue a superficie y el pozo este muerto.
201
El procedimiento de este método consiste primero en calcular la ICP, el
peso del lodo y la FCP. Estos tres datos jugaran un papel importante en el
desarrollo del proceso de control, ya que de estos cálculos se obtendrán la
presión de circulación inicial que tendrá el desplazamiento al comienzo del
bombeo, el peso de lodo densificado en todas las escalas y la presión final
de circulación la cual será cuando la presión de la tubería de perforación sea
igual a cero y el peso de lodo este densificado en la última escala.
El Manual De Prevención De Reventones Y Control De Pozos,
DATALOG de Dave Hawker (pg. 64), recomienda la realización de un gráfico
que permita visualizar la disminución de la presión de circulación en relación
con el aumento del peso del lodo hasta que se logre circular el peso del lodo
final. En este gráfico se observara la disminución de la presión de circulación
ocasionada por la densificación del lodo que se bombea al pozo, en
intervalos de tiempo. En donde se realizarán los cálculos de la presión de
circulación desde la primera densificación del fluido de perforación.
El comienzo del bombeo se realizara de acuerdo con la ICP inicial
calculada, por lo tanto se debe maniobrar con el estrangulador de choke para
mantener la presión de circulación inicial, en esta parte es necesario respetar
los límites de presión del revestidor y del zapato, debido a que si al mantener
la ICP se exceden estos parámetros se debe recalcular la ICP, para poder
continuar con el bombeo.
Es importante destacar que para cada aumento de la densidad del lodo
es necesario ajustar el estrangulador de choke para mantener la nueva
presión de circulación programada, lo cual debe repetirse para cada
incremento en la densidad del fluido hasta llegar a la densidad final de lodo.
Cuando el lodo de matado final llegue a la superficie el pozo estará
muerto, ya que la densidad del lodo debería ser uniforme en todo el hoyo,
creando una presión de fondo suficiente como para balancear el pozo en
relación a la presión de formación.
202
Cálculos requeridos para el control de pozos.
Los procedimientos matemáticos que se analizarán a continuación,
representan a todos aquellos que se ejecutan en el taladro de perforación en
presencia de una surgencia, para lo cual se evaluara una a una identificando
su función en los procedimientos de control de pozos, de esta manera se
considerará la importancia de cada uno de ellos, sin menospreciar la
importancia que cumplen los datos de las tuberías, bombas de lodos, entre
otros. Para efectos de estos cálculos se debe saber que se utilizara el
sistema ingles como base para las unidades de medición, ya que este
sistema es el más utilizado en el campo.
a) Calculo de gradiente de presión.
El gradiente de presión, es la presión que ejerce un determinado fluido
en libras en un pie de longitud, es decir, es la presión que acumula el lodo de
perforación en un pie de profundidad.
La constante se extrae del análisis de un pie cubico ( ). Se
necesita aproximadamente para llenar ese cubo con fluido. Si el
fluido pesa una libra por galón, y se tienen , entonces el peso
total del cubo es , o por pie cúbico. El peso de cada
una de las pulgadas cuadradas, por un pie de altura, puede encontrarse
dividiendo el peso total del cubo por :
Este resultado se redondea al factor de conversión que
normalmente se usa para los cálculos en el campo petrolero.
b) Calculo de peso de lodo.
203
Esta fórmula es usada para calcular el peso del lodo en partiendo
de su gradiente de presión, es decir, si solo se tiene como dato el gradiente
del lodo de perforación que se está usando, entonces se podrá calcular la
densidad del lodo en uso.
c) Calculo de presión hidrostática.
La presión hidrostática es la presión generada por una columna de lodo
de perforación, en donde la densidad del lodo incrementa la presión a
medida que se aumenta la longitud de esta.
La profundidad vertical verdadera no es más que la profundidad medida
de manera vertical, es decir, si el pozo posee una inclinación, la longitud del
hoyo sería mayor a la profundidad vertical verdadera con respecto al fondo
del pozo, sin embargo para efectos de cálculos de presiones de subsuelo, la
PVV es la longitud que rige y define la presión hidrostática en cada punto de
profundidad por la capacidad de presión generada por su gradiente de peso.
Para los procedimientos de cierre y métodos de control conocer la
presión hidrostática que ejerce el lodo, es el primer paso para realizar un
análisis rápido de la situación, para poder familiarizar la presión que está
ejerciendo el lodo con el que se está perforando y la presión de formación
que tiene que vencer para establecer el margen de desbalance que existe.
d) Calculo de peso de lodo con la presión hidrostática.
En esta fórmula se demuestra de otra manera como calcular el peso de
lodo, en donde solo se despeja la densidad del lodo de la formula de presión
hidrostática, por lo tanto el trabajador debe tener los datos de presión
hidrostática y la profundidad vertical verdadera a la que se encuentra el hoyo.
204
e) Calculo de profundidad vertical verdadera (PVV).
Profundidad vertical verdadera también conocida por la siglas TVD
(True vertical distance), en la ecuación se demuestra que la PVV se obtiene
a partir de la presión hidrostática dividida entre el gradiente de presión del
lodo de perforación. En el campo laboral esta distancia es medida con la
longitud de la sarta que se está perforando, sin embargo esto se puede hacer
únicamente cuando se perfora un pozo vertical.
f) Calculo de capacidad de tubería.
La capacidad de la tubería está dada por el volumen total que se puede
contener dentro del tubo, la ecuación se formula para establecer el gradiente
de la capacidad de la tubería con respecto a un pie de longitud.
Lógicamente en su cálculo matemático se toma como referencia su
diámetro interior. Tener conocimiento de las propiedades de las tuberías
como diámetros y la capacidad que posee es de vital importancia ya que el
análisis de la volumetría de la sarta se facilita, disminuyendo así los errores.
g) Calculo de volumen de la sarta de perforación.
205
Para este caso la capacidad de tubería o gradiente del volumen de
tubería servirá para hallar el volumen total de toda la longitud del tubo, en
donde se utilizara longitud medida del pozo ya que esta representa a la
longitud de la sarta.
Sin embargo los cálculos deben hacerse por separado, al evaluar los
volúmenes de la tubería de perforación y el BHA (ensamblaje de fondo), así
mismo en el BHA debe hacerse de igual manera ya que la tubería pesada,
los collares de perforación y el estabilizador poseen características
diferentes. Al tener el resultado del volumen que ocupa cada longitud de
tubería, se suman los resultados obteniéndose de esta manera el volumen
total o la capacidad volumétrica que posee la sarta de perforación desde la
superficie hasta la broca.
h) Calculo del volumen anular.
.
206
En la primera etapa se calcula el volumen entre el revestidor y la tubería
de perforación que se encuentra dentro del revestidor, en la segunda etapa
se calcula el volumen o capacidad volumétrica entre el hoyo y la tubería de
perforación dentro del hoyo y en la última etapa se calcula el volumen entre
el hoyo y el BHA o lastrabarrena dentro del hoyo.
De esta forma se plantean las ecuaciones para realizar la volumetría
completa del anular, donde se evalúan por segmentos debido a la diferencia
de diámetros en el revestidor, hoyo, tubería de perforación, tubería pesada y
collares de perforación. Los volúmenes resultantes deben sumarse para así
obtener el volumen total del anular, con esto se podrá saber la cantidad de
fluido que se necesita para llenar el anular.
i) Calculo del volumen desplazado durante viaje de tubería.
Cuando se realizan viajes de tubería, suele dejar un vacio o desplazar
lodo en el hoyo, ya que el tubo ocupa un espacio determinado dentro del
hoyo debido a su cuerpo metálico. El volumen que desplaza o deja libre,
según sea el caso, se calcula evaluando su diámetro interno y externo,
además de la longitud completa que ocupa dentro del pozo.
Los resultados deben verificarse llenando el espacio creado con el
volumen calculado o en caso contrario observando el volumen ganado en el
tanque de viaje, donde sus aproximación debe ser dentro de los parámetros
permitidos, es decir, para el primer caso el volumen calculado debe rellenar
el pozo y para el segundo el volumen ganado en los tanque debe ser el
calculado por desplazamiento.
207
j) Calculo de la densidad de la surgencia.
Es importante calcular la densidad de la surgencia ya que de esta
manera se identificara si la arremetida es causada por gas, agua, petróleo o
agua salada. Para lo cual se tomaran en cuenta datos como el volumen de
ganancia en el tanque de viaje, gradiente de la capacidad anular en el hoyo a
la altura del BHA, presiones de cierre de la tubería de perforación y de la
tubería de revestimiento y la densidad del lodo que se está usando.
De acuerdo con el Manual de Formulas para Control de Pozos de Well
Control (pg. 6), explica que según sea la densidad calculada de la surgencia
se puede identificar a la misma dentro deferentes rangos de densidad en
donde se les clasifica de la siguiente manera:
Densidad de la surgencia Surgencia
Menor a 2.0ppg Gas
Entre 2.0ppg y 8.5ppg Gas+Petroleo+Agua
Mayor a 8.5ppg Agua salada
Tabla 3. Identificación de la surgencia Fuente: Manual de Formulas para Control de Pozos de Well Control (pg. 6),
208
De esta manera se podrá verificar al agente que origina el aumento de
presión en el pozo, al mismo tiempo se podrán tomar las decisiones
necesarias para el momento en que la surgencia llegue a la superficie.
k) Calculo de la densidad de lodo de control.
Una vez cerrado el pozo la identificación de la surgencia y el cálculo del
peso de lodo de control son parte importante en el control de pozos, ya que
aquí se define el peso necesario para vencer la sobre presión en el fondo del
hoyo, para lo cual se necesitan datos como la presión de cierre de la tubería
de perforación, profundidad vertical verdadera y la densidad de lodo actual.
Analizando la ecuación se puede deducir que se plantea la suma de la
densidad que ejerce el exceso de presión en la tubería de perforación, es
decir, la densidad necesaria para elevar la presión desde el anular a la
tubería de perforación mostrada en la SIDPP; mas la suma la densidad del
lodo actual. Obteniendo así la densidad de necesaria para igualar la presión
de fondo.
l) Calculo de la presión de formación.
Para calcular la presión de formación analíticamente solo sería la
presión hidrostática de lodo a la profundidad de la surgencia mas la presión
de cierre de la tubería de perforación, ya que la SIDPP no es más que el
exceso de presión que se está ejerciendo por encima de la presión ejercida
por el lodo dentro de la tubería, afirmándose de esta manera que la presión
que ejerce el lodo mas la presión de cierre de la tubería de perforación es la
209
presión de formación la cual para el caso de una surgencia debe ser mayor a
la presión hidrostática del lodo.
m) Calculo de presión de cierre de la tubería de perforación (SIDPP).
La presión de cierre de la tubería de perforación es la presión ejercida
en la línea donde se encuentra la sarta, a pesar de que el fluido de la
surgencia no puede ingresar a la tubería de perforación por los dispositivos
de seguridad que ésta posee, si puede generar una presión extra en la sarta
la cual es denominada como presión de cierre, la cual puede ser calculada
y/o registrada por los instrumentos de medición de presión en el taladro. La
SIDPP es la diferencia entre la presión de formación y la presión hidrostática
ejercida por el lodo actual a la profundidad de la surgencia.
n) Cálculos para la bomba de lodo triplex.
Los taladros actuales generalmente trabajan con equipamiento
moderno, entre los cuales se encuentran las bombas de lodo triplex. Se
definen de esta manera ya que poseen tres pistones en su interior para
bombear el fluido, aumentando así la eficiencia de bombeo.
210
Según las ecuaciones evaluadas con respecto a bombas de lodo se
puede describir la eficiencia de la bomba como la relación de barriles por
cada stroke bombeado, en donde se toman en cuenta las características del
pistón (diámetro y recorrido); strokes requeridos, los cuales son los strokes
necesarios para bombear un volumen determinado y el tiempo de
desplazamiento que es el tiempo de espera para bombear un volumen a una
tasa de bombeo (SPM).
o) Cálculo para determinar la presión de circulación inicial (ICP).
El inicio del bombeo de un método de control debe estar limitado por la
presión de circulación inicial, la cual es la suma de la presión de cierre de la
tubería de perforación y la presión registrada en la bomba a la tasa de
control, de esta manera el operador de la válvula de choke mantendrá la
presión del anular a la SICP hasta que la presión que la presión de la tubería
de revestimiento alcance la ICP:
p) Cálculo para determinar la presión de circulación final (FCP).
La presión final de circulación es la presión que se corrige para la
circulación de un fluido más pesado, es decir cuando el fluido de control llega
a la broca la presión de la tubería de perforación será nula, solo se
mantendrá la presión de circulación y la presión hidrostática será la que
balancee la BHP, esta presión se debe mantener mientras se ahoga el
anular. Matemáticamente se calcula la modificación de la presión de
circulación en relación a la densidad de lodo de matado con la densidad de
lodo actual.
211
OBJETIVO 1.- Determinar las causas que originan una arremetida de gas.
VARIABLE.- Arremetidas de gas en pozos de perforación.
DIMENSIÓN.- Causas que originan una arremetida gas.
INDICADOR 1.- Esquema de control.
Este trabajo especial de grado a dirigido su estudio a determinar las
causas que originan una arremetida, identificar los equipos de control de
pozos y estudiar los procedimiento de cierre y método de control de pozos,
de esta manera se han afianzado conocimientos que permitirán establecer un
plan de control con la finalidad de agilizar a manera de disminuir el tiempo
perdido en taladro por los problemas ocasionados en eventos de surgencias.
De esta manera se planteará en forma de análisis como debería de
realizarse la metodología sistemática y practica para permitir identificar una
afluencia en el pozo, cerrar apropiadamente el mismo, distribuir y analizar
correctamente la información suministrada antes y después del cierre
empleado, para que así se pueda realizar una elección adecuada del método
de control tomando en cuenta la circunstancias dentro del hoyo y por último
la verificación de seguridad post-matado.
Lo cual nos lleva a establecer el siguiente esquema:
Identificación y detección de la surgencia.
Colocación de puestos estratégicos para cada trabajador.
Distribución de la información.
Cierre del pozo.
Revisión de la información recopilada.
Ejecución del método de control correspondiente.
Análisis y verificación post-matado.
212
Identificación y detección de la surgencia.
Todos los trabajadores de taladro deben estar debidamente preparados
para identificar los distintos factores que revelan una surgencia. A
continuación se plantean los indicadores más comunes:
a) Cambios en las velocidades de penetración. Mientras se está
perforando el perforador debe estar atento en las velocidades de penetración
de la sarta, ya que si observa algún cambio se debe realizar una prueba de
flujo en donde se asegure que no hay influjo, además también deberían
realizarse una prueba de flujo cuando la sarta este atravesando una nueva
formación.
b) Aumento del caudal de retorno. Cuando se está bombeando hacia el
pozo, la bomba desplaza fluido a velocidad constante, si se observa que el
retorno aumenta sin haber hecho alguna modificación en la velocidad de la
bomba debe alertarse al supervisor para realizar una prueba de flujo y
verificar que el pozo no está fluyendo. Ya que si el flujo aumenta es posible
que sea porque la formación está alimentando el retorno, sin embargo el
retorno puede verse modificado por la acumulación de trozos y recortes en
los sensores de flujo. Indiferentemente del caso se debe alertar al supervisor
de guardia.
c) Flujo con la bomba de lodo detenida. Cada vez que se detecte un
quiebre en la velocidad de la tubería o exista alguna anomalía en el caudal
de retorno, se debe realizar una prueba de flujo, la cual consiste en detener
la rotación, subir la sarta hasta tener la conexión a la altura de la unión y
apagar las bombas y así observar si existe retorno con las bombas
apagadas. De no existir retorno se puede continuar con la perforación, en
caso contrario se debe cerrar el pozo inmediatamente.
Existen varios casos en donde después de detener las bombas aun hay
retorno y no necesariamente es una surgencia la que provoca el influjo. Por
ejemplo si las bombas de precarga no han sido detenidas después de haber
parado las bombas de lodo, reflejándose flujo en el retorno; el fluido del
213
anular aminoro su densidad al mezclarse con trazas de gas reflejando un
efecto de tubo a favor de la línea de la sarta de tubería creando un retorno
con las bombas apagadas, sin embargo este flujo debería detenerse después
de un tiempo especifico.
El efecto de inflado también influye en una malinterpretación del evento
de surgencia, el retorno es ocasionado por la presión de fricción que
aumenta el diámetro del hoyo inflando el pozo y cuando las bombas de lodo
se apagan la presión de fricción disminuye haciendo que el pozo se cierre
recuperando su diámetro original y devolviendo el fluido perdido, este flujo de
retorno puede ser extenso por lo que los empleados de taladro tienden a
confundirlo con una arremetida. Si el pozo es sometido a circulación de
control, será necesario llevar un registro de ganancia/pérdidas puesto que las
pérdidas serán recuperadas cuando las bombas estén detenidas.
La circulación de control se realiza a velocidades de circulación bajas lo
cual implica que las presiones de fricción serán menores disminuyendo el
efecto de inflado, las presiones de cierren será próximas y bajas no tendrán
grandes cantidades de gas en la circulación, por lo que el operador deberá
abrir el anular para descargar la presión cuidadosamente y verificar si es un
efecto de inflado.
Otro factor que puede confundir al personal de taladro es cuando se
trabaja en pozos de grandes profundidades y altas temperaturas que utilizan
lodos fríos que se dilatan en el fondo del pozo generando más volumen.
d) Cambio de la presión y la velocidad de la bomba de lodo. Cuando un
influjo de gas ingresa al pozo, disminuye la presión hidrostática de lodo de
perforación, generando un efecto de tubo en “U” para igualar la hidrostática
en el anular, por lo que la presión de circulación disminuye en los medidores
de las bombas de lodo, aumentando la velocidad de bombeo, esto es
apoyado por la expansión del gas en el anular que disminuye aun más la
densidad de la columna de lodo.
214
Este indicador es poco notado ya que ocurre en un lapso corto de
tiempo, sin embargo es necesario que los trabajadores de taladro estén
capacitados en identificar algún cambio en los instrumentos de las bombas.
e) Verificación del volumen de llenado del pozo en maniobras de viajes
de tubería. Cuando se realizan viajes de tubería el personal de taladro debe
estar atento de realizar el llenado correcto del pozo, así mismo debe ocurrir
cuando se este introduciendo tubería en el pozo, es decir, se debe verificar
que el retorno sea igual al desplazamiento calculado. De esta manera se
debe llevar un control y registro para todos los viajes de tubería que se
realicen para verificar si existe algún influjo en el pozo.
f) Indicador cuando la tubería no sale seca. Mientras un influjo ingresa
en el pozo y se está sacando la tubería del hoyo, esto puede ocasionar que
el fluido dentro del tubo no se deslice hacia el pozo, lo cual puede ser
indicador de un influjo o surgencia. Tomando en cuenta estas circunstancias
se debe cerrar el pozo y evaluar las condiciones después del cierre, es decir,
si el pozo se cierra y la presión del revestidor aumenta continuamente, se
debe a que la surgencia esta fluyendo hacia el pozo.
g) Indicador con la sarta fuera del pozo. Es probable que este tipo de
surgencia haya iniciado cuando se estaba retirando la sarta del hoyo por el
indebido llenado del pozo o cuando se estaban sacando la tubería pesada y
los collares de perforación, ya que estos representan mayor desplazamiento
que la tubería de perforación. Un indicador de surgencia con el hoyo sin
tubería es flujo en el retorno, circunstancia que debe ser informada para
cerrar el pozo, deben ser instalados los sensores de aumento de presión en
el estrangulador si el estrangulador está cerrado, caso contrario se debe
visualizar si hay flujo en el anular.
h) Indicador durante la maniobra de bajada de tubería. La surgencia
que ocurre cuando se introduce tubería dentro del pozo se identifican
observando que la ganancia de los tanques sea igual al desplazamiento de
tubería, de no ser así es muy probable que la velocidad del viaje de tubería
215
este iniciando una compresión en el fondo del pozo forzando el lodo hacia la
formación, disminuyendo así la presión hidrostática del lodo, hasta el punto
que la presión de la columna de fluido de perforación sea menor que la
presión de la formación permitiendo el ingreso de un flujo no deseado al
pozo. A partir de este momento la ganancia de los tanques aumentará,
situación que debe informarse para iniciar el procedimiento de cierre.
i) Cambio en el peso de la columna de lodo. El lodo de perforación
provee de una flotabilidad a la sarta de perforación que disminuye su peso
total en los medidores de tensión de la sarta, mientras mayor sea el peso del
lodo menor será el peso de la sarta. Analizando esto se puede decir que si el
fluido de perforación pierde densidad debido a un influjo en el fondo del pozo,
la sarta ganara peso. Gracias a esto se puede determinar que el peso de la
sarta se puede estudiar como un indicador de la pérdida de peso del lodo,
asimilando de esta manera que se está generando una surgencia por lo tanto
se debe iniciar el procedimiento de cierre respectivo.
j) Indicador mientras se perfila herramientas con unidades de guaya.
Existen muchas posibilidades que se genere una surgencia mientras se
perfila herramientas con guaya fina, debido a las velocidades de maniobra
que se realiza con estas unidades, cuando se está retirando la herramienta
se puede inducir un pistoneó si la herramienta atraviesa una sección del pozo
hinchada estimulando la formación.
Es por esto que los obreros de taladro deben estar observando
constantemente el retorno para verificar que algún afluente en la superficie y
para asegurarse que el pozo este completamente lleno. Si visualiza algún
reflujo anormal se debe cerrar el pozo inmediatamente.
Distribución de la información.
La información debe manejarse con bastante sobriedad y su
distribución debe ser concisa y de fácil entendimiento, lo cual debe estar
apoyado por una buena organización de equipo.
216
La organización y dirección del personal del equipo de perforación es
esencial para las operaciones de control de pozos, debido a esto es muy
recomendable que se realicen simulacros espontáneos para asegurarse que
todos los trabajadores conozcan su responsabilidades, en donde los
procedimientos y restricciones de autoridad deben formar parte de cada
simulacro para lo cual tiene que haber una cadena de mando definida
procurando que todos estén enterados de la autoridad y función que cumple
cada uno de ellos en el control del pozo.
La comunicación es esencial y debe ser enfatizada a través de todas
las operaciones y especialmente durante los eventos de control de pozos,
antes de comenzar la operación se debe informar a la cuadrilla el
procedimiento a realizar, lo que se espera de cada uno de ellos como
cuadrilla y por cada individuo. De esta manera se puede destacar que la
responsabilidad principal de toda la cuadrilla es la de comunicarse entre sí,
distribuyendo la información del evento en curso y la posición que debe
ocupar cada trabajador para realizar en equipo el control del pozo.
Previo al control del pozo se tienen que realizar reuniones de seguridad
para explicar las labores y deberes de cada miembro para el matado del
pozo, la cuadrilla debe aclarar las dudas en su totalidad y aprender de sus
deberes en la ejecución del procedimiento. se puede decir que esta reunión
es un punto crítico del evento ya que la información debe ser suministrada
correctamente asegurándose que cada individuo de la cuadrilla reciba sus
órdenes.
Durante el procedimiento de control del pozo cada miembro de la
cuadrilla ejecuta su función establecida, además debe informar a su
supervisor de algún cambio o variación en la ejecución de sus actividades y/o
alguna circunstancia fuera de lo normal que haya observado.
217
El cambio de guardia debe realizarse con mucha seriedad por lo tanto
debe informarse a la guardia entrante, ya sea por medios escritos y de
comunicación verbal, todos los sucesos, operaciones realizadas en la
guardia anterior y las labores
Colocación de puestos estratégicos para cada trabajador.
La distribución de las responsabilidades es parte esencial de la
preparación del cuerpo de trabajadores del taladro de perforación. Cada
miembro del equipo, debe conocer su lugar de trabajo y sus
responsabilidades en las actividades de control del pozo. Hay actividades
específicas que pueden requerir de especialistas, tales como la bajada de
tubería de revestimiento, cementación o equipos de registros por cable, que
se añaden a la lista del personal activo en funciones, modificando en
consecuencia las responsabilidades generales asignadas.
Recuerde que la principal responsabilidad de cada miembro es la de
mantener las líneas de comunicación abiertas. Las responsabilidades
individuales que se muestran, son representativas de lo que debe hacerse, y
la persona que típicamente ejecuta la tarea durante los eventos de control de
pozo, la lista siguiente solo provee un ejemplo dando recomendaciones de
posicionamiento de los trabajadores en caso de que se identifique un evento.
Perforador
Su responsabilidad primaria es la detección de la arremetida y su
verificación (leer y comparar parámetros del retorno, nivel en los tanques,
ganancias y pérdidas).
Activa la alarma sonido continuo tipo timbre. Anuncia la arremetida por
los altavoces. Posiciona la sarta a tiro de cuña para poder cerrar los ranes de
tubería superiores en caso de necesitarlo. Abrir HCR y cerrar preventor
anular esférico. Cerrar el choke y leer presión de cierre.
218
Jefe de equipo
Toma el control de la operación y es responsable del equipo y su
personal. Están a su disposición el supervisor de 12Hrs y el perforador.
Informa al jefe de mantenimiento para activar el plan de control de
emergencias. Puede ser el responsable del estrangulador o de designar al
operador del estrangulador. Coordina la operación de control de pozos con el
Company Man. Informa al administrador de taladro.
Company Man
Organiza la operación de control de pozos. Tiene la responsabilidad
general total, a menos que la integridad del equipo y del personal se vean
comprometidas, por lo que inmediatamente el mando lo tomaría el jefe de
equipo. Da las instrucciones al personal, supervisa las operaciones y se
asegura que el personal conozca sus responsabilidades. Notifica y mantiene
abierta las comunicaciones con la oficina. Puede ser responsable de las
operaciones del estrangulador o de designar al operador del estrangulador.
Supervisor de 12 horas.
Indicara cuando se cerrara la válvula de choke manifold. Al momento de
recibir la información por parte del perforador informa al jefe de equipo para
activar el plan de emergencia.
Obrero de taladro.
Cuñero1: coloca la kelly cock (válvula de seguridad de pasaje pleno).
Queda a disposición del perforador para el manejo del choke manifold, en
caso de que falle el choke hidráulico.
Cuñero2: ayudar con la conexión para instalar el kelly cock. Se dirige a
los shale shaker (equipo de control de sólidos donde se localiza la zaranda
de vibración y el tornillo infinito) y junto al personal de control de sólidos
pesan el lodo.
Cuñero3: se dirige al área del BOP a verificar posibles fugas. En caso
de fallar la unidad acumuladora de presión podrá cerrar la BOP
manualmente.
219
Encuellador.
Se ubica en los tanques de lodos y verifica el nivel de los mismos. Se
coloca a disposición de los químicos.
Obreros de primera.
Limpiadores: se colocan a disposición del encuellador y químico para
preparar lodo más pesado.
Administrador de taladro: informa a Shore Base. Ayuda en colocar
alerta a la cuadrilla de descanso. Prepara la logística para una posible
evacuación.
Jefe de mantenimiento.
Coloca en alerta a la cuadrilla de descanso junto al administrador y al
personal de Catering. Da instrucciones al personal supervisorio de
mantenimiento. Está en constante comunicación con el jefe de equipo sobre
el control de la emergencia.
Supervisores de mantenimiento.
Se dirigen a sala de maquinas a esperar instrucciones y controlar la
emergencia.
Cierre del pozo.
Cuando la surgencia ya ha sido detectada se debe iniciar el
procedimiento de cierre, para lo cual el equipo de taladro debe haber
realizado un estudio del pozo para determinar el tipo de cierre que utilizaran,
de esta manera no se pretende dar preferencia a un procedimiento de cierre
especifico, sin embargo las ejercitación, los procedimientos planificados y
mucha supervisión en los ensayos tienen mayor eficacia cuando se presenta
un evento real.
Cerrar el pozo es un procedimiento crítico, ya que se debe realizar de
forma rápida y efectiva, en donde se tiene que manejar la distribución de la
información para que así todo el personal se involucre en el control del pozo.
220
El cierre del pozo en surgencia se efectúa de tal manera que se pueda
proteger al personal y al equipo de perforación, evitar ingresos de más gas al
pozo, permitir que se determinen las presiones de cierre y proveer del tiempo
necesario para organizar el procedimiento de matado del pozo.
Después de determinar el tipo de cierre en el pozo, el personal de
taladro debe colocarse en posición para ejecutar el cierre inmediato e impedir
que se aumente el influjo dentro del pozo. Los puntos claves que deben ser
cubiertos son control remoto de la válvula de choke, control remoto de BOP,
BOP y válvula de choke manifold en caso de que los controles hidráulicos no
funcionen o no estén provistos de la fuerza hidráulica necesaria para
maniobrar con ellos para que efectúen su cierre manualmente.
El cuñero localizado en el BOP debe estar provisto de sus herramientas
e implementos de seguridad para colocarse sobre la válvula y así realizar su
cierre manual de forma rápida y sin poner en riesgo la humanidad del
trabajador.
Sin importar el procedimiento de cierre que se utilice ya sea el cierre
blando, duro o modificado, se debe tener en cuenta que el posicionamiento
final del equipo es el mismo, es decir, el preventor anular designado tienes
que estar cerrado, la válvula HCR abierta y la válvula de choke cerrada, todo
esto con su respectivo registro de presiones de cierre.
Revisión de la información recopilada
Con el pozo ya cerrado se pueden analizar los datos recolectados
durante toda la maniobra para poder empezar con el matado del pozo. La
información es suministrada por los instrumentos de medición del taladro y
por cálculo propio de cada uno de ellos.
Este análisis debe comenzar con la verificación de la densidad de lodo
que se está circulando, profundidad vertical verdadera a la que se encuentra
la broca, capacidades volumétricas en la tubería de perforación y de
221
revestimiento, ganancia de tanques y capacidad anular entre yoyo abierto y
los collares de perforación.
Gracias a esto se brindan datos que permiten calcular la densidad de la
surgencia para saber que tipo de influjo ingreso en el anular, donde ya se ha
formulado que si la surgencia es menor a 2.0lpg indica que es influjo de gas,
si se localiza entre 2.0lpg y 8.5lpg muestra que el kick contiene gas, petróleo
y agua, por ultimo si su densidad se encuentra por encima de 8.5lpg
entonces se está en presencia de agua salada.
El peso de control de la surgencia se puede hallar con la presión de
cierre de la tubería de perforación, es decir, se calcula la densidad que se
necesita para generar SIDPP a la profundidad de la surgencia, resultado que
se debe sumar para obtener la densidad necesaria para vencer la presión de
formación.
Según sea el método de control utilizado, antes de empezar a bombear
el lodo de matado, se debe estimar la presión de circulación inicial y la
presión de circulación final, ya que de esta manera el operador del
estrangulador de choke sabrá cual es la presión que debe mantener en la
tubería de perforación al llegar a la tasa de bombeo establecida
Ejecución del método de control correspondiente.
Saber cuál es el mejor método para controlar y matar un pozo, no
depende necesariamente de normas preestablecidas en algún manual, sin
embargo la preparación de los trabajadores en los procedimientos de control
permite entender y estudiar diferentes ambientes que contribuyen en el
fortalecimiento teórico y práctico del personal de taladro.
222
La elección del procedimiento de control se rige por las circunstancias
reales que se manejan en el taladro de perforación en presencia de una
surgencia, de esta manera analizaremos diversos factores que puedan influir
en la designación del mejor método para cada circunstancia dada, para así
poder dar un mejor perfil que facilite el estudio de la utilización de cada
método.
El primer caso sería el método del perforador, esta técnica consiste
idealmente en realizar dos circulaciones en el hoyo, la primera se ejecuta con
la densidad de lodo actual para desplazar la burbuja de gas hasta la
superficie y disminuir la presión de cierre de la tubería de perforación y de
revestimiento, existe la posibilidad de reducir la SIDPP y SICP a cero,
reflejando que el flujo en el retorno pudo ser ocasionado por la disminución
de la densidad de lodo en el anular o por el efecto de inflado, de suceder esto
el pozo debe ser cerrado y verificar si hay algún cambio de presión o abrir el
anular y cuidadosamente revisar que el retorno a cesado.
Si solo se obtienen presiones de cierre iguales y por encima de cero, se
deben calcular el peso de lodo de matado y la FCP para el bombeo del
mismo, de esta manera se dará inicio a la segunda circulación que
aumentara la densidad de lodo en el hoyo necesaria para vencer la presión
de formación.
El método del perforador posee la ventaja de comenzar la circulación
inmediatamente con el peso de lodo actual, lo cual es muy provechoso si no
se tiene el material en taladro para aumentar el peso del lodo, además es
una técnica simple que no requiere de muchos cálculos, sin embargo crea
mayor tiempo perdido de taladro y las presiones son elevadas en el anular y
equipos de estrangulamiento. Para el uso de este método se puede
especificar que es utilizable cuando el taladro no posee materiales
densificantes a bordo o cuando se sospecha del efecto de inflado.
223
El método de esperar y densificar o método del ingeniero es una técnica
muy utilizada ya que su objetivo principal es aumentar la densidad de lodo y
desplazar la burbuja de gas en la primera circulación, de esta manera la
surgencia será circulada y el pozo será matado en un ciclo de bombeo de
superficie a superficie. Es importante saber que el material a utilizar para
aumentar el peso de lodo debe tenerse en el taladro para que la
densificación se realice inmediatamente haya sido cerrado el pozo.
Esta técnica es muy ventajosa ya que las presiones que se imponen
en el anular y en los equipo de estrangulamiento son relativamente bajas, el
uso del quipo de gas en superficie y el estrangulador son sometidos a menos
desgaste, generalmente se realiza en una circulación ya que la surgencia es
desplazada y el pozo es matado disminuyendo el tiempo perdido de taladro y
lo más importante de su utilización es el alto índice de seguridad que provee.
En el tercer caso se tiene el método actual o concurrente el cual se
fundamenta en circular el pozo mientras se aumenta la densidad del lodo
gradualmente hasta obtener la densidad de lodo final necesaria para matar el
pozo, es decir, cuando el lodo de matado final llegue a la superficie el pozo
debe estar muerto. La desventaja que provee la utilización de esta técnica de
control son las altas presiones a las que se somete el anular y el dispositivo
de estrangulación, además es importante destacar que por la rapidez con la
que se inicia la circulación el lodo es propenso a no ser muy consistente, por
lo cual el peso de lodo necesita ser verificado frecuentemente.
Según el análisis realizado a los tres procedimientos de matado se
puede deducir que el método del perforador es utilizable cuando se sospecha
del efecto de inflado o de algún agente que disminuya la presión de la
columna de lodo, ya sea por llenado insuficiente del pozo, pérdida de
circulación, entre otros casos, para lo cual solo bastaría circular la surgencia
a tasa de control para así poder retirar el influjo y disminuir el efecto de
inflado, además también se puede circular con esta técnica cuando no se
tengan los materiales densificantes en el taladro.
224
Sin embargo el método del ingeniero y concurrente según el análisis
dado, son técnicas más efectivas por el simple hecho de que el lodo de
matado es bombeado desde la primera circulación, aunque cada
procedimiento posee una desventaja, el primero tiene que esperar un lapso
de tiempo determinado para poder mezclar y aumentar la densidad del lodo
hasta el peso de matado, este tiempo de espera es crítico en el taladro ya
que la presión en el estrangulador aumenta periódicamente por la expansión
del gas.
El método concurrente bombea lodo densificado en la primera
circulación pero el aumento del peso se efectúa gradualmente hasta obtener
el peso final, lo cual implica mucho tiempo de mezclado a varios niveles de
densidad provocando la inconsistencia del fluido de perforación que se
circula por lo tanto disminuye la eficiencia del mismo en la operación de
matado.
El ultimo método a estudiar es la técnica volumétrica la cual consiste en
dejar aumentar la presión del anular para mantener una presión de fondo que
impida el ingreso de mas surgencia dentro del pozo, desahogando
periódicamente a través del estrangulador manteniendo una presión
constante en anular para poder reducir la BHP y no provocar una fractura en
la formación, llevando la burbuja de gas hasta la superficie donde podrá ser
evacuada.
El método volumétrico es una técnica de matado interesante ya que su
aplicación es bastante aceptada cuando no se posee la sarta dentro del
hoyo, la sarta se encuentra a insuficiente profundidad como para desplazar la
surgencia, la broca presenta un taponamiento que impide la circulación
desde la tubería y cuando el tiempo de espera después del cierre del pozo se
prolonga debido a la toma de decisiones o por preparación de lodo de
matado.
225
CONCLUSION
De acuerdo con lo planteado en los objetivos específicos de este
trabajo especial de grado y después de desarrollar y analizar detalladamente
cada uno de ellos, se llego a la conclusión de que el estudio y análisis de las
causas que originan una arremetida, está enfocado en los factores naturales
que inducen a la inestabilidad del pozo de perforación.
Sin embargo existen agentes producidos por error humano que pueden
provocar las mismas consecuencias, es decir, una maniobra indebida que se
realiza al subir o bajar tubería en el hoyo en areas donde el pozo no se
encuentre entubado puede provocar un suaveo o pistonéo en la zona de
mayor contacto con la formación, estimulando el pozo de la misma manera
que lo haría una pérdida de circulación, disminución de la densidad de lodo o
una presión anormal en el fondo del hoyo; ya que indiferentemente se crea
un diferencial de presión en el pozo que estimula la formación a fluir hacia el
hoyo creando así una situación de arremetida.
Con esto se desea destacar que sin importar el ente causante de una
arremetida de gas, agua o petróleo; se necesita estudiar cada uno de estos
fenómenos, para que de esta manera la identificación de un evento sea más
factible, ya que se podrá vincular él porque de la surgencia en relación a la
operación que se realiza en taladro, así mismo el personal de trabajo podrá
reconocer maniobras que no se pueden ejecutar ya que visualizaran el riesgo
que esto produce en el desarrollo de las actividades.
En segunda instancia se identificaron los equipos de control de pozos
usados en el taladro de perforación, entre los cuales se menciona el más
importante de ellos, el cual son todos los dispositivos que comprende el
conjunto impide reventones o BOP, el preventor anular, los ranes de tubería
y los ranes ciegos y/o de corte.
226
El dispositivo impide reventones representa y brinda seguridad en un
taladro de perforación ya que después de identificar la surgencia el BOP es
controlado para cerrar el pozo según el procedimiento correspondiente, en
conjunto con los demás equipos ya sea la unidad de choke, válvulas de
seguridad del top drive, válvula kelly cock, stand pipe, HCR, kill line, inclusivo
las bombas de lodo; todos los equipos mencionados están diseñados para
trabajar como un solo sistema de control de pozos, lo cual obliga al personal
a estar debidamente capacitado para manipular todos y cada uno de ellos.
El control de una arremetida de gas esta guiado principalmente en
evaluar las condiciones que originaron el evento y así poder reaccionar de
manera asertiva con la situación, para lo cual se debe realizar el cierre
correspondiente del pozo, de esta manera se podrán obtener datos que
permitan generar información valiosa, como la presión de fondo que se debe
vencer, identificación del peso de la surgencia, presiones de cierre en el
revestidor y tubería de perforación, presión de formación, entre otros. Estos
datos facilitaran el cálculo de variables importantes como la presión inicial,
presión final de circulación y peso de lodo de control; los cuales se utilizaran
en el procedimiento de matado del pozo.
La elección de un procedimiento de control, debe ser analizada y
discutida en base a las condiciones de trabajo, sin embargo este proyecto
estudió y comparo las técnicas para controlar un pozo discrepando una gran
ventaja en el método del ingeniero, ya que es el único que permite bombear
el fluido de matado final en la primera circulación disminuyendo desde su
inicio la presión en la tubería de perforación y removiendo la surgencia en
menos tiempo.
El último objetivo planteado se fundamentó en establecer un plan de
control para detectar y controlar una arremetida, en donde se evaluaron
circunstancias e indicadores que permitirán identificar un evento de
surgencia, de esta manera poder cerrar y controlar el pozo de forma efectiva
a través del método de control correspondiente.
227
Sin embargo es claro indicar que la perspectiva de las empresas y
corporaciones dedicadas al área de perforación tenga su propia forma de
trabajar en presencia de una arremetida de gas, aunque la finalidad sigue
siendo las mismas. De esta manera el plan de control que se pasmo en este
trabajo especial de grado solo buscó establecer los parámetros principales
de control presentes en cualquier procedimiento usado en el mundo y así
formar criterios que ayuden a tomar la decisión correcta de cara a este tipo
de eventos.
228
RECOMENDACIONES
Se le recomienda a las autoridades de la Universidad Nacional Experimental
“Rafael María Baralt”:
Gestionar la re-implementación de la cátedra de perforación de pozos
en el pensum de ingeniería de gas ya que esta proveerá.de
información importante al estudiante universitario sobre la explotación
del gas natural y las técnicas utilizadas para su extracción.
Reforzar los estudios de pre-grado en el área de perforación para el
análisis de los fenómenos que pueden originar una arremetida, de
esta manera el estudiante obtendrá los tópicos teóricos necesarios
para entender situaciones de surgencia en un pozo de perforación.
Se le recomienda a las entidades y corporaciones encargadas de la
extracción de hidrocarburos en los yacimientos pertenecientes al
estado venezolano a trabajar en conjunto con las universidades
nacionales para crear un departamento de investigaciones dedicado a
profundizar estudios en el ámbito de detección, control y riesgos de las
arremetidas de gas en pozos de perforación. De esta manera
dejaremos de depender de los cursos y capacitaciones que prestan
entidades extranjeras.
Realizar visitas técnicas universitarias a taladros de perforación
cuando estos estén de parada por motivo de un mantenimiento
planificado, de esta manera no se interferirá en las labores normales
de estas instalaciones y no se pondrá en riesgo la humanidad de los
estudiantes.
Concientizar a estudiantes del área y a los trabajadores a velar por la
disminución de la contaminación en las areas de explotación.
229
Día a día vivimos en actualizaciones y mejoras en la parte
computacional, que permitan el mejor entendimiento y manejo de las
bondades que nos ofrece el computador. Por esta razón se debe
actualizar las herramientas de programación que facilitan la creación
de programas, los cuales resuman los complejos y tediosos cálculos y
el manejo de grandes cantidades de información que se le presentan
al ingeniero.
Organizar y realizar seminarios dictados por ingenieros , técnicos y
personal obrero que posean los conocimientos prácticos que
complementen todo el entendimiento teórico obtenido en el transcurso
del estudio de pregrado y así fomentar el desarrollo laboral en los
estudiantes en cualquiera de las areas correspondientes a la rama de
ingeniera de gas.
230
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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WELL CONTROL TRAINING (2005). Manual de control de pozos para
operaciones de petróleo y gas.
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tecnología de Perforación con Presión Controlada para la optimización
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