control de pozos preventivo

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Procedimientos Procedimientos para mantenimiento para mantenimiento del Control Primario del Control Primario

en los pozosen los pozos

Control de Control de Pozos Pozos

PreventivoPreventivo

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Antes de comenzar……

• Sede del Seminario• Información sobre QHSE y seguridad• Servicios / facilidades • Asignación de salas para estudio en grupo • Uso de celulares y computadores • Horario de trabajo, descansos, comidas • Pasaporte QHSE• Presentación de los participantes

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Agenda del Curso• Introducción• Discusión de los estándares sobre control de pozos• Analogía del tubo en “U” – Presiones en el pozo.• Causas, prevención y detección de influjos• Diseño del pozo para control de influjos• Equipos para control de pozos• Desviadores de flujo• Procedimientos para cerrar el pozo• Control de pozos con lodos base de aceite – OBM• Efectos de la migración de gas

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Agenda del curso (continuación)

• Control Secundario – Métodos convencionales (con circulación) – Presión de fondo constante

• Otros Métodos de Control – Condiciones especiales• Control de pozos en operaciones de rehabilitación• Inspección y evaluación de equipos y procedimientos.

Prácticas recomendadas para la prevención de Influjos

• Casos históricos sobre control de pozos• Resumen y Conclusión del seminario• Mesa Redonda – Discusión en grupo

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Sección 1

Introducción

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Sección 1

• Razones para un Curso de Control Preventivo

• Entrenamiento sobre Control de Pozos en IPM

• Ejemplo de Incidente de Control de Pozo

• Causas Raíz de los Incidentes de Control

• Objetivos del Curso de Control Preventivo

• Evaluación Previa.

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¿Por qué un curso de Control de Pozos Preventivo?

1. El número creciente de incidentes de control de pozos exige de aplicación de estrategias para eliminarlos de las operaciones debido a sus:

Consecuencias catastróficas

2. Comprensión del fenómeno para evitar su ocurrencia

3. Promover el mantenimiento del Control Primario: Soluciones Pro-activas

4. Evitar llegar o actuar en en escenarios de crisis: Soluciones Reactivas

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Entrenamiento en Control de Pozos en IPM

1. Módulo Básico Introductorio para el personal nuevo y como iniciación al trabajo en el campo (Documento informativo sobre condiciones específicas para WC en el Proyecto)

2. Entrenamiento exigido por IWCF o según los requerimientos del cliente

3. Entrenamiento en Control de Pozos Preventivo- No es de certificación pero sí mandatorio en IPM

4. Cursos avanzados sobre control de Pozos HP/HT, Operaciones en Aguas Profundas, Perforación Bajo Balance, Pozos Horizontales, etc., forman parte de un proceso modular de autoentrenamiento basado en los requerimientos de cada proyecto.

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Caso Histórico de Incidente de Control de Pozo Campo Dación - Pozo GG-617

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Detalles del Incidente – Pozo GG-617

• Pérdida del control en el pozo GG-617: sucedió durante el cañoneo a las 01:30 horas el 27 de febrero de 2000. La cuadrilla del equipo recuperó el control del pozo a las 18:55 horas y lo cerró finalmente a las 19:00 horas del mismo día. No se reportaron lesionados durante la operación de recuperación debido al reventón.

• La gerencia de LASMO estimó una pérdida de 300 bls. de crudo pesado hacia el terreno circundante. Por otra parte, más de 2 kilómetros cuadrados, aproximadamente, quedaron afectados por la nube aerosol de hidrocarburos que se encontraba bajo 500-1000 psi en superficie. El pozo GG-617 es parte del campo Dación, bajo la gerencia de la Alianza LASMO-Schlumberger.

• No se cumplieron muchas de las políticas y procedimientos operativos fundamentales. De haber seguido los procesos básicos, no se habría producido esta emisión no controlada del pozo.

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• Falta de conocimientos y destreza del personal del equipo

• Falta de liderazgo de las personas a cargo

• Prácticas deficientes de trabajo

• Diseño inadecuado del pozo o del programa de perforación

• Falta de entrenamiento en control de pozos preventivo

• Aplicación deficiente de políticas y normas

• Manejo deficiente de contratistas y proveedores

• Deficiencias en el manejo de los riesgos o en el manejo de los cambios en los programas ya aprobados

• Fallas en la comunicación / difusión de normas.

Incidentes de control de pozos

Ejemplos de “Causa–Raíz”

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Operador/nombre de pozo/ubicación Año Monto

Ejemplos de costo de reventones para los operadores

Phillips, Plataf. Ekofisk, Noruega/Mar del Norte 1976 $56,000,000Pemex, Abkatun-91, México 1777 $12,000,000Mobil, Arun C-II-2, Indonesia 1978 $93,000,000Aramco, Berri-34, Arabia Saudita 1978 $65,000,000Gulf Oil, Angola 1978 $90,000,000Pemex, Ixtoc, México 1978 $85,000,000Pemex, Giraldas-22, México 1978 $20,000,000Pemex, Juspi-2A, México 1979 $15,000,000Mobil, Arun C-II-8, Indonesia 1980 $53,000,000Aramco, Hasba-6, Arabia Saudita 1980 $22,000,000Apache, Key #1-11, Texas, EE.UU. 1982 $52,000,000Mobil, West Venture, Nova Scotia, Canadá 1985 $124,000,000Texas O&G, Marshall Well, Texas, EE.UU. 1985 $50,000,000Total, Bekepai, Indonesia 1985 $56,000,000PRC Oil, Manchuria, PRC 1986 $22,000,000Elf, Tcebuila, Congo 1986 $45,000,000Pemex, Yum-2, México 1987 $46,000,000Pemex, Luna-11, México 1987 $18,000,000Oil India, Bahía de Bengal, India 1987 $25,000,000PetroBras, Plataforma de Anchove, Brazil 1988 $530,000,000Saga Pet, 2/4-14, Noruega, Mar del Norte 1989 $285,000,000

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Motivaciones del curso sobre Control de Pozos Preventivo

¿Qué tratamos de hacer?

• Eliminar los errores y deficiencias que causan incidentes de control de pozos.

¿Cómo lo lograremos?

• Mejorando nuestra comprensión sobre los problemas de control de pozo que se presentan y sobre los procedimientos operacionales de uso rutinario.

• Esforzarnos por desarrollar la competencia del personal para decidir qué hacer y cómo hacerlo en el sitio del pozo

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Motivaciones del Curso (continuación)

¿Cuál deberá ser nuestra actitud?

• Nosotros (TODOS) debemos estar dispuestos a revisar, corregir y mejorar nuestros conocimientos

• Debemos tratar de crear una atmósfera en el curso donde Ud. y yo podamos decir, “No entiendo” o “No estoy seguro de entender”

• Debemos buscar soluciones sencillas y prácticas para el control de pozos

• Nuestra meta: Cero incidentes en control de pozos

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Evaluación PreliminarControl de Pozos - conceptos

1 ½ horas

• El objetivo es conocer el nivel de comprensión de los temas relacionados con el control de pozos antes de comenzar el taller

• 50 preguntas relacionadas con situaciones de control de pozos

• 50 preguntas sobre los estándares sobre control de pozos

• Tiempo estimado: 1 ½ horas

• Sugerencia: Escribir respuestas breves, claras y concretas

• Responder primero todas las preguntas cuyas respuestas se conocen. Regresar al final sobre las preguntas difíciles o dudosas

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Sección 2

Procedimientos Estándar y Normas API

Sobre Control de Pozos

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Sección 2

Estándares de IPM Relacionados con el Control de Pozos

Estudio y Discusión en Grupo

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Equipos para la detección de gas

IPM-ST-HSE-001 • Cada equipo de perforación o de reparación de pozos debe estar equipado con

detectores fijos de gas y alarmas para el monitoreo continuo de la

concentración de gases combustibles y H2S en la atmósfera. Las alarmas

deben ser visuales y acústicas y los puntos mínimos de detección serán los

siguientes:

5 (mesa rotaria, zaranda, piso inferior, sala de tanques de lodo, toma de aire en áreas de habitaciones)

3 (niple campana, zaranda, sala

de tanques de lodo)

Costa afuera y aguas interiores

3 (mesa rotaria, zaranda y contrapozo) 2 (niple campana y zaranda)Tierra

H2SGas combustibleTipo de taladro

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Equipos para la detección de gasIPM-ST-HSE-001

• Los sensores se deben revisar y calibrar periódicamente y la información se debe registrar por escrito y archivar en el equipo para su verificación por parte de IPM.

• Cada equipo debe disponer además de un mínimo de dos detectores electrónicos portátiles de gas para determinar el contenido de O2, gases combustibles y H2S en el aire.

• Los sensores deben tener capacidad para monitorear de manera continua la concentración de gas y también tendrán pantalla de clara visualización con alarmas acústicas y visuales ajustadas para detectar:

– Deficiencia de oxígeno: 19,5%– Concentración de H2S : 10 partes por millón en volumen (ppm)– Nivel bajo de explosión: L.E.L

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Equipos para la detección de gas IPM-ST-HSE-001

• Los sensores deben tener medios para su calibración y accesorios para detección remota, especialmente para ingreso en espacios confinados.

• El PM es responsable por informar al operador y a la contratista sobre el cumplimiento del presente estándar. Si el contratista es elegido por IPM, el PM deberá anexar el presente estándar a la invitación para ofertar.

• Si no se cumple con lo estipulado en el estándar, el PM hará todos los esfuerzos para convencer al operador sobre la necesidad de su cumplimiento y su beneficio para mantener el control del pozo

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Equipos para la detección de gas IPM-ST-HSE-001

• El contratista de perforación debe asegurarse de que los sensoressean inspeccionados regularmente y en correcto mantenimiento en todo momento al igual que calibrados con información escrita guardada y debidamente archivada en el taladro para verificaciones de IPM.

• El contratista de perforación deberá realizar simulacros o prácticas de respuesta en caso de presencia de gas combustible o tóxico en el sitio del pozo, por lo menos una vez al mes.

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Equipos para detección de influjos del PozoIPM-ST-WCI-003

• IPM asumirá la gerencia de proyectos solamente en aquellos en donde el contratista de perforación cumpla con los estándares definidos para los equipos de detección de influjos:

– Totalizador de volumen PVT– Medidor de la variariación del flujo que retorna del pozo (diferencial)– Indicador de tanque de viaje

• El sistema debe tener un indicador electrónico o análogo, para medir los niveles de los tanques de lodo, una pantalla con la información clave, y la capacidad de suministrar alarmas visuales y acústicas.

• Las mediciones serán mediante sondas de nivel (sensores potenciométricos) ubicadas en los tanques de lodo, y un sensor del flujo de retorno del lodo (paleta) en la línea de flujo.

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Equipos para detección de influjos del pozo IPM-ST-WCI-003

• La pantalla debe ser visible para el perforador e indicar:

Volumen del tanque de viaje, retorno del lodo, volumen individual de cada uno de los tanques, suma de los volúmenes de los tanques seleccionados, pérdida/ganancia del tanque de viaje o de cada tanque individual según se seleccione o ganancia/pérdida del volumen total de los tanques selecciónados con relación al gran total de todos los tanques de lodo.

• Tanto la ganancia / pérdida como el retorno del lodo deben regresar a cero automáticamente mediante un botón y tener dos umbrales de detección ajustables en el módulo de visualización con alarmas visual yacústica.

• El contratista de perforación es responsable de mantener el sistema PVT, el medidor de delta flujo y el indicador del tanque de viaje calibrados y en buenas condiciones de funciónamiento en todo momento

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Requisitos de prueba para los equipos de control IPM-ST-WCI-004

• Las BOP y los equipos relacionados se deberán probar periódicamente. • Las pruebas de presión se realizarán cada 14 días o en el 1er. viaje después

de 14 días (con un máximo de 21 días), o según normativas locales. • Se realizarán pruebas de baja presión (200-300 psi) y de alta presión en todos

los componentes del BOP y los equipos superficiales (ver detalles en IPM-ST-WCI 005 y en Manual de Control de Pozos de SLB, sección III.6)

• Las pruebas de presión se harán en la dirección del flujo y con salida libredespués del equipo probado para verificar su capacidad de contención.

• Una prueba es exitosa si sostiene la presión por 15 minutos o su declinación es menor del 1% en 30 minutos, usando siempre un fluido limpio sin sólidos y de baja viscosidad

• Los sistemas Desviadores de flujo se someterán a pruebas de funciónamientoantes de perforar el conductor de superficie y después cada 7 días.

• El tanque de viaje, los medidores de flujo y los sensores/monitores críticos deben ser siempre calibrados minuciosamente.

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Requisitos mínimos para BOPE y desviadores de flujoIPM-ST-WCI-005

• Las BOP y el equipo de control de pozos relacionado, las presiones de operación, la configuración de los arietes y su selección deben garantizar la suficiente integridad y flexibilidad operativa para enfrentar todas las situaciones esperadas de control de pozos.

• La presión de trabajo del BOP de arietes debe ser mayor que la presión máxima esperada en superficie:- Pozo exploratorio: con base en la evacuación total del pozo con gas seco- Pozo de desarrollo: con base en la presión de cierre máx. de tub. de producción

• Los equipos de BOP y los desviadores, cuando se requieran, deben cumplir o exceder lo dispuesto en el documento API RP 53: “Recommended Practices for Blowout Prevention Equipment Systems”.

• El diseño del acumulador y su tiempo de respuesta deben cumplir con los requerimientos estipulados en los documentos API RP 16E (Design of Control Systems) y del API RP 53.

• Responsabilidades:Gerente de Proyecto: Asegura que las especificaciones del conjunto de BOP se incluyan en el programa de operaciones de acuerdo con el presente estandarSupervisor del pozo (WSS): Asegura que las especificaciones del conjunto de BOP instalado estén de acuerdo con el programa de operaciones

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Certificación para control de pozosIPM-ST-WCI-006

• Todo el personal de IPM involucrado en supervisión y operaciones de pozos debe tener un certificado válido y reconocido para control de pozos, al igual que la certificación de PWC.

• La certificación reconocida para control de pozos es IWCF, IADC-WellCAP, PITS, GOST.

• Si la region o pais tiene regulaciones locales que requieren de una certificación distinta de la de arriba en mención, todas las operaciones de IPM se someteran a dichas regulaciones

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Consenso sobre procedimientos de control de pozos

IPM-ST-WCI-007• En la mayoría de los proyectos supervisados por IPM, puede existir

más de un conjunto de políticas para control de pozos.

• Antes del inicio de las operaciones de pozo, todos los procedimientos generales de control de pozos, fórmulas, sistemas de unidades, factores de conversión, capacidades y hojas de trabajo a ser usados en una situación de control de pozos deben ser acordados con el operador y el contratista de perforación.

• Objetivo - Asegurar que exista solamente un conjunto de políticas y procedimientos que se apliquen en toda situación de control de pozos.

• Todo el personal de perforación de IPM debe conocer bien el Manual para Control de Pozos de SLB, el cual constituye la base de las políticas, procedimientos y pautas de control de pozos en IPM.

• También deberá conocer las políticas y procedimientos del operador y de la contratista del equipo sobre control de pozos.

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Simulacros de control de pozoIPM-ST-WCI-008

• Los simulacros de control de pozos son parte integral del entrenamiento para las cuadrillas y se deben realizar al menos una vez por semana.

• Objetivo de los simulacros frecuentes:

- Mejorar la atención para reconocer influjos del pozo- Familiarizar a la cuadrilla de perforación con relación a la operación de los equipos para control de pozos. - Acciones a tomar y sus funciones respectivas, para asegurar que las cuadrillas reaccionen pronta y eficientemente en las situaciones de control de pozos. - Determinar el nivel de conocimientos de la cuadrilla de manera tal que, si se requiere, se puedan tomar los pasos necesarios para su mejoramiento.- Enfasis especial en las responsabilidades individuales y el conocimiento común de las responsabilidades de los demás

Responsabilidades:Gerente de Proyecto: Asegurarse de que los planes de simulacros sean de mutuo acuerdoentre el operador y el contratista de perforación. Supervisor del pozo (WSS): Asegurarse de que los simulacros sean llevados a cabo yregistrados en los reportes diarios de perforación

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Pruebas de presión para tuberías de revestimiento,

tuberías de producción y liners

IPM-ST-WCI-009

• Todas las sartas de revestimiento y Liners (incluyendo las áreas de solapamiento y sellos) se deben someter a pruebas de presiónantes de:

A) Perforar más allá de la zapata de un revestidor o liner,

B) Cañonear una zona de interés, ó

C) Iniciar operaciones de completación.

• Objetivo - Asegurar la integridad mecánica satisfactoria antes de:

A) Perforar la sección siguiente del pozo,

B) Cañonear el yacimiento,

C) Exponer la tubería de revestimiento/producción a los fluidos del yacimiento

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Pruebas de presión para tuberías de revestimiento,

tuberías de producción y liners

IPM-ST-WCI-009• La presión de prueba máxima no debe exceder la presión de

trabajo del cabezal de pozo, de la BOP, o el 80% de la resistencia al estallido de la tubería de revestimiento, la que sea menor.

• La presión de prueba mínima debe ser un 110% de la presión máxima esperada durante la vida del pozo, sin exeder la máxima presión de prueba definida arriba.

• Los solapamiento de los Liners deben ser probados como mínimo al valor de LOT / FIT en la zapata de la tubería de revestimiento.

• La prueba de presión es satisfactoria cuando no cae más de 1% en un período de cierre de 15 minutos y no se tienen fugas de fluído.

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Existencias mínimas de químicosIPM-ST-WCI-010

• Se deben mantener, en el sitio del pozo, existencias suficientes de material de lodo, cemento, combustible y otros materiales especificados, para manejar las situaciones inesperadas de control de pozos.

• Los niveles mínimos se establecen como sigue:

1. Suficiente material densificante (usualmente barita) para aumentar el peso al volumen total de circulación en 1.0 ppg (0.12 gr/cc), o hasta el peso para producir fuga hacia la formación más débil, el que sea el menor.

2. Suficiente cemento para colocar un tapón de 400 pies (120 metros) en el hoyo abierto que se perfora (sólo aplica en ops costa Afuera).

• Si no se cuenta con las cantidades mínimas estipuladas, el supervisor de pozo debe detener las operaciones de perforación hasta que se tenga el inventario suficiente

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Procedimiento de contingencia para forzar la tubería con presión en el pozo (Stripping)

IPM-PR-WCI-002• Cuando la sarta de perforación esté total o parcialmente fuera del hoyo y se

presente un influjo, se deben realizar todos los esfuerzos para regresarla en forma segura al fondo, o lo más cerca posible del mismo, al tiempo que se mantiene el control del pozo.

• Si no es posible llevar la sarta de nuevo al fondo, se aplicará el método volumétrico para matar el pozo, hasta que el influjo haya pasado la arriba de la barrena, después de lo cual se intenterá remover el influjo por circulación, manteniendo la presión de fondo constante.

• Solamente se permitirá realizar un Stripping de emergencia con el preventor anular si la presión en el revestidor es menor de 500 psi, y en el caso de equipos flotantes cuando la oscilación vertical del mismo sea menor de 5 pies y cuando el balanceo y cabeceo sean menores de 1 grado.

• La operación de Stripping no se iniciará sin antes llenar la Hoja de Trabajo para el Stripping correspondiente y efectuar una reunión de seguridadprevia al trabajo con todo el personal involucrado.

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Tolerancia al Influjo (Kick tolerance)IPM-ST-WCI-011

• Definición: La Tolerancia al Influjo es el máximo volumen de influjo que se puede circular hacia fuera del pozo sin fracturar la formaciónmás débil expuesta (que se supone ubicada en la zapata del revestidor)

• La tolerancia al influjo debe ser, por lo menos, tres veces la capacidad de detección de influjos en el equipo, considerando un margen de de seguridad de 0,5 ppg a favor de la formación más débil.

• Toda Tolerancia al Influjo debe ser siempre mayor de 25 BBLS.• Objetivos:

- Asegurar la selección de profundidades con suficiente integridad para el asentamiento de los revestidores en la etapa de diseño y planeación del pozo.

- Establecer la capacidad de circular un influjo afuera del pozo en forma segura, sin fracturar la formación más débil en el hoyo abierto.

• La capacidad de detección es el volumen de influjo que pueden detectar los instrumentos del equipo según la prueba más reciente.

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Tolerancia al Influjo IPM-ST-WCI-011

• La Tolerancia se debe calcular para cada sección del hoyo a perforar y estipular claramente en el programa de perforación

• A menos que exista experiencia local amplia y documentada por elcliente indicando otra cosa, el influjo se considerará como gas seco de gravedad específica de 0.7 y gradiente de 0.1 psi / ft

• Se debe suponer también para el cálculo de la tolerancia:- la máxima presión de poros esperada en el hoyo abierto- la mínima resistencia de la formación esperada en la zapata- el máximo peso de lodo requerido para controlar las presiones de formación en la sección a perforar

• Los valores de tolerancia deben indicarse claramente en el programa de perforación

• Es responsabilidad del ingeniero de perforación de mayor rango en el proyecto el cumplimiento del presente estándar

• El WSS debe verificar su valor en el sitio del pozo y reportarlo

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Barreras IPM-ST-WCI-012

• Definición: Una Barrera es un material o dispositivo impermeable que puede bloquear en forma temporal o permanente el flujo del pozo o del yacimiento

• Los pozos deben tener, en todo momento, dos o más barreras independientes, impermeables y probadas, para asegurar que el riesgo de un flujo no planificado de fluidos de pozo y del yacimiento hacia la atmósfera o hacia el lecho marino se mantenga en el nivel másbajo que sea razonablemente posible.

• Una barrera sólo se considera aceptable cuando ha sido probada en la dirección del flujo y ha demostrado ser capaz de sostener la presión a su máximo valor de operación con cero fugas.

• Dos barreras son independientes si no tienen causa común para fallar

• Excluyendo el conjunto BOP, las barreras no se consideraran efectivasdespués de que hayan sido perturbadas (desconectadas o modificado su estado original después de ser probadas).

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Las siguientes son barreras aceptables:

– Válvulas superficiales de operación manual o remota.– Válvulas subsuperficiales cerradas y controladas desde la superficie.– Tapones de cemento colocados en el pozo y / o en la tubería de producción.– Obturadores, tapones puente y retenedores de cemento en el pozo o en la tubería

de producción.– Tapones mecánicos en el árbol de válvulas (Christmas Tree), en el cabezal del

pozo, en el cabezal / colgador de tubería de producción, en el anular o en el pozo. – El conjunto BOP se considera como una sóla barrera– Tuberías de revestimiento y producción con conexiones adecuadas para su

función deseada (ver el estándar IPM – ST – WCI – 025)– Arbol de válvulas (Christmas Tree), cabezal de pozo y cuerpos de BOP, sellos del

colgador de tubería de producción.– Columna de fluido dentro del pozo con presión hidrostatica mayor a la presión

de formación, siempre que se pueda conocer la condición y posición de dicha columna en todo momento

Duración de la prueba:– Las pruebas de presión positivas deberán durar 15 minutos; las pruebas

negativas o de influjo deberán durar 30 minutos.

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• En el caso de fallar una barrera:Asegurar de inmediato la integridad del pozo y restaurar o sustituir la barrera perdida. Todas las demás actividades deberán detenerse durante ese tiempo a menos que ello implique incremento en el riesgo de un incidente.

• Barreras durante operaciones de registro–En operaciones normales : Fluido de perforación o de completación y la BOP del equipo son las dos barreras aceptables;–Si se tuvieron pérdidas o influjos : Se requerirá, además, el equipo de presión en superficie para operaciones con guaya. El lubricador debe tener las medidas adecuadas para alojar las herramientas que se van a correr en el pozo

• El WSS no permitirá la remoción de BOPs, conductor submarino, árbol de válvulas, o cabezal de producción a menos que los fluidos de formación estencontenidos detrás de dos barreras impermeables, independientes y probadas.

• Los WSS de IPM efectuarán todas las operaciones de construcción,mantenimiento y abandono de pozos con total cumplimiento de esta norma.

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Autoridad en operaciones de control de pozosIPM-ST-WCI-013

• Cada proyecto debe tener una persona a cargo designada, con plena autoridad sobre todas las operaciones efectuadas en el lugar del trabajo en todo momento. Esta persona tiene responsabilidad plena por la aplicación de las prácticas y procedimientos seguros en el pozo para mantener la integridad del sitio y la seguridad delpersonal.

• El Documento de Enlace debe incluir un organigrama y descripción de las responsabilidades de ésta y de otras personas claves como lo hayan acordado el operador, IPM y el contratista de perforación.

• Para operaciones costa afuera la persona a cargo es, por lo general, el representante de la contratista de perforación; en otras facilidades mayores la persona a cargo puede ser el representante de la operadorea o un gerente de la instalación designado.

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Acuerdo sobre el procedimiento específico para control de pozos

IPM-ST-WCI-014• Antes de iniciar los procedimientos de control de pozo y una vez

que se haya cerrado el mismo, los representantes del operador, IPM y el contratista de perforación en el sitio del pozo deberán llegar a un acuerdo completo sobre el método de control

• Su objeto es evitar conflictos y confusiones durante la operación de control de pozo.

• Se realizará una reunión previa al control de pozo con todas las personas involucradas. Se preparará un procedimiento por escrito y el mismo se distribuirá en el equipo a todos los involucrados en las operaciones de control (contratista de perforación, perforador, cabina de registro, ing. de lodos, ing. del pozo, etc.)

• El acuerdo alcanzado incluirá el método de control a seguir, velocidad de la bomba, el incremento en el peso del lodo, el programa de bombeo, y toda otra información pertinente.

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Acuerdo sobre el procedimiento específico para control de pozos

IPM-ST-WCI-014

• En el caso de desacuerdo entre los representantes en el sitio del pozo sobre los procedimientos de control (cuando la seguridad no sea una preocupación inmediata), el asunto se remitirá a sus supervisores respectivos. La acción de control del pozo deberá, en este caso, ser detenida, y el pozo se asegurará hasta que se resuelva la situación.

• La persona designada a cargo tendrá la autoridad final y la responsabilidad de asegurar la aplicación de prácticas y procedimientos adecuados y seguros para controlar el pozo.

• Se aprobará un procedimiento por escrito que se colocará en la estación del perforador y otra copia se guardará en los archivos del pozo.

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Método para cierre del pozoIPM-ST-WCI-015

• El tiempo de respuesta para cerrar el pozo se minimizará utilizando los equipos de detección de influjos, otorgando plena autoridad al perforadorpara cerrar el pozo y utilizando el método de cierre duro.

• El perforador tiene plena autoridad y responsabilidad por las acciones correctivas inmediatas, tales como el cierre del pozo.

• En la posición del perforador se colocará una notificación indicando los procedimientos para el cierre del pozo.

• El procedimiento general de cierre se indica, como guía, en el Manual de Control de Pozos de SLB, Sección II.2.1 Como referencia, los procedimientos para manejar las diferentes situaciones de influjo, se presentan en la sección V del mismo Manual.

• El estrangulador y la válvula HCR se deben mantener cerrados. El cierre del pozo se efectúa al cerrar la preventora anular contra la tubería mientras se abre la válvula HCR para registrar las presiones.

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Método para control de influjos

IPM-ST-WCI-016• IPM utilizará métodos reconocidos por la industria para el control de

influjos en los pozos, tales como el método de Esperar y Densificar, Método del Perforador y Método Volumétrico. Se prefiere el Método del Perforador a menos que las condiciones hagan más apropiado el empleo de otro método.

• Los procedimientos para el método de Esperar y Densificar, del Perforador y Volumétrico, junto con sus ventajas y desventajas, se describen en el Manual de Control de Pozos de SLB, Sección II.2.3.

• Otros procedimientos especiales para manejar diferentes situaciones de influjo (incluyendo cuando se perfora con lodo de base aceite y la reversión del influjo o bullheading) se describen en la Sección V del Manual de Control de Pozos de SLB.

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Detección de influjos del pozoIPM-ST-WCI-017

• Cualquier brote de fluidos desde la formación se detectará lo antes posible mediante verificaciones del flujo cada vez que varíe en forma abrupta la tasa de penetración, vigilando los volúmenes el volumen de lodo en las presas y entrenando al personal en la detección de influjos.

• El objetivo es disminuir el tiempo de reacción y la magnitud del influjo, además de facilitar las operaciones posteriores para el control del pozo.

• Los procedimientos a seguir en todo momento se describen en la Sección II.1.2 del Manual de Control de Pozos de SLB.

• Todas las cuadrillas del equipo deben estar altamente entrenadas y comprender la importancia de una detección temprana de los influjos. Además, quienes operan el sistema de lodos deberán,- Investigar y reportar toda variación en el nivel de los tanques como indicio de un posible influjo, por pequeña que sea- Verificar flujo después de todo cambio abrupto en la tasa de perforación (ROP)

• El supervisor del pozo (WSS) debe asegurarse que los procedimientos para cierre de pozo y desviación de flujo esten publicados cerca de la estación del perforador en Inglés y en el idioma local.

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Prevención de influjos IPM-ST-WCI-018

• El Control Primario del pozo -definido como el uso de fluido de perforación o completación con densidad y altura suficientes para superar la presión más alta de la formación expuesta- se debe mantener en todo momentopara disminuir la ocurrencia de incidentes de control del pozo.

• El perforador o su relevo deberá asegurarse de:- Mantener el pozo lleno con fluido de control o conocer el nivel del mismo en todo momento. - Usar el tanque y la planilla de viaje para controlar los volúmenes de llenado durante los viajes de tubería saliendo y entrando en el pozo - Investigar toda discrepancia en los volúmenes y verificar el flujo del pozo en caso de duda.- Si la prueba de flujo no es concluyente se deberá cerrar el pozo para observar presiones en caso de duda

• El Supervisor del pozo (WSS) es el responsable de mantener la densidad adecuada del lodo de acuerdo con el programa del pozo.

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Prevención de influjos IPM-ST-WCI-018

• Responsabilidades del Perforador:– Mantener el pozo lleno en todo momento

– Utilizar tanque y hoja de viaje en todos los viajes de tubería• Responsabilidades del supervisor del pozo:

– Que la cabina de registro geológico (o un sistema de medición) controle y reporte en forma independiente los volúmenes de lodo y de desplazamiento en cada viaje

– Mantener una densidad de fluido que permita un sobrebalance de 200psi contra la formación de mayor presión expuesta

– Bombear un bache de fluido pesado antes de sacar la tubería y herramientas del pozo.

– Realizar cálculo de los efectos de succión / surgencia para determinar el margen de viaje adecuado

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Presión de fondo (BHP) constanteIPM-ST-WCI-019

• Durante la operación de matar el pozo mediante circulación o permitiendo la migración de gas, se debe mantener siempre una presión de fondo constante ligeramente superior a la presión de formación, incluso si se tiene que superar el valor de la MAASP**, antes que el influjo llegue a la zapata o a otro punto débil en el hoyo abierto.

• El objetivo es evitar todo influjo adicional de fluidos de la formación hacia el pozo, incluso a riesgo de fracturar la formación y de inducir un reventón subterráneo.

• El WSS será responsable por mantener la presión de fondo constantemediante el bombeo a tasa constante y / o ajustando el estrangulador

• También deberá desactivar cualquier mecanismo para control automático de la MAASP. Es decir, no permitirá mantener la MAASP en forma automática o manual, mientras se esté evacuando el influjo afuera del pozo.** Máxima Presión Anular Permitida en Superficie (MAASP)

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Reporte de incidentes de controlIPM-ST-WCI-020

• Definición – Un brote o “kick” es un flujo imprevisto de fluidos desde la formación hacia el pozo, debido a lo cual se requiere el cierre de las BOP y la circulación a través de un estrangulador.

• Los influjos tienen el potencial de causar pérdidas catastróficas. Sin embargo, IPM considera que tales incidentes pueden ser manejados exitosamente recopilando y estudiando datos históricos.

• Todos las influjos así definidos son considerados incidentes y deben ser reportadas por escrito y clasificadas de acuerdo con el estándar OFS-QHSE-S002. Las causas raiz de todas los influjos seran investigadas para minimizar su impacto y la posibilidad de su repetición.

• El reporte debe incluir: Resumen del incidente y el manejo del mismo,

Condiciones previas a al influjo (actividades, equipo de control instalado,

fluido utilizado, detección, etc), Detalles sobre Control del Pozo, y Lecciones

Aprendidas

• El reporte será dirigido oportunamente por el PM al gerente de WCI del área

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• Se efectuará un estudio de riesgo y se preparará un plan de contingencia para la posibilidad de encontrar gas superficial en todos los pozos de IPM. El diseño final del pozo junto con el programa de operaciones serán usados para mitigar el riesgo hasta ¨ALARP¨.

• Se considera gas superficial cualquier acumulación de gas que se encuentre en el subsuelo durante la perforación del hoyo antes de llegar a la profundidad de asentamiento del primer revestidorprogramado para contener presiones.

• Las precauciones en el sitio, preparación de contingencias y detalle de las operaciones se encuentran descritas en el Manual para Control de Pozos de Schlumberger, secciones II.1.1.3.b, II.1.2.3 , II.2.2 y en Apendice 6 del mismo.

Evaluación del riesgo de gas superficial y plan de contingencias

IPM-ST-WCI-021

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• Responsabilidades:– Gerente de Proyecto :

• Asegurarse de llevar a cabo una completa evaluación del riesgo de gas superficial usando las mejores técnicas y herramientas disponibles, como los levantamientos sísmicos de baja profundidad para locaciones costa afuera.

• Asegurarse que el programa de operaciones contiene los resultados de la evaluación del riesgo de gas superficial, cualquier información relevante de los pozos vecinos, la estrategia para perforar el hoyo de superficie y los planes de contingencia.

– Persona a cargo ( PAC ) en la localización : • Asegurarse de que todo el personal conoce sus funciones durante una

eventual contingencia de gas superficial y que el perforador posea las instrucciones necesarias a seguir.

Evaluación del riesgo de gas superficial y plan de contingencias

IPM-ST-WCI-021

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• El programa del pozo incluirá una declaración que haga referencia a la evaluación de riesgo de gas superficial. En caso de ausencia de lo anterior, la misma deberá ser exigida al operador

• Ante cualquier indicación o duda de gas superficial, se supondrála presencia del mismo y se considerará en primer lugar la opción de cambiar la localización superficial del pozo.

• Si no se puede cambiar el sitio de la localización superficial o se tiene certeza de la presencia del gas superficial, se deberápreparar un procedimiento de perforación detallado, que incluya los planes de contingencia y los mitigadores del riesgo.

Evaluación del riesgo de gas superficial

y plan de contingencias

IPM-ST-WCI-021

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Control del pozo mientras se baja el revestimiento IPM-ST-WCI-022

• Se debe mantener el control del pozo al bajar la tubería de revestimiento.

• El control primario se mantiene con la columna de fluido de altura suficiente dentro del revestidor y en el espacio anular

• En un equipo con BOP superficiales, si el revestidor se baja frente a una formación con hidrocarburos, entonces se deben cambiar los arietessuperiores para tubería de perforación por arietes para el revestimiento.

• Al bajar revestidor sin arietes para la tubería de revestimiento instalados, asegurar que se haya conectado a la tubería de perforación, un sub de combinación (crossover ) adecuado para conectar la misma al revestidor.

• No se utilizará equipo de flotación automático o de llenado diferencial cuando se baje el revestidor a través o en zonas con hidrocarburos.

• El revestidor se debe llenar completamente al menos cada 5 tubos.

• Al bajar el revestidor en una zona con hidrocarburos, se deben instalar dos válvulas de no retorno (de contrapresión) en la sarta de revestimiento.

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Prueba de fuga de formación (prueba de la zapata) IPM-ST-WCI-023

• Objetivo: determinar la integridad de la formación por debajo de la zapata o del cemento alrededor de la misma lo cual afectará la MAASP (máxima presión anular permisible en la superficie) y la tolerancia al influjo para perforar la sección siguiente.

• Se realizará una prueba de la resistencia de formación después de perforar entre 10 y 20 pies (3 a 6 mts) de formación nueva por debajo de cada sarta de revestimiento donde se haya instalado un conjunto de BOPs.

• La Prueba de Fuga (LOT) es la presión a la cual la formación comienza a admitir fluido y se identifica por una desviación de la recta Pres. Vs. Volumen inyectado

• Si se obtiene una presión de fuga menor que la esperada y el peso equivalente del lodo es inferior al requerido para controlar las presiones de poro mientras se perfora hasta la profundidad de asentamiento del siguiente revestidor, se deberá realizar una cementación forzada en la zapata o reducir la profundidad de asentamiento del siguiente revestidor

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• Los resultados de la prueba de fuga, expresados en Peso Equivalente de Lodo (EMW), presión máxima, peso de lodo y profundidad de la zapata, se deben reportar en el informe diario de perforación y en el reporte IADC.

• La presión máxima de prueba no debe exceder el 80%de la resistencia interna del punto más débil del revestidor expuesto a la prueba de fuga.

• Presión vs Volumen bombeado tiene que ser una relación lineal hasta obtener inyectividad. Cuando la tendencia de la linea graficada se desviede la relación lineal, el bombeo DEBERÁ DETENERSE inmediatamente.

• Se deberá utilizar la bomba de la unidad de cementación y el bombeo deberá ser preferiblemente continuo pues el bombeo intermitente puede conducir a lecturas erróneas.

• La Prueba de Integridad (PIT) somete la formación expuesta a una presión pre-determinada sin llegar al punto de fuga o inyección.

Prueba de fuga de formación (prueba de zapata) IPM-ST-WCI-023

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Reunión informativa sobre control de pozos IPM-ST-WCI-028

• Antes de que los supervisores del pozo asuman su responsabilidad en el mismo, deberán atender a una reunión informativa sobre control de pozos para asegurar que se entienden claramente las políticas de SLB e IPM, así como los procedimientos y los objetivos del proyecto relacionados con el control de pozos.

• Todo supervisor de IPM para el sitio del pozo deberá conocer losprocedimientos de control de pozos específicos del proyecto y estar familiarizado con el Manual sobre Control de Pozos de SLB

• En la fase inicial de ingeniería de todo proyecto se elaborará un Documento Instructivo sobre Control de Pozos, específico para el proyecto, a partir del registro de riesgos y desarrollado durante la fase inicial de planeación y diseño del proyecto

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• El documento de Reunión Informativa sobre control de pozos será firmado por el supervisor del pozo y archivado en la oficina del proyecto.

• Al culminar la Reunión Informativa sobre control de pozos, se hará la anotación correspondiente en el pasaporte de seguridad QHSE del supervisor que recibió la inducción.

• Se requerirá re-certificación cada año si el supervisor se mantiene en el proyecto o antes de que asuma las responsabilidades en un nuevo proyecto.

• La Reunión Informativa sobre control de pozos del proyecto esmandatoria para los WSS, los ingenieros y quienes tengan autoridad y responsabilidad sobre control de pozos.

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• Ejemplos de información a incluir en el Documento Instructivo sobre Control de Pozos:

- Exenciones aprobadas a los estándares sobre control de pozos en el proyecto- Presencia o No presencia de gas superficial- Procedimientos seguidos para manejar y controlar los influjos- Zonas de pérdida de circulación- Zonas de presiones anormales- Tectónica local- Equipos de control de pozos instalados en la unidad de perforación o de WO- Otra información de proyecto requerida para el cumplimiento de las funciones

del WSS en el sitio del pozo- Se revisarán las políticas y normas de IPM para asegurar su comprensión

y cumplimiento La persona a cargo en el sitio del pozo tendrá la autoridad final para control del mismo y será responsable por la aplicación de prácticas y procedimientos seguros de control, en todos los casos. Los procedimientos para el control del pozo se colocarán cerca de la posición del perforador.

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Resumen

• Los estándares y las guías se revisan periódicamente

• Se deben archivar las dispensaciones, pues pueden ayudar a cambiar las políticas / estándares de SLB y IPM

• El texto de las mismas se obtiene en InTouch, cuya dirección es:

http://intouchsupport.com/intouch/methodinvokerpage.cfm?method=iteview&caseid=3271495

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Sección 3

Analogía del Tubo en “U”

Análisis de Presiones en el Pozo

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Sección 3

• Tipos de control aplicados en un pozo

• Fórmula básica para control de pozos

• Principio del tubo en “U”

• Cálculo de presiones en el pozo usando la analogía del tubo en “U” estático y dinámico

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Introducción

COMPRENSION = SIMPLICIDAD=CONFIABILIDAD

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Tipos de Control en el PozoControl Primario :– Colocar dentro del pozo un fluido de densidad sufiente

para ejercer una presión de fondo que impida un flujo imprevisto de fluidos desde la formación hacia el pozo

Control Secundario: – Detener el flujo del pozo con el equipo de prevención y

control instalado, BOPE y recuperar el control primario al evacuar el influjo por circulación con el lodo original o con lodo pesado

Control Terciario:– Inducir una fractura en la formación más débil expuesta en

el hoyo abierto provocando un reventón subterráneo antes que permitir un reventón en la superficie. Aplicar técnicas especiales posteriores para controlar el flujo cruzado en el subsuelo y recobrar las condiciones del pozo

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Fórmula básica para control de pozos(unidades en el sistema inglés)

volumen:

1 galón

= 230.75 in3

Peso: 1 libra

Si D = 10 lpg: P = 10 lb. = 0.52 psi = 0.052 x 1019.23 in2

Si la Densidad = 1 lb/gal:

Presión = 1 lb. = 0.052 psi = P1PIE

19.23 in2

Cambio de presión por pie = 0.052 psi/pie = Grad. de 1lpg

altu

ra: 1

pie

=12

pulg

área: 19.23 in2

Presión sobre el fondo = (fuerza) / (área)

P1PIE = 0.052psi = presión de un pie de fluido de 1lb/gal

Gradiente de fluido de densidad D = 0.052 x D

G = (0.052)x(D) => psi/pie Presión de un pié de fluido

Cambio de presión por pie = 0.052 ( psi/pie) x D(lb/gal)

Gradiente = cambio de presión = 0.052 psi / pie

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Fórmula básica para control de pozos

D = 10 lb/gal

Prof

undi

dad-

pies

G = (0.052) x (D) = 0.52 psi/pie(psi/pie) (lb/gal)

Pres

ión

–psi

0

1

2

3

0

0.52

1.04

1.56

H: Sólo se toma en consideración la profundidad vertical TVD, nó la profundidad medida MD

Presión Hidrostática de fondo: HP

Gradiente de Presión: G

HP = (0.052) x (D) x (H) : psi

HP = Grad. x altura de columna en pies

HP = (G) x (H) : psi/pie x pie = psi

P (H)PIES = 0.052 x D x H : psi

[psi] [lb/ gal] [pies ]

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Fórmula básica para control de pozos(unidades en sistema métrico)

Volumen: 1 litro =

1000 cm3 Si MW = 10 kg/lt: P1METRO = 10 kg. = 0.1 x 10 kg/ cm2

10 cm2

P = 1 kg. = 0.1 kg/ cm2 = P1METRO

10 cm2

Gradiente = cambio de presión = 0.1 kg/ cm2 / m

altu

ra: 1

met

ro.

área: 10 cm2

Si la Densidad = 1kg/lt: Presión sobre el fondo = (fuerza) / (área)

P1METRO = 0.1 kg/cm2 = presión de un metro de fluido de 1 kg/lt

Cambio de presión por metro = 0.1 kg/cm2 = Grad. de 1kg/l

Cambio de presión por metro = 0.1 (kg/cm2 ) x D(kg/lt)

Gradiente de fluido de densidad D = 0.1 x D

G = 0.1 x (D) => kg/ cm2 / mPresión de un metro de fluido

kg/ cm2 = 14.21 psi

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Fórmula básica para control de pozos

D =1.2 kg/lt

D = 10 lb/gal

Prof

undi

dad-

met

ros

G = 0.1 x (D) = 0.12 kg/ cm2 /m(kg/ cm2) (kg/lt)

Pres

ión

–kg/

cm2

0

1

2

3

0

0.12

0.24

0.36

H: Sólo se toma en consideración la profundidad vertical TVD, nó la profundidad medida MD

Gradiente de Presión: G

[Kg/cm2] [kg/ lt ] [ m ]1lb/gal = 0.12 gr/cc

1 psi = 0.0703 kg/ cm2

Presión Hidrostática de fondo: HP

HP = Grad. x altura de columna en metros

HP = (G) x (H): (kg/cm2/m) x m = kg/cm2

HP = (0.1) x (D) x (H) : kg/cm2

P (H) METROS = 0.1 x D x H : kg/cm2

1 kg/ cm2 = 14.21 psi

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Cómo versus por qué

Datos:

• Se produce un influjo de gas mientras se perfora a 6000 pies y se cierra el pozo

• Se leen las presiones de cierre SICP y SIDPP (en la TR y la TP, respectiv.)

• Peso del lodo corriente (MW)= 10 lpg

• Peso del lodo de matar (KMW) =?

O sea, HPKMW = Pform

SIDPP = 600 psi

SICPP = 900 psiBomba

Estrangulador

MW = 10 lpg

H = 6000 pies

Pform = ?

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Cómo versus por quéCómo calcular KMW:

KMW = 10 + 1.923 = 11.923 lpg

Por qué KMW es 12 lpg:Glodo = 0.052 x 10 = 0.52 psi/pie

HPlodo = Glodo x H=0.52 psi/pie x 6,000 pie

HPlodo = 3,120 psi

Pform = HPlodo + SIDPP = 3120 + 600Pform = 3,720 psi

KMW = MW +H x 0.052

SIDPP_

KMW = 10 +6,000 x 0.052

600____

KMW = 11.923 lpg è12 lpg Pform = Gform x (H)

Gform = (Pform ) / (H) = (3,720) / (6,000)

Gform = 0.62 psi/pie = 0.052 x KMW

KMW = (0.62) / (0.052)

KMW = 11.923 è12 lpg

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Cómo versus por qué

¿Cuál es el significado de un valor de SIDPP de 600 psi?

¿Por qué se utilizó para el cálculo la presión indicada por el manómetro de la tubería de perforación y no la presión de cierre en el anular, SICP?

¿Por qué redondeamos hasta 12 lpg para el lodo de matar?

SIDPP

SICP

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Principio del tubo en “U”Dos columnas adyacentes (dispuestas una al lado de otra) que contienen fluidos de diferente densidad y altura, que se encuentran comunicadas por sus bases

Las presiones en el fondo de las columnas se hacen iguales en elpunto de comunicación, C. Por lo tanto:

Presión en A = Presión en B = Presión en C

A BC

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El pozo como tubo en “U”q La tubería dentro del pozo se puede ver como

una columna con fluidos de densidad y altura específicos

q El espacio anular entre el agujero y la tubería sumergida es otra columna que contiene fluidos con altura y densidad determinadas

q La tubería y el anular se comunican en el fondo en la barrena y forman un “Tubo en U”

q Al comunicarse ocurre un flujo espontáneo de una columna hacia la otra por diferencia de densidades y /o de alturas de los fluidos contenidos en ellas hasta encontrar el equilibrio en la presión de fondo

q La presión en el fondo del pozo deberá ser la misma, bien sea la ejercida por los fluidos dentro de la tubería o dentro del anular

Bomba

Estrangulador

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El pozo como tubo en “U”

Bomba

Estrangulador

columna de la tubería

columna del espacio anular

comunicación en el fondo

(BHP)TUBERÍA igual a (BHP)ANULAR

Presión de fondo

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Conceptos fundamentales del Tubo en “U”

Concepto 1:• La suma de presiones en el fondo de uno de los

tubos o columnas de fluidos es igual a la suma de presiones en el fondo del otro tubo

Concepto 2:• En un tubo en “U” estático la suma de presiones

por encima de un punto dado es igual a la suma de presiones por debajo de dicho punto.

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4000 ft

10,000 ftTubo en “U” lleno con lodo de 10 ppg

En un tubo en “U “estático la suma de presiones por encima de unpunto dado es igual a la suma de presiones por debajo de dicho punto.

Presión de fondo de la tubería: BHP = 10 x 10000 x 0.052 = 5200 psi

Análisis de presiones en un punto de la columna anulara 4000 pies:

Presion hidtostática por encima del punto = 10 x 4000 0.052 = 2080 psi

Presión hidtostática por debajo de ese pun to = BHP – Hp [10000 –4000] = 5200 – [6000 x 10 x0.052 ] = 2080 psi

Por tanto :Las presiones por encima de un punto dado son exactamente iguales a la suma de presiones por debajo de dicho punto.

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• BHP dentro de la tubería DP

• BHP en el espacio anular

SIDPP = 500 psi

SICP = 700 psi

P1 = P2

476 ft

Densidad del gas =1.923 ppg (0.1 psi/ft)

psi

PPBHP LodoDPIndicatorDPDP

5700000,10*10*052.0500

)(

=+=

+=

psi

PPPBHP GasLodomanómetroAnn

5700476*1.0524,9*10*052.0700

)(

=++=

++=

Tubo en “U” estático Concepto 1

Bomba

Estrangulador

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Datos:• Se cierra el pozo después

de circular el influjo por el anular hasta 5000 pies cuando se ha expandido hasta 1190 pies

• Profundidad: 10,000 ft• MW: 10 lpgCalcular:• BHP en el fondo de la DP?• BHP en el fondo del Anular?• Presión a 5,000 ft ?

Densidad del Gas 1.923 ppg

Top @ 5000

SIDPP = 500 psi

SICP = 1000 psi

P1 = P2

1190 ft

Bomba

Estrangulador

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• BHP en el fondo de la tubería DP

• BHP en el fondo del espacio anular

psi

PPBHP LodoDPmanómetroDP

700,5000,10*10*052.0500

)(

=+=

+=

psi

PPPPBHP gasdebajoLodoGasgasencimaLodomanómetroAnu

700,5810,3*52.0190,1*1.0000,5*52.0000,1

)(

=+++=

+++=

Densidad Gas 1.923 ppg

SIDPP = 500 psi

SICP = 1000 psi

P1 = P2

1190 ft

Bomba

Estrangulador

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Para calcular la presión @ 5,000 ft

ftdedebajopresionesftdeencimapresiones

PPBHPPPftCalculando

PPPPBHPo

PPPPP

BHPPP

GasGasDebajoLodoaLodomanómetro

GasDebajoLodoGasaLodomanómetro

GasDebajoLodoGasaLodomanómetroanu

anudp

50005000

000,5@

700,5000,10*52.0500

5000

5000

5000)(

)()(

∑∑

∑∑∑

=

−−=+

+++=

+++=

===+=

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Densidad Gas 1.923 ppg

• P@ 5000 desde arriba

• P@ 5000 desde el fondo

psi

PPP deEncimaLodomanómetroooo

600,3000,5*10*052.0000,1

5000),5(

=+=

+=

SIDPP = 500 psi

SICP = 1000 psi

P1 = P2

1190 ft

Bomba

Estrangulador

psi

PPPP GasdeDebajoLodoBHP

600,3190,1*1.0)1190000,5000,10(*52.0700,5

5000)000,5(

=−−−−=

−−=

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El pozo como tubo en “U”

El tubo en “U” puede ser:

• Estático• Dinámico

Bomba

Estrangulador

¿Qué factores contribuyen con la presión?

Factores que contribuyen con la presión:Presión de bombaPerdidas de Presión en la superficiePérdida de presión por fricción en la tubería de perforaciónPérdida de presión en mechaPérdida de presión anular (ECD)Contrapresión del estrangulador

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Tubo en “U” estáticoSIDPP = 500 psi

SICP = 700 psi

P1 = P2

Datos:•Cierre después del influjo de gas•Profundidad: 10.000 pies ( pozo vertical)•MW: 10 lpg•Herramienta de fondo: DC de 6-3/4” x 476 ftCalcular:•BHP: ? (Presión en el fondo del pozo)•Grad. promedio del fluido en el anular: ?•EMW: ? (Peso de lodo Equivalente a BHP)•Magnitud o tamaño del Influjo?

BHP = ?

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Tubo en “U” estáticoBHPDS = SIDPP + HPDS

BHP = 500 + (0.052 x 10 x 10,000)BHPDS = 500 + 5,200 = 5,700 psiBHPanular = SICP + HPanular

HPA = BHP – SICP = 5,700 – 700 = 5,000 psi HPA = (GA ) x (H)

SIDPP = 500 psi

SICP = 700 psi

P1 = P2 = BHP

GA = HPAH = 5,000

10,000 = 0.5 psi/pie

GA = (0.052) x (EMWA)

EMWA = GA0.052 = 9.615 lb/gal

HPanular = (0.052)x(EMWA)x(H) = 0.052x9.615 x10MHPanular = 5,000

BHPanular = 700 + 5,000 = 5,700 psi

BHPDS = BHPAnular= 5,700 psi

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Tubo en “U” estático

Altura del influjo =Glodo - Ginflujo

Influjo de gas: < 0.2 psi/pie Influjo de agua: > 0.4 psi/pie

Peor escenario: suponer influjo de gas => Ginflujo = 0.1 psi/pie

Hi =

Altura del influjo = 476.2 pies (TVD) = 476.2 pies (MD): Pozo vertical

Volumen del influjo = altura de influjo (MD) x volumen anular (450 pies de DC de 6-3/4” en hoyo de 8-1/2”)

= 476.2 pies x 0.0259 bls/pie

Vinflujo = 12.4 bls = Tamaño del Influjo

SICP - SIDPP =(10 lpg x 0.052) - Ginflujo

700 - 500

(10 lpg x 0.052) - Ginflujo

700 - 500=

(0.52) – 0.1200

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EJERCICIO #1

CÁLCULO DE PRESIONES EN EL POZO

45 minutos

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Ejercicio # 1 – Solución

1. Cuando un pozo ha sido cerrado, la presión en el fondo del espacio anular es exactamente IGUAL a la presión en el fondo de la tubería porque el pozo es un TUBO EN “U”

TD = 15,000 ft

LOT en la zapata =16 ppgProf del revest =10,000 pies

Intensidad del Influjo = 0.5 ppg

Tamaño del hoyo: 8 ½”

Tubería de 5” hasta superficie

Grad de gas: 0.1 psi/pie(supuesto)

Peso del lodo = 14.0 ppgGrad del lodo = 0.728 psi/pie

1500 pies de DC de 6 ¾”

TD = 15,000 ft

Concepto 1: La suma de presiones en el fondo de uno de los tubos o columnas de fluidos es igual a la suma de presiones en el fondo del otro tubo

85

Sch

lum

berg

er Private

2. El pozo mostrado aquí ha sido cerrado con un influjo de gas. La presión en el fondo del pozo es exactamente igual a la presión FORMACIÓN . El pozo no está fluyendo el tubo en “U”formado por el anular y la tubería también es igual a la presión de FORMACIÓN. La suma de las presiones (mecánicas e hidrostáticas) deben ser iguales en ambos lados del tubo en “U”.

Las presiones mecánicas vistas en el manómetro del perforador en la superficie, más la presión debida a la columna hidrostática en LA TUBERÍA deberá ser exactamente IGUALla presión de fondo del pozo

y será exactamente igual a

la presión mecánica en el MANÓMETRO DE PRESIÓN del anular más la presión hidrostática ejercida por la columna del lodo en el tope de la burbuja de gas, más la presión hidrostática ejercida por la BURBUJA DE GAS más la presión hidrostática del lodo DEBAJO de la burbuja.

Y ambas son exactamente iguales a la presión de FORMACIÓN.


86

Sch

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er Private

3. En el lado de la tubería de perforación, la presión mecánica atrapada en la superficie, más la presión hidrostática debida a la columna de lodo en la tubería, debe ser igual a la presión en el anular y ser exactamente igual a la presión en el fondo del pozo. Sólo con palabras...escribir la situación que debe existir en el lado anular del tubo en “U”.

BHP en el anular = PRESIÓN MECÁNICA EN EL MANÓMETRO DEL ANULAR + PRESIÓN DEBIDA AL LODO EN EL ANULAR + PRESIÓN DEBIDA AL GAS EN EL ANULAR


87

Sch

lum

berg

er Private

1500 pies de CD de 6 ¾”

DP = ??Pr. anular = 704 psi

500 pies

Prof del revest =10,000 pies

TD = 15,000 pies

LOT @ zapata = 16 ppg


Tam del hoyo: 8 ½”Tubería de 5” hasta superficie

Grad del gas = 0.1 psi/pie(supesto )


4. Utilizando el diagrama dado, cuál es la BHP para este pozo si el influjo es de 500 pies de longitud y es de gas?

psiBHPBHP

PPPBHP gasgasencimalodomanómetro

310,11500*1.0)500000,15(*14*052.0704

=+−+=

++=

psiP

P

PBHPP

PPBHP

DPmanómetro

DPmanómetro

DPinMudDPmanómetro

DPenlodoDPmanómetro

390

000,15*14*052.0310,11

=

−=

−=

+=

5. Utilizando el mismo diagrama, cuál es la presión de cierre en la tubería?


88

Sch

lum

berg

er Private

Cuando se está circulando la burbuja afuera del pozo, se permite su expansión para asímantener CONSTANTE LA PRESIÓN EN EL FONDO DEL POZO en todo momento. Si se para la circulación;

La presión mecánica vista en el manómetro del perforador en superficie, más la presión hidrostática ejercida por la columna en TUBERÍA deberá ser IGUAL presión de fondo del pozo

y será exactamente igual a

La presión mecánica en el MANÓMETRO DE PRESIÓN del anular, más la presión debida a la columna hidrostática del lodo sobre el tope de la burbuja de gas, más la presión hidrostática de BURBUJA DE GAS más la presión hidrostática del lodo DEBAJO de la burbuja de gas.


89

Sch

lum

berg

er Private

DP = ??Pr. Anular = 1,500 psi

1768 pies



TD = 15,000 pies






7. En el ejemplo mostrado, las bombas se han parado justo cuando la burbuja se aproxima a la zapata del revestidor

psiBHPBHP

PPPPBHP gasbajolodogasgassobrelodomanómetro

310,11232,3*14*052.0768,1*1.0000,10*14*052.0500,1

=+++=

+++=

psiP

P

PBHPP

PPBHP

DPmanómetro

DPmanómetro



390

000,15*14*052.0310,11

=

−=

−=

+=

Cuál es la presión en el fondo del pozo, BHP?

Cuál es la presión de cierre en la tubería?


90

Sch

lum

berg

er Private

Concepto 2 - Solución1. Si el sistema no está en movimiento y permanece estático, la suma de las presiones por encima de CUALQUIER PUNTO en el pozo debe ser exactamente igual a la suma de las presiones por debajo DE ESE MISMO PUNTO.

2. Considere el caso mostrado donde se ha parado la circulación y se observa el pozo (no hay influjo)

ENCIMA DE LA ZAPATAEn la zapata del revestimiento, las presiones por encima son la presión mecánica leída en el manómetro del anular de CERO psi, más la hidrostática del lodo entre _SUPERFICIE y 10,000 pies. Esta columna ejerce una presión en la zapata de 7,280 psi, y la presión total sobre la zapata será de 7,280 psi.

DEBAJO DE LA ZAPATAA la profundidad total, la presión en el fondo del pozo es la presión mecánica leída en el manómetro de la tubería de CERO psi + la presión hidrostática de la columna de lodo en la tubería 0.052*14.0*15,000 = 10,920psi. En la zapata, la presión en el fondo del pozo actúa para tratar de empujar el lodo afuera del hoyo. Esto es resistido por la presión en el anular que está empujando hacia abajo para mantener el lodo en el hoyo. Por debajo de la zapata hay lodo desde 10,000 pies hasta 15,000 pies que ejerce una presión sobre el fondo de 0.052*14*5,000= 3,640 psi.

La presión en la zapata tiene que ser la presión que empuja hacia arriba, desde el fondo del pozo, menos la presión que empuja hacia abajo por encima de ella. La presión a la TD es 10,920 psi y la presión debida al lodo por debajo de la zapata era de 3,640 psi. La presión en la zapata debe ser la diferencia o se 10,920-3,640 = 7,280 psi. En la zapata hay una presión neta de 7,280 psi empujando hacia arriba, que es resistida por la presión neta encima de la zapata de 0.052*14*10,000 = 7,280 psi empujando hacia abajo. Debido a que las dos presiones son iguales y opuestas, la fuerza neta (presión por área) es cero lo que indica que el fluido no se está moviendo.

91

Sch

lum

berg

er Private

Grad del lodo = 0.728 psi/pie

DP = 390 psiPr. Anular = 1,500 psi

1768 pies



TD = 15,000 pies




Peso del lodo = 14.0 ppg


Considere el caso donde hay una burbuja de gas en la zapata

Cuál es la presión en la zapata calculada desde arriba?

P zap = Presión mecánica en el manómetro de 1,500 psi, más la presión hidrostática debida a la columna de lodo en EL ANULAR desde SUPERFICIE hasta 10,000 pies de 0.052*14*10,000= 7,280 psi

P(zapata) = 1,500 + 7,280 = 8,780 psi

Concepto 2 - Solución

92

Sch

lum

berg

er Private

. La burbuja de gas en el ejemplo está en la zapata del revestimiento. Si la presión en la zapata es de 8,780 psi , entonces la presión en el tope de la burbuja de gas debe ser 8,780psi. Se sabe que esto es cierto debido a que el pozo está cerrado y nada se mueve.

. En el ejemplo la burbuja de gas tiene 1768 pies de longitud. Si el gradiente hidrostático del gas es de 0.1 psi/pie, cuál es la presión en el fondo de la burbuja?

P= 8,780+0.1*1,768 = 8,957psi

. Si la presión en el fondo de la burbuja es de 8,957 psi, la presión en el tope del lodo que está por debajo de ella será también de 8,957 psi. Se sabe que esto es cierto porque el pozo está CERRADO y nada se está MOVIENDO


93

Sch

lum

berg

er Private

7. Escribir en palabras y después calcular, cuál es la longitud de la columna de lodo por debajo de la burbuja, L?

L (lodo debajo de la burbuja) = Profundidad total menos profundidad de LA ZAPATA menos la longitud de LA BURBUJA DE GAS

L (lodo por debajo de la burbuja)= 15,000 – 10,000 – 1,768 = 3,232 pies

8. La presión en el tope del lodo que está por debajo de la burbuja se calculó 8,957psi. Si el peso del lodo es de 14 ppg, cuál es la presión en el fondo del pozo?

BHP = 8,957 + 0.052*14*3,232 = 11,310 psi


94

Sch

lum

berg

er Private

9. Si todos los cálculos son correctos, la presión en el fondo del pozo calculada por el lado del espacio anular del tubo en “U” tiene que se IGUAL la presión de fondo del pozo calculada por el lado de LA TUBERÍA del tubo en “U”. Cuál es la presión en el fondo del pozo? (calculada por el lado de la tubería)

BHP = Presión mecánica en el manómetro de 390 psi más la presión debida a la columna de lodo en la tubería de

0.052*14*15,000= 10,920 psi

= 390 + 10,920 = 11,310 psi


95

Sch

lum

berg

er Private

Cuál es la presión en el tope de la burbuja de gas?

DEL LADO DE LA TUBERÍA:

BHP = 0.052*14*15,000= 10,920 psi = 390 + 10,920 = 11,310 psi

CALCULADA DESDE EL FONDO DEL POZO:

P@ZAPATA = BHP – PLODO DE 15,000 A 11,768 – PGAS DE 11,768 A 10,000

P@ZAPATA = 11,310 – 0.052*14*3,232 – 0.1*1,768 = 8,780 psi

CALCULADA DESDE LA SUPERFICIE

Si BHP = 11,310 psi

BHP = Pmanómetro anular + Plodo A 10,000 + Pgas de 10,000 a 11,768 + Plodo de 11,768 a 15,000

11,310= Pmanómetro anular + 0.728*10,000+0.1*1,768 +0.728*3,232

Pmanómetro anular = 1,500 psi

P@ZAPATA = Pmanómetro de superficie + Plodo de 0 a 10,000

P@ZAPATA =1,500 + 0.052*14*10,000 = 8,780 psi


96

Sch

lum

berg

er Private

Tubo en “U” dinámico

Interrogantes:

• ¿Qué mide la presión de circulación en la tubería, PCTP?

• ¿Cómo se calculan las pérdidas de presión en la tubería de perforación, dPTP?

• ¿Cómo se calculan las pérdidas de presión anular, dPanular?

PCTP

PCTR

dPanular

dPTP

97

Sch

lum

berg

er Private

Pérdidas de presión por fricción en la tubería de perforación, dPT

• Paso 1: Obtener los siguientes parámetros dimensionales–ID tub. de perf. ddp – pulgadas–Longitud tub. de perf. Ldp – pies–ID portamechas ddc – pulgadas–Longitud portamechas Ldc – pies–Viscosidad plástica PV – centipoise–Punto de cedencia YP - lb/100ft2

• Paso 2: Calcular la velocidad promedio del fluido (pies/seg):–Portamechas: Vdc = GPM/(2,448 x ddc

2)–Tub. de perforación: Vdp = GPM/(2,448 x ddp

2)

98

Sch

lum

berg

er Private

Pérdidas de presión por fricción en la tubería de perforación, dPT

• Paso 3: Calcular la pérdida de presión por fricción:

– Portamechas: PLdc = [(PV x Vdc x Ldc)/(1500 xddc

2)] + [(YP x Ldc)/(225 x ddc)]

– Tubería de perforación: PLdp = [(PV x Vdp x Ldp)/(1500 xddp

2)] + [(YP x Ldp)/(225 x ddp)]

• dPT = PLdc + PLdp

99

Sch

lum

berg

er Private

Tubo en “U” dinámicoCTP = 2000 psi

PCTR = 500 psiDatos:•Profundidad: 10,000 pies•MW: 10 lb/gal•Pr. de circ.en la tubería, PCTP = 2,000 psi•Pr. de circ. en anular, PCTR= 500 psi (Contrapresión con el estrangulador)•Pérdida presión tub. perf. dPTP = 1,300 psi•Pérdida presión anular: dPanular = 200 psi•Calcular la presión de fondo circulandoó BHP dinámica

BHP = ?

P1 ≥ P2

100

Sch

lum

berg

er Private

Tubo en “U” dinámico

BHPanular = PCTR + HPanular + dPanular

= 500 + (0.052 x 10 x 10,000) + 200BHP = 5,900 psi

BHPTP = HPTP + PCTP - dPTp

BHP = 5,900 psi= 2,000 + (0.052 x 10 x 10,000) – 1,300

P1 ≥ P2

PCTP = 2,000 psi

PCTR = 500 psi

considerando la columna del anular:

considerando la columna de la tubería:

considerando la columna de la tubería:

PCTP = dPTP + dPanular + PCTR

(1)

(2)

(3) BHP =5,900 psi= 1300 + 200 + 500 = 2000 psi

101

Sch

lum

berg

er Private

Ejercicio #2

El tubo en “U”Descripción del ESCENARIO:

Pozo revestidoZona abierta a producción: 10.000 – 10.010 piesPresión de zona: 4850 psiTub. de producción de extremo abierto a 10.000 piesTub. de producción llena con salmuera de 9,7 ppg Capacidad tub. producción: 0,02 bls/pieEspacio anular lleno con salmuera de 10 ppg Capacidad del anular: 0,0986 bls/pie

Cuando se circula a la velocidad de bombeo seleccionada:Pérdidas de presión por fricción en el anular: 70 psiPérdida de presión por fricción en la tubería de producción: 300 psi

Notas:

(1) Se supone que la pérdida de presión es la misma con cualquiera de las dos salmueras (2) Emplear 10.000 pies como profundidad de la zona, en todos los cálculos

102

Sch

lum

berg

er Private

Condiciones:

• No se puede dejar el tubo a U que se nivele– Por cada barril entroducido en el pozo, hay que

remover un barril– El estrangulador debe ser utilizado

• Se debe mantener la presión al fondo > presión de formación

103

Sch

lum

berg

er Private

Recomendaciones:

ANTES DE CALCULAR, ENTENDER EL PROBLEMA!• Hacer un esquema para cada fase

– Analizar qué pasa con la presión: sube / baja?

• Trabajar cada fase del problema en grupo antes de proceder a la fase siguiente

104

Sch

lum

berg

er Private

10 9.7

+350

156

0

SICP = 0 psi (tubo en U con sobrebalance)

BHP = SICP + HPAnu.= 0 + (0,052 x 10 lpg x 10.000 pies)

BHP = 5200 psi

SITP = BHP - HPTub= 5200 – (0,052 x 9,7 lpg x 10.000 pies)

SITP = 156 psi

Sobrebalance zonal = BHP – presión zonal= 5200 – 4850 psi

Sobrebalance zonal = 350 psi

Ejercicio # 2 - Solución

105

Sch

lum

berg

er Private

+650

156

370

CTP = 156 psi (se mantiene constante)

CCP = dPAnu+ dPTub= 300 + 70

CCP = 370 psi

BHP = CCP + HPAnu - dPAnu= 370 + 5200 – 70

BHP = 5500psi

Sobrebalance Zonal = BHP – presión zonal= 5500 – 4850 psi

Sobrebalance Zonal = 650 psi (300 psi por encima cierre)


106

Sch

lum

berg

er Private

+623

0

370 L

CTP = 0 lppc (tubo en U balanceado)(estrangulador completamente abierto)

CCP = dPAnu + dPTub= 300 + 70

CCP = 370 psi (pérdida de presión en tubo en U)

Volumen de 9,7 ppgAu = Volumen de 10 lpg TubL x CapacidadAnu = (10.000 – L) x CapacidadTubL x 0,0986 = (10.000 – L) x 0,02

= 200 – L x 0,020,1186L = 200L = 1686 pies10.000 – L = 8314 pies

BHP = CTP + HP9.7 + HP10 + dPT= 0 + (0,052 x 9,7 lpg x 1686 pies) + (0,052 x 10 lpg x 8314 pies) + 300= 0 + 850 + 4323 + 300

BHP = 5473 psi


Sobrebalance Zonal = 623psi


107

Sch

lum

berg

er Private

+650

0

402 L

CTP = 0 lppc (HPTub mayor que HPAnu)(estrangulador completamente abierto)

BHP = CTP + HPT + dPT= 0 + 5200 + 300

BHP = 5500 psi

Sobrebalance Zonal = BHP – presión zonal= 5500 – 4850psi

Sobrebalance Zonal = 650psi

Volumen de 9,7 ppgAnn = volumen de 10 lpg TubL x CapacidadAnn = 10.000 x CapacidadTubL x 0.0986 = 10.000 x 0,02L = 2028 pies10.000 – L = 7972 pies

BHP = CCP + HP9.7 + HP10 - dPAnuCCP = BHP - HP9.7 - HP10 + dPAnn

= 5500 - (0,052 x 9,7 lpg x 2028 pies) - (0,052 x 10 lpg x 7972 pies) + 70= 5500 - 1023 - 4145 + 70

CCP = 402psi


108

Sch

lum

berg

er Private

0

526

+650

CTP = 0 psi (HPTub mayor que HPAnu)(estrangulador completamente abierto)

BHP = 5500psi (igual que (#4))

Sobrebalance Zonal = 650 psi (igual que (#4))

CCP = BHP – HPAnu + dPAnu= 5500 - (0,052 x 9,7 ppg x 10.000 pies) + 70 = 5500 - 5044 + 70

CCP = 526psi


109

Sch

lum

berg

er Private

+494

0

370

CTP = 0 psi (tubo en U balanceado)(estrangulador completamente abierto)

CCP = 370 psi (pérdida de presión en tubo en U)

BHP = CTP + HPTub + dPTub= 0 + 5044 + 300

BHP = 5344 psi


Sobrebalance Zonal = 494 psi


110

Sch

lum

berg

er Private

0

100

200

300

400

500

600

0 1 2 3 4 5 6

370402

526

370

156

CTP

/ CCP

-ps

i

Volumenes de tubería de producción bombeados

0 00

370


111

Sch

lum

berg

er Private

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0 1 2 3 4 5 6

Volumenes de tubería de producción bombeados

650

623

494

Sobr

reba

lanc

e-p

si 650650


112

Sch

lum

berg

er Private

Sección 4

Causas, Prevención y Detección de Influjos

113

Sch

lum

berg

er Private

Sección 4• Causas y Prevención de Influjos• Influjos durante los viajes de tubería• El Tanque de Viaje • Influjos durante la perforación• Tolerancia al influjo• Verificación del flujo• Pozos con espacio anular reducido• Pozos Horizontales• Pozos de Alta Presión y Temperatura• Control al correr los revestidores

114

Sch

lum

berg

er Private

Causa única para los influjos:

Existe UNA SÓLA condición que permite que se presente flujo desde la formación hacia el pozo.

la misma se presenta cuando:

la presión dentro del pozosea menor que la presión de la formación

P1 < P2

115

Sch

lum

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er Private

Causas y prevención de influjosCausa: Mejor prevención con:

Más

común

Menos común

1. No mantener el agujero lleno con fluido del peso adecuado

Medir y controlar el volumen de llenado en los viajes

2. Perforar en zonas de presión conocida con peso insuficiente del lodo

Buenos procedimientos de ingeniería y de op.en los pozos y actitud alerta e inquisitiva por parte del Supervisor de Pozo

Estudiar el Programa del pozo

3. Perforar en formaciones de alta presión anormal inesperada

Ingeniería cuidadosa, diseño apropiado del pozoEstudio de los pozos vecinos

Programa de densidad del lodo y usar el Tanque de viaje!!

116

Sch

lum

berg

er Private

Causas y prevención de influjos Causa: Mejor prevención con:

Más

común

Menos común

Ingeniería cuidadosa, diseño adecuado del pozo,

Sellar o revestir pronto la zona con pérdida de circulación

5. Descargar el lodo al sacar el ensamblaje embolado

Medición y control del volumen de llenado al sacar la sarta de perforación –

Uso del Tanque de viaje!!

6. Peso de lodo suficientemente alto para perforar pero no para viajes

4. Pérdida de circulación

(el nivel de fluido, no la tasa de pérdida, es lo crítico en control de pozos)

Medición y control del volumen de llenado al sacar la sarta de perforación –

Uso del Tanque de viaje!!

117

Sch

lum

berg

er Private

Causas y prevención de influjosFluido de perforación de baja densidad

Causas:

• Dilución accidental de los fluidos de perforación con agua o base de aceite añadidos en los tanques de superficie o adición de fluidos livianos de formación a la columna de lodo

• Asentamiento del material densificante (barita, carbonato)

Prevención:

• Diligencia en las presas de lodo (medición y control)• Investigar toda reducción en el peso del lodo durante la

circulación y tomar las acciones correctivas del caso• Mantener buenas propiedades del lodo

118

Sch

lum

berg

er Private


Causas:

• Corte por gas – la presencia de grandes volúmenes de gas en el lodo que retorna del pozo puede causar una caída de la densidad promedio y reducir la presión hidrostática del fluido de perforación

• Corte por crudo o agua de formación – El crudo y/o agua salada contenidos en los ripios cortados y/o succionados por el efecto de pistón también pueden invadir el pozo y reducir la densidad promedio de la columna de lodo hasta causar una caída apreciable de la presión hidrostática del lodo contra la formación.

119

Sch

lum

berg

er Private


Reducción de presión (psi)

105519720,000ft

95488610,000ft

8241725000ft

6031511000ft

18 ppg – 9 ppg18 ppg – 16.2 ppg10 ppg – 5 ppgProf.

Efecto del lodo cortado por gas sobre la presión de fondo

120

Sch

lum

berg

er Private

Efectos del corte de gas sobre la presión de fondo

Nótese que la reducción total en la presión hidrostática a 20,000 pies es sólo de al rededor de 105 psi aunque la densidad medida en la superficie sea reducida por el corte de gas hasta un 50% de su valor normal. Esto se debe a que el gas es altamente compresible y un volumen muy pequeño de gas que tiene un efecto insignificante sobre la densidad del lodo en el agujero, doblará su tamaño cada vez que la presión hidrostática se reduzca a la mitad. Cerca de la superficie este pequeño volumen de gas podrá haberse expandido muchas veces lo que se traduce en una severa reducción de la densidad del lodo.

DP = 105psi

20,000ft

9 ppg

18 ppg

121

Sch

lum

berg

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Causas y prevención de influjosZonas de alta presión

Causas:

• Una barrera impermeable o la deposición rápida de sedimentos pueden evitar que el agua de formación se escape con lo cual se crean zonas de alta presión anormal (presión atrapada)

• Fallas– una zona de presión normal que sea deslizada hasta una posición elevada se convierte en una zona de mayor presión que la presión normal a esa nueva profundidad (presión anormal)

• Cambios de profundidad y estructura dentro del yacimiento

Prevención:

• Recopilar toda la información sobre zonas de presión anormal• Estudiar datos sísmicos y de pozos vecinos referenciales• Graficar dexp, detección y control de las presiones de poro

122

Sch

lum

berg

er Private

Causas y prevención de influjosEfecto de émbolo (swabbing)

Causas:• Ensamblaje de fondo “embolado” o “embotado”

• Sacar tubería demasiado rápido

• Propiedades deficientes del lodo o elevada resistencia gel

• Formaciones expansivas o deleznables

• Herramientas de gran OD con poco espacio anular

Prevención:• Mantener el lodo en buenas condiciones

• Sacar la tubería a velocidad razonable

• Utilizar lubricante e hidráulica efectiva para reducir embotamiento

123

Sch

lum

berg

er Private

Causas y prevención de influjosEfecto de Embolo (swabbing)

Prevención

• Utilizar PowerPlan 3.0 Hydraulics para estimar las presiones de succión/surgencia

• Medir y observar la ECD y la ESD

• Observar prop. del lodo

• Observar llenado del pozo con el Tanque de Viaje

ç

ç

è

è

124

Sch

lum

berg

er Private

Causas y prevención de influjosNo mantener el pozo lleno

Causas:• No se miden ni se controlan en forma correcta los

volúmenes de desplazamiento en los viajesPrevención:• Uso de unidad de registro geológico (Mud Logging)• Contador de emboladas o golpes de la bomba• Medición del volumen activo de lodo (Sistema PVT)• Uso adecuado del tanque y hojas de viaje• Uso del medidor de flujo diferencial en la línea de

retorno (variaciones en el flujo de retorno)• Medidor de nivel del fluido en el anular

125

Sch

lum

berg

er Private

Causas y prevención de influjosPérdida de circulación

Causas:• Tipo de formación:

– Formaciones no consolidadas, de baja presión o altamente permeables.

– Fracturas naturales– Formaciones cavernosas

• Elevado peso del lodo• Presiones de surgencia altas

– Bajar la tubería demasiado rápido en lodos de alta resistencia gel, en especial con sartas de alto DE.

• Elevada densidad equivalente de circulación, ECD, especialmente en anulares estrechos.

126

Sch

lum

berg

er Private

Causas y prevención de influjosPérdida de circulación

Prevención:

• Mantener peso y propiedades correctas del lodo

• Seguir los procedimientos adecuados para los viajes de tubería

• Incorporar en el lodo materiales para control de pérdidas, LCM

• Correr y cementar un revestidor de protección para resolver problemas severos de pérdida de circulación

• Observar los volúmenes reales de desplazamiento con el tanque de viaje y compararlos con los teóricos esperados

• Medir y registrar el nivel del fluido anular con Ecometer

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Causas y prevención de influjosDurante los viajes

Estadística: cerca del 75% de los incidentes de control han ocurrido mientras se hacían viajes de tubería

– Causas:• Pérdida de presión en el anular (al eliminarse la ECD)

• Efecto de pistón al sacar la sarta embolada o de alto DE en hoyos con anular reducido lo cual reduce la BHP de manera significativa (Swabbing)

• Reducción de la presión de fondo, BHP, al mover la sarta hacia arriba a través del fluido de perforación (adherencia del fluido)

• Fractura de una formación débil por bajado rápido de la sarta enhoyo estrecho o con lodo viscoso (presión de surgencia)

• Reducción de la BHP por no llenado del pozo o por uso inapropiado del tanque y hoja de viaje

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Causas y prevención de influjosDurante los viajes

¿Cuál es la mejor medida de prevención de influjos de la formación durante los viajes?

Para evitar influjos durante los viajes, el Tanque de Viaje es el dispositivo de control de pozos más importante en el equipo!

Si el pozo no se deja llenar, el uso de un medidor de nivel de fluido en el anular es el mejor dispositivo para control del desplazamiento

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Tanque de viaje• Definición: Compartimiento independiente (o aislado)

del sistema activo de fluidos en superficie, con 30 a 100 bls de capacidad (4.8 a 15.9 m3), calibrado y provisto de equipos para medición y lectura remota de su volumen que se utiliza para controlar el volumen de desplazamiento de la tubería que sale o que entra en el pozo.

• Tipos: a) Recirculante – b) De llenado por gravedad• El estándar IPM-ST-WCI-003 establece que:

el uso del tanque de viaje es obligatorio• Especificaciones del API – RP53

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Tanque de viaje recirculante

Hacia las presas

Según la norma API RP-53:

El tanque de viaje debe tener 100 blso menos de capacidad y dimensiones para detectar variaciones de ½ barril. (aprox. 80 lts)

12 108 6 4 2 Piso del equipo

Bomba centrífuga

Medidor del Volumen de llenado

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Tanque de viaje recirculante

Piso del taladro

(“planchada”)

Mesa rotatoria

Desviador de flujo

Línea de llenado del hoyo

Drenaje

Bomba del tanque de viaje

Viene de bombas

Retorno a

zarandas

Válvula de retención

Tubo conductor

Junta telescópica

Línea de flujo

Indicador de nivel de tanque de viaje

Válvula de control remoto

Hacia exterior

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Tanque de viaje recirculante (continuación)Práctica Recomendada API– RP53• Un tanque de viaje es un compartimiento calibrado de poco

volumen [100 barriles (15,9m3) o menos] que se puede aislar del resto del sistema superficial de fluido de perforación y utilizar para controlar con precisión la cantidad de fluido que entra o sale del pozo por efectos del desplazamiento del metal de la tubería que se saca o se mete en el agujero.

• Un tanque de viaje es aceptable con cualquier geometría siempre y cuando sea posible leer y medir variaciones en el volumen de por lo menos ½ barril (79.5 litros)

• La lectura puede ser directa o remota, preferiblemente ambas.

• El tamaño y configuración del tanque deben ser tales que, si ocurren cambios de volumen de medio barril (ó 79.5 litros), los mismos puedan ser fácilmente detectados por el dispositivo de lectura.

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Tanque de viaje de llenado por gravedad

2 4 6 8

10 12 piso del equipo

Sólo se puede utilizar para sacar tubería del pozo!!!

Tanque de viaje elevado

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Causas y prevención de influjosHojas de Viaje

Preguntas:

• ¿Se utiliza la “Hoja de Viaje” en los equipos?

• ¿Qué datos se registran en la “Hoja de Viaje”?

• ¿Quién registra la información en ella?

• ¿Con base en qué información de la “Hoja de Viaje” se consideraría regresar la sarta al fondo?

• ¿Se archivan las Hojas de Viaje en el sitio del pozo?

• ¿ Durante cuánto tiempo se archivan?

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Causas y prevención de influjosHOJA DE VIAJES

RAZON DEL VIAJE: ____________________________________________________________________ Número de paradas a sacar antes de tener el BHA una parada por debajo de los preventores: ____________ Tick Desplazamiento: DC1 DC2 OTROS TP PESADA TP1 TP2 SACADO EN: ü Tamaño TRIPLES brl/pies o SENCILLOS brl/parada DOBLES x pie o paradas ÷ 1000 = Vol. ( brl )

PARADA

No Medidor Tanque

Llenado Hoyo (brls)

Llenado Hoyo (brls) Medido

Discrepancia Observaciones

Viaje Calculado por incremento

por Incremento

Acumulado por Incremento

Acumulado

1 2 3 4 5 6 7 8 0

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Pérdida de presión hidrostática al si no se llena el pozo

17 psi27 pies54 psi88 pies5-1/2”, 21.9#

15 pies

19 pies

24 pies

Reducción altura de

fluido (seco)

22 psi

36 psi

45 psi

Pérdida presión

(húmedo)

9 psi35 pies3.5”, 13.3#

12 psi58 pies4.5”, 16.6#

15 psi72 pies5”, 19.5#

Pérdida presión (seco)


fluido (húmedo)

Tamaño tub. de perf.

Efecto de sacar 5 paradas de tub. de perf. de un hoyo de 12-1/4” ID con peso de lodo de 12 lpg, sin llenar el pozo para compensar el desplazamiento

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Pérdida de presión hidrostática al si no se llena el pozo

1.2 kg/cm21.9 kg/cm23.79 kg/cm226.8 m5-1/2”, 21.9#

1.05 kg/cm2

1.34 kg/cm2

1.69 kg/cm2


fluido (seco)

1.55 kg/cm2

2.53 kg/cm2

3.16 kg/cm2

Pérdida presión

(húmedo)

0.63 kg/cm210.7 m3.5”, 13.3#

0.84 kg/cm217.7 m4.5”, 16.6#

1.05 kg/cm221.9 m5”, 19.5#

Pérdida presión (seco)


fluido (húmedo)

Tamaño tub. de perf.

Efecto de sacar 5 paradas de tub. de perf. de un hoyo de 12-1/4” ID con peso de lodo de 1.44 gr/cc, sin llenar el pozo para compensar el desplazamiento

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Prueba previa al viaje (simulacro de viaje)

Cuando se perfora en “casi balance” (near balance)• Al perforar cerca del balance, la siguiente prueba

previa al viaje puede ser muy útil para evitar influjos inducidos por “suabeo” durante el mismo:– Detener la (s) bomba (s) – Reciprocar la sarta de perforación varias veces a la

velocidad de viaje (con el máximo recorrido permisible)– Arrancar las bombas, circular fondos arriba y verificar

la lectura del “gas de conexión”– Ajustar el peso del lodo si se considera necesario antes

de iniciar el viaje real

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Detección de influjos durante la perforación

indicio cómo verificar Más temprano

Muy tarde

1. Aumento en los retornos del pozo por línea de flujo

Detener las bombas y PROBAR FLUJO

2. Aumento del volumen de lodo activo en la superficie

3. Aumento en la velocidad de la bomba, SPM, y disminución de la presión de circulación



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Detección de influjos durante la perforación

indicio cómo verificar:Más temprano

Muy tarde

Detener las bombas y PROBAR FLUJO (Circular los fondos?)

5. Cambio en la tendencia del exponente ‘d’

6. Lodo cortado por agua óaumento en la salinidad (lodos de base agua dulce)


4. Variación repentina en la tasa de penetración, ROP

Detener las bombas y PROBAR FLUJO (Circular los fondos?)

7. Lodo cortado por gas Detener las bombas y PROBAR FLUJO

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Indicadores positivos del influjo

PRIMER indicio confiable:

• Aumento en los retornos del pozo por la línea de flujo

SEGUNDO indicio confiable:

• Ganancia no explicada del volumen de fluido en las presas

TERCER indicio confiable:

• Manifestación de flujo del pozo

Otros indicios (NO CONFIABLES):

• Aumento en la velocidad de la bomba y disminución en la presión de bombeo, etc.

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Otros indicativos del influjo (NO CONFIABLES)

• Variación repentina en la tasa de penetración, ROP– Una variación brusca en la velocidad de perforación que

no se deban a cambios en el peso sobre la barrena y RPM también puede ser causado por un cambio en el tipo de formación

• Cambio en la tendencia del exponente ‘d’– La frontera entre un régimen de presión normal y otro de

alta presión (zona de transición) puede a veces identificarse por un cambio en la tasa de penetración que afecta en forma directa el valor del exponente “d”

d = log(R/60N) / log(12W/10 exp6 x D)Donde, R = ROP,N =RPM, W = WOB, D = diam. Barrena, pulg– La confiabilidad depende del espesor de la zona de

transición, la diferencia en la presión de poro entre los dos regímenes de presión.

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Otros indicativos del influjo (NO CONFIABLES)• Lodo “cortado” por agua/aumento en la salinidad

– La invasión del agua de formación se puede detectar en el lodo de perforación por reducción en la densidad promedio o por el aumento en la salinidad del lodo que retorna.

• Lodo “cortado” por gas– No es útil para la detección temprana de un influjo

debido al tiempo de circulación que ha transcurrido para ser detectado, pero es una buena señal de advertencia.

– Puede indicar penetración de lutitas sobrepresurizadas o arenas delgadas y de grano fino que con frecuencia se superponen a una zona de arena con suficiente presión y productividad como para causar un influjo.

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Otros indicativos del influjo (Alertas)

• Elevadas lecturas de gas en el lodo– Gas de perforación, gas de conexión y gas de viaje

– Puede indicar sobrepresión en formaciones superpuestas a una zona con potencial de arremetida

• Nueva tecnología (CONFIABLE)– Annular Pressure While Drilling (APWD)

(Presión/Densidad Anular mientras se perfora)– Quick Event Detection (QED)

(Detección Temprana de Eventos)ØDependen de los equipos utilizados en cada pozo

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Otros indicativos del influjo (Confiables)

• Annular Pressure While Drilling (APWD)– Identificación, observación continua y toma de decisiones en

tiempo real

Caída de ECD

Aumento brusco en tasa de penetración

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Otros indicativos del influjo

• Annular Pressure While Drilling (APWD)Influjo de gas

Reducción en la presión de bombeoReducción en la ECD o pérdidas por fricción anular

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Tolerancia al influjo (Kick Tolerance)• Tolerancia al Influjo: Volumen máximo de influjo que se puede

circular hacia afuera del pozo sin fracturar la formación más débil(que se supone ubicada debajo de la zapata del último revestimiento, si no hay otra información disponible).

• Intensidad del Influjo: Aumento en la densidad del lodo requerido para balancear la presión de formación. También se puede definir como la diferencia entre la presión de poro de la formación y la densidad del lodo en el pozo.

• Umbral o nivel mínimo de detección del equipo: Es el mínimo volumen de influjo que se puede detectar con el sistema de detección instalado, de acuerdo con las pruebas de campo más recientes delmismo, conducidas por el personal en el equipo de perforación.

• Margen de Influjo: La diferencia entre la resistencia de la formacióny el gradiente máximo de presión dentro pozo cuando se maneja un influjo.

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Tolerancia al influjo en SLB – IPM• La tolerancia al influjo es el volumen de gas que se puede dejar entrar en el pozo tal

que al ser circulado no fracture la formación más débil expuesta debajo de la zapata. Debe ser por lo menos tres veces la capacidad del equipo para detectar las variaciones en el volumen de superficie. El cálculo se hace con un margen de seguridad de 0.5 ppg por debajo de la presión de fractura de la formación más débil, obtenida de una prueba de fuga (LOT)Tolinf > 3 veces el cambio de volumen que se puede detectar en el equipo(> 3 veces el nivel de detección del equipo) y que se pueda circular sin fracturar la formación más débil expuesta en el agujero descubierto

Se estima que el volumen total del influjo que entra desde el momento de su detección hasta cuando finalmente se cierra el pozo es aproximadamente tres veces el volumen de influjo inicialmente detectado

Por ejemplo, si un pozo se cierra con 15 bls de ganancia en las presas, el equipo pudo detectar la entrada de 5 bls al pozo. A mayor sensibilidad en el sistema de detección, menor será el volumen de influjo que se deja entrar en el pozo

• Según la norma de SLB toda tolerancia al influjo debe ser > 25 bls. Es decir, la formación más débil expuesta deberá resistir la presión que imponga sobre ella el paso de un influjo de 25 bls o mayor, al ser circulado desde el fondo hacia afuera del agujero por el espacio anular

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Tolerancia al influjo

La máxima presión ocurre cuando el tope de la burbuja de gas llega a la zapata

El máximo volumen de influjo que se puede manejar ocurre cuando la presión en la burbuja es igual a presión de fractura en la zapata del revestidor

Determinar: Qué volumen debe tener dicha burbuja en el fondo antes de ser circulada hasta la zapata de revestidor?

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Procedimiento para el cálculo:

• Suponer un influjo de gas seco en la zapata

• Suponer una presión del influjo 0.5 ppg por encima del peso del lodo en el pozo (intensidad del influjo)

• Calcular el tamaño de la burbuja en la zapata que tenga una presión igual a la prueba de fuga, con un margen de seguridad de 0.5 ppg (o sea EMW – 0.5) .

• Extrapolar dicha burbuja al fondo del pozo para determinar qué volumen tenía el influjo al entrar = KTNota: se supone que el influjo entra desde el fondo del pozo y que la formación débil está en la zapata.

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TD = 15,000 ft

Tamaño del hoyo: 8-1/2”

Se supone influjo de gas seco con:

(Grad gas) = 0.1 psi/ft

Peso del lodo en el hoyo = 14.0 ppgGradiente del lodo: Grad lodo = 0.728 psi/ft

DC de 6-3/4”: 1,500 pies

Ejemplo de cálculo de tolerancia al influjo

Intensidad del influjo: = 0.5 ppgè Densidad del influjo: = 14.5

Datos del pozo e información preliminar

Tubería de 5” hasta la superficieProf del revestidor: 10,000 pies

LOT @ zapata = 16.5 ppg (EMW)(se supone LOT de 16.0 por seguridad)

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V1

Calcular la altura del influjo en la zapata H2

Calcular el Volumen del influjo en la zapata V2

V2 = H2 x Capacidad anular

P1 x V1 = P2 x V2

P2 x V2

P1

Cálculo del tamaño de influjo permisible

GasPzpata = P2

Pform = P1

Lodo

H2V2

V1 =

Calcular Volumen del Influjo en el fondo, V1

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Paso 1: Calcular la máxima longitud de la burbuja

Pzapata = Pform– Plodo – PGas

Pzapata = Pform – Gradlodo(TD – zap – H2) – Gradgas(H2)

Pzapata

Pform

H2 = Pzapata – Pform + Gradlodo(TD –Hzapata) Gradlodo – Gradgas

H2 = 8,320 – 11,310 + 0.728(15,000-10,000)

0.728 – 0.1H2 = 1,035 ft

Gas2

Mud

H2

Pzapata = 16 x 10,000 x 0 .052 = 8,320

Una burbuja con más de 1035 pies tendrá suficiente presión para fracturar la zapata

Pform = 14.5 x 15,000 x 0.052 = 11,310 psi

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Paso 2: Calcular el máximo tamaño de la burbuja

V2 = H2 x Annular capacity= 1,035 x .0459 bbl/ft= 47.5 bbl

Gas2

Lodo

H2

El volumen de la burbuja depende de la altura y de la capacidad anular

Capacidad Anular tubería 5” x hoyo de 8.5” = 0.0459 bbl/ft

Una burbuja de 1035 pies de altura tendrá una presión en el tope igual a la presión de fractura ó resistencia en la zapata.

Con una tubería de 5” OD en el hoyo de 8 ½” dicha burbuja de 1035 pies ocupará un volumen de 47.5 bbls en la zapata

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Paso 3: “trasladar” la burbuja al fondo

P1 V1 = P2 V2 (ley de Boyle para gases ideales)

V1 = 34.9 bbls = “Tolerancia al influjo”

= Máximo volumen de influjo que puede entrar y circular sin fracturar la zapata

P1 = Pform = 14.5 x 15,000 x .052 = 11,310 psi

Gas1

Pzapata

Pform

lodo

P2 = Pzapata = 16 x 10,000 x .052 = 8,320 psi

V1 = P2x V2

P1

8,320 psi X 47.5 bbl11,310 psi

Un influjo de 34.9 bbls en el fondo se expandirá hasta 47.5 bblscuando sea circulado hasta la zapata y tendrá una presión igual a la presión de fractura de la formación en la zapata

Volumen de la burbuja en el fondo antes de ser circulada a la zapata

=

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ConclusionesUn influjo de 35 bbls con una intensidad de 0.5 ppg por encima del lodo en el pozo, es el máximo volumen que se puede circular afuera del pozo en condiciones seguras

V1 = 35 bbls que supera el mínimo de 25 bbls requerido en el Std.

Los sistemas de detección instalados en el equipo deberán ser capaces de detectar la entrada de un influjo de 11.6 bls (34.9 bls/3) para cerrar el pozo con un volumen tal que no fracture la formación en la zapata al ser circulado (estimando el volumen del influjo al cerrar el pozo en 34.9 bbls)

El estándar sobre la Tolerancia al Influjo establece una tolerancia mínima de 25 bbls

En consecuencia, para las condiciones particulares del pozo (geometría del hoyo y tamaño de tubulares del diseño):

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Tolerancia al Influjo en pozos de desarrollo

•Los regímenes de presión están bien definidos y conocidos

•La intensidad del influjo es cero (Es decir, no se espera la ocurrencia de un influjo). El lodo balancea la formación en todo el intervalo a perforar (BHP > Pform.)

•El cálculo anterior para la Tolerancia al Influjo no tiene significación para pozos de desarrollo

•La Tolerancia al Influjo en Pozos de desarrollo es:

El máximo volumen de gas succionado que justamente se puede circular sin causar fallas en la zapata

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• Se supone influjo de gas succionado y de gradiente conocido

• Se supone conocida la presión del influjo succionado (presión de formación, de menor densidad que el lodo en el hoyo)

• Se calcula el tamaño (volumen) del influjo en la zapata que tendrá una presión igual al la presión de fuga al ser circulada hasta ese punto

• Se extrapola o “traslada” la burbuja a la profundidad total para determinar el tamaño del influjo (que será propiamente la Tolereancia al Influjo)

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Profundidad revestidor =10,000 pies

TD = 15,000 pies


Max Presión de formación = 13.5 ppg= 10,530 psi


Tubería de 5” OD hasta la superficie

Gradiente del gas conocido:

GradGas = 0.18 psi/pie

Peso del lodo en el hoyo = 14.0 ppg

Gradiente del lodo = 0.728 psi/pie

Lastrabarrenas de 6-3/4”: 1,500 pies


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Paso 1: Calcular la máxima longitud de la burbuja

Pzapata = Pform – Plodo – Pgas

Pzapata = Pform – Gradlodo(TD – Hzapata – H2) – Gradgas(H2)

Pzapata

Pform

Pzapata – Pform + Gradlodo(TD – Hzapata) Gradlodo – Gradgas

8,320 – 10,530 + 0.728(15,000-10,000)

0.728 – 0.18H2 = 2,610 pies

Gas2

lodo

H2Pzapata = 16 x 10,000 x .052 = 8,320

Una burbuja succionada con una altura mayor de 2,610 pies cuando llegue a la zapata tendrá suficiente presión para fracturar la formación en la zapata

H2 =

Pform = 13.5 x 15,000 x .052 = 10,530

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Paso 2: Calcular el máximo tamaño de la burbuja

V2 = H2 x Capacidad anular = 2,610 x .0459 bbl/ft= 119.8 bbl

Gas2

Lodo

H2

El volumen de la burbuja depende de la altura y de la capacidad anular

Una burbuja de 2,610 pies de altura tendrá una presión en el tope igual a la presión de fractura ó resistencia en la zapata.

Con una tubería de 5” OD en el hoyo de 8 ½” dicha burbuja de 2,610 pies ocupará un volumen de 119.8 bbls en la zapata

Capacidad Anular tubería 5” x hoyo de 8.5” = 0.0459 bbl/ft

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Paso 3: “Trasladar” la burbuja al fondo

P1 V1 = P2 V2 (ley de Boyle para gases ideales)

V1 = 91 bbls = “Tolerancia al influjo”

= Máximo volumen de influjo que se puede circular sin fracturar la zapata

P1 = Plodo = 14.0 x 15,000 x .052 = 10,920 psi

Gas1

Pzapata

Pform

lodo

P2 = Pzapata = 16 x 10,000 x .052 = 8,320 psi

V1 = P2x V2

P1

8,320 psi X 119.8 bbl10,920 psi

Un influjo de 91 bbls succionado en el fondo se expandirá hasta 119.8 bbls cuando sea circulado hasta la zapata y tendrá una presión igual a la presión de fractura de la formación en la zapata

Volumen de la burbuja en el fondo antes de ser circulada a la zapata

=

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Ejercicio # 3 Cálculo de la Tolerancia al Influjo

45 minutos

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Prof del revestidor =10,000 pies

TD = 15,000pies

LOT @ zapata = 16 ppg (EMW)


Tubería de 5” OD hasta superficie

Asumir gradiente de gas:

Grad Gas = 0.1 psi/pie

Peso del lodo = 14.0 ppg

Gradiente del lodo: Grad loso = 0.728 psi/ft

Ejercicio sobre tolerancia al influjo

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Solución a Ejercicio #3 sobre tolerancia al influjo

1. La presiön vista por la “válvula de seguridad” (zapata del revestidor) será la Máximacuando el tope de la burbuja esté frente a la zapata del revestidor

2. Para el caso mostrado, calcular la máxima presión que se puede aplicar en superficie sin causar ruptura de la zapata del revestidor

Psuperficie = (Pres de fractura @ zapata)- ( Pres hidrostática del lodo)= 16 x 0.052 x 10,000 –14 x 0.052 x 10,000= 1,040 psi

3. De acuerdo con el estándar de IPM, la tolerancia mínima al influjo debe ser de 25 blscon una intensidad de _0.5 ppg a favor de la presión de fractura de la formación

4. Para cumplir con el estándar de IPM en este pozo , Qué volumen de influjo se puede tomar a 15,000 pies y a qué presión de poros (EMW) se tiene qué manejar?

25 bbls de influjo desde una formación con 14.5 ppg de presión de poros

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5. En el ejemplo mostrado, suponiendo que el pozo fué cerrado y que no entró más influjo entonces,

Pformaión = Presión de cierre en superficie más la suma de todas las presiones hidrostáticas en el pozo

Escriba una ecuación CON PALABRAS (sin números) para lo anteior, mostrando todas las presiones en el ejemplo que deben ser iguales a la presión de formación

Presión de superficie + Hidrostática del lodo arriba de la burbuja + Hidrotática de la burbuja de gas + hidrostática del lodo debajo de la burbuja = presión de formación

Psuperficie + Plodo arriba + PGas + Plodo debajo = Pformación

6. Reorganice la ecuación en palabras para mostrar a qué es igual la presión en el tope de la burbuja cuando ella se encuetre justo al frente de la zapata del revestidor como se muestra (sugerencia: en equilibrio, las presiones en el tope de la burbuja deben ser iguales a las presiones debajo de ella)

Presión en superficie + hidrostática de lodo arriba de la burbuja = Presión de formación –Hidrostática de lodo debajo de la burbuja – Hidrostática de la burbuja

Psuperficie + Plodo arriba = Pformación - Plodo debajo - PGas


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7. El máximo tamaño de burbuja posible que podemos manejar ocurrirá cuando se cumplan cuáles condiciones?…(en palabras)

La presión en superficie más la hidrostática del lodo igualen la presión de fractura en la zapata del revestidor

8. Si la burbuja en el ejemplo tiene 500 pies de longitud y si la presión de poros a 15,000 pies es de 14.5 ppg:

a) Cuál es la presión de formación? 14.5 ppg x 0.052 x 15,000 ft = 11,310 psi

b) Cuál es la longitud de la columna de lodo entre el fondo del pozo y el fondo de la burbuja? (en palabras y con números)

Col de lodo = Prof total – Prof de la zapata – Longitud e la burbuja= 15,000 pies - 10,000 pies - 500 pies = 4,500 pies

c) Cuál es la presión en el fondo de la burbuja? Pres de formación menos hidrostática entre el fondo del pozo y la burbuja

= Pformación - Plodo debajo = 11,310 - (4,500 pies x 0.052 x 14.0 ppg) = 8,034 psi

(el lodo de matar no ha llegado todavía a la barrena)


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d) Cuál es la presión en el tope de la burbuja?Pres en tope = Pres en el fondo de la burbuja menos hidrostática de la burbuja

= 8,034 – 500 pies x 0.1 psi / pie= 7,984 psi

e) Qué presión hisdrostática soporta el tope de la burbuja? Hidrost sobre tope de la burbuja = 10,000 pies x 0.052 x 14 ppg = 7,280 psi

f) Cuál debe ser la presión en superficie si no se deja fluir el pozo? Cuál es la presión total en la zapata como EMW?

Pres en superficie = Pres en el tope de burbuja menos hidrost sobre el tope

Psuperficie = 7,984 psi – 7,280 psi = 704 psi

Pzapata = 7,984 psi / 10,000 ft /0.052= 15.4 ppg (EMW)


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9. Si la presión de superficie fuera igual a la presión de fractura calculada en el paso 2, y si la presión de la formación fuese 0.5 ppg arriba del peso del lodo:

a) Cuál sería la presión en el tope de la burbuja? Pres en el tope de burbuja = 16ppg x 0.052 x 10,000pies = 8,320 psi

b) Cuánta presión ejercerían en el fondo del pozo la hidrostática sobre la burbuja y la presión en superficie?

Pres en el tope de la burbuja = 8,320 psi

c)Si la burbuja tiene H pies de altura, Qué hidrostática ejerce sobre el fondo del pozo?

Hidrostática de la burbuja = H pies x 0.1 psi / pie = 0.1(H) psi

d) Cuál es la longitud de la columna de lodo debajo de la burbuja de altura H ? Columna de lodo debajo de burbuja = prof total – prof zapata – altura burbuja

= 15,000 pies - 10,000 pies - H pies

e) Qué hidrostática ejerce en el fondo el lodo debajo de la burbuja?

hidrost lodo debajo = (TD – prof zapata- long burbuja) x 0.052 x 14 ppg= (15,000 - 10,000 - H ) x 0.052 x 14= 15,000 x 0.052 x 14 – 10,000 x 0.052 x 14 – H x 0.052 x 14= 3,640 psi - H x 0.728 psi


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f) Si presión de formación = suma de todas las presiones en el hoyo arriba de ella, escriba una ecuación con las respuestas ya calculadas (sugerencia: ver pregunta 5)

Psuperficie + Plodo arriba + PGas + Plodo debajo = Pformación

1,040 psi (pregunta 2) + 7,280 psi {pregunta 8(e) } + H x 0.1 {pregunta 9(c) } + (3,640 psi – H x 0.728 psi) = 11,310 {pregunta 8(a) }

1,040 + 7280 + H x 0.1 + 3,640 – H x 0.728 = 11,310 psi

g) Resolver esta expresi’on para H ….Cuál es la longitud de la burbuja cuando está en la zapata y tiene una presión igual a la presión de fractura de la zapata?

H x 0.1 – H x 0.728 = 11,310 – 1,040 –7,280 –3,640Multiplicando ambos lados por (– 1):

H x 0.7280 – H x 0.1 = 7,280 + 3,640 + 1,040 – 11,310H x (0.728-0.1) = 650

H = 650/ 0.628H = 1,035 pies


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h) Si la capacidad de un hoyo de 8.5” es 0.0702 bbl/pie, y si la de uno de 5” es 0.0243 bbl/ft, Cuánto gas contiene la burbuja en la zapata?Volumen = Altura x Capacidad

= 1,035 x (Cap hoyo abierto – Volumen ocupado por la tubería)= 1,035 x ( 0.0702 – 0.0243 )= 47.5 bbl

i) Qué tamaño tenía la burbuja original antes de que comenzáramos a circularla hacia afuera? (sugerencia: P1 V1 = P2 V2 )

P1 V1 = P2 V2V2 = P1 V1 / P2

= (Presión @ zapata) x (Volumen @ zapata) / (Presión @ TD) = 16 x 0.052 x 10,000 )x (47.5) / (11,310) = 34.9 bbl

Si la presión de la formación es 0.5 ppg mayor que la densidad columna de lodo a TD, y se toma un influjo de gas de 34.9 bbl, con 1.923 ppg de densidad, cuando el tope de la burbuja que se está circulando justamente alcance la zapata, tendrá un volumen de 47.5 bbl, una altura de 1,035 pies, y una presión en el tope de ella igual a LA RESISTENCIA DE LA FORMACIÓN EN LA ZAPATA

Esto se conoce como la TOLERANCIA AL INFLUJO. En este caso LA TOLERANCIA AL INFLUJO es de 34.9 bbl y tiene una intensidad de 0.5 ppg a favor de la formación.


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Tolerancia a un influjo que se haya succionadoSignifica esto que un LIMITE DE DETECCIÓN de 120 / 3 = 40 bblses aceptable?

Qué significa, entonces?

El equipo de detección instalado en el taladro deberá estar calibrado para detectar un influjo de 8.5 bbls a fin de tenerse una tolerancia al influjo de por lo menos 25 bbls

No

La Tolerancia al influjo succionado se calculó, para un pozo de desarrollo, en 91 bbls lo cual significa que la “válvula de seguridad” en la zapata es más que capáz de soportar un influjo succionado de 25 bbls que es el mínimo que debe manejar en condiciones seguras

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Tolerancia al influjo – conclusiones

EN POZOS EXPLORATORIOS

• Tiene intensidad de 0.5 ppg

• Tiene un volumen mínimo de

25 bbls

• Define el la capacidad de la

“válvula de seguridad” en la

zapata

• Se recalcula periodicamente

a medida que se perfora

EN POZOS DE DESARROLLO

• Tiene intensidad de 0 (es succionada hacia el pozo)

• Tiene qué ser mayor que la capacidad de detección para 25 bls de influjo

• Garantiza que la capacidad de la “válvula de seguridad” en la zapata es suficientemente alta

• Se calcula sólo una vez para cada sección del hoyo, usualmente como parte del diseño

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Influjos en hoyos con espacio anular reducido (Slim Holes)

Efecto de émbolo o succión (“Swabbing”)

• La presión hidrostática se reducirá siempre cuando se están sacando las herramientas de alto calibre. Esto es más significativo en hoyos reducidos donde el espacio anular es menor.

Pérdida de circulación (fractura inducida)

• Las pérdidas por fricción anular son mucho mayores que en la perforación convencional lo cual aumenta la Densidad Equivalente de Circulación (ECD) y con ella inducir pérdidas de circulación en áreas donde la perforación convencional no tendría este efecto.

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Peso de lodo insuficiente

• Una mayor ECD puede ocultar la penetración de una sección sobrepresurizada y evitar el influjo de hidrocarburos siempre y cuando las bombas estén en funcionamiento. Cuando están detenidas, la ECD desaparece y puede ocurrir un influjo.

Aumento en presión de circulación/dismunución en lasemboladas

El influjo de gas causará que el fluido en el anular sea más liviano y el pozo actuará como un tubo en U. El perforador puede observar un aumento de presión y una disminución en las emboladas de la bomba, contrario al caso convencional


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Observar más cuidadosamente el flujo en hoyos reducidos!!

984 pies

4921 pies

ConvencionalVol. del influjo: 7,5 bls

Tiempo detección: 9 min

Hoyo reducido

Vol. influjo: 1-2 bls.

Tiempo detección: 2-3 min.

El Delta Flow (*) es unindicador PRINCIPAL

(*)Medidor de flujo Diferencial)


Un hoyo de 17.5 x 5 tiene una capacidad anular de 0.272 bbl / pie = 4 pies por bbl. Uno de4.75 x 2.875 de 0.014 bls/pie = 71 pies / bbl (columna 19 veces más larga)

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Observar más cuidadosamente el flujo en hoyos reducidos!!

300 m

1500 m

ConvencionalVol. influjo: 7,5 bls (1.2 m3)

Tiempo detección: 9 min

Hoyo reducido

Vol. influjo:1-2 bls (0.16 – 0.32 m3)

Tiempo detección: 2-3 min.

El Delta Flow (*) es unindicador PRINCIPAL

(*)Medidor de flujo Diferencial


Un hoyo de 17.5” x 5” tiene una capacidad anular de 141.85 lts./ m = 7 mts/m3. Uno de 4.75” x 2.875” de 7.30 lts./ m = 136 mts/m3 (columna 19 veces más larga)

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Influjos en pozos horizontalesA los pozos horizontales y altamente desviados se aplican los mismos principios básicos que a los hoyos verticales o desviados. Los pesos equivalentes del lodo se calculan utilizando la profundidad vertical verdadera, como siempre.

Existen varios puntos adicionales a considerar:

•La velocidad del flujo serán considerablemente mayor para un pozo perforado horizontalmente a través del yacimiento.•Las presiones de cierre pueden ser idénticas aunque se haya producido un influjo grande. Esto dependería de la longitud del tunel horizontal.•El potencial de producir succión por movimiento de la tubería es mayor al tener expuesta un área mayor del yacimiento.

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Influjos en pozos horizontales• Cuando se saca la tubería del pozo, se debe realizar una prueba

de flujo una vez que la barrena salga de la sección horizontal.

• Es bastante posible que la sección horizontal quede llena con fluidos del yacimiento y aún así el pozo esté muerto. Se debe tener entonces extrema precaución cuando se regrese con la sarta a esa sección de yacimiento.

• Nuevamente en el fondo, se recomienda efectuar una prueba de flujo después de la circulación parcial, pues un influjo puede estar lo suficiente alto en el pozo como para ser detectado.

• En el caso de un influjo durante los viajes puede no ser posiblesoltar o bombear la válvula tipo dardo, dependiendo del ángulo del hoyo. Se recomienda instalar una válvula tipo Gray para poder regresar la sarta al fondo con presión en el pozo.

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Se deben considerar los procedimientos siguientes (aplicables sólo cuando se perfora una zona de alta presión) y el supervisor del pozo debe impartir instrucciones específicas a la cuadrilla.

• Limitar la velocidad de perforación ROP de tal manera que:fondos arriba (hrs.) x ROP (pies/hr ó m/hr) = 30 pies (9,14 m)

es decir, ROP (en ft/hr) = 30 / (tiempo para fondos arriba en horas)

• Si se perfora con Top Drive, utilizar 90 pies en lugar de 30 (27,43 metros en vez de 9.14) en la fórmula anterior.

• Considerar verificar el flujo en todas las conexiones.• Colocar una conexión para válvula tipo dardo en la sarta. • Considerar la posibilidad de soltar el dardo antes de salir del

fondo (excepto para un viaje corto).

Prevención de influjos en pozos HP/HT

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• El Supervisor de pozo debe estar presente en el piso del equipo mientras se saca la tubería en hoyo abierto.

• Efectuar una circulación de los fondos arriba a través del estrangulador si se sospecha que se ha succionado un influjo.

• Tener lista una parada de tubería de perforación con válvula de seguridad de apertura total en el fondo (TIW), si se perfora con TopDrive System,TDS, para permitir la fácil desconexión e instalación de un ensamblaje de control a nivel del piso de la mesa rotaria .

• El personal de supervisores debe recibir entrenamiento especial en control de pozos HP/HT antes de iniciar la perforación.

• Limitar los intervalos para toma de núcleos a 30 pies (10 m) y circular varias veces mientras se sale del hoyo para limitar el riesgo deinflujos debido al gas de núcleos que se separa de la solución.

Prevención de influjos en pozos HP/HT

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Prevención de influjos bajando el revestidor• BOP superficial: Instalar los arietes para el revestidor y probarlos

con presión al igual que las compuertas de la BOP.

• Tener listos la cabeza para circular a través del revestidor y una combinación (Cross Over) pre-instalada en la tubería que permita conectarla al revestidor y forzarla con presión en el pozo (stripping)

• BOP Submarino: Tener instalada una combinación en la base de una parada de tubería de perforación para conectarla al revestidor ycolgar la sarta sobre el cabezal del pozo si se juzga necesario

• Llenar el revestidor con lodo limpio y prevenir la caída accidental de objetos extraños por su interior

• Observar los retornos por el anular a medida que se baja el revestidor y controlar los volúmenes de llenado y desplazamiento

• Calcular la velocidad de bajada para lograr una velocidad de fluido aceptable y una surgencia limitada en el hoyo abierto.

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Prevención de influjos bajando el revestidor

• Registrar el nivel inicial de lodo en las presas y verificar el aumento en volumen calculado debido al desplazamiento

• En caso de presentarse un influjo, si no puede levantarse la zapata por encima de los arietes de corte/ciegos, se deben cerrar los arietes de tubería (con BOP superficial) o el preventor anular (con BOP submarino).

• Antes de hacerlo, se debe instalar la cabeza de circulación en el revestidor en caso de que falle el equipo de flotación.

• Debido al tamaño de la sarta, el peso del revestidor puede no superar la fuerza que lo empuja hacia afuera. En tal caso el cabezal de circulación debe encadenarse a la subestructura, si es necesario.

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Causas y prevención de influjos – conclusión ¿Quién es la persona más importante para prevenir un

influjo?

• El perforador – Es el primero que puede ver los indicios– Es el primero que debe reaccionar para cerrar el pozo– El supervisor de pozo debe orientar y suministrar

entrenamiento al perforador y concederle autoridad¿Por qué es importante minimizar el volumen del influjo?

• Para permitir mayor tolerancia al influjo (KTOL)• Para facilitar el control del pozo en forma segura

El Objetivo: limitar el volumen de influjos en el pozo a un máximo de 5 bls.(no más de 0.8 m3)!!!

Condición: Disponer de equipos de alta sensibilidad y personal entrenado para detectar 1.7 bls (0.27 m3)!!!

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Prueba de flujo positiva

Si el pozo continúa fluyendo después de parar las bombas, entonces es necesario:

CERRAR EL POZO

Hay otras razones que pueden causar el flujo del pozo:

– Tubo en “U” con desbalance

– Retorno del flujo desde las fracturas creadas por la mayor presión en el pozo cuando se circulaba (efecto de balonamiento de las lutitas o efecto globo)

Se recomienda CERRAR EL POZO, hasta verificar que el flujo NO es causado por desbalance de presiones

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Sección 5

Diseño del pozo para control de influjos

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Sección 5• Criterios convencionales para diseño de pozos

• Generación y propagación de fracturas

• Relación de esfuerzos horizontal y vertical

• Mecanismo de ruptura en el subsuelo y comunicación a la superficie

• Procedimiento de IPM para la prueba de fuga

• Procedimiento para la prueba de fuga extendida

• Nuevos criterios de diseño en función del control del pozo

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Criterios para el diseño convencional de los pozos

Superficie

Se supone formación débil sin integridad

No se diseña para contener presión

Desviación en caso de influjo (venteo)

Profundidad - ???

Rocas de resistencia conocida (supuesta?)

Se diseña el pozo para contener presión

Se puede cerrar el pozo en caso de influjo

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Superficie




Profundidad - ???




??

Peligro de Ruptura!!!

¿Qué tan legítimo es este temor?

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Superficie




Profundidad - ???




??

¿Qué tan Resistentes son

estas rocas?

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Diseño teórico de pozo No.1

76.22 m106.71m

243.9 m

182.93 m137.20 m

320.12 m

426.83 m

564.02 m

762.20 m 9 sartas hasta 762.2 m (2500’) !!!

Criterios:1. Comenzar con conductor a 76.22 mts. BML2. Cerrar el pozo en todas los influjos3. Grad. de fractura = 1.38 gr/cc (0.6 psi/pie)4. Presión de formación (PP) = 1.04 gr/cc5. Hoyo lleno con gas (evacuación total)6. Gradiente del gas = 0 (supuesto)7. Esfuerzo en la zapata hasta la llegar a la presión de fractura

Línea de lodo

Grad de fractura dado en: lb/gal, gr/cc, psi/pie, psi/m

(lb/gal) x 0.052 = psi/pie; (gr/cc) x (0.433) = psi/pie

(psi/pie) x 3.28 = psi/m.

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Diseño teórico de pozo No.2

Línea de lodo

250’

1250’

550’

2500’ 4 sartas hasta 2500’!!!

Criterios:

1. Igual que No. 1, excepto

gradiente de fractura = 1 psi/pie

Grad de fractura dado en: lb/gal, gr/cc, psi/pie, psi/m

(lb/gal) x 0.052 = psi/pie; (gr/cc) x (0.433) = psi/pie

(psi/pie) x 3.28 = psi/m.

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La ubicación de la segunda zapata

1ra. zapata

2da. zapata

Mayor exposición:

- Mayor posibilidad de- Más tiempo

encontrar gas

Disminuiye resistenciaa fractura (menor gradiente)

Es la CLAVE para el control de pozos superficiales

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Pruebas de resistencia en formaciones superficiales(Grad. de Fractura a partir de pruebas LOT efectuadas)

2.54 – 4.20

2.31 – 2.54

1.85 – 2.31

Intervalo del gradiente de

fractura (gr/cc)

1,1 – 1,82

1,0 – 1,1

0,8 – 1,0


fractura(psi/pie)

21.2 – 35.0

19.2 – 21.2

15.4 – 19.2


fractura(lb/gal)

1318

1419

7399

% del

total

Número de LOT

Total = 136

Utilizado con autorización de Unocal Worldwide Operations

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Fracturas y su propagaciónEl menor esfuerzo principal se debe superar

para iniciar la fractura

la orientación de la fractura es normal a la dirección del menor esfuerzo principal

Y

SHSH

SV

SV

SH (esfuerzo horizontal)Debe ser superado para que ocurra esta fractura vertical

SV (esfuerzo vertical)Debe ser superado para que ocurra esta fractura horizontal

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Generación y propagación de fracturas

Fv supera la resistencia vertical del cubo y se genera una fractura horizontal

Fractura Horizontal Fractura Vertical

Fv

Fh supera la resistencia horizontal del cubo y se genera una fractura vertical.

Fh

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Relación del esfuerzo horizontal efectivo

al esfuerzo vertical efectivo

PFrac = Fs (S – P) + Pdonde:

PFrac = presión de fracturaFs = relación del esfuerzo horizontal efectivo


S = presión de sobrecarga

P = presión de poro

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Relación del esfuerzo horizontal efectivo al esfuerzo

vertical efectivo

Si: Fs = 1

PFrac = 1 (S – P) + P

PFrac = 1 psi/pie (2.3 gr/cc)

Si: Fs = 1/3

PFrac = 1/3 (S – P) + P= S = 1/3 S + 2/3 P

PFrac = 0,61 psi/pie (1.41 gr/cc)

PFrac = Fs (S – P) + P S = Presión de Sobre carga

P = Presión de Poros

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Relación del esfuerzo horizontal efectivo


Porf

. baj

o el

lech

o m

arin

o (p

ies)

Promedio

Nro. de pozo Símbolo

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Mecanismos de ruptura y comunicación a superficie

• El avance de la fractura es retardado por la fuga del fluido fracturante hacia la formación que esta siendo fracturada, lo que se cuantifica como “Coeficiente de Fuga”.

• El Coeficiente de Fuga es proporcional a (presión de fracturamiento – presión de poro), a la permeabilidad, a la porosidad y a la compresibilidad de la formación, pero inversamente proporcional a la viscosidad.

• El gas es el peor fluido para fracturar propagar fracturas en las rocas

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• Para llegar a la superficie el gas debe ser capaz de cargar cada sección de roca, sobrepresionarla, fracturarla y propagar la fractura en forma vertical para llegar a la sección siguiente y fracturarla.

• El proceso de cargado (sobresaturación) y fractura de cada nivel de rocas con gas se deberá repetir hasta llegar a la superficie.

• Pero el gas no es un fluido fracturante.

• El único camino para llegar es por atrás del revestidor!

• Un BUEN TRABAJO DE CEMENTACION PRIMARIA es crítico

Mecanismos de ruptura y comunicación a superficie

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Diseño y operaciones recomendadas

1. Diseñar el pozo pensando en el cierre

2. Ubicar las zapatas de la tubería de revestimiento en formaciones de máxima integridad

• Siempre frente a una Lutita

3. Cementar adecuadamente la tubería de revestimiento

4. Medir los gradientes de fractura en las zapatas

5. Si se obtiene LOT menor a esperado, asegurar que la razón no sea un trabajo de cementación deficiente

• Determinar el valor de la presión de fractura y la ubicación de la fractura o canal de fuga.

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Procedimiento para la prueba de Fuga (LOT)1. Perforar el cuello flotador, el cemento dejado dentro del revestidor entre el

cuello y la zapata y 3 metros adicionales (10 pies) de hoyo nuevo.

2. Circular y acondicionar el lodo hasta que su peso sea uniforme entrando y saliendo del hoyo.

3. Ubicar la barrena dentro del revestidor, justo por encima de la zapata, para evitar pega de la sarta durante la prueba.

4. Instalar una bomba de alta presión y bajo volumen, tal como una bomba de cementación. Las bombas del equipo no son apropiadas para realizar pruebas de fuga y no se recomiendan.

5. La presión máxima de prueba no debe exceder 80% de la resistencia interna en el segmento más débil de la sarta de revestimiento o la presión de prueba del revestidor.

6. Cerrar BOP (colgar sarta en unidades flotantes). Cuando sea posible, abrir espacio anular entre el último revestidor y la sarta de revestimiento anterior para evitar la acumulaciones de presión.

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Procedimiento para la prueba de Fuga (LOT)

7. Bombear en forma continua por la tubería de perforación (y por el anular)con una tasa lenta (entre 0.1 y 0.3 BPM, [16 y 48 litros/min] con un máximo de 0.5 BPM [80 lts/min] ) registrando la presión y el volumen bombeado

8. Controlar la presión anular como una verificación de la presión de fricción en la línea superficial, si no se pudiese bombeando por ambos lados.

9. Graficar la presión de bombeo contra el volumen acumulado

10. Repetir los pasos 7, 8, y 9 hasta que la tendencia de la curva de presión de bomba se desvíe de la recta de presión estática. La presión en función del volumen acumulado bombeado debe ser una relación lineal*, hasta que se obtenga fuga.

11. Cuando la tendencia de la línea graficada se desvíe de la línea recta proyectada, se DEBE DETENER el bombeo, pues ya se ha obtenido la fuga y de continuar bombeando se puede fracturar la formación

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12. Si se obtiene fuga, cerrar el pozo y registrar la caída de presión para cada uno de los primeros 10 minutos después de detener la operación de bombeo o hasta que se observe presión estabilizada (esto permite verificar si hay fugas).

13. Purgar la presión abriendo el tanque de retorno y registrar el volumen que se ha drenado y cualquier fluido que se perdió hacia la formación.

14. Los resultados de la prueba de fuga expresados en Peso Equivalente de Lodo (EMW), presión máxima, peso de lodo y profundidad de zapata se reportarán en el informe diario de perforación y el reporte IADC. Una copia del gráfico de la prueba de fuga se enviará a la oficina local.

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*Nota – Una técnica de bombeo similar a la del paso 7 anterior se debe emplear para someter el revestidor a prueba antes de seguir perforando. La curva resultante presión-volumen establecerá la tendencia normal de la expansión volumétrica del sistema y la compresión del sistema de lodo. Durante la prueba de integridad en el paso 10, la curva del hoyo revestido orientará sobre cuándo se ha iniciado la desviación con respecto a la línea normal.

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Procedimiento para la prueba de fuga (LOT)

Tiempo (min) ó Volumen (en bls ó litros)

Pres

ión

(psi

)

Presión de fuga Se debe detener el bombeo

10 minutos

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Prueba de fuga extendida

Tiempo (min) ó Volumen (en bls o en litros)

Pres

ión

(psi

)

Presión de fractura

Presión de inyección estabilizada

Presión de cierre instantáneo (ISIP) (igual a la Presión de reapertura)

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Sección 6

Equipos para Control de Pozos

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Sección 6

• Equipos de alta y de baja presión

• Configuración de los arreglos para instalaciones de superficie y submarinas

• Pruebas de presión y de funcionamiento

• Diseño de los acumuladores y pruebas de los mismos

• Múltiples de flujo y estranguladores

• Criterios para diseño y operación del separador de gas / lodo

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Ejercicio # 4: Equipos para control de pozos

– diseño y mantenimiento –

ALTA presiónBAJA presiónBomba

Tanque de viaje

Estrang.

Acum.

Separadorde gasDesgasifSucción

Depósitode lodo

Mezclade lodo PVT

Conjuntode BOPCabezalde pozo

DP

A bomba

Revest.

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Ejemplo de configuración para un conjunto de BOP

Instalación Superficial

Línea de estrangular

HCR

Arietes superiores

Arietes ciegos

BOTTOM RAMS

ANULAR

Arietes inferiores

Línea de matar

Tapón VR en cabezal de revestidor

Sustituir con doble compuerta (arietes de tubería-ciegos) en casos seleccionados

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Ejemplo de configuración de un conjunto de BOPInstalación submarina

BLIND RAMS

BOTTOM RAMS

ANULAR SUPERIOR

ARIETES INFERIORES

BOTTOM RAMS

ARIETES CENTRALES

BOTTOM RAMS

ARIETES SUPERIORES

BOTTOM RAMSARIETES DE CORTE

ANULAR INFERIOR

LMRP CON

Conector inferior del BOP

Válvulas Hidráulicas“Failsafe”

Línea del Estrangulador y/o de Matar

(intercambiables)

Línea del Estrangulador y/o de Matar

(intercambiables)Válvulas Hidráulicas“Failsafe”



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Pruebas de presión y de funcionamiento

Las pruebas de presión de todos los BOP, los componentes de cabezal de pozo y sus conexiones, acumulador, múltiple de estrangulamiento, líneas de estrangular y matar, múltiple del “stand pipe”, junta “kelly” y sus válvulas, válvulas de seguridad y vávula BOP interna deberán realizarse:

•cada dos semanas o durante el 1er. viaje después del intervalo de 14 días, con un intervalo máximo de 21 días o cuando el organismo normativo así lo indique.

•Antes de su instalación, cuando sea posible

•Después de instalar el cabezal del pozo y el conjunto de BOP y antes de iniciar la perforación de la sección siguiente

•Cuando se cambie algún componente del conjunto

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Pruebas de presión y de funcionamiento

• Antes de perforar en una zona que se sospecha es de alta presión.

• En cualquier momento cuando así lo solicite el Representante de la compañía operadora

• Después de realizar reparaciones en el BOPE

• Antes de la apertura inicial de la herramienta para conducir pruebas de producción con la tubería de perforación, DST.

• Cuando se hayan cambiado los arietes para correr el revestidor, se deben también probar con presión.

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Válvulas de seguridad

ESPECIFICACION:

Las válvulas de contra flujo deben utilizarse al perforar y abrir el hoyo antes de cementar la tubería de revestimiento superficial o en cualquier momento cuando el plan definido consiste en desviar el flujo. También se pueden utilizar en secciones más profundas del hoyo.

Estas válvulas: •Evitan un influjo repentino hacia la sarta de perforación•Evitan que el retorno de ripios desde el anular tapone los orificios de la barrena.•Pueden tener o no orificio para igualación de presiones.

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Diseño del acumulador

Vejiga Interna sellada para almacenar la precarga de nitrógenoContenedor cilíndrico

en acero sin costura

Ensamblaje del orificio para admisión de fluido

hidráulico

Válvula de contención

de la vejiga

Tapa y conexión para medir presión y carga de nitrógeno

218

Sch

lum

berg

er Private

Cálculo de la capacidad del acumulador

PRECARGAVOLUMEN A LA PRESION

DE OPERACION DEL ACUMULADOR

PRES. DE OPERACION MIN. 200 psi SOBRE PRES. PRECARGA

Volumen de fluido

Usado

LA MAYORIA DE LOS ACUMULADORES USADOS EN EL CAMPO

TIENEN UNA PRESION DE OPERACIÓN DE 3000 psi.

Gas

Nitr

ógen

o

No

Infla

mab

le

1200 psi1000 psi

Flui

do H

idrá

ulic

o pr

esur

izad

o e

n el

acu

mul

ador

3000 psi

UV

UV:Volumen Usable

Gas (N2) comprimido

219

Sch

lum

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Cálculo de la capacidad del acumulador

Cálculo del volumen utilizable, UV por cada cilindro:

1,676,670Vol. líquido

10.00010.00010.000P x V

8,333,3310Vol. gas

120030001000Presión

Sistema OperadoPre-cargaCondición

UV = 6,67 – 1,67

UV = 5

1 2 3

Nitr

ógen

o

No

infla

mab

le3000 psi 1200 psi

1000 psi

Flui

do d

e ac

umul

ador Volumen

Usado

Vol. Usado, UV:Sistema Cargado

220

Sch

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Capacidad del acumuladorNorma de SLB

Especificación:

El volumen del acumulador para operar las BOP debe ser calculado para almacenar una presión de por lo menos 1380 kPa(200 psi) por encima de la pre-carga después de realizar las operaciones siguientes (con las bombas de precarga aisladas):

En un conjunto de BOP Superficial:

•Cerrar todas las funciones (arietes y anular) y abrir las HCR•Abrir todas las funciones (arietes y anular) y cerrar las HCR•Cerrar el preventor anular•Abrir la válvula HCR en la línea del estrangulador

221

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Dimensiones del acumuladorNorma de SLB

Ejemplo:

Equipo BOP: 1 anular + 3 arietes + válvula HCR

Volumen de cierre (CV) 10 + (3 x 5) + 1 = 26 gal

Volumen de apertura (OV) 10 + (3 x 5) + 1 = 26 gal

Cierre de la BOP anular (CV) 10 = 10 gal

Válvula HCR abierta (OV) 1 = 1 gal

Volumen utilizable (UV): = 63 gal

Volumen nominal (NV): 2 x UV = 126 gal

Número de cilindros: 12

222

Sch

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Bombas para carga del acumulador Especificación:

El acumulador incluirá una (1) bomba eléctrica y dos (2) bombas de aire como respaldo para la carga del acumulador.

Con el banco de acumuladores aislado, las bombas deben ser capaces de:

•Cerrar el BOP anular (excluyendo el desviador de flujo) en la tubería de perforación de tamaño mínimo utilizada

•Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangular

•Obtener una presión mínima de 1380 kPa (200 lppc) por encima de la presión de precarga del acumulador en dos (2) minutos o menos.

223

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Múltiple de flujo y estrangulación / Múltiple del “stand pipe”

Se deben tener, al menos, tres rutas de flujo con capacidad para llevar los retornos del pozo a través de conductos de 76,14mm (3”) de diámetro nominal o más. Al menos una de estas rutas del flujo:•Debe tener un estrangulador ajustable, controlado a distancia y operado por presión. En los equipos livianos con conjuntos de 2M ó 3M psi se aceptan múltiples de estrangulamiento simplificados sin estrangulador de operación remota. •Debe tener un estrangulador ajustable de operación manual.• Debe permitir que los retornos regresen directamente al tanque, al múltiple de descarga o a otra tubería corriente abajo sin pasar a por el estrangulador. Esta ruta debe tener dos válvulas de compuertacon máxima presión de trabajo.

224

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Separador de gas/lodo

Viene del estrangulador

Plac

a de

ch

oque

Placas deflectoras

1. Diámetro y longitud determinan la presión interior en el separador

2. Altura, diámetro y diseño interno determinan eficiencia de separación

Línea de drenaje con válvula

Línea de venteo Sin válvulas!!

LodoG

AS

3. Altura de tubo en “U” (D) y distancia desde fondo del separador hasta parte superior del tubo en “U” (d) determinan nivel de fluido y evitan que el gas salga por el fondo

Rom

pedo

r de

efec

to s

ifón

D

dSin

válv

ulas

!!

Lodo

225

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Ejercicio # 5 - diseño del separador de gas

Tanque de des gasificador vacío

Tapa de inspección

Tubería hacia el sistema de lodo

226

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EJEMPLO:Profundidad de pozo: 10.000’

Hoyo/tamaño de tub. revestimiento (12-1/4” x 13-3/8”): 0,125 bls/pieTubería de perforación (5”, 19,5#): 0,025 bls/pie

Peso de lodo: 12 ppg Peso de lodo de matar: 14 ppg

Volumen del influjo: 50 bls

Tasa de matar: 3 BPM

Se aplica el Método del PerforadorPres. del revestidor cuando el gas llega a la superficie: 1987 psiPres. del revestidor cuando sale el gas: 1057 psi

Tasa promedio de gas durante 1er. minuto de venteo: 3.202 MPC/DTasa promedio de gas durante último minuto de venteo : 1.722 MPC/DTasa promedio de gas durante venteo : 2.462 MPC/D


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0 5 10 15 20

Pérdida de presión en 100 pies

0 5 10 15 20

5

10

1

5

20

25

30

Tasa de flujo del gas – MMPCN/D

Pres

ión

corr

ient

e ar

riba

–lp

pc

4” ID 6” ID

8” ID10” ID

12” ID

Temp. gas = 75º F

Pres

ión

atm

osfé

rica

corr

ient

e ab

ajo


228

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Sección 7

Desviadores de Flujo

229

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Sección 7

• Ejemplo de Configuración de un Sistema Desviador

• Especificaciones de SLB para Desviadores de Flujo

• Procedimientos con el Desviador

• Problemas Asociados con los Desviadores

• Caso Histórico con uso del Desviador

• Evacuación del Personal durante la Desviación

230

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Ejemplo de configuración de un desviador

Superficie

Zapata del Conductor

Tubo conductor

Desviador = Preventor Anular

Entrada del influjo

Líneas de Alivio o de desvío

Línea para retornos del pozoSarta de perforación

Venteo del Influjo

Válvula de alivio (de apertura plena)

Hoyo de superficie

231

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Especificaciones de SLB para los desviadoresEn tierra firme, gabarras de pantano y plataformas auto-elevables

Sistema desviador:• Es una preventora anular de gran tamaño que se instala sobre

el tubo conductor de superficie (tamaños comunes de la BOP son 18-5/8”, 21 ¼”, 29”). Al cerrar la BOP anular, los retornos del pozo se desvían por una o dos líneas conectadas al conductor por debajo de ella, llamadas líneas de alivio.

Líneas de alivio:• Al menos dos líneas de alivio se instalan para permitir el

venteo hacia lados opuestos del equipo de perf. (costa afuera)– En tierra firme: se permite una sola línea de venteo

• La línea de alivio debe tener al menos 8” de diámetro (203 mm)• No se deben conectar otras líneas entrando o saliendo de las

líneas de alivio o del cuerpo del desviador

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Operación del sistema de alivio

• Debe tener un número mínimo de codos y todas las líneas deben estar bien aseguradas. Cada línea de alivio del desviador debe tener una válvula sin restricciones de apertura total, operada a distancia. La secuencia de operación del desviador será como sigue:

–Abrir la válvula de alivio seleccionada–Cerrar el desviador de flujo

• Estas dos funciones deben estar interconectadas. Se debe incluir un mecanismo para cambiar el flujo de un venteo a otro sin cerrar el sistema.


233

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Operación del sistema de alivio – continuación:• Se debe tener cuidado especial para proteger de la erosión los

codos de las tuberías. Esto puede incluir:– Utilizar codos de radio grande– Espesor adicional del metal en los codos– No utilizar conexiones tipo camisa de acople para conectar

las líneas de alivio (“dresser sleeves”)– Se debe instalar una válvula de potencia para detener de

manera automática el retorno de lodo a los tanques cuando está cerrado el desviador, si la línea de retorno del lodo y la salida de alivio del desviador desde el pozo son una misma, o si la línea de retorno del lodo se conecta por debajo del cabezal del desviador.


234

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Al primer indicio de influjo:

• No detener la operación de bombeo

• Abrir la línea de alivio para desviar el flujo y cerrar el desviador (ambas funciones deben estar interconectadas).

• Aumentar las emboladas de bomba hasta el máximo (sin exceder la velocidad máxima de la bomba o la presión máxima permitida por la válvula de alivio)

• Cambiar la succión de las bombas de lodo hacia el lodo pesado en el tanque de reserva.

• Llevar a cero el contador de emboladas.

Procedimiento de desviación de un influjo de gas perforando

235

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Procedimiento de desviación de un influjo de gas perforando

• Dar la alarma y anunciar la emergencia utilizando el sistema de altoparlantes y/o informar al superintendente del equipo. Asignar observadores para emanaciones de gas en la superficie (equipos auto elevables, gabarras de pantanos). Activar las alarmas de “halon” en el equipo

• Si el flujo se detiene después que se ha desplazado el lodo pesado, parar las bombas y observar el pozo.

• Si el pozo continúa fluyendo, continuar el bombeo desde el sistema activo y preparar para bombear agua y/o considerar la posibilidad de preparar un tanque con lodo más pesado.

• Cuando se haya consumido todo el lodo, cambiar la succión de las bombas para continuar bombeando agua hacia el pozo.

• No dejar de bombear mientras el pozo esté fluyendo.

236

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Procedimiento de desviación de un influjo de gas mientras

se hace un viaje con la tuberíaAl primer indicio de flujo:

• Suspender el viaje, colocar la sarta espaciada sobre las cuñas en la mesa rotaria

• Abrir la línea de alivio para desviar el flujo y cerrar el desviador (ambas funciones deben estar interconectadas)

• Conectar la junta “kelly” o el “top drive”

• Comenzar a bombear a la máxima velocidad de bomba sin superar la presión máxima permitida por la válvula de alivio

• Cambiar la succión en las bombas de lodo hacia el lodo pesado en el tanque de reserva.

• Llevar a cero el contador de emboladas

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Procedimiento de desviación de un influjo de gas mientras

se hace un viaje con la tubería• Dar la alarma y anunciar la emergencia con el sistema de

amplificadores y/o informar al superintendente del equipo. Activar las alarmas de “halón” instaladas en el equipo

• Si el flujo del pozo se detiene después que se ha desplazado el lodo pesado, parar las bombas y observar el pozo.

• Prepararse para regresar al fondo.

• Si el flujo continúa después que se ha bombeado el lodo pesado, seguir bombeando desde el sistema activo y prepararse para bombear el agua de los tanques y/o considerar la posibilidad de preparar un tanque con lodo más pesado.

• Una vez que se haya consumido todo el lodo, cambiar la succión de las bombas para comenzar a bombear agua.

• No dejar de bombear mientras continúe el flujo del pozo.

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• Diseñado para dirigir el flujo NO CONTROLADO lejos del personal y del equipo.

• Debilidades principales del desviador de flujo:Taponamiento:Gran número de partículas de este tamaño: pueden obstruir estas rutas del flujo:

Erosión:Mezclas de gas/arena a través de las líneas del desviador que pueden erosionar el acero a una tasa de 8”/hora.Para mezclas con agua la tasa de erosión es de 16”/hor

Problemas asociados con el desviador de flujo

8” 12”

1/4 -1/2”

NO EXISTE UN METODO CONFIABLE PARA ELIMINAR ESTOS PROBLEMAS...!

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Caso histórico – Plataforma de Steelhead

Espacio del pozo

Zapata 20” 766 pies RKB / 421 pies BMLHoyo 17-1/2” con revest. 13 3/8” 2265 pies RKB / 1920 pies BML

- Peso del lodo 9,4 ppgDesviador instalado en revestidor de 20”

- Operación: cementaciónrevestidor 13-3/8”

Salida del desviador 10”

Brida del tubo conductor

240

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Caso histórico-Plataforma SteelheadHistoria de caso de un reventón – Plataforma de Steelhead – Cook Inlet, Alaska – Empresa conjunta de Marathon y Unocal• Se corrió revestidor de 13-3/8” hasta el fondo• Se perdió potencia en la unidad de perforación – comenzó a utilizarse el suministro de emergencia

• Circ @ 5 bls/min por 5 horas• Circ @ 2 bls/min por 7 horas• Se recupera la potencia en el equipo

• Se cementó revestidor como sigue:• Se bombearon 200 bls de agua, seguidos de 300 bls de cemento – Se detecta mayor flujo cuando se inicia cementación

• Se accióna el sistema desviador y el flujo del pozo es desviado por las líneas de venteo

• Se declara emergencia 20 min. Después cuando se presenta una fuga en brida inferior del tubo conductor• Desviador taponado 30 minutos después (50 min. después de iniciar la desviación) - Pérdida total en el fondo de tubo conductor. • Se abre línea de drenaje de 10” en parte inferior de tubo conductor (No se sabe exactamente dónde estaba en el área del pozo. Se perdió

entre los registros)• Se activan los sistemas de HALON (gas inerte que combate el oxígeno para evitar incendios)• Se bombea por dos horas más (2 veces el volumen anular)

• Se acaba el lodo y casi también el agua de perforación en el equipo. Se bombea agua del mar.• Se reduce la tasa de circulación de 6 a 3 bls/min• Pozo totalmente descargado y produciendo gas a través de un sello defectuoso y línea de drenaje de 10” hacia el área del pozo 20 minutos

después (3 horas, 10 min. después de comenzar a usar el desviador)• Se ordena la evacuación de la plataforma (+/- 20 personas) (Si Ud. hubiera sido el Supervisor de Pozo, habría estado entre esas

personas en el bote salvavidas!)

• Se inició incendio en el pozo 5 minutos después (3 horas 15 min. luego de comenzar a usar el desviador) –el bote salvavidas no había aún llegado al agua !

• El pozo produjo gas y se quemó durante 7-1/2 días• Se taponeó el pozo y apagó el incendio• US $150 M - Costo total por la pérdida de la plataforma• El agente de tierras que acordó cambiar el asiento del revestidor 75 pies no tenía idea de las implicaciones del cambio.

• Mover el asiento del revestidor a 75 pies más de profundidad significaba que se penetraría una arena gasífera.

• La información sobre el tope de gas era bien conocida para los departamentos de geología pero no se les informó sobre el cambio en el diseño de pozo.

• No se modificó el programa de cementación para tomar en cuenta esto, y se utilizó el mismo colchón.

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Caso histórico-Plataforma SteelheadLección aprendida

• La zapata de 13-3/8” había sido llevada a 75 pies más de profundidad por decisión del agente de tierras según sugerencia de la Comisión O&G de Alaska, pues la TD del pozo era más profunda que en los dos pozos anteriores.

• Este cambio en el diseño del revestidor NO se comunicó a la gente que conocía las consecuencias.

• Este era el tercer pozo perforado en la plataforma y los dos anteriores no habían tenido problemas con el preflujo de agua utilizado en la cementación.

• El preflujo de 200 bls de agua causó desbalance.

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Evacuación del sitio durante la desviación

El uso del desviador NO conduce al control de pozo

• Se puede requerir cuando no exista mejor alternativa para evitar el reventón en superficie

• Su función principal se limita a ganar tiempo para la evacuación del personal fuera del sitio.

• La evacuación del personal no esencial debe iniciarse de inmediato, al detectar el influjo.

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Sección 8

Procedimientos para cerrar el Pozo

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Sección 8

• Procedimientos de Cierre - Mientras se está perforando- Mientras se hace un viaje con la tubería

• Cierre Duro Vs. Cierre Blando

• Simulacros de Control de Pozos

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Ejercicio # 6 - cierre del pozo

246

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Procedimiento para cierre DURO - perforandoEl estrangulador y todas las rutas en el múltiple permanecen CERRADAS para el cierre DURO. Válvula HCR cerrada. Válvula de flotación instalada

1. Detener la perforación2. Levantar la sarta hasta posición de cierre y espaciarla (si el tiempo lo permite)3. Detener las bombas y verificar flujo (en caso de duda y si el tiempo lo permite)

Si el pozo fluye, proceder sin demora con el paso siguiente4. Cerrar la BOP esférica / abrir la válvula (HCR) en línea del estrangulador5. Notificar a la persona a cargo.6. Leer y registrar las presiones de cierre en la tubería y en el anular.7. Medir y reportar la ganancia de volumen de fluido en las presas.

Notas: 1. Una vez cerrado el pozo y registradas las presiones, no abrir de nuevo para verificar el flujo o para medir la tasa de flujo!

2. Decidir con anticipación si se va a mover la tubería a través de la BOP cerrada y tipo de movimiento (reciprocación o rotación lenta) así como la presión hidráulica para cerrar la BOP esférica.

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Procedimiento para cierre DURO – haciendo un viaje

El estrangulador y todas las rutas en el múltiple permanecen CERRADAS para el cierre DURO. Válvula HCR cerrada. Válvula de flotación instalada en la sarta.

1. Detener el viaje y asentar la sarta espaciada sobre las cuñas en la mesa rotaria Verificar flujo si el tiempo lo permite. Si el pozo fluye continuar sin demora con el paso 2.2. Cerrar la BOP esférica / abrir la válvula (HCR) en la línea del estrangulador. 3. Instalar en la sarta una válvula de seguridad de apertura plena en posición abierta4. Cerrar la válvula de seguridad5. Notificar a la persona a cargo.6. Conectar la junta “kelly” o el “top drive” y abrir válvula de seguridad instalada.7. Leer y registrar las presiones de cierre de la tubería de perforación y en el anular8. Medir y reportar la ganancia de volumen de fluido en las presas



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Procedimiento para cierre BLANDO - perforandoEl estrangulador y todas las rutas en el múltiple permanecen ABIERTAS para el cierre blando. Válvula HCR cerrada. Válvula de flotación instalada en la sarta.

1. Detener la perforación2. Levantar la sarta hasta posición de cierre y espaciarla (si el tiempo lo permite)3. Detener las bombas y verificar flujo (en caso de duda y si el tiempo lo permite).

Si el pozo fluye, proceder sin demora con el paso siguiente4. Abrir la válvula (HCR) en línea del estrangulador y desviar flujo al separador.5. Cerrar la BOP esférica6. Cerrar el estrangulador 5. Notificar a la persona a cargo.6. Leer y registrar las presiones de cierre en la tubería y en el anular.7. Medir y reportar la ganancia de volumen de fluido en las presas.



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Procedimiento para cierre BLANDO – en un viajeEl estrangulador y todas las rutas en el múltiple permanecen ABIERTAS para elcierre blando. Válvula HCR cerrada. Válvula de flotación instalada en la sarta

1. Detener el viaje y asentar la sarta espaciada sobre las cuñas en la mesa rotaria (flujo?)2. Abrir la válvula HCR en la línea del estrangulador y desviar el flujo al separador3. Cerrar la BOP esférica4. Cerrar el estrangulador.5. Instalar en la sarta una válvula de seguridad de apertura plena en posición abierta6. Notificar a la persona a cargo.7. Cerrar la válvula de seguridad 8. Conectar la junta “kelly” o el “top drive” y abrir válvula de seguridad instalada.9. Leer y registrar las presiones de cierre de la tubería de perforación y en el anular10. Medir y reportar la ganancia de volumen de fluido en las presas



250

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cierre duro Vs. cierre blando

Curvas de presión en la zapata

Influjo detectado

Cierre del pozo

Migración de gas Inicio de la circulación

Peso del lodo de matar en la

zapata

Tiempo (min)

Pres

ión

en la

zap

ata

(psi

)

251

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cierre duro vs. cierre blando

Cierre duro: Estrangulador cerrado. Cerrar BOP anular y abrir la válvula HCR.

Ventajas:• El influjo se detiene en el tiempo más breve posible• Procedimiento rápido y sencillo

Desventajas:• Pulsación de presión o “golpe de ariete” que se piensa

causa daño a la formación

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Cierre blando: Rutas del estrangulador abiertas. Abrir la HCR, cerrar la BOP anular, Cerrar el estrangulador.

Ventajas:

• Se reduce la pulsación de presión sobre la formación

Desventajas:

• Se produce un influjo mayor debido a la demora en cerrar completamente el pozo

• Más complejo debido al requerimiento de verificar la alineación de válvulas antes de cerrar BOP

253

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Resultados con influjos simulados

Ganancia de fosa (bls)

0 10 20 30 0 10 20 30 Tiempo (min) Tiempo (min)

Presión del estrangulador (psi)

6

12

18

200

400

60060 lppc

Suave

duro

Suave

duro

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T


pozo de prueba

P

P

Presión y temperatura

Presión y temperatura

Cuellos 6-1/2” (270’)

Mecha tricónica 8-1/4” Empacadura

tubería de perforación 5”

BOP – 10.000 psi

revestidor colgante 9-5/8” Inyección de N2 con sarta de coiled tubing 1”

2322’ MD / 2304’ TVD (medido desde la rotaria)

4700’ MD / 4640’ TVD (medido desde la rotaria)

T

255

Sch

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er Private


mediciones de la presión superficial

0

100

150

50

Pres

ión

(psi

)

110 120 130 140 150Escala expandida (segundos)

Pres

ión

(psi

)

Estrangulador cerrado

Brusco

Suave

Pulsación de presión

BOP cerrado

Suave

BruscoPulsación de presión

BOP cerrado

256

Sch

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mediciones de las presiones de fondoEn la Zapata

En la barrena

1250

1150

1050

2150

2050

1950

0

0

300

300

Tiempo (segundos)

Pres

ión

(psi

)Pr

esió

n (p

si)

Duro

Suave

(Estrangulador es cerrado)

Golpe de ariete

Para las bombas

Suave

(Estrangulador es cerrado)

Duro

Cierra BOPGas entra al anular

257

Sch

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efecto del “golpe de ariete”

Cierre instantáneo Cierre Duro

PINS = ρcu1

∇

PMAX = PINS∇ ∇ tr

Tc

flujo

258

Sch

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cierre duro vs. cierre blando - conclusiones

Cierre blando– Poca mejoría en la reducción del “golpe de ariete” – Efecto significativo sobre las presiones anulares causado

por el influjo adicional

Cierre duro– Efecto del ‘golpe de ariete’ menor que aumento de la presión

debido al mayor volumen admitido por el cierre blando – Formación va a estar expuesta a menor presión neta

El análisis favorece al Cierre Duro por estas razones:

Confusión mínima, menor volumen de influjo, menor presión anular,mayor seguridad del personal y equipos, sin riesgo para el pozo

259

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Alineación del múltiple para el cierre duro

Pres. de operación máxima

Pres. reducida de operación permitida

En el conjunto de BOPs

En múltiple

Válvula abiertaVálvula cerrada

Estrangulador

Operación remota

Al separador de gas, tanques de lodo, fosa de quema o fuera de borda

Línea de purga a la fosa de quema o fuera de

borda


260

Sch

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Alineación del múltiple para el cierre blando

Pres. de operación máxima

Pres. reducida de operación permitida

En el conjunto de BOPs

En múltiple

Válvula abiertaVálvula cerrada

Estrangulador

Operación remota


Línea de purga a la fosa de quema o fuera de

borda


261

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Prácticas de cierre del pozo

• Se realizarán prácticas de cierre del pozo por detección de un influjo en superficie, en forma semanal o con mayor frecuencia, si el superintendente del equipo lo considera necesario. Las mismasse registrarán en el informe diario de perforación IADC.

• Las prácticas deben estar diseñadas para familiarizar a cada miembro de la cuadrilla con sus funciones en el evento de un cierre real, de manera tal que pueda cumplir con dicha función en forma oportuna y eficiente.

• Para cada miembro de la cuadrilla se preparará un plan de ejercicios para cierre del pozo, indicando las asignaciones que debe cumplir durante el mismo y el tiempo determinado para su culminación.

• Las prácticas se llevarán a cabo cuando las actividades en el pozo no impliquen riesgo de atascamiento de la tubería ni ponganen peligro la seguridad del pozo o del personal.

262

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Prácticas de cierre del pozo

• En cada una de las prácticas el tiempo de reacción se debe medir hasta el punto donde la persona designada está en posición para iniciar la secuencia de cierre del preventor.

• También se debe medir el tiempo total para que la cuadrilla complete todo el ciclo de cierre y ocupen sus respectivas posiciones.

• La persona a cargo debe dar comienzo a todas las prácticas.

• Se deben organizar prácticas de cierre que cubran una amplia gama de operaciones diferentes:

- perforación o circulación en el fondo y haciendo viajes

Así mismo, se deben efectuar prácticas que simulen las actividade para el control real del pozo (kick drills)

263

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Prácticas de cierre del pozos

• Para cada equipo / pozo se prepararán prácticas de desviación de flujo y que debe incluir lo siguiente:

- Simular la desviación del flujo según los procedimientos (incluyendo la alineación de las bombas hacia el lodo pesado).

-Todo el personal esencial en sus posiciones pre-asignadas.

- Todo el personal no esencial en el lugar de concentración o en la posición asignada en el plan para emergencias.

- Simular la acción de “prepararse para desconexión y abandono de la locación” en el caso de BOP submarinos.

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Ejercicio # 7 - tiempo de preparación para controlar el pozo

265

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Sección 9

Control de Pozos Con Lodos a Base de Aceite (OBM)

266

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Sección 9

• Características de los Lodos a Base de Aceite, OBM (Oil Base Mud)

• Solubilidad del gas en Lodo a Base de Aceite• Detección de Influjos en OBM.

- Ganancia de Nivel con OBM y con WBM (Lodo Base Agua)

- Resultados de las pruebas de flujo con Lodos OBM y WBM

- Circulación del Influjo de gas en OBM y WBM.

• Ventajas del Lodo Base Aceite en el Control del Pozo

267

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Características de lodos a base de aceite (OBM)

• Aplicaciones :– Pozos de Alta Presión y Temperatura, HP/HT– Formaciones reactivas (Ej. – lutitas y arcillas

expansivas)– Prevención del atascamiento diferencial– Reducción del daño de formación

• Composición:– Aceite base (orgánico o mineral)– Emulsificante– Agente humectante – Material densificante– Viscosificante

-Dispersante-Materiales para pérdida de fluido-Control de alcalinidad

268

Sch

lum

berg

er Private

Solubilidad de gas en OBM

Un influjo de gas en el lodo de base aceite no se comportará igual como en un lodo de base agua, debido a la capacidad del gas de disolverse en un lodo de base aceite.

Esto tiene consecuencias para:

•La detección temprana del influjo y de su volumen

•La posibilidad que tiene el gas de migrar o nó en el lodo

269

Sch

lum

berg

er Private

Solubilidad de gas en OBM

La solubilidad del gas aumenta a medida que:

• Aumenta la presión de fondo

• Disminuye la temperatura de fondo

• Aumenta la densidad del gas

• Aumenta el % de aceite base en el lodo

• Disminuye el contenido de sólidos, el % de emulsificante y/o de agua salada

270

Sch

lum

berg

er Private

Detección de influjos en OBM

Con frecuencia se expresan dos enunciados contradictorios:

•El influjo de gas se disuelve en un lodo de base aceite y se dificulta la detección del influjo.

Y

•La solubilidad del gas en el lodo no tiene efectos sobre la detección del influjo.

¿Cuál enunciado es correcto?

271

Sch

lum

berg

er Private


Ambos enunciados son correctos!!

• El efecto de solubilidad en el lodo depende de la presión de fondo del pozo.

• Al aumentar la presión de fondo, aumenta la solubilidad del gas en OBM

• La presión de fondo aumenta con la profundidad.

• Por lo tanto, el efecto de la solubilidad cambiará a medida que cambia la profundidad del pozo.

272

Sch

lum

berg

er Private6.0003.0003

4.5002.0002

3.0001.5001

9.0004.0004

12.0008.0005

15.00010.0006

TVD (pies) Zapata (pies)Pozo Nº

Pozos simulados

Ganancia de nivel en las presas :

Comparación entre OBM y WBM

273

Sch

lum

berg

er Private

Ganancia de nivel en las presas - perforando


0

2

4

6

8

10

0 4 8 12 16

Volumen inyectado

9000 ft OBM

9000 ft WBM

Volumen del Influjo (bls)

Gana

ncia

de

Volu

men

(bls

)

274

Sch

lum

berg

er Private

0

2

4

6

8

10

0 4 8 12 16

Volume Injected

3000 ft OBM

3000 ft WBM

4500 ft OBM

4500 ft WBM

6000 ft OBM

6000 ft WBM

9000 ft OBM

9000 ft WBM

15,000 ft OBM

15,000 ft WBMVolumen del Influjo (bls)

Gana

ncia

de

Volu

men

(bl

s)Ganancia de nivel en las presas - perforando


275

Sch

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er Private

Presión de fondo (psi)

Fact

or d

e ga

s ad

icio

nal

1

2

3

4

1000 2500 4000 5500 7000 8500 10000

Ganancia de nivel en las presas - perforandoComparación entre OBM y WBM

276

Sch

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er Private

Detección de influjos en OBM - Perforando

Conclusiones• La cantidad de gas en un pozo con lodo de base aceite con

presión de fondo de 4.000 psi o menos puede ser más que el doble de la cantidad esperada con base en los indicios de la ganancia de nivel en los tanques.

• La cantidad de gas en un pozo con lodo de base aceite con presión de fondo de 6.000 psi o más tiende a ser similar a la indicada por las ganancias de volumen en los tanques.

• La detección de influjos en pozos profundos no debería ser un problema mayor en lodo base aceite, OBM, en comparación con lodo base agua, WBM. En los pozos someros la detección puede llevarse más tiempo en un OBM que en un WBM.

277

Sch

lum

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er Private


El gas NO PUEDE entrar en el pozo sin causar algún cambio en el volumen de lodo en la superficie

Ganancia de8 – 10 bls

Ganancia en los tanques 7,5 – 8,5 bls

Ganancia en los tanques> 8,5 bls.

Bomba apagada

Ganancia de5 – 6 bls.

Intervalo de presión media

10 ppg entre 5000’ -10000’

Ganancia de 10 bls.

Ganancia de 7 - 8 bls.

Bomba activaCirculando

Intervalo de alta presión

7500 psi o más

Intervalo de baja presión

10 ppg sobre 5000’ Influjo de10 bls

278

Sch

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er Private

¿Hay indicación de flujo en OBM cuando hay ganancia de volumen de lodo las presas?

• Hemos analizado la influencia de la solubilidad del gas en nuestra capacidad de detectar un influjo tomado mientras se está perforando.

• Ahora queremos analizar cómo cambia el comportamiento de un influjo de gas entre un OBM y un WBM tomado mientras se hace un viaje.

• En esta simulación, el influjo se consideróocasionado por “suabeo” y no causado por desbalance a favor de la formación.

279

Sch

lum

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er Private

Prueba de flujo en WBM y OBM haciendo un viaje

influjo de 2 bls (suabeados). pozo de 6000 pies (presión media)

Tiempo (minutos)

Gana

ncia

de

Volu

men

(bls

)

WBM

OBM

280

Sch

lum

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er Private

Gan

anci

a en

los

tanq

ues

(bls

.)

Tiempo (minutos)

Prueba de flujo en WBM y OBM haciendo un viaje

influjo de 10 bls (suabeados). Pozo de 6000 pies (presión media)

281

Sch

lum

berg

er Private

Gan

anci

a de

fosa

(bls

)

Tiempo (minutos)

Prueba de flujo en WBM y OBM haciendo un viajeinflujo de 10 bls (suabeados). Pozo de 15.000 pies (presión alta)

282

Sch

lum

berg

er Private

Detección de influos en OBM haciendo un viajeConclusiones

Si el pozo no ha presentado desbalance pero sí se presentó suabeo del influjo durante un viaje, entonces:

• En un lodo de base aceite, la prueba de flujo arrojará un resultado negativo.

• En un lodo de base agua, en el caso de un influjo pequeño en un pozo somero, o un influjo significativo en un pozo profundo, la prueba de flujo resultará positiva pero muy pequeña.

• En un lodo de base agua, para un influjo grande en un pozo somero, el chequeo del flujo resultará positivo.

• El gas disuelto en un lodo de base aceite no migra.

283

Sch

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er Private

Procedimientos de cierre con OBMSi el perforador encuentra indicios principales de influjo en el pozo:

-Aumento de flujo que retorna del pozo-Ganancia de volumen de lodo en las presas o en el tanque de viaje

La Acción inmediata deberá ser: CERRAR EL POZO

Si el perforador encuentra indicios secundarios de un influjo:Aumento brusco en la tasa de penetraciónDisminución en la presión de bomba y/o aumento de emboladas, etc.

La acción a seguir será: VERIFICAR EL FLUJO Y/O CERRAR EL POZO

Aunque una prueba de flujo no sea concluyente

No necesariamente significa que no se haya producido un influjo.

Se recomienda que, una vez que se haya cerrado el pozo, se realice una circulación fondos arriba a través del estrangulador completamente abierto a una tasa de circulación lenta pre-seleccionada.

284

Sch

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er Private

Circulación de influjos de gas en OBM

Idea original

• Todo el gas se disuelve y sube por el anular.

• A cierta profundidad donde la presión (y temperatura) son menores, todo el gas se separa de la solución (liberación instantánea del gas)

285

Sch

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er Private

Circulación de influjos de gas en OBM

Condiciones RealesEl lodo en el anular se divide en “paquetes” o secciones, cada una con una capacidadde disolución

Si la cantidad de gas en una sección es más que la cantidad que se disolverá: esa sección tendrá gas libre

A medida que se circula el paquete hacia arriba, más gas sale de la solución, porque disminuye la cantidad de gas que se disolverá en el aceite del lodo

Este es un proceso de liberación gradual. No es un proceso instantáneo que ocurra a cierta profundidad o al mismo tiempo

286

Sch

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er Private

Gan

anci

a de

vol

umen

en

supe

rf( b

bls)

Tiempo (minutos)

Circulación de un influjo de gas: comparación entre WBM y OBM

influjo de 10 bls. en pozo de 6000 pies(presión media)- Perforando

287

Sch

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Gan

anci

a de

vol

.en

supe

rf.(b

bls.

)

Tiempo (minutos)

Circulación de un influjo de gas: comparación entre WBM y OBM

influjo de 10 bls. en pozo de 15.000 pies(presión alta) - Perforando

288

Sch

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er Private

Ganancia de volumen de lodo en las presas con OBM por influjo tomado mientras se perfora

Conclusiones

En comparación con la misma ganancia de volumen en las presas al cerrar el pozo cuando se utiliza WBM:

• El influjo en OBM llegará más tarde a la superficie.

• El influjo en OBM causará una ganancia de volumen en presas menor cuando llegue a la superficie.

• La ganancia en las presas en OBM aumentará más rápido una vez que el influjo llegue a la superficie.

289

Sch

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er Private

Ventajas del OBM para el control de pozos

1. Más conveniente en viajes cuando se perfora en condiciones de casi balance a través de zonas de baja permeabilidad.- No hay migración si el gas está disuelto

2. Más fácil ocuparse del pozo mientras se espera para circular

– No hay migración si el gas está disuelto.

3. Menores presiones de revestidor y de zapata– La presión máxima puede ser la presión de cierre

4. Menores probabilidades de atascamiento de sarta de perforación.

290

Sch

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er Private

Desventajas del OBM para el control de pozos

1. Mayor dicultad para detectar el influjo comparado con el lodo base de agua.- Solubilidad parcial. Prueba de flujo negativa

2. Más probabilidad de daño en las partes de caucho y empacaduras

3. Mayor riesgo de incendio y contaminaciones ambientales

4. Costos de reposición más elevados en caso de pérdidas de circulación.

291

Sch

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Sección 10

Efectos de la Migración del Gas sobre el Control del Pozo

292

Sch

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Sección 10

• Velocidad de Migración del Gas: Problema

• Discusión del problema

• Cálculos de la tasa de migración de gas

293

Sch

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Ejercicio # 8

Migración de Gas½ hora

294

Sch

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Ejercicio # 8: velocidad de migración del gas

La tasa de migración de gas a través del fluido de perforación es aproximadamente: •500 pies/hr (150 m/hr) ?•1000 pies/hr ( 300 m/hr) ?•3000 pies/hr (1000 m/hr) ?•5000 pies/hr (1500 m/hr) ?•10.000 pies/hr (3400 m/hr) ?¿En qué tipo de mediciones /observaciones se ha basado gran parte de esta opinión?

295

Sch

lum

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er Private

Tasa de migración de gas

pies/hr Fuente Fecha Documento 1000 Louis Records 1960s

2000-5760 LSU/Conoco/IADC 1975 SPE 4552 3543 Senter for Inustriforskining 1987 “All About Blowouts”

6372-vert Schlumberger Cambridge 1990 SPE 20431

5760 Schlumberger Cambridge 1991 SPE Drilling, Dic ‘91

9612-desv

3183 Rogaland Research 1992 SPE 245805900-7200 Schlumberger Cambridge 1993 SPE 263316000 Schlumberger Cambridge 1994 SPE 274997396-10000 BP Exploration 1995 IADC Euro WCC

4132 Mining U. Leoben, Austria 1995 SPE 27878

296

Sch

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er Private

Cálculo de la tasa de migración de gas a partir del cambio en la presión de cierre en la TR

(POZO CERRADO)

SICP inicial= Presión en burbuja – Presión hidrostática inicial porencima de la burbuja

La presión en la burbuja NO CAMBIA. No hay expansión. El pozo permanece cerrado

SICP posterior = Presión en burbuja – Presión hidrostática por encima de la burbuja de ladespués migración

297

Sch

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er Private

Cambio en hidrostática = Cambio en SICP

Ecuación 1: ∆(HP) = ∆(SICP)

Distancia de migración = ∆(HP) / Gradiente del lodo

Ecuación 2: D = ∆(HP) = ∆(SICP)G G

Velocidad de migración = Distancia de migración Tiempo

Ecuación 3: V = D = ∆(SICP) T TG

Tasa de migración de gas a partir del cambio en la presión de cierre de la tubería de revestimiento

298

Sch

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berg

er Private

Tasa de migración de gas

PRINCIPALES factores que afectan la tasa de migración:

1. Angulo de hoyo- más rápido desde 15 hasta 30 grados - después de 45 grados se reduce la tasa de migración- no hay migración de gas en pozos de 90 grados

2. Geometría- forma de S, horizontal- desviaciones pequeñas en el pozo pueden mantener el gas

atrapado

3. Reología- la solubilidad del gas en cualquier tipo de lodo es afectada

por la reología del lodo

299

Sch

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er Private

Tasa de migración de gas Problema complejo: requiere simulador dinámico

Lodo no contaminado

Gas libre

Lodo saturado de gas

Escape de gas

Solución de gas

Vgas

Vmud

Expansión de gas

Densidad del gas

Densidad del lodoReología del lodo Vmud

Suspensión de gas

Separación de gas

Presión hidráulica

Temperatura

300

Sch

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er Private

Sección 11

Control Secundario Métodos Convencionales

Presión de Fondo Constante

301

Sch

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Sección 11

• Control Secundario – Resumen de los métodos de control• Métodos convencionales • Método del Perforador• Método de Esperar y Densificar• Variaciones de presión en el anular• Comparación de los dos métodos• Indicación superficial de problemas durante el control del pozo• Máxima Presión Anular Permisible en Superficie, MAASP• Problema sobre la MAASP. Discusión.• Simulador de Influjos, “SIDEKICK”

302

Sch

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er Private

Control Secundario.Métodos para controlar el pozo cerrado con presión:

A. Con tubería en fondo y opción de circular el pozo:

• Perforador (dos circulaciones) – BHP CONSTANTE

• Esperar y Densificar (una circulación)–BHP CONSTANTE

B. Con tubería arriba del fondo o afuera del pozo y el influjo migrando en forma continua:

• Método Volumétrico Estático (Sarta estacionaria): Ascenso del influjo con expansión controlada hasta la superficie (o por encima de la barrena para terminar de evacuarlo circulando, si hay opción de circular) – BHP CONSTANTE

• Método de Lubricación y Purga: (Sarta estacionaria, Gas en el tope del anular): Inyección de lodo al anular, tiempo para segregación y liberación de gas del anular en forma alternada – BHP CONSTANTE

303

Sch

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er Private

Procedimiento común para todos los métodos:

1. Evacuar el influjo del pozo y,

2. Desplazar fluido del pozo con fluido pesado

MANTENIENDO CONSTANTE LA PRESIÓN DE FONDO, BHP.

C. Con tubería arriba del fondo o afuera del pozo (no hay circulación)

• Forzamiento (Stripping) - No hay migración: Regreso forzado de la sarta con presión en el pozo manteniendo BHP CONSTANTE

• Forzamiento y Volumétrico Combinado – Hay migración del influjo: Expansión controlada del influjo en ascenso y forzamiento simultáneo de la sarta en el pozo manteniendo la BHP CONSTANTE


304

Sch

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er Private

D. Métodos aplicados en hoyos revestidos (para ops de Work – Over)

• Regreso (inyección) del influjo a la formación (Bullheading): En pozos de baja presión (con pérdida de fluido o circulación parcial)

• Forzamiento (Stripping):Meter la sarta forzada con presión en el pozo (influjo no migra) manteniendo BHP CONSTANTE

• Forzamiento y Volumétrico Combinado: Migración del influjo y forzamiento simultáneo de la sarta con BHP CONSTANTE

• Control Mecánico: Instalación de Válvulas de Contrapresión en elcolgador (BPV) o Tapones Puente (BP) en el revestidor.

• Uso de Fluido de Control desde el Anular (Packer Fluid) + S.S.

• Control con Sarta concéntrica: Tubería continua enrollada (CoiledTubing) o forzado de tubing delgado (snubbing)


305

Sch

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er Private

Métodos Convencionales (Tubería en fondo y circulación posible)

• Método del Perforador

- Paso 1: Circulación con lodo original para sacar el influjo- Paso 2: Circulación con lodo pesado para sobre balance(sólo se requiere la 2a circulación si el influjo se debió a desbalance)

• Método de Esperar y Densificar

- Paso Único: Circulación con lodo pesado para sobre balance y evacuación del influjo en forma simultánea(No se requiere si el influjo fue inducido mecánicamente = suabeado)

306

Sch

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er Private

Paso 1: Sacar el influjo de gas circulando el pozo con el lodooriginal, manteniendo constante P. de Circ.Tub. (y así la BHP)

P1 > P2

Método del Perforador

Bomba

Estrangulador

Zona P2

P.C.

Primera Circulacióncon el lodo original.

PC = Constantehasta que el influjo salga del pozo

307

Sch

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Método del PerforadorPrimera Circulación con lodo originalpara evacuar el influjo:

• Primero se arranca la bomba y luégo se abre el choke

• Mientras se lleva la bomba a la velocidad reducida:

-Mantener constante la presión de la tubería de revestimiento en el valor de cierre manipulando el estrangulador

- Las pérdidas de presión anular (ECD) se suman a BHP

- La BHP tendrá así un factor de seguridad que la hace mayor que la presión de formación para evitar nuevo influjo.

• Se continúa circulando manteniendo constante la presión de circulación en la tubería, PC (manipulando el estrangulador) hasta que todo el influjo sea circulado a la superficie y evacuado del pozo.

308

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Ejemplo:

725 psi

1225 psi

500 psi

(3) SIDPP: Presión de cierre en la tubería

(2) PR: Presión de Circulación a Velocidad Reducida antes del cierre = Pérdidas de presión por fricción en el anular

(1) PC: Presión de Circulación en la Tubería cuando la bomba alcanza la velocidad de matar

(1)

(2)(3)

Cómo se establece la presión de circulación, PC?

PC = SIDPP + PR

309

Sch

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Haciendo lo siguiente:

Mantener constante el peso del lodo en el valor que tenía cuando se produjo el influjo (D1).Mantener constante la lectura del manómetro que registra la presión de circulación en la tubería (PCT) la cual incluye la SIDPPMantener constante la velocidad de la bomba en la tasa de matar seleccionada

Presión hidrostática

Se mantienen constantes los tres componentes de la BHP:

Presión estática (de cierre) en tubería de perforación (SIDPP)

Presión para empujar el lodo hacia arriba por el anular, dPA

(perdidas por fricción anular)

Cómo mantener constante la BHPBHP = HPT + SIDPP + dPA

310

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Método del PerforadorPaso 2: Circular el pozo con lodo de matar manteniendo la BHP

constante (mayor que la presión de la formación)

P1 > P2

Bomba

Estrangulador

Segunda Circulación con fluido pesado:

•Mantener Pchoke constante hasta que el fluido pesado llega a al barrena

•Observar la PFC (presión de circ cuando el lodo pesado llegue a la barrena)

•PFC se mantiene constantehasta que el fluido pesado retorne a la superficie

PIC

PFC

Verificación:

PIC = P.Cierre en TP + PR

PFC = (PR)* (KMW/OMW)

311

Sch

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Método del PerforadorPaso 2: Circular el pozo con lodo de matar manteniendo la BHP


P1 > P2

Bomba

Estrangulador

Segunda Circulación con fluido pesado:

•PC disminuye desde PIC hasta PFC (cuando el fluido pesado llega a al barrena)

•PFC se mantiene constantehasta que el fluido pesado retorne a la superficie

PIC

PFC

Verificación:

PIC = P.Cierre en TP + PR

PFC = (PR)* (KMW/OMW)

312

Sch

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er Private


Segunda circulación con lodo pesado para sobrebalance

• Primero se arranca la bomba y luego se abre el choke

• Mientras se lleva la bomba a la velocidad de matar:

-Mantener constante la presión de la tubería de revestimiento en su valor de cierre manipulando el estrangulador.

- Las pérdidas de presión anular se suman a la BHP

- La BHP tendrá un factor de seguridad que la hace mayor que la presión de formación para evitar nuevo influjo.

• Se miden el volumen, los golpes en la bomba o el tiempo para llenar la tubería con lodo pesado y se registra la Presión Final de Circulación en ese momento, PFC.

313

Sch

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Método del PerforadorCirculando el pozo con lodo pesado

Mientras se llena el anular con lodo pesado:

• Mantener constante la PFC manipulando el estrangulador, hasta que el lodo de matar regrese a la superficie

Para Parar la bomba:

• Comenzar a cerrar el choke antes de desacelerar y apagar la bomba para evitar caída de la BHP

• Apagar la bomba y cerrar el pozo• Verificar que SIDPP y SICP sean ambas nulas (0 psi)• Abrir el pozo y verificar el flujo

314

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Método de Esperar y DensificarPaso Unico: Circular el pozo con lodo de matar manteniendo la BHP


Mientras se llena la Tubería:

• Seguir el Programa de Bombeo, reduciendo la Presión de circulación en la tubería con el estrangulador desde la PIC (presión inicial de circulación) hasta la presión final de circulación (PFC)

Mientras se llena el anular:• Leer la presión final de circulación (PFC) cuando la sarta de

perforación está llena de lodo de matar (lodo pesado en la barrena)• Mantener esta PFC constante operando el estrangulador, hasta que

el lodo pesado regrese a la superficieApagar la bomba y observar el pozo:• Apagar la bomba y cerrar el pozo• Verificar que SIDPP y SICP sean CERO• Abrir el pozo y verificar el flujo

315

Sch

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Circular el pozo con lodo de matar al mismo tiempo evacuar el influjo de gas manteniendo la BHP constante

P1 > P2

Método de Esperar y Densificar

Una sóla circulación con fluido pesado:

•PC disminuye desde PIC hasta PFC (mientras el fluido pesado llena la tubería)

•PFC sigue constante hasta que el fluido pesado llegue a la superficie.

PIC

PFCPIC = SIDPP + PR

PFC = PR x (D2 / D1)

316

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er Private

Cambios de presión anular en superficie

3 cosas pueden hacer cambiar la presión en el tope del anular (presión del

revestidor):

1. Pérdida de la presión hidrostática entre la superficie y el fondo del hoyo- Causada por el gas que se expande y desplaza el lodo

Se compensa con un aumento continuo en la presión del anular en la superficie hasta que el gas llegue a la superficie

2. Aumento de la presión hidrostática entre la superficie y el fondo del hoyo- Causado por el gas que sale del pozo (se ventea) y es substituido por lodo

Se compensa con una reducción en la presión del anular en superficie equivalente.

3. Aumento de la presión hidrostática entre la superficie y el fondo del hoyo- Causado por el lodo liviano (original) desplazado por el más pesado (lodo de

matar)

Se compensa con una reducción adicional en la presión anular en superficie cuando el lodo pesado ingresa al anular

317

Sch

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er Private

Cambios de presión en el anular

Método del Perforador1ra. circulación

Esperar y Densificar(sin migración de gas)

Caso 1 Caso 2 Caso 3

Esperar y Densificar(con migración de gas)

318

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Comparación de los dos métodos (casos teórico y real) Pr

esió

n de

l rev

estid

or, p

si

Tiempo

1) Método del Perforador teórico

2) Esperar y Densificar teórico

4) Método del Perforador real

3) Esperar y Densificar real(incluye tiempo de mezcla 2 horas)

860

680

319

Sch

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er Private

Cambios de presión en la zapata

Método del Perforadorprimera circulación

Esperar y Densificar(sin migración de gas)

Caso 1 Caso 2 Caso 3a Caso 3b

Esperar y Densificar

(con migración de gas)

320

Sch

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er Private

Comparación de los métodos (zapata a 1000 pies) Pr

esió

n en

la za

pata

, ps

i

Emboladas

GAS EN LA ZAPATALODO DE MATAR EN LA MECHA

LODO DE MATAR EN LA ZAPATA

Perforador Teórico

Esperar y Densificar RealEsperar y Densificar Teórico

321

Sch

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er Private

Comparación de los métodos (zapata a 4000 pies) Pr

esió

n en

la za

pata

, ps

i

Emboladas

GAS EN LA ZAPATA

LODO DE MATAR EN LA MECHA

LODO DE MATAR EN LA ZAPATA

Perforador Teórico

Esperar y Densificar RealEsp./Densif. Teórico

322

Sch

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En cada caso, el gas llegará a la zapata antes que el lodo de matar llegue a la barrena,aunque la tasa de migración de gas sea CERO

influjo de gas detectado a TDGeometría del hoyo: hoyo 8-1/2”, tub. de perf. 5” 19.5#

5000’ (1524 m)

8000’ (2439 m)

10.000’ (3049 m)

16.000’ (4078 m)

15.000’ (4573 m)

24.000’ (7317 m)

Posición del tope de gas según la geometría del hoyo

323

Sch

lum

berg

er Private

Posición del tope de gas según la geometría del hoyo

Hoyo/tamaño revest. Profundidad total Tope de gas cuando el lodo de matar llega

a la barrena ___

17-1/2” – 20” 5000’ 510’

12-1/4” – 13-3/8” 7500’ 1753’

8-1/2” – 9-5/8” 7500’ Superficie

17-1/2” – 20” 3000’ Superficie

12-1/4” – 13-3/8” 5000’ 135’

12-1/4” – 13-3/8” 10.000’ 3614’12-1/4” – 13-3/8” 12.500’ 5450’

8-1/2” – 9-5/8” 10.000’ Superficie 8-1/2” – 9-5/8” 12.500’ 900’8-1/2” – 9-5/8” 15.000’ 2300’

324

Sch

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Método del Perforador – Conclusión Ventajas• Simplicidad - menos cálculos que el de “Esperar y Densificar”• Se puede iniciar circulación de inmediato. Se reduce el efecto de

migración del gas• Se remueve el influjo y se estabiliza la presión de pozo lo antes

posible• Opción viable si la cantidad de barita disponible es limitada• Si el influjo fué mecánicamente inducido (por suabeo) no se

requiere la segunda circulación. Sólo se requiere circular con lodo pesado cuando el influjo se debió a desbalance de presiones a favor de la formación (P. de form > BHP)

Desventajas• Requiere por lo menos dos circulaciones • Bajo ciertas condiciones, la presión en la zapata es más alta• Dos circulaciones pueden dañar el equipo de control

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Método de Esperar y Densificar – Conclusión Ventajas• En algunas circunstancias genera la menor presión sobre la

formación cerca del asiento del revestidor. • En una sección larga de hoyo abierto, es el método con menos

probabilidades de inducir pérdida de circulación.• Requiere una circulación menos y, por ende, causa menos daño a

los equipos de control de pozos • Método estándar “de facto” para la mayoría de los clientesDesventajas• Requiere mayor tiempo de espera antes de circular. Si se perfora

una porción significativa del hoyo antes de que ocurra el influjo, los recortes pueden sedimentarse y empacar el anular.

• La migración del gas es un problema mientras se espera para aumentar la densidad del sistema de lodo

• Método inapropiado y no requerido si el influjo fué suabeado

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Presiónen la TP

Presiónen la TR

Peso de la sarta

Vol. en presas

Veloc. de bomba

Erosión del choke ⇓ ⇓ ⇑ ⇑

Gas a la superficie ⇓ ⇓ ⇓ ⇓Pérdida de circulación ⇓ ⇓ ⇑ ⇓ ⇑

Roto en la sarta ⇓ ⇑

Tubería partida ⇓ ⇓ ⇑

Pérdida de una tobera ⇓ ⇑

Caída en vol. de bomba ⇓ ⇓ ⇑

Entrada de gas ⇑ ⇑ ⇑Estrangulador se tapa ⇑ ⇑ ⇓

Taponam. de tobera ⇑ ⇓

Derrumbe del hoyo ⇑ ⇓

Indicios superficiales de problemas y eventos inesperados durante el control del Pozo

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Ejercicio # 9

Controlar el pozo con el método del perforador

solución y discusión en grupo

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Ejercicio # 10

Máxima Presión Anular Permitida en Supeficie(Maxium Allowable Annular Surface Pressure)

MAASP½ hora

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MAASP – Maximum Allowable Surface Pressure (Máxima Presión Anular Permitida en Superficie)

• Basada en la presión de fractura medida con la prueba de fuga (LOT)

MAASP

Pres. fractura = pres. reves. + (prof. x 0,052 x MW)

= 600 psi + (4000’ x 0,052 x 9,6 lpg)

Pres. fractura = 2600 psi

MAASP = Pres. fractura - (prof. x 0,052 x peso lodo)

MAASP = ________ psi con peso de lodo de 10,6 lpg ?

Pres. revest. = 600 psi

Zapata a 4000’

LOT

Pres.fract. zapata = 2600 psi

Peso lodo = 9,6 lpg

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MAASPMAASP – Presión Anular Máxima Permitida en Superficie

• Error básico: abrir el estrangulador para mantener la MAASP mientras se circula o migra el influjo

Pres. revest. = 600 psi

INFLUJO

LOT

Pres. zapata = ???

Peso lodo = 9,6 ppg

Pres.fract. zapata = 2600 psi

Pres. revest. = 600 psiPeso lodo

= 9,6 lpg

Zapata a 4000’

Zapata a 4000’

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MAASPCurva de presión del revestidor

Bls. Bombeados

Pres

ión

del r

eves

tidor

-ps

i

0

100

200

300

400

500

600

700

0 100 200 300 400 500 600 700

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El fiasco de MAASP

4000’

Lodo - 9,6 ppg

Gas - 1 ppg

Zona - 10,6 ppg

8000’

8000’

6000’

1312 psi

2208psi

BHP = 0,052 x 10,6 lpg x 8000 ft

BHP = 4400 psi

HPG = 0,052 x 1 lpg x 4000 ft = 208 psiHPM = 0,052 x 9.6 lpg x 4000 ft = 2000 psi

Pzapata = 2192 + 208 = 2400 psi

BHP = 4400 psiHPG = 0,052 x 1 lpg x 6000 ft = 312 psiHPM = 0,052 x 9,6 lpg x 2000 ft = 1000 psi

CP = 4400 – 1312 = 3088psiPzapata = 3088 + 208 = 3296 psi

CP = 4400 – 2208 = 2192 psi

Pzapata > Pfractura !!!

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El fiasco de MAASPCurva de presión del revestidor

BLS. BOMBEADOS

Pres

ión

del r

eves

tidor

-ps

i

0

500

1000

1500

2000

2500

0 200 400 600 800 1000 1200

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Sección 12

Métodos de control para condiciones especiales o críticas del pozo

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Sección 12

Métodos Especiales de Control

• Método Volumétrico Estático – Migración de gas• Método de Lubricación y Purga – Evacuación del gas• Forzamiento de la sarta en el pozo cerrado (Stripping)• Reversado del influjo hacia la formación (Bullheading)• Control de H2S• Control de Pozos en work over (hoyo revestido)

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Método Volumétrico – Descripción resumida

1. A medida que migra el gas, mantener el pozo cerrado y permitir que la presión del revestidor aumente en una cantidad pre-seleccionada (se recomiendan 100 psi).

2. Mantener constante la nueva presión del revestidor mientras se purga por el estrangulador el volumen de lodo que ejerce una presión hidrostática igual al aumento anterior (cuando estaba dentro del hoyo).

Volumen a purgar (bls) = Aumento presión (psi)

Gradiente lodo (psi/pie)x Cap.anular tub perf./ revest (bbl/pie)

3. Cerrar nuevamente el pozo y repetir los pasos 1 y 2 según sea necesario hasta que el gas llegue a la superficie o se coloque por encima de la mecha y sea posible circular.

Se aplica cuando no sea posible circular el influjo desde el fondo y a la vez se presenta migración de gas (es decir, la presión del revestidor aumenta continuamente por encima de la presión de cierre inicial, SICP)

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Método Volumétrico•Utilizado sólo para traer el influjo a la superficie sin circulación

•Teoricamente el influjo de gas ascendería en forma de burbuja discreta en fluidos base agua

•En lodos base aceite el influjo entra en solución y no migra, por lo que no se puede aplicar con ellos el Método Volumétrico

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Método Volumétrico

Tiempo transcurrido-minutos0 100 200 300

5600

5700

5800

600

700

800

900

PurgarEstrangulador Abierto

BHP

–ps

i

CP -p

siPurgar

Estrangulador AbiertoEstrangulador cerrado

Purga

CierrePurga

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Método Volumétrico

Método Volumétrico BHP constante al circular (Método de Esperar y Densificar o Método del Perforador)

Tiempo

Pres

ión

de re

vest

idor

Pres

ión

de re

vest

idor

Bls Bombeados ó Tiempo

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Método Volumétrico Estático HAY comunicación Tubería–Anular: Migración con expansión controlada del influjo

1. Con el estrangulador CERRADO, permitir un aumento en la presión de cierre de la tubería de perforación entre 100 y 200 psi (700-1400 kPa) por encima de la presión de cierre inicial para crear una sobrepresión en el fondo como factor de seguridad o sobrebalance que impida la entrada de influjo adicional.

2. Mantener constante la nueva presión de la tubería de perforación purgando el lodo del anular, manipulando el estrangulador hasta que el influjo llegue a la superficie. Si se purga gas del anular en este momento, sin bombear lodo en el pozo, la BHP caerá por debajo de la presión de formación y se producirá otro influjo.

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Método Volumétrico Estático

1. Con el estrangulador CERRADO, permitir un aumento en la presión del revestidor de 100-200 psi (700-1400 kPa) por encima de la presión inicial de cierre para crear el sobrebalance.

2. Calcular la presión hidrostática ejercida por cada barril de lodo en el anular, dividiendo el Gradiente del lodo, GLodo, por la capacidad superior del anular o del hoyo.

Con tubería en el hoyo:

Hidrostática / barril =

NO HAY comunicación Tubería – Anular: Expansión Controlada del influjo

GLodo

Cap. anularCon tubería afuera:Hidrostática / barril = GLodo

Cap. de hoyo

psi

psi

bbl

bbl

en

en

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Método Volumétrico Estático (Caso 2 – cont.)NO HAY comunicación Tubería-Anular: Expansión controlada del influjo (cont.)

3. Controlar la presión del revestidor permitiendo que aumente 50-150 psi adicionales (350-1050 kPa). Si hay migración de gas, la presión aumentará rápidamente. (Estragulador SIGUE cerrado), Petapa

4. Calcular el volumen de lodo en el anular que aporta una presión hidrostática igual al anterior aumento de presión del revestidor.

5. Mantener constante la presión del revestidor hasta que la cantidad de lodo calculada se purgue totalmente hacia el tanque de viaje o un tanque calibrado. Llevar un registro del tiempo, presión y volumen purgado. (Estrangulador abierto)

Repetir pasos 3 a 5 hasta que el influjo llegue a la superficie

NO PURGAR GAS !!!

Presión de la etapa, psi

Hidrostática por barril,psi/bbl

Volumen a purgarpor etapa, en bbls. = =Ó, Vetapa

(bbls)

Petapa

Hbbl

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Método Lubricación y Purga NO HAY comunicación Tubería-Anular: Inyección de lodo y purga del gas

6. Bombear lentamente (lubricar) un volumen de lodo hacia el anular a través de la línea de matar (que puede ser el mismo Vetapa que se purgó anteriormente en cada etapa)

7. Cerrar el pozo y permitir que el lodo pase a través del gas por segregación gravitacional.

8. Abrir el estrangulador y purgar el gas segregado permitiendo que la presión del revestidor caiga una cantidad equivalente a la presión hidrostática del lodo que fue bombeado, Petapa

9. Repetir los pasos 6 a 8 hasta que se haya purgado todo el gas o se haya alcanzado la presión deseada en superficie.

NO PURGAR LODO !!!

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STRIPPING: Regreso de la sarta al fondo con presión en el pozo

Forzado de la sarta a través de la Preventora Anular – Preparación:

Registrar la presión de cierre anular y determinar el volumen de influjo.

Mientras se prepara para el regreso forzado de la sarta al fondo, permitir el aumento en la presión del anular hasta el valor dado por la expresión:

Pchoke = SICP + Pseg + PetapaDonde,

SICP = Presión de cierre inicial en el anular.

Pseg = sobre-presión de seguridad para compensar pérdida de hidrostática por estiramiento del influjo de gas al llegar ascender al rededor del BHA

Pseg = (Vinf/Cap OH/DC - Vinf/Cap OH) x (Glodo – Ginf)

Petapa = Incremento de presión en cada etapa del proceso, comunmente entre 50 y 150 psi

Vinf = Volumen del influjo. Cap OH/DC = Capacidad anular entre el hoyo y los DCs

Cap OH = Capacidad del hoyo abierto. Glodo = Gradiente del lodo. Ginf = Gradiente del influjo

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STRIPPING:Regreso de la sarta al fondo con presión en el pozo

Forzado de la sarta a través de la Preventora Anular. Procedimiento:

1. Con el estrangulador cerrado permitir a la presión anular llegar al valor Pchoke

2. Forzar tubería a través del preventor anular y simultáneamente purgar lodo del anular por el estrangulador, manteniendo la Pchoke constante.

Notas: La presión en exceso se reduce purgando lodo por la línea del choke al tanque de viaje (o al tanque de stripping si se tiene instalado)

Si el influjo es líquido, el volumen de lodo a purgar debe ser igual al desplazamiento de la tubería forzada con extremo cerrado (tubería “sólida”)

Si el influjo es gas o mezcla gas-líquido, el volumen drenado debe ser mayor que el de la tubería con extremo cerrado en razón de la expansión y migración del gas

3. Se continúa forzando la tubería manteniendo la Pchoke constante hasta que el volumen drenado al tanque exceda al de la tubería cerrada en el valor Vetapa, calculado como:

Vetapa = Petapa x Cap OH/DC / Glodo

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Forzado de la sarta a través de la Preventora Anular. Procedimiento:

4. Cuando el volumen drenado en exceso iguala al valor Vetapa, se cierra el choke y se sigue forzando tubería para hacer subir la presión anular al valor

Pchoke2 =Pchoke1 + Petapa,

Notas: En esta fase NO se purga el volumen de despalazamiento de la tubería llena que es forzada.

Se recomienda forzar paradas completas en cada fase de la operación (bien sea mientras se incrementa la presión en Petapa o cuando se mantiene la presión Pchoke)

5. Se repiten los pasos 3 y 4 las veces que sea necesario hasta que se llegue a una de estas condiciones:

- La barrena o la tubería ha llegado al fondo- El gas del influjo ha llegado a la superficie- No es posible continuar el forzado de la sarta (alta presión, resistencia,

problemas con el BOPE, etc.)

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Notas adicionales:

Al terminar el regreso forzado de la sarta al fondo o al punto de resistencia intentar efectuar un control convencional estableciendo circulación tubería/anular.

Durante el forzamiento se puede purgar lodo y gas vía el separador gas/lodo al tanque de viaje de donde se purga después el volumen de desplazamiento de cada parada llena que sea forzada en el pozo, hacia un tanque auxiliar (o tanque de forzamiento). El volumen remanente se deja en el tanque de viaje para controlar el valor de la Petapa, o viceversa.

Forzamiento de la sarta a través de los arietes de tubería:

Sólo será permitido en arreglos de BOP de superficie (NO submarinas)NO será efectuado si sólo se tienen dos (2) preventoras de ariete en el arregloLa posición del acople de los tubos en la BOP se debe conocer todo el tiempoLa presión de operación será reducida al mínimo posibleEl procedimiento se describe en el Manual de Control de Pozos, secc.II.2.5.1

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Consideraciones sobre bullheadingEl bullheading NO es un método de rutina para controlar pozos en

operaciones de perforación. Puede no ser posible empujar el influjo de regreso a la formación y podría crearse una situación de pérdida permanente por inducción de fractura.

Sin embargo, es un método rutinario de control en muchas operaciones de rehabilitación de pozos.

En cualquier caso, se deben considerar los siguientes factores:1. Permeabilidad de la formación2. Tipo de influjo3. Contaminación del influjo con lodo4. Posición del influjo5. Resistencia de la formación6. Resistencia del revestidor, cabezal de pozo y BOP al estallido

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Dónde se tiene control sobre los seis factores mencionados?

El “Bullheading” es al hoyo revestido

lo que

El Método del Perforador es al hoyo abierto

Consideraciones sobre bullheading

EN TRABAJOS CON HOYO REVESTIDO

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Consideraciones sobre bullheadingAdemás de la poca probabilidad de que se logre forzar el influjoexitosamente de regreso hacia la formación, el bullheadingtiene otras desventajas cruciales en el hoyo abierto:

•El fluido irá hacia la formación más débil que puede no ser la formación de donde provino el influjo.

•Existe el riesgo potencial de fracturar la formación en cualquier lugar a lo largo de la sección de hoyo abierto, lo cual puede conducir a un reventón subterráneo.

•Se tendrán que aplicar altas presiones a los equipos superficiales

•Aunque sea posible forzar el influjo de regreso, quizás no se pueda matar el pozo completamente. Entonces se tendrán que utilizar otros métodos especiales de control de pozos.

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Procedimiento de bullheadingEn general, los procedimientos de bullheading sólo se pueden decidir considerando cada situación específica. Durante una operación de perforación, se preparará un procedimiento de bullheading con las siguientes pautas:

1. Calcular la presión en superficie que causará el fracturamiento de la formación durante la operación de bullheading.

2. Determinar la presión de estallido de la tubería de perforación y de revestimiento.

3. Calcular la presión estática de la columna de lodo en la tubería de perforación y en el anular durante la operación de bullheading.

4. Bombear el fluido lentamente hacia abajo por la tubería de perforación y el anular. Vigilar la presión de bombeo por la tubería y en elrevestidor durante toda la operación.

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Bullheading: consideraciones operativas

Las consideraciones operativas del “bullheading” incluyen:

1. Cuando se requiera aplicar altas presiones, se deberá utilizar la unidad de cementación para un mejor control operacional y para mantener las presiones nominales adecuadas.

2. Tener disponibles grandes volúmenes de lodo y píldoras LCM en caso de que se produzcan pérdidas importantes durante el la operación de reversado del influjo (bullheading).

3. Tener disponible una conexión en la línea de matar por encima de los arietes de tubería inferiores del conjunto de BOP para poder aislar el espacio anular si falla la línea de matar.

4. Se debe instalar una válvula de retención en la línea de matar.

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Sulfuro de hidrógeno – H2S Si se perforan zonas con presencia conocida de H 2S, se debe considerar lo siguiente:

•Todas las sartas de tubería de revestimiento y producción deben ser en acero de baja resistencia, como los grados J-55, K-55, C-75, y L-80 o menores que son resistentes a los efectos de cristalización por el H2S

•El BOP y el cabezal de pozo también deberán estar construídosen material resistente al H2S

•Utilizar tubería de perforación grado E ó grado X-95 cuando sea posible y limitar o eliminar el uso de los grados ‘G’ o ‘S’

•Tratar el sistema de lodo para lograr un pH de 12 a 13, con soda cáustica y mantener en el sistema de lodo una concentración de 6 lb/bl de cal para protección contra la corrosión.

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Sulfuro de hidrógeno – H2S

Si se perforan zonas con presencia conocida de H 2S, se debe considerar lo siguiente:

•Tratar el lodo con 5 a 8 lb/bl de excavador de H2S y agregando de 1,5 a 3 lb/bl de carbonato de zinc o químicos equivalentes para evitar fallas de la tubería de perforación.

•Evitar pruebas de producción utilizando la sarta de perforación a menos que sea con herramientas especiales

•Conocer y evitar la sobretensión máxima permitida en la sarta

•Considerar primero la opción de hacer un bullheading para controlar un influjo cuando se sospecha de la presencia de H2S

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Sección 13

Control de Pozos en Operaciones de Rehabilitación

(Work Over)

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Control de Pozos en Work Over

Condiciones Especiales en Completación y Work Over

1. Fluidos de trabajo limpios (SIN SÓLIDOS) y pérdida continua de fluido hacia la formación

2. Muchas operaciones empiezan por MATAR EL POZO

3. El gas de formación se presenta tanto en tubería como en anular

4. Se hacen muchos más viajes de tubería

5. No son frecuentes los kicks por DESBALANCE de presiones

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Control de pozos en “work over”

Condiciones Especiales en Completación y Work Over

6. Se tienen distintos procedimientos para control de influjos

7. Los tubulares con frecuencia están en malas condiciones (por corrosión o daño mecánico)

8. Por lo general hay poco o no hay hoyo abierto

9. Por lo general no se toman presiones de circulación a tasa lenta

10. Se tiene segura la presencia de Hidrocarburos

11. El equipo para controlar el pozo varía con el trabajo que se ejecuta

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Operaciones que pueden producir flujos

imprevistos del pozo (kicks)

• Liberación de obturadores (packers)• Cañoneo o punzado de nuevos intervalos (shooting)• Viajes de tubería con pérdida continua de fluido• Limpieza de rellenos y depósitos sobre las perforaciones• Pruebas de formación (DST)• Operaciones de pesca (viajes frecuentes) • Falla de cierre en equipos de subsuelo (SSSV) o SS• Comunicación accidental de Tubería y anular que

contienen fluidos con diferente densidad

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Lineamientos para mantener o recuperar el Control

Primario del Pozo en “work over” • Verificar las presiones de tubería y anular antes de

intervenir el pozo• Conocer en detalle el estado mecánico del pozo• Acordar el método de control en forma anticipada• Desactivar los sistemas de inyección de fluidos en los

pozos vecinos• Instalar Válvulas de Contrapresión (BPV) y / o tapón

mecánico en la tubería antes de remover el cabezal• Instalar y probar las BOP con alta y baja presión• Mantener el pozo lleno o determinar el nivel de fluido• Disponer de la Válvula TIW con los X-Over

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Lineamientos para mantener o recuperar el Control

Primario del Pozo en “work over” • Llevar a cabo prácticas de cierre del pozo (BOP drills)• Circular el pozo antes de desasentar los obturadores

(Packers). Estar alerta por presiones debajo de ellos.• Controlar la velocidad al sacar la tubería (Swabbing)• Detectar pérdidas o ganancias imprevistas de fluido • Instalar lubricador con cabeza hidráulica y sellos para

las operaciones con cable (wire line operations)• Tomar precauciones al perforar intervalos (shooting) • Considerar condición de los tubulares y de las

herramientas de subsuelo (corrosión?, fuga?, etc)• Aplicar métodos especiales de control: bullheading,

Volumétrico, lubricate & bleed, Kill fluid del anular, BPV,

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Procedimientos de Control de Pozo en “Work Over”

• Control Primario:– Mantenimiento de columna de fluido con Phidrost > Pform.– Instalación de barreras mecánicas para remover el arbol,

instalar las BOPs• Control Secundario:

– Uso de barreras mecánicas adicionales tales como BOPs, válvulas del arbol, bombas y sistema circulante del fluido para restablecer el control primario, mediante:

• Evacuación de fluidos de la formación afuera del pozo

• Reversado de fluidos hacia la formación

• Evitar influjos adicionales

• Evitar presiones excesivas en superficie y en el subsuelo

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• Método de cierre:– En WO no hay diferencia entre Cierre Duro y Cierre Suave.– El pozo se debe cerrar con diligencia para evitar un

volumen grande de influjo • Cierre con la herramienta en el fondo, circulando:

– Alineación: Ruta en línea del choke abierta; choke cerrado.• Levantar la tubería y espaciarla sobre la mesa rotaria• Parar la bomba y verificar flujo si el tiempo lo permite• Cerrar la válvula de seguridad en la tubería• Cerrar el BOP anular o una preventora de arietes• Abrir la línea del estrangulador• Notificar a la persona a cargo• Observar y registrar las presiones de cierre y la

ganancia de lodo en las piletas (presas)

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• Método de cierre:• Cierre durante un viaje o maniobra (tubería arriba del fondo):

– Alineación:Ruta en línea del choke abierta, Choke cerrado.• Levantar la tubería y espaciarla sobre la mesa rotaria• Verificar flujo si el tiempo lo permite (evaluar condición)• Cerrar el BOP anular o una preventora de arietes• Instalar válvula de seguridad abierta sobre la tubería • Cerrar la válvula de seguridad en la tubería• Si hay poca tubería en el pozo, asegurar arietes cerrados• Abrir la línea del estrangulador• Notificar a la persona a cargo• Observar y registrar las presiones de cierre y la ganancia

de lodo en las piletas (presas de lodo)

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Procedimientos de Control de Pozo en “Work Over” • Control del pozo por circulación de fluidos:

– Cuando existe comunicación para bombear fluidos en directa o en reversa. Un estrangulador ajustable, instalado en la ruta de retorno de fluidos permite ejercer contrapresión para mantener la presión de fondo constante:

• Método de Presión Constante con circulación directa,• Método de Circulación Reversa,• Método de Esperar y Densificar (poco usado)

• Control cuando no hay Circulación:– No hay ruta de flujo entre la tubería y el espacio anular– La tubería está arriba del fondo o afuera del pozo:

• Reversado del influjo a la formación (Bullheading)• Migración controlada del gas (Método Volumétrico)• Evacuación del gas en la superficie (Lubricación y Purga)

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- Presión de bomba constante:

- Circulación con lodo pesado (esquema de bombeo):

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Procedimientos de Control de Pozo en “Work Over” – Circulación Reversa (bombea por anular, retornos por tubería):

• Instalar estrangulador a la salida del tubing• Determinar la Presión de Circulación manteniendo constante la

presión de cierre en el tubing, mientras se alcanza la velocidad reducida para la bomba

• Mantener la Presión de Circulación en el anular constante hasta que todo el influjo sea evacuado por la tubería (a través del choke)

Notas:• Tener en cuenta que se van a desarrollar mayores pérdidas de

presión por fricción dentro de la tubería (ECD) las cuales se transmiten directamente sobre el fondo. Con mayor BHP se pueden inducir pérdidas o fracturas de fluido hacia la formación.

• El problema es mayor cuando el influjo es de gas• Se deben utilizar velocidades bajas de bombeo para reducir la ECD

El ejemplo siguiente permite comparar los eventos para controlar un pozo por circulación directa y reversa:

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Control circulando en Reversa Vs. circulación directa:

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Procedimientos de Control de Pozo en “Work Over” Control circulando en Reversa Vs. circulación directa:

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Procedimientos de Control de Pozo en “Work Over” Regreso del influjo a la formación (BULLHEADING):

Consideraciones Preliminares:

•Conocer la presión de formación

•Condición de las perforaciones en el revestimiento:

•Obstruídas / bloqueadas total o parcialmente

•Presencia de arena o chatarra que pueden bloquear la admisión

•Zonas cercanas taponadas con cemento que se pueden fracturar y que limitan las presiones de inyección

•Condición de los tubulares, desgaste y vías de comunicación tubing/anular

•Condiciones del cabezal y presiones de trabajo

•Presencia o ausencia de fluido en el anular

•Compatibilidad de las formaciones con fluido de control en el anular (Kill fluid)

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Regreso del influjo a la formación (BULLHEADING):

Información Registrada con anticipación:

•Presión de formación, preferiblemente de registros recientes de BHP

•Sobrebalance deseado con el fluido de control

•Profundidad vertical de las perforaciones

•Presión de fractura – medida o estimada

•Especificaciones del tubing y condiciones de desgaste.

•Fluido anular

•Longitud debajo del empacador

•Especificaciones de la bomba del equipo

•Presiones de cierre en superficie en tubing y anular

•Presión de trabajo de la cabeza del pozo

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Procedimientos de Control de Pozo en “Work Over” Cálculos para el BULLHEADING:

•Volumen a bombear. Incluye los volúmenes de tubing, anular y debajo del empacador

•Peso del fluido de control, incluyendo un sobre-balance de 200 a 300 psi

•Presión de Fractura. Para definir los límites de presión en la superficie

•Presión de estallido del tubing. Tomar el 80% del valor tabulado. Si el desgaste del espesor de pared por abrasión o corrosión es mayor del 20%, tomar un menor porcentaje del valor tabulado. Correr registro de calibración

•Máxima presión de estallido en el tubing antes y después de la operación con y sin fluido en el anular, utilizando las ecuaciones:

•Max. Pres. Inicial (sin fluido anular) = P.estallido – PH en el tubing

= P.estallido – (P.formación – P.cierre tubing)

•Max.Pres. Final (sin fluido anular) = P.estallido – PH con KMW

•Max.Pres. Inicial (con fluido anular) = P.estallido – P.form. + HP anular

•Max.Pres. Final (con fluido anular) = P.estallido – HP con KWM + HP anular

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Cálculos para el BULLHEADING:

•Máxima Presión del tubing (limitada por la formación) – para evitar fractura, de acuerdo con las siguientes ecuaciones:

•Max.Pesión de Tubing (limitada por la formación):

=0.052 * [P.Frac., ppg – MWD antes del bullheading, ppg]* TVD

= 0.052 *[P.Frac., ppg – KMWD después del bullheading, ppg] * TVD

Los cálculos para la Máxima P. en el Tubing (límite mecánico) o la Máxima P. de Tubing (limitada por la formación) pueden ser los factores limitantes sobre la presión para el reversado del influjo.

La figura siguiente muestra los límites mecánicos y de fractura contra las emboladas o los barriles bombeados para llenar el tubing

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Regreso del influjo a la formación: BULLHEADING

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Regreso del influjo a la formación: BULLHEADING

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Procedimientos de Control de Pozo en “Work Over” Métodos para controlar la migración del gas:

Indicativos de la migración:

•Incremento continuo en las presiones de cierre de la tubería y del anular

•Si no se controla, aumenta la presión en todos los puntos del pozo

•Si se ignora, las presiones elevadas pueden fracturar la formación y perder fluidos del pozo a través de las perforaciones

•Puede ocurrir a tasas elevadas (entre 4,000 y 6,000 pies por hora)

Procedimiento para manejo de la migración:

1. Expansión controlada de la burbuja al migrar de fondo a superficie

•1a. Presión Constante en la tubería (hay comunicación con el anular)

•1b. Método Volumétrico (si no hay comunicación o ruta de flujo)

2. Remoción del Gas desde el anular en superficie por Lubricación y Purga:

•2a. Lubricación y Purga con control de volumen

•2b. Lubricación y Purga con control de presiones

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•1a. Presión Constante en la tubería (hay comunicación tubería - anular):

1. Permitir que la presión de cierre en la tubería SITP aumente de 50 a 100 psi como margen de seguridad = límite inferior, SITP1

2. Permitir un incremento adicional de 50 a 100 psi = límite superior, SITP2

3. Abrir el choke para purgar lodo del anular hasta que la presión en la tubería caiga hasta el límite inferior, SITP1

4. Repetir los pasos 2. y 3. Manteniendo la presión en la tubería entre SITP1 y SITP2 hasta que el gas en el anular llegue a la superficie o hasta que se pueda aplicar un procedimiento alternativo de control.

NOTA: Tener en cuenta que hay un tiempo de reacción desde que se opera el choke hasta que se observe la reacción en el manómetro de la tubería. La señal de presión debe viajar hacia abajo por el anular y regresar subiendo por la tubería para manifestarse en el manómetro de esta. El procedimiento es abrir el choke para observar la caída deseada en la presión anular y luego cerrarlo hasta observar la misma caída en el manómetro de la tubería.

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Procedimientos de Control de Pozo en “Work Over” • 1b. Método Volumétrico Estático (no es posible la circulación)

1. Seleccionar un incremento de seguridad en la presión de cierre del anular, Pseg y un incremento adicional de etapa, Petapa. Se recomiendan valores entre 50 y 150 psi para cada incremento.

2. Calcular la presión hidrostática por barril en el espacio anular, HP/bbl

HP por barril = Gradiente del lodo / Capacidad anular = psi/bbl

3. Calcular el volumen a purgar en cada ciclo = Vetapa

Vetapa = Petapa / HP por barril

4. Permitir la Pchoke aumentar el valor Pseg sin purgar lodo

5. Permitir la Pchoke aumentar el valor Petapa sin purgar lodo

6. Purgar el volumen Vetapa, manteniendo constante la Pchoke

7. Repetir los pasos 5 y 6 hasta que el gas en el anular llegue a superficie

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Procedimientos de Control de Pozo en “Work Over” • 1b. Método Volumétrico Estático (no es posible la circulación)

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Remoción de la burbuja de gas del anular en la superficie.

2a. Método de Lubricación y Purga (control volumétrico):

1. Bombear a través del anular, con el pozo cerrado, un volumen de lodo, Vetapa para aumentar la presióno del choke en el valor Petapa.

2. Esperar un tiempo adecuado para permitir la segregación de fluidos en el anular (caída del lodo, ascenso del gas)

3. Medir el volumen bombeado y calcular el incremento de presiónhidrostática cuando está en el anular,

∆HP = (Volumen bombeado al anular)x(HP por barril), psi.

HP por barril = (Gradiente del lodo)/(capacidad anular)

4. Abrir el choke y evacuar gas seco para reducir la presión en el valor Petapa + ∆HP

5. Repetir los pasos 1 a 4 hasta que todo el gas sea removido del anular.

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2a. Método de Lubricación y Purga (Control Volumétrico):

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2a. Método de Lubricación y Purga (con control de presiones):

El proceso es el mismo: Bombeaer lodo, esperar separación de fluidos y evacuar gas del anular. No se requiere mediciones de volumen ni cálculos del incremento de HP correspondiente. Está basado en lectura de presiones.

P1 = Presión anular antes de inyectar fluido

P2 = Presión estabilizada en el anular después de la inyección de fluido

P3 = Presión que se debe purgar evacuando gas del anular

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2a. Método de Lubricación y Purga (con control de presiones):

NOTA: El método sólo es válido si toda la presión anular es debida a la presencia de gas suabeado y no por desbalance. Al remover el gas la presión en el anular debe caer a cero.

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Ejercicio # 11 – Inspección de equiposde prevención y control en el sitio del pozo

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Sección 14ROPE:

Rig Operations Performance Execution

Verificación del Desempeño Operacional de los EquiposPrácticas Recomendadas para la Prevención de

Incidentes sobre Control de Pozos

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ROPE

• Rig Operations Performance Execution

• Documentos relacionados con control de pozos

– Listas de verificación del BOP

– Prevención de Incidentes en control de pozos

– Lista de verificación para control de pozos

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• Los pozos adecuadamente diseñados y mantenidos (debemos saber algo sobre el desgaste del revestidor!) casi siempre tendrán un revestidor capaz de soportar la presión en superficiesi los influjos se manejan correctamente.

• Las presiones de la tubería de revestimiento (especialmente en pozos de profundidad moderada: 10.000 – 12.000 pies) no son muy altas si el influjo se mantiene en un volumen razonablemente pequeño y se aplican métodos de BHP constante para controlar el pozo.

• Siempre se deberían cuestionar las presiones muy elevadas en superficie: existe la posibilidad de errores en la planificación y/o en la aplicación del procedimiento de control de pozos.

Integridad del Revestidor en la Superficie

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Desgaste del revestidor

•Desgaste por adhesión– Transferencia de material de una superficie a otra debido a

soldadura por presión. •Desgaste por corte

– Un saliente duro (banda de metal duro) en la superficie de la tubería de perforación actúa como una hojilla de acero y corta la superficie del revestidor produciendo tiras largas o virutas de acero.

•Pulimiento y esmerilado– Partículas duras quedan atrapadas entre la tubería de

perforación y de revestimiento y van raspando y desprendiendo la superficie de esta última.

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Desgaste del revestidor

Fdesgaste = 1 – desgaste %

100

• Resistencia al colapso en revestidor desgastado -Para el revestidor sometido a presión externa, con desgaste en forma de media luna, es razonable suponer que la resistencia al colapso es directamente proporcional al espesor de pared restante.

Un 10% de desgaste degrada al 90% la resistencia del revestidor nuevo

• Resistencia al estallido en revestidor desgastado–Considerando el desgaste del revestidor, la resistencia al estallido según API se debe reducir con base en elporcentaje de desgaste estimado. El factor de desgaste está dado por:

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Sección 15

Resumen Información Complementaria

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Resumen

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Resumen (1)Temas claves contemplados en el taller de PWC:

• Políticas y normas de IPM• Nuevos conceptos sobre el control terciario • El Pozo como Tubo en U y análisis de las presiones de fondo• Diseño de los revestimientos para el control de pozos• Control del pozo manteniendo la presión de fondo constante.• Aplicación indebida de la MAASP durante el control del pozo• Efectos del lodo base aceite sobre la detección de influjos• Efectos de la Migración del Gas sobre el control del pozo• Nueva tecnología de SLB: QED, APWD, SideKick

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Resumen (2)

Objetivos derivados de este taller:

• Buscar soluciones prácticas y sencillas para mantener y recuperar el control del pozo

• Promover la competencia del personal para decidir qué hacer y cómo hacerlo en el sitio del pozo (piso del equipo)

• Operar con Cero incidentes de control de pozos

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Preguntas• Normas sobre equipos y procedimientos para control de pozos• Analogía del pozo como tubo en “U” estático y dinámico• Causas, prevención y detección de influjos• Diseño del pozo para control de influjos• Equipos para control del pozo• Desviadores de flujo• Procedimientos de cierre del pozo fluyendo con presión• Detección de influjos con lodo de base aceite, OBM• Efectos de la migración del gas sobre el control del pozo• Control de pozos con BHP constante – Métodos clásicos• Métodos Especiales: volumétrico, lubricación, forzamiento de

la sarta, reversado del influjo a la formación• Control de pozos en operaciones de rehabilitación• Inspección de equipos y revisión de procedimientos

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Conceptos revisados en el taller de control preventivo1. Control terciario del pozo2. Resistencia de las formaciones a poca profundidad3. Mecanismos de fractura en el subsuelo y propagación de una

fractura hasta la superficie4. Diseño y operación del separador de gas / lodo5. Limitaciones de los desviadores. Control dinámico – evacuación 6. Ventajas del cierre duro y poca ventaja real del cierre blando7. Efectos de la solubilidad del gas en lodos base de aceite para la

detección de influjos perforando o haciendo viajes8. NO MIGRACIÓN del gas en sistemas OBM9. Posición del influjo cuando el lodo pesado llega al anular. 10. Ventajas del Método del Perforador. 11. Peligro de mantener la MAASP durante el control del pozo12. Método Especiales de Control: Volumétrico, Lubricación y Purga13. Consideraciones para el bullheading y stripping

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Mesa redonda

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Como conclusión:

“No son las especies más fuertes ni las más inteligentes las que sobreviven, sino aquellas que mejor se adaptan al cambio”

Charles Darwin

control de pozos preventivo

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