control de pozos

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES DE CONTROL DE POZOS

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RANDYSMITH TRAINING SOLUTIONS Principios Fundamentales: 1

• Geología básica.

–Litología, tipo de formación.

–Sedimentos y trampas de hidrocarburos.

–Efectos de sobrecarga.

–Presión de pozo normal, subnormal y anormal.

• Término de control de pozo primario.

–Presión fuerza y área.

–Presión hidrostática.

–Peso de fluido (lodo) equivalente.

• Volúmenes, capacidades y desplazamientos.

• Concepto de tubo en U.

• Presiones de fricción del sistema de circulación.

–Presiones de circulación y ECD.

–Presiones de surgencia y presión de suaveo.

• Leyes de los gases.

Principios Fundamentales


Lutitas, arcillas y limolitas

Areniscas

Carbonatos como el limo, la pizarra, el yeso y las dolomitas

Domos salinos

El término litología proviene de la palabra litosfera, la cual es el término técnico utilizado para referirse a la capa exterior de la tierra. La litología describe los tipos de formación que se encuentran dentro de la litosfera.

Litología de la formación: Tipos de rocas del subsuelo

Geología básica

Diferentes tipos de formación generalmente perforadas


Sedimentos

4500 Millones de años - edad aproximada de la tierra

ERAS EDAD (Millones de años)

SUBDIVISIONES DURACIÖN(Millones de años)

2

Plioceno 5

Mioceno 16

Oligoceno 11

Eoceno 31

140 Cretáceo 65-75

195 Jurasico 55-75

230 Triásico 35-40

280 Permiano 45-50

345 Carboníferos 65-70

395 Devoniano 40-50

435 Siluriano 20-40

500 Ordoviciano 65-80

580 Cambriano 30-80

2400 Proterozoico 4000 +

Arqueano PrecambrianoPrecambriano

Paleozoica

Mesozoica

Cenozoica 65

Escala de tiempo geológica


Sedimentación – Cuenca de sedimentación contínua

Ambiente Continental

Meteorización mecánica

Alteración química

Derrumbes

Transp. Por agua en movimiento

Transporte por gravedad

Sedimentación en agua dulce

Ambiente Marino

Diagénesis

Sedimentos

Rocas

Evolución del suelo

Metamorfismo

Transporte y sedimentación de partículas


Permeabilidad y Porosidad

Permeabilidad -Los espacios pequeños están “conectados” permitiendo que el fluido del poro fluya a través de la roca.Se mide en darcies (generalmente en milidarcies).

Gargantas del poro

Porosidad -Los espacios “porosos” dentro de la matriz de la roca.Se mide en % por volumen.

Espacios porosos


Flujo

La permeabilidad es la capacidad de un medio poroso para permitir el paso de los fluidos.

Una permeabilidad de un darcy permitirá el flujo a través de un cubo de 1 centímetro cúbico por segundo de un líquido que tiene una viscosidad de un centipoise. Cuando la caída de presión a través del cubo es igual a una atmósfera.

La unidad de campo más conveniente para medir la permeabilidad es el milidarcy = .001 Darcies

Unidades de permeabilidad


Rocas depósito y trampas de hidrocarburos

Hay 2 requerimientos para la formación de hidrocarburos: Un ambiente rico en contenido orgánico – como son los pantanos, las

planicies inundadas y los deltas de los rios.

Rocas de yacimiento - Una rápida subsidencia de estos sedimentos con el fin

de prevenir una completa descomposición (o descomposición parcial) antes de

ser enterrados y quedar atrapados en contenedores geológicos.

Las rocas depósito más apropiadas para estos

requerimientos son: Areniscas – fondos marinos y de rios ricos en organismos marinos.

Dolomitas – formaciones que se encuentran en arrecifes de carbonato.


Efectos de sobrecarga

La presión ejercida sobre una formación, a una profundidad dada, debido al peso total de la roca y de los fluidos por encima de esa profundidad.

Sobrecarga (19 - 21 ppge)

Una densidad promedio (SG) de unaformación es entre 2.2 – 2.6 , lo que indica que el “peso” de sobrecargaes aproximadamente de 19 a 21 ppg.

Espacioporoso


Presión de poro

Agua de formación

migrando a la superficie

Lutita de transición

La presión normal de poro de formación es igual a la presión hidrostática del agua que se extiende desde la superficie hasta la formación de interés en el subsuelo. Por consiguiente, el gradiente de presión normal en cualquier área será igual al gradiente de presión hidrostática del agua que ocupa los espacios porosos de las formaciones en esa área. Generalmente, ya que el agua presente es de naturaleza marina, la presión normal estáreferida a una columna de agua salada. La presión de poro subnormal de formación es cualquier presión de formación menor que la presión hidrostática del fluido de poro correspondiente.

La presión de poro anormal se define como una presión de poro mayor que la normal. La presión de poro anormal también se conoce como sobrepresión, y algunas veces geopresión. El límite superior de la presión de poro es el peso de la sobrecarga.

La presión del poro es la presión de los fluidos que ocurren naturalmente dentro de la tierra.


Gradientes promedio de presión de poro de formación normal.

Agua de formación Peso del fluido Área de ejemplo

Agua dulce 8.3 ppg Montañas rocallosas y continente medio.

Agua salobre 8.4 ppgLa mayoría de las cuencas sedimentarias

Agua salina 8.5 ppg en el mundo.

Agua salina normal 8.7 ppg Mar del Norte, mar del sur de China.

Agua salina 8.9 ppg Golfo de México, USA

Agua salina 9.2 ppg Algunas áreas del golfo de México.

Presión de poro normal


Presión de poro anormalProceso de sedimentación y de Subsidencia

Lecho marino o

de río

Sello o roca capa

Formación permeable

Presión de poro normal

Presión poro anormal


Presión anormal

Distribución de presión anormal alrededor de un domo de sal

Sal


Los domos salinos también pueden servir como mecanismo de sello. Cuando la sal se deposita y se entierra, ésta forma una barrera natural contra la migración hacia arriba del fluido. Sin embargo, cuando la sal está expuesta a condiciones extremas de presión y de temperatura, ésta se convierte en pseudo-plástica y da un poco de soporte a las formaciones sobre puestas. En consecuencia ésta transmite más sobrecarga a las formaciones permeables que se encuentran por debajo.

Sal

Los fluidos están atrapados debido a la impermeabilidad de la sal y la formación se convierte en presionada anormalmente.

Sobrecarga de las formaciones que se encuentran por encima

Presión de poro anormal - lechos de sal


En casos de erosión o de un movimiento hacia arriba se ha levantado una formación debido a la actividad tectónica a una profundidad menor que aquella a la cual se había depositado originalmente. Aunque la presión de la formación no sea excesiva, para la profundidad a la que se encuentra la presión es anormal si los fluidos no se han escapado. Es posible que el movimiento hacia arriba sea visible en la superficie en forma de colinas accidentadas o similares, o que la erosión haya cambiado las características en superficie hasta lograr la topografía actual encubriendo así los eventos geológicos del pasado.

Presión de poro anormal - erosión y levantamiento

Bloque de falla empujado hacia arriba

Presión normal Presión normal

Presión anormal


El taladro de la izquierda, aunque está penetrando la misma formación, no encuentra presión anormal. Sin embargo, el taladro de la derecha, localizado en una elevación menor, encuentra la presión anormal debido a la diferencia de presión hidrostática entre el afloramiento de la formación y la locación y la profundidad que se penetró. Esto no es raro en áreas montañosas. Si bien, un sistema artesiano es generalmente asociado con estratos de agua dulce, éstos son conocidos como el principio de empuje para algunos campos someros.

Diferencia hidrostática debido a la diferencia en la elevación.

Formación permeable portadora de agua

Presión de poro anormal - flujo artesiano


Domo salino

Presión de poro anormal - causas tectónicas

Causas compresionalesLa compresión tectónica es una fuerza de compactación que se aplica horizontalmente en las formaciones del subsuelo y puede causar una presión anormal extrema. El sur de Irán presenta un gradiente de presión local tan alto como 1.0 psi/pie.

Diapirismo (sal y lutita)El diapirismo es la penetración de una formación por una formación subyacente menos densa. Los domos salinos y los volcanes de lodo son dos ejemplos de ello.


Otra fuente de presión anormal es el volumen de gas entrampado o que se encuentra sobre un intervalo permeable. Este intervalo puede contener no sólo gas sino también posiblemente crudo y/o agua, sin que haya segregación de fluidos según la densidad. Muchas veces ese gas es el mecanismo que ayuda a producir el petróleo subyacente. La razón de la existencia de la presión anormal es la diferencia en las hidrostáticas naturales.

Gas

Agua

Petróleo

Considere el dibujo de la izquierda. El gas se encuentra encima de los líquidos de una formación permeable. Los tres fluidos de esta sección permeable están cubiertos por una capa de roca impermeable.

Presión de poro anormal - Capa de gas


Presión, fuerza y área

La Presión, por definición, es igual a la fuerza ejercida por el peso de un objeto dividido por el área sobre la cual está actuando.

1000 lbsÁrea del pistón = 100 pulgadas cuadradas

Presión en el manómetro = Fuerza

Área=

1000 lbs100 Pulg²

= 10 psi

¡ Conceptos muy importantes !

Manómetro de presión

Ejemplo:

¿Cuál será la fuerza que actúa sobre una sarta de tubing de 2 7/8 de OD que se cierra en un pozo con una presión de cierre de 2500 psi?

Fuerza = 6.49 x 2,500 = 16,225 lbs

Área = 0.785 x 2.875 2 = 6.49 pulgadas cuadradas

Nota:

Fuerza = Presión x Área


Presión hidrostática y gradiente de presión

Una columna de fluido en reposo ejerce una presión “hidrostática” en el interior de la columna de fluido. La presión hidrostática depende del peso del fluido y la profundidad vertical al punto de interés. PH = 0.052 x FW x TVDPH - psiFW (peso del fluido) - ppgTVD - pies

Ejemplo

• ¿Cuál es el gradiente de presión hidrostática de un fluido de 12.0 ppg?

Gradiente = .052 x 12 = 0.624 psi/pie• ¿Cuál es la presión hidrostática en el zapato

del revestimiento? PH @ zapato = .624 x 8500 = 5304 psi

• ¿Cuál es la presión hidrostática del fondo del pozo?

PH @ TVD = .624 x 12000 = 7488 psi

La presión hidrostática suministra el control del pozo primario.

MW – 12 ppg

9 5/8” @

8500 pies/TVD

12000 TVD

Gradiente de presiónEl gradiente de presión (también llamado el gradiente de fluido) es la presión hidrostática ejercida por un pie vertical de un fluido de un peso determinado.


Peso de fluido (lodo) equivalente

Si se conoce la presión, ésta se puede describir a una profundidad de interés, como un peso de fluido equivalente, generalmente llamado peso de lodo equivalente.

Ejemplo:

¿Cuál es el peso de lodo equivalente de un yacimiento en producción que tiene una presión de 8,500 psi a una profundidad de 14,000 pies (TVD) / 16,000 pies (MD).

Peso de lodo equivalente (ppg) =Presión

(0.052 x TVD)=

8,500

(0.052 x 14,000)= 11.68 ~ 11.7 ppg

Las unidades de campo para el peso de lodo o del fluido se expresan como ppg (libras por galón). El agua dulce, por ejemplo, tiene un peso de 8.33 ppg. El agua marina en el golfo de México, tiene un peso de 8.5 ppg, debido a su contenido de sal.

Muchos de los materiales que se usan en la industria se expresan en términos de su gravedad específica (SG). Por ejemplo, la barita tiene una SG de 4.2 aprox. para determinar cuanto equivale en términos de ppg, se debe multiplicar SG por el peso del agua dulce, ya que esta tiene una SG de 1.0.

Un barril de barita podría pesar 4.2 x 8.33 x 42 = 1470 lbs

Notas:


Volúmenes, capacidades y desplazamientos

Casi todas las operaciones de control de pozos requieren que se calculen los volúmenes del hueco y de la tubería, al igual que el desplazamiento de la tubería. Las siguientes fórmulas y ejemplos son de gran utilidad para este propósito.

1 ft

ID del cilindro

Capacidad (bbl/pie) = ID2

1029.4

Volumen (bbls) = Capacidad (bbls/pies) x

longitud del cilindro (pies)

El cilindro puede ser el hueco que se ha perforado, el revestimiento, la tubería de perforación o la tubería de producción. Las capacidades y los desplazamientos se pueden encontrar en tablas o se pueden calcular usando las fórmulas que se muestran en esta página.

DP: 5”, 19.50 lb/pie

Cap. = 0.0178 bbl/pie

Desplaz. = 0.0076 bbl/pie

Revest. 9 5/8”, 47.00 lb/pie

Capac. = 0.0732 bbl/pie

Ejemplo: Considere el pozo del dibujo de la derecha. Si se sacaron 5 paradas SECAS (450 pies) de tubería de perforación de 5”. ¿Cuánto podría caer el nivel del lodo?

Volumen del acero retirado = Desp. DP X long.de las paradas sacadas

Volumen del acero retirado = 0.0076 bbl/pies x 450 pies = 3.42 bbls

Caida en el nivel del lodo(pies) = Volumen (bbls)

Capacidad (bbl/pie)

Caida en el nivel del lodo(pies) = 3.42 bbls

(0.0732 bbl/pie – 0.0076 bbl/pie)= 52.1 pies


Concepto del tubo en UEn casi todos los casos de trabajo en el pozo, la presión hidrostática asociada con los fluidos del pozo, se puede representar como un “tubo en U”, con una parte representando la sarta de perforación, de producción o de trabajo y la otra representando el espacio anular.

Fluido

8.5 ppg

TVD = 10000 pies

PH = 0.052 x 8.5 x 10000 = 4420 psi

Tubing de 2 7/8”

Cap. = 0.0045 bbl/pie

Fluido

8.5 ppg

PH = 0.052 x 8.5 x 10,000 = 4420 psi

2222 pies Píldora de 10 ppg

(10 bbls)

392 piesAire

1.76 bbls

Ganancia en

superficie

Una píldora de 10 bbl (10 ppg) se bombeó a través de la sarta de producción. Los 10 bblsdesplazaron 2222 pies de fluido de 8.5 ppg de la sarta de producción dentro del espacio anular. Después de parar la bomba, la píldora continuó cayendo, la hidrostática combinada en la sarta de producción equilibró la hidrostática del espacio anular.


Presión de circulación del fluido:• La presión requerida para circular el

fluido de perforación, es una medida de las pérdidas por fricción en el sistema de circulación.

• Los factores que afectan estas pérdidas de presión son:

Las dimensiones del sistema: La longitud, ID de la sarta de

perforación o de trabajo; los diámetros hidráulicos de los componentes del sistema, boquillas o herramienta del fondo del pozo, etc.

Las propiedades del fluido: Densidad del fluido o lodo;

propiedades de la reología, etc.La tasa de circulación

Sistema de circulación típico del taladro

Espacioanular

Broca con boquillas

Paredes del huecoTubería de perforación

Tanques

Bomba de lodo

“Standpipe”

Manguera rotaria

“Kelly o Topdrive”

Presión de circulacióno del “standpipe”

Presión del sistema de circulación


Presiones de fricción y sistema de circulaciónPérdidas de presión por fricción

• La presión en el manómetro del “standpipe” es la suma de las pérdidas de presión por la fricción que ocurre en el sistema de circulación. Esta presión es la pérdida de presión total del sistema.

• Estas pérdidas de presión ocurren en las siguientes áreas: Equipo de superficie. Tubería o sarta de trabajo. Collares de perforación. Boquillas de la broca y herramientas de

fondo. Espacio anular.

Ejemplo Equipo de superficie = 50 psi Tubería de perforación = 800 psi Collares de perforación = 150 psi Boquillas = 1800 psi Espacio anular = 200 psi Pérdida total de presión = 3000 psi

Espacio anular

Broca con boquillas

Paredes del hueco

Tubería de perforación

Tanques

Bomba de lodo

“Standpipe”

Manguera rotaria

“Kelly o Topdrive”


Densidad de circulación equivalente (ECD)La presión de la bomba es una medida de la presión de fricción total del sistema de circulación, sin embargo solamente se aplica la pérdida de presión del espacio anular contra la pared del pozo. Esta es una presión adicional a la presión hidrostática. Convirtiendo la pérdida de presión en el espacio anular a peso de lodo equivalente y sumando este valor al peso del lodo nos da la densidad equivalente de circulación (ECD).

ECD (ppge) = Pérdida de presión anular (psi)(0.052 x TVD)

+ Peso del lodo en el hueco (ppg)

Ejemplo:

Calcule la ECD con la siguiente información del pozo:

MW – 12 ppg

9 5/8” @

8500 pie TVD

12000´ TVD

= 200 psiPérdida de fricción en el espacio anular

ECD = 12.0 + 200

(0.052 x 12000)= 12.32 ~ 12.4 ppg


Presión nueva de la bomba (psi) = Presión anterior de la bomba (psi) x ( )Peso de lodo nuevo

Peso de lodo anterior

Presión por fricción vs. tasa de circulación y cambio en el peso del lodo

La presión por fricción aumenta en forma exponencial con la tasa de circulación. Esto significa que si la tasa de circulación se aumenta en el doble, la presión de circulación correspondiente tendrá un aumento cuádruple.

Presión nueva de la bomba (psi) = Presión anterior de la bomba (psi) x Tasa de circulación nuevaTasa de circulación anterior( )2

La presión por fricción varía directamente con los cambios en el peso del fluido. Esto significa que si el peso del fluido que se está circulando se aumenta en un 20 % así mismo habrá un aumento del 20 % en la presión de circulación correspondiente.

Nota:

Estas son dos relaciones muy importantes que se usan en diversos cálculos relacionados con el control de pozos.


Presión de suaveoEl efecto de “pistón” debido al movimiento de la sarta hacia arriba causa una disminución en la presión del hueco. Sacar lentamente la sarta al salir de las cuñas.

Presión de surgenciaEl efecto de “pistón” debido al movimiento de la sarta hacia abajo causa un aumento en la presión de las paredes del hueco. Sacar lentamente la sarta al salir de las cuñas.

Margen de viajeEl sobrebalance hidrostático que se requiere para compensar de una forma segura la presión de suaveo que ocurre durante los viajes y las conexiones.

Surgencia de la bombaSe requiere un aumento en la presión de la bomba para romper la fuerza del gel del lodo y para acelerar la columna de lodo, la cual también se aplica al hueco. Para disminuir este efecto se recomienda aumentar lentamente la circulación cuando regrese de nuevo al fondo después de los viajes.

Efectos de presión debido a operaciones en el taladro


Efectos de presión de suaveo / surgencia mientras se hace una conexión

La presión del fondo del pozo se afecta por el movimientode la tubería.

4500

5000

5500

6000

PSI

Surgencia

Ace

lera

r

Des

acel

erar

Ace

lera

r

Des

acel

erar

Bom

bas

de in

ici o

EstáticoVelocidadconstante

Estático Velocidadconstante

Estático Circulaciónconstante

Presión de friccióndel anular

Suaveo

Bombas apagadas

Presión de fractura de la formación basada en la prueba de leak-off = 5400 psi

PH = 4900 psi

Presión de poro de la formación = 4500 psi

Cuando se hace una conexión


Ley de los gases de Boyle

Muchas operaciones de control de pozos están relacionadas con el gas. Si el gas es metano de un pozo en producción o nitrógeno que se está usando para iniciar la producción en un completamiento nuevo, el gas se comporta de acuerdo con las leyes de los gases. Cuando no hay una variación significativa en la temperatura, Boyle descubrió las siguientes relaciones concernientes al comportamiento del gas.

Presión del gas x volumen del gas = A valor constante ó, P1 x V1 = P2 x V2

Botella del acumulador de 10 galones precargada con N2 a 1000 psi

Ejemplo:

Si el nitrógeno que se encuentra en una botella de un acumulador se presiona mediante la bomba de fluido hidráulico del acumulador hasta 3000 psi, ¿Cuál será el volumen de N2?

P1 = 1000 psi V1 = 10 gal (aproximadamente)

P2 = 3000 psi V2 = ?

V2 = P1 x V1

P2

= 1000 x 10

3000= 3.33 gal

N2


Ley de los gases ideales

Un científico de apellido Charles descubrió que el volumen de gas se afectaba con los cambios de temperatura. El aumento de la temperatura causa que el gas se expanda y un ambiente frío causa una contracción del mismo. La combinación del trabajo de Boyle con el trabajo de Charles llevó a la ley de los gases ideales.

Ley de los gases ideales

P1 x V1 P2 x V2=T1 T2

La temperatura debe ser en 0 Rankin porque no se usan los

valores negativos de temperatura, R 0 = F 0 + 460

Ejemplo:

¿Cuál será el volumen expandido de 5 bbls de metano que se circulódesde un pozo (TVD = 8000 pies y MW = 12 ppg) si éste se venteó a la atmósfera? Asuma un valor de gradiente de temperatura para el pozo de 0.0140 F por pie y un valor de temperatura en el ambiente de 700 F.

P1 = 0.052 x 12 x 8000 = 4992 psi P2 = 14.6 psi

T1 = (70 + (0.014 x 8000)) + 460 = 6420 R T2 = 70 + 460 = 5300 R

12.0 ppg

TVD: 8000 piesV2 =

P1 x V1 x T2

P2 x T1

= 4992 x 5 x 530

14.6 x 642= 1411 bbls


Fluidos de perforación

Funciones 2

Propiedades 3

Comportamiento del gas en lodos base aceite 8• Buenas prácticas• Detección de amagos y señales de advertencia• Consideraciones del taladro y del sistema de BOP

Presión hidrostática del aceite crudo 12

Presión hidrostática de la salmuera 13

Salmueras disponibles comercialmente 16

Manejo de fluidos 17

Contenido


Funciones de los fluidos de perforación

• Remover los cortes del hueco.

• Proveer presión hidrostática – control del pozo.

• Transmitir potencia hidráulica a la broca.

• Refrigerar y lubricar la sarta y la broca.

• Brindar seguridad al personal y el medio ambiente.

• Proveer de una torta o revoque a la pared del pozo.

• Proveer información sobre el pozo.

• Prevenir la corrosión.

• Proveer transmisión de datos para herramientas y motores de fondo.



Fluidos gaseosos• Aire comprimido

• Espuma

• Nitrógeno

Fluidos base agua• Base agua fresca

• Base agua salada

Fluidos base aceite• Base aceite

• Base diesel

• Aceites diesel refinados

• Aceites sintéticos



Densidad

Es simplemente una medida del peso de un fluido con relación a un determinado volumen del mismo (lbs/gal). La densidad de los fluidos de perforación es más comúnmente determinado con el uso de una balanza de lodo.

Viscosidad

Es la medida del espesor del fluido de perforación. Esta propiedad dinámica se debe a la cantidad de sólidos inertes (que no reaccionan con el agua) contenidos en el lodo. Estos lodos se pueden preparar comercialmente y también con adición de partículas sólidas que se incorporan al lodo en la perforación.

La viscosidad es usualmente medida de dos formas. La viscosidad del embudo puede ser chequeada usando un embudo Marsh y registrando el tiempo requerido por un cuarto de fluido para pasar a través del embudo. Esta es únicamente una medida relativa de viscosidad. Entre más tiempo se requiere para pasar por el embudo, más viscoso es el fluido y viceversa. La prueba da un valor no cuantitativo a la viscosidad, solo segundos por cuarto.

La segunda forma de establecer la viscosidad es con un Viscosímetro Rotacional y normalmente lo lleva a cabo el Ingeniero de Lodos. La unidad de medida para esta “viscosidad plástica” es el centipoise.

En este capítulo se obtendrá el conocimiento básico para trabajar con fluidos de perforación. Las características básicas de los fluidos de perforación más comunes son las siguientes:



Punto de cedencia (Yield Point)

Otra propiedad dinámica de los fluidos de perforación es el punto de cedencia. Este es determinado por otra prueba que lleva a cabo el ingeniero de lodos y es una medida de la tensión superficial dinámica del lodo. La unidad de medida para esta propiedad es libras por 100 pies cuadrados.

Resistencia al gel (“Gel Strength”)

La resistencia al gel ó gel strength se mide en la mismas unidades que el punto de cedencia, Ésta nos indica la calidad de la tensión superficial estática del lodo, o que tanto puede mantener sólidos en suspensión cuando el lodo no está en movimiento.

Solubilidad del gas en lodo base aceite

Los lodos de perforación usan agua o aceite como la fase líquida primaria. Cuando se utiliza lodo base aceite la cuadrilla debe estar particularmente atenta del potencial de la solubilidad del gas. El gas natural entrará en solución con el lodo base aceite –más en base diesel que en base sintética-. El problema inherente con esto se observa a medida que el lodo se circula hacia la superficie. Muy cerca de la superficie el gas alcanzará el “punto de burbuja” y el gas se desprenderá rápidamente del lodo, resultando en un aumento drástico en el flujo de retorno del pozo. Si la cuadrilla no reacciona rápida y adecuadamente se perderá mucha presión hidrostática en un período de tiempo corto. – Esto frecuentemente resulta en un amago.


Propiedades de los fluidos de pozo

Propiedad Prueba Unidades Uso Observaciones

Peso o densidad del lodo

Viscosidad el embudo

Viscosidad plástica

PV

Punto de cedencia

YP

Geles

pH

Pf/Mf/Pm

Balanza de lodo despresurizado o

presurizado

Embudo Marsh

Reómetro (VG meter) de velocidad

múltiple

pH metro o papel tornasol

Pruebas químicas


múltiple


múltiple

Gravedad específica o libras por galón

Segundos por cuarto

Centipoise

Libras por 100 pie2

Libras por 100 pie2

ninguna

cc’s

Para suministrar presión hidrostática en el fondo del hueco.

Indica las tendencias en las condiciones del lodo

Indica concentración de sólidos

Indica la capacidad de arrastre del lodo.

Indican las cualidades de suspensión del lodo cuando está estacionario y es

importante para la limpieza del hueco. Se mide normalmente después de 10

segundos y 10 minutos.

Determinar si el lodo es ácido o alcalino.

Determinar los diferentes niveles de alcanilidad del lodo.

Balanza presurizada, usada principalmente lodo espumoso o gas-

cortado.

En los lodos base aceite, el agua actúa como un sólido, así un lodo 50/50 tiene

mayor VP que un lodo 80/20.

Incrementada directamente por la adición de viscosicifantes. El ingeniero de lodos

tiene control directo sobre el YP, pero indirecto sobre la PV

Los geles iniciales y finales deberían ser muy cercanos o iguales. Mostrando que el sistema no se ha espesado excesivamente. Altos niveles de gelesrequieren una alta presión de bombas para romper la circulación.

Polímeros en lodos base agua requieren un pH alcalino pasa funcionar

apropiadamente.

Determina si la alcanilidad determinada por el pH es derivada de la fuente iónica

correcta.


Propiedades de los fluidos de pozo (continuación)

Propiedad Prueba Unidades Uso Observaciones

Pérdida de fluido API

Pérdida de fluido HPHT

Porcentaje de sólidos y aceite

MBT

Cal

Cloro

Celda de pérdida de fluido API

Celda HPHT

Retorta

Pruebas químicas

cc’s

Porcentaje de volumen (%)

Libras por barril

Libras por barril

Gramos por litro o parte por millón

(ppm)

Indica las características del filtrado del lodo.

Indica las características del filtrado del lodo.

Determinar las concentraciones de agua, aceite y sólidos en el lodo

Determinar las concentraciones de bentonita o sólidos equivalentes en lodos

poliméricos (en lodos base agua)

Determinar el nivel de exceso de cal en lodos base aceite.

Determinar el nivel de cloruros en el lodo y de aquí su habilidad para inhibir

hinchamiento de la arcilla en la formación.

El lodo es filtrado por 30 min. @ 100psi

Usado para dar advertencia de influjos de agua y también usado para determinar

pérdidas de aceite en descarga de sólidos.

Indica que tan bien el lodo está inhibiendo a la formación de dispersarse dentro del

sistema.

La cal tiene dos usos en lodos base aceite: a) proveer un pH alcalino en la fase

de agua, en caso de un influjo de gas ácido, y b) facilitar la acción de

emulsificantes.

Puede ser usado para lodos base agua o aceite, expresada también como salinidad.

Pruebas químicas

Prueba de azul de metileno

cc’sNormalmente se lleve a cabo a 500psi y

250° F o BHST. Usado en lodos base agua y aceite


5 bbls

5 bbls

5 bbls

Líquido en solución

Gas

El punto de burbuja puede ser tan bajo como 800 psi pero usualmente es mucho mayor

La presión del punto de burbuja se alcanza cerca de la superficie del hueco.

Comportamiento del gas en lodos base aceitePuede causar la descarga del pozo SIN advertir al perforador!!!

Volumen crítico del influjo = .25 x (profundidad de punto de burbuja)2 / TVD x Capacidad anular

Volumen crítico del influjo = El volumen del amago inicial que descargará el lodo desde la profundidad del punto de burbuja a la superficie.

Tipos de Gases

• Metano• H2S• CO2

El H2S y el CO2 se pueden comportar de manera similar en lodos base agua y sintética.

El punto de burbuja es la presión a la cual el gas se “rompe” saliendo de la solución y se comporta según la ley general de los gases.

¡El peligro real ocurre cuando la profundidad del punto de burbuja y la profundidad de la condición de descarga son iguales! Esta condición es extremadamente peligrosa ya puede ocurrir una descarga violenta del pozo sin avisarle al perforador.


Lodos base aceite

Durante el viaje:• Limite la velocidad de viaje para minimizar las presiones de suaveo y surgencia.• Monitoree los volúmenes de lodo entrando y saliendo del hueco.

Perforando:• Ajuste los equipos de detección y alarma tan bajo como sea posible. • Circule fondos arriba ante cualquier aumento de los niveles de gas• Revise frecuentemente el peso de lodo de entrada y de retorno• Revise flujo en todos los aumentos de tasas de penetración (“drilling breaks”).

Esté alerta a actividades que no permitan detectar un influjo de volumen.• Suaveo cuando se levanta la sarta del fondo. • Perforando a través de arenas gasíferas.• Retirando el gas de las BOP en conjuntos submarinos.

¡Circular fondos arriba a través del choque abierto, con el pozo cerrado!• Especialmente los últimos 2000-3000 pies.• Cuando se perfora en aguas profundas con conjunto de BOP submarinas.

Buenas prácticas para prevenir la descarga del pozo


Situaciones que pueden enmascarar influjos pequeños:

• Pérdidas parciales de circulación.

• Ajustes de peso del lodo durante la perforación.

• Equipo de control de sólidos y de desgasificación de lodo.

• Cambio en el volumen del hueco.

• Transferencias de lodo mientras se perfora.

• Escapes y derrames en el equipo de superficie.

• Pérdida de volumen del Kelly durante las conexiones.

Un amago de 5 barriles o menos puede ocurrir sin ser detectado, operando bajo condiciones normales.

Lodos base aceite

Señales de advertencia y detección de amagos


Lodos base aceiteConsideraciones del taladro y del sistema de BOP

Equipo del sistema de prevención de reventones (BOP)• Todos los sellos de caucho deben ser resistentes al aceite.

• Revisar frecuentemente las operaciones de la cabeza rotatoria y la unidad de empaque.

• Dos superchoques y una línea de matar remota.

• Válvula interna de BOP

• Separador de lodo/gas

Monitores de lodo• Nivel de tanques y de flujo con alarmas de bajo nivel

• Registros del perforador y contadores de estroques

Recorridos de revisión de los miembros del equipo del taladro• Presión del acumulador

• Sensores de PVT

• Cabeza rotatoria

• Velocidades lentas de bombeo


Si la temperatura observada del aceite es mayor a 60° F (gravedad API corregida por temperatura):

Si la temperatura observada del aceite es menor a 60° F (gravedad API corregida por temperatura):

La presión hidrostática puede ser calculada después de corregir la densidad por temperatura, usando esta fórmula:

( )

Presión hidrostática del aceite crudoEl rango de densidad para aceite crudo es desde 10API el cual tiene una gravedad específica de 1.00, o equivalente a la densidad de agua fresca (8.33 ppg) hasta 60API con una gravedad específica de 0.7389 con una densidad equivalente de 6.16 ppg. Como se dijo previamente, el aceite es térmicamente expansivo, por ello antes de hacer los cálculos de presión hidrostática la densidad del aceite debe ser determinada con la temperatura esperada. Dependiendo de las condiciones se puede utilizar una de las siguientes fórmulas:

141 5131 5

0.433.

. +

⎛

⎝⎜⎜

⎞

⎠⎟⎟ × ×

APILongitud

CorregidaMayor

Ocasionalmente el aceite crudo es utilizado como fluido de base en trabajos de reacondicionamiento, debido a su densidad, capacidad de arrastre de sólidos y compatibilidad química con la formación productora. Si se utiliza aceite almacenado, se debe tratar para retirar todo el gas disuelto, al igual que la parafina y la asfaltina, ambos sólidos no deseables porque pueden generar efectos adversos sobre la permeabilidad de la formación. También se debe tener cuidado adicional cuando se utiliza el aceite como fluido de reacondicionamiento, debido a su naturaleza inflamable. Las fórmulas en la parte superior pueden ser utilizadas para calcular la presión hidrostática mientras se utiliza como fluido de reacondicionamiento. Para determinar la densidad se puede utilizar un hidrómetro o una balanza de lodo. Si se utiliza la balanza de lodo, se debe tener en cuenta que la densidad medida con este método es mayor que la densidad del aceite en el hueco, debido a la expansión térmica, como se mencionó anteriormente.

( )Densidad observada

Temp. Observada-

-⎛

⎝⎜⎜

⎞

⎠⎟⎟

6010

Densidad observada Temp. Observada

+-⎛

⎝⎜⎜

⎞

⎠⎟⎟

6010

( )


Presión hidrostática de la salmueraLas salmueras se usan generalmente como fluidos de completamiento y reacondicionamiento debido a su naturaleza libre de sólidos y relativa densidad estable como fluido. Algunas de sus principales características son las siguientes:

• Densidad estable - de 8.4 ppg a 20.2 ppg – la densidad se afecta por la temperatura

• Viscosificante

• Impide la hidratación de la arcilla

• No daña la formación, cuando se adhiere la compatibilidad química

• Puede haber cristalización debido a la temperatura y la sobresaturación

• Tiene efectos ambientales adversos

• Puede ser ligeramente peligrosa en su uso, manipulación, transporte y almacenamiento

• Corrosiva y daña los elementos de caucho

Aunque la densidad de una salmuera se puede medir con una balanza convencional de lodo, un hidrómetro de salmuera puede brindar una medida más precisa. Adicionalmente se debe tener en cuenta la temperatura de la salmuera. La salmuera presenta una expansión térmica debido a las temperaturas elevadas, lo cual lleva a una disminución de la densidad ante el aumento de la temperatura.


Presión hidrostática de la salmuera

Determinar la densidad requerida, en superficie, compensando la expansión térmica:

PPGDeseada Densidad de la salmuera a temperatura ambiente (incluyendo cualquier sobrebalance deseado)

BHT Temperatura de la formación (grados Fahrenheit)

Temp. Superficial Temperatura en superficie (grados Fahrenheit)

Densidad salmuera (ppg) Factor Térmico

8.4 a 9.0

9.1 a 11.0

11.1 a 14.5

14.6 a 17.0

17.1 a 20.2

.0017

.0025

.0033

.0040

.0048

PPGDeseada=[(BHT – Temp. en la superficie) x Factor Térmico]+ PPGPresión formación+ PPGSobrebalance

En donde:

La siguiente tabla muestra el factor térmico (basado en la densidad de la salmuera)


Gravedad específica x 8.33ppg x = PPGSalmueraTemperatura deconversión

Densidad de la salmuera en PPG

Presión hidrostática de la salmueraEl hidrómetro dará una información acerca de la densidad de la salmuera, la cual se debe corregir a 60°F. La unidad de medida es la gravedad específica y no libras por galón (PPG). Para convertir Gravedad específica a PPG, aplique las siguientes expresiones:

Densidad de la salmuera en PSI/pie

El hidrómetro es la herramienta más precisa para medir la densidad de la salmuera ya que mide la gravedad específica y la temperatura. La densidad se puede corregir por temperatura y asíla densidad se determinará con mayor precisión. Al respaldo del termómetro se encuentra una escala de factores de corrección relativa a la temperatura observada.

Una balanza convencional de lodo, aunque es muy usada para lodos de perforación, solo dará una medida aproximada de la densidad ya que no dispone de medición de temperatura, la cual es vital para determinar con precisión la densidad de la salmuera. Entre más alta sea la densidad, más importante será la medición de la temperatura.

Gravedad específica x .433psi/ft = Gradiente de la salmuera


Salmueras disponibles en el comercioExisten básicamente dos clases de salmuera. La primera, los cationes monovalentes contienen las siguientes salmueras:

Cloruro de sodioBromuro de potasioCloruro de potasioBromuro de sodio

Estos son utilizados especialmente en pozos donde las formaciones productoras muestran sensibilidad al calcio o donde el dióxido de carbono (gas) puede producir la precipitación de calcio insoluble o de sólidos perjudiciales. Estas pueden ser utilizadas individualmente o combinadas para lograr densidades máximas, hasta de 12.7 ppg.

La segunda clase, los cationes divalentes, contiene las siguientes salmueras:

Cloruro de calcioBromuro de calcioBromuro de zinc

Estas también se pueden utilizar individualmente o combinadas para alcanzar densidades máximas, hasta de 20.2 ppg.

Salmuera Rango de densidad

KCl 8.4 a 9.7

NaCl 8.4 a 10.0

CaCl2 8.4 a 11.6

NaBr 9.0 a 12.4

NaBr/KCl 8.4 a 10.0

KBr/KCl 8.4 a 10.9

NaBr/NaCl 8.4 a 12.7

NaCl/CaCl2 10.0 a 11.7

CaCl2/CaBr2 11.7 a 15.0

NaBr/ZnBr2 12.8 a 18.0

CaCl2/CaBr2/ZnBr2 15.2 a 19.2

CaCl2/ZnBr2 15.5 a 20.2


Manejo de los fluidos

Los fluidos de perforación son generalmente cáusticos en su estado natural. Esto

significa que pueden causar quemaduras al hacer contacto con las partes del cuerpo no

protegidas. Las cuadrillas deben ser entrenadas en el manejo seguro de estos fluidos y

en el uso de los elementos de seguridad: lentes de seguridad, guantes, calzado de

seguridad y todos aquellos equipos adicionales que sean necesarios.

Las salmueras de alta densidad tienen propiedades químicas únicas, que pueden irritar

los ojos, membranas mucosas y heridas o cortadas que entren en contacto. La

posibilidad de daños permanentes se incrementa con el tiempo de exposición. Cualquier

área afectada se debe lavar con gran cantidad de agua por un mínimo de 15 minutos y

se deberá suministrar atención médica.

Los tambores, contenedores y estibas utilizados para el transporte y almacenamiento de

fluidos y aditivos se deben inspeccionar periódicamente para identificar la presencia de

derrames o de señales de deterioro.


Control de pozos en perforación

Riesgos someros 2• Gas somero• Flujos de agua someros• Desviadores

Evaluación de la presión anormal 6

Preparación para el control de pozos 17• LOT, MASP y tolerancia del amago• Tasa lenta de circulación • Simulacros de control de pozos y asignaciones del personal

Causas y señales de advertencia de los amagos 41

Procedimientos de cierre del pozo 49

Árbol de decisiones para controlar el control del pozo 56

Complicaciones y soluciones 62

Contenido


Riesgos someros

Los riesgos someros son acumulaciones de gas o agua que tiene presiones anormales y que se encuentran a profundidades tan someras que impiden la instalación de las preventoras. Estos peligros someros presentan un peligro grave ya que al encontrarlos sólo se puede dejar que fluyan hacia la superficie para allí desviarlos.

Los requerimientos necesarios para el flujo de agua somera de ocurrencia natural son:

1. Aumento de la presión de poro debido a las altas tasas de sedimentación

2. Presencia de un sello en el tope

3. Presencia de una arena permeable

Gas someroPor lo regular, las acumulaciones de gas somero se encuentran en lentes de arena, los cuales sugieren que se han depositado en un ambiente de plataforma marina somera con influencia de la corriente. Estos lentes tenderían a tener la forma de olas de arena, parches y riscos arenosos resultando en una distribución interrumpida aparte. Estos lentes de arena, por consiguiente, podrían estar sellados por los sedimentos arcillosos de sus alrededores. Esta distribución en parches de gas somero es muy importante. No se debe suponer que debido a que varios pozos hayan penetrado una posible zona de gas somero con éxito, todos los futuros pozos también estarán libres de los peligros del gas somero.

Es difícil estimar los volúmenes de gas presente en la acumulaciones de gas somero. En un incidente en el Mar del Norte, se estimó que se venteó 8 mmscf de gas. Esto podría aportarse de una arena de 125 pies de espesor con un área de solamente 250 pies de diámetro.

Se han reportado tasas de flujo de más de 100 mmscfd para reventones de gas somero en el Golfo de México.

Flujos de agua someraLos flujos de agua somera pueden resultar naturalmente como un producto del ambiente marino in-situ o pueden ser inducidos por el proceso de perforación.


Gas someroEl gas somero presurizado anormalmente ocurre debido a la inclinación del lente, lo cual tiene el mismo efecto que el de aumentar la altura del lente y, por lo tanto, el gradiente de presión en el tope del lente.

Los flujos de gas somero pueden ser extremadamente prolíficos, con tasas de flujo de gas muy altas y con volúmenes considerables de roca/arenisca de la formación, los cuales pueden llegar a ocasionar fallas en el sistema de desviación.

Causas de influjo de gas someroSobrecarga del anular con cortes, lo cual ocasiona una pérdida de circulación

Gas perforado que se expande y se descarga el espacio anular

Llenado del hueco inapropiado durante el viaje

PrecaucionesPerforar un hueco piloto

Perforar sin riser

(cuando sea aplicable - submarino -)

Limitar la tasa de penetración y controlar la perforación.

Monitorear el pozo de manera precisaReventón debido a un gas somero en el Golfo de México


Procedimientos de desvío para un taladro soportado en el fondo

1. Mantener la máxima tasa de bombeo.

2. Efectuar un espaciamiento de tal forma que la válvula inferior del kelly ó top drive quede por encima de la rotaria.

3. Asegurar que la línea del desviador en la dirección del viento esté abierta. Cierre el empaque del desviador y envíe los retornos del desviador hacia afuera.

4. Apague todo el equipo que no sea necesario. Despliegue las mangueras contra incendios por debajo de la mesa.

5. Monitoree el mar en busca de evidencia de un escape de gas a través de la parte externa del conductor.

6. Monitoree la dirección del viento y bombee el fluido/agua.

7. Bombee lodo pesado que se haya mezclado previamente, si está disponible.

Manteniendo la tasa máxima de bombeo mientras se desvía el flujo


Sistema desviadorEl sistema desviador incluye:

El desviador – un preventor anular de baja presión empleado para sellar el hueco desde la línea de flujo.

Líneas de venteo – tubería de diámetro grande utilizada para el flujo de los fluidos en la dirección del viento opuesta al taladro.

Las válvulas de las líneas de desviación – válvulas de apertura total empleadas para seleccionar y aislar la línea de venteo deseada.

Sistema de control hidráulico – opera el desviador y abre automáticamente la válvula de la línea de desviación seleccionada.

“Drilling Spool”Líneas de venteo

Línea de flujoCampana

Válvulas de las líneas de venteo

Desviador

Por lo general, la primera tubería de revestimiento o tubo conductor se instala debajo de la línea del lodo para iniciar la perforación en un lugar costa afuera y una sarta de revestimiento se sienta y se cementa a poca profundidad para locaciones en tierra. Esta tubería proporciona un sello capaz de soportar la presión hidrostática de la columna de lodo desde la base de tubería de revestimiento hasta la salida de la campana. El sistema desviador se instala sobre la primera tubería de revestimiento sobre el tubo conductor.

La presión de trabajo del desviador y de las líneas de desviación no son tan importantes; más bien, el tamaño de éstas debe tener un tamaño tal que permita una tasa de flujo de desviación de los fluidos que vienen del pozo, reduciendo al mínimo la contrapresión del pozo.


Detección de la presión anormal

El objetivo primordial del control de pozo es mantener un peso de lodo suficiente para sobre balancear la presión de poro de formación. El hacer esto requiere conocer la magnitud de las presión de poro. Durante la etapa de planeación del pozo, la presión de poro se predice con base en los datos de poro de referencia, en caso de estar disponible, y del análisis de datos sísmicos A pesar de que ambos pueden ser de gran utilidad, el valor de la presión de poro puede variar para el pozo que se está perforando.

Por lo general, la presión de poro se planea como normal hasta que se llegue a una profundidad donde los cambios en los parámetros de perforación indican un cambio a subnormal o anormal. Las formaciones presionadas anormalmente se penetran más frecuentemente e implican el mayor riesgo desde un punto de vista de control de pozos. A medida que aumenta la presión de poro de formación se debe aumentar el peso del lodo, en especie, a fin de mantener el sobrebalance deseado. El intervalo en el pozo en el que la presión de poro de formación aumenta de su punto normal se conoce como zona de transición. Usualmente, esta “pendiente” aumentará a una máxima presión de poro causada por el proceso deposicional, de enterramiento y compactación.

Para la lutitas, a zona de transición representa la barrera de permeabilidad que restringe el flujo de fluidos de poro hasta el ambiente marino. El espesor de la zona de transición depende de las permeabilidades dentro y adyacentes a la formación sobre presionada en la edad de sobrepresión, por ejemplo, el tiempo disponible para el flujo de fluido y el agotamiento de la presión desde cuando se desarrolla la sobrepresión.

Los cambios en parámetros de perforación permiten la detección y el estimativo de los valores de presión de poro para las zonas transición. Los métodos y técnicas mejoran constantemente en cuanto a su precisión, permitiendo un mejor control de pozo. Se deben realizar todos los esfuerzos posibles para detectar la presencia de zonas de transición durante la planeación y perforación de un pozo.

Introducción


Presión anormalEn un ambiente presionado normalmente, las lutitas se compactan más a medida que aumenta la profundidad. Con el aumento de compactación, el contenido de agua de las lutitas disminuye y se convierte en algo más denso y “más duro” de perforar. A medida que se aumenta la profundidad en una presión de poro normal, la reducción de la tasa de penetración y el aumento en las fuerzas de perforación, tal como el peso en la broca, la velocidad de la rotaria y la potencia hidráulica de la broca, representan una tendencia clara. Las cambios en esta tendencia permiten la detección de presión de poro anormal.

Las zonas de transición con frecuencia están superpuestas por una zona de una lutita casi impermeable que obra como un sello de presión y se conoce como “roca sello”. Esta roca sello puede ofrecer dificultades para la perforación y esto, de por si, es un indicio de que hay una sobrepresión potencial pendiente. A medida que la broca penetra la zona de transición, la mayor porosidad y contenido de agua de las lutitas permiten una perforación más fácil y ocurre una desviación de la tendencia “normal”.

La ROP muestra la tendencia normal y la presión de poro anormal

Indicadores – tasa de penetración

Tasa de penetración

Tope de presión anormal

Línea de la tendencia normal de la lutita

Pro

fund

idad


Presión anormal

El exponente d es una medida de la “perforabilidad” de una formación.

Los valores que disminuyen de dc indicarán la zona de transición.

Generalmente, se utiliza una sobrefranja para predecir la magnitud de la presión de poro.

El dc es lo más adecuado cuando se perfora a través de litología constante particularmente al perforar la lutitas.

Se debe establecer una tendencia normal antes de perforar en una zona de transición.

Tendencia normal, 9 ppg

10

1112

13

1415

Zona de transición

Presión de poro, 11.8 ppg

Arenas

Determinación de la presión de poro con base en el exponente d.

d = dc = d x pn

ECD

Exponente corregido

ROP – Tasa de penetración (pies/hora) N – Velocidad de la rotaria rpm)

Db – Diámetro de la broca (pulgadas) WOB – Peso sobre la broca (lbs)

pn – Presión de poro normal (ppg) ECD – Densidad equivalente de circulación (ppg)

(ROP60 x N log

12 x WOB106 x Db log

)[[

]]


Presión normal

Gas de conexión.• Influenciados por el suaveo

Gas de fondo.• Excelente indicador de la presión de

poro.Lutitas astillosas.Carga de cortes de perforación• Aumento de éstos a la misma ROP.

El pozo “le hablará”.

Indicadores que aparecen con retraso


Presión anormal

General

La base de todos los modelos es una tierra homogénea.

• Las arcillas pierden el agua a medida que aumenta la sobrecarga.

• La porosidad se reduce a medida que la densidad general aumenta.

¿La salida de agua no se ve restringida?

• La arcilla tiene una compactación normal

¿La salida de agua se ve restringida?

• La arcilla está sobre presionada

La resistividad y la densidad deben aumentar con la profundidad. El cambio de tendencia hacia la izquierda en la parte inferior del diagrama indica un aumento en la compactación y por lo tanto una sobrepresión.

MWD y LWD


FEWD, MWD/LWD

Curvas de resistividad

Curvas de densidad

Curvas sónicas

Temperatura hueco abajo

Información de PWD “Pressure While Drilling”


El cambio de la tendencia a la izquierda indica un aumento en la baja compactación y por consiguiente, sobrepresión.

1000

1500

2000

2500

3000

3500

0.1 1 10RILD (ohm.m)

TVD

(m)

NCT

Top of Overpressure

FEWD/MWD Registro de resistividad


FEWD/MWD

Ejemplo: NTC Sónico, debe disminuir con la profundidad a medida que las velocidades aumentan. (usec/m)

El cambio a la derecha indica una aumento en la baja compactación y por consiguiente, sobrepresión.

Registro sónico


Evaluación de la presión

Cortesía de Sperry Sun

Cálculos sobrepuestos• Existen dos métodos de cálculos

sobrepuestos y de aplicación. Ambos requieren de la presencia de una tendencia de compactación normal.

Método de “proporción”• Aplicable a los registros sónicos

exponentes de resistividad y densidad. Método “Eaton”

• Aplicable únicamente a los registros de resistividad / conductividad exponentes d y a los sónicos. No existe una fórmula Eaton para los registros de densidad.

Interfase gráfica• La serie FPE se controla por medio de

formatos de registro definidos por el usuario.

• Se agregan líneas de tendencia y filtros y se modifican utilizando el cursor del ratón del computador.

• Se pueden abrir ventanas múltiples lo que permite la comparaciones entre pozos.

Software - Ejemplo



Un probador de formación con wireline se corre en una línea eléctrica de wireline y estádiseñado para medir presiones de formación, así como para tomar muestras de zonas permeables. La serie de lecturas de presión que se puede tomar permite que la formación sea sondeada para las posibles zonas permeables antes de tomar las muestras.

Sonda

EmpaqueTorta de lodo

Formación permeable

Línea de flujoFiltro

Sonda cerrada durante el seteo inicial

Sonda abierta y muestreo

Operación de sondeo con probador de muestra en la formación con wireline

Medición directa – prueba de formación con wireline



Configuraciones modulares del probador de formación con wireline

Medición directa

Medición dela permeabilidad

Prueba del gradiente de presión

Pruebas intervalos

MuestroPVT

Módulo de potenciaeléctrica

Módulo de potenciahidráulica

Módulo de bombeo de extracción

Módulo de bombeo de extracción

Módulo de sonda

Módulo desonda doble

Módulo de empaque

Módulo demuestra

Módulo de control de flujo

Módulo de potencia eléctrica





Módulo de sonda

Módulo de sonda

Módulo de sonda

Módulo demuestra

Módulo demuestra

Módulo demuestra

Módulo demuestrasmúltiples


Preparación en control de pozos

Personal

• Entrenado en control de pozos y practicar en el taladro mediante la participación en los simulacros de control de pozos.

• Conocer las causa de los amagos y sus señales de advertencia.

• Monitorear el pozo para detectar los amagos.

• Mantener la comunicación entre todos los miembros del equipo.

• Conocer sus responsabilidades y asignaciones de acuerdo con el plan de contingencia.

Equipo

• Las BOP se deben clasificar de acuerdo con la máxima presión anticipada en la superficie.

• El equipo se debe probar bajo presión en forma periódica.

• El equipo de detección se debe mantener en buenas condiciones de operación.

Pozo• El hueco se debe mantener lleno

todo le tiempo con el peso de lodo adecuado para asegurar el control de presión hidrostática.

• La presión de estallido del revestimiento Se debe dar a conocer y registrarse en la mesa del taladro.

• La integridad de la formación se debe conocer y la MASP se debe registrar en la mesa del taladro.

• La presión de la formación se debe monitorear y los pesos de lodo se deben ajustar de acuerdo con ésta.


Responsabilidades del personal¡Cada integrante tiene un papel importante en la prevención de los amagos!Perforador

• El perforador debe detectar el amago y cerrar el pozo.

• Es responsable de supervisar a su cuadrilla durante las operaciones de control del pozo.

Cuñeros, encuelladores, recogemuestras y otros miembros de la cuadrilla

• Estar alertas ante cualquier señal de advertencia de un amago.

• Se deben reportar en el puesto asignado durante las operaciones de control del pozo.

Ingeniero de lodos

• Mantener las propiedades del lodo de acuerdo con el programa.

• Estar preparado para suministrar información del pozo durante las operaciones de control del mismo.

Mud Logger

• Informar al perforador y al supervisor de la operación los indicadores de aumento de la presión de

formación.

• Monitorear y llevar el registro del sistema de circulación durante las operaciones de control del pozo.


Responsabilidades del personal (continuación)¡Cada integrante tiene un papel importante en la prevención de los amagos!

Jefe de Equipo

• Debe asegurar que el perforador y su cuadrilla se ubiquen correctamente.

• Debe estar presente en la mesa durante las operaciones para matar el pozo.

• Informar a la nueva cuadrilla antes del cambio de turno acerca del estado de las operaciones de control del pozo.

• En operaciones en equipos flotantes – debe informar al capitán o burgomaestre de las operaciones de control de pozos en caso de que se necesiten implementar procedimientos de emergencia marinos.

Supervisor de la compañía operadora

• Es responsable totalmente por el control del pozo.

• Asegurar que todo el personal conoce sus responsabilidades.

• Mantener una comunicación abierta entre todo miembros del equipo de trabajo.

• Dar a conocer a todo el personal pertinente de las operaciones que se han planeado para controlar el pozo.

Personal de las compañías de servicios

• Debe conocer las responsabilidades asignadas para las situaciones de emergencia.


Simulacros de control de pozos

El objetivo de los simulacros de control de pozos es el de familiarizar a las cuadrillas con los procedimientos que se deben implementar en caso de que ocurra un amago.La presiones de pozo inducidas por amagos dependen del volumen del influjo. Los simulacros hacen que el personal esté más alerta ante las señales de advertencia y ayudan a una detección temprana de los amagos.Los simulacros se deben hacer de la forma más real posible.Los simulacros se deben llevar a cabo por lo menos una vez a la semana con cada cuadrilla:

• Durante la perforación • Durante los viajes • Durante la perforación con un sistema desviador

Ayudan a detectar a tiempo las señales de advertencia de amagos


Simulacros de control de pozos• Representante de la Compañía• Organiza las operaciones para matar el pozo.

• Tiene la responsabilidad total de las operaciones

• Da instrucciones a la cuadrilla, dirige las operaciones.

• Informa y mantiene una comunicación abierta con la oficina.

• Puede ser el responsable para operar el choque.

• OIM / Jefe de Equipo• Responsable por el taladro y su personal.

• Informa al burgomaestre o al capitán acerca de las operaciones de control de pozos.

• Puede ser responsable para operar el choque o designa a alguna persona para operarlo.

• Coordina con el Representante del Operador las operaciones para matar el pozo.

• Perforador• Su responsabilidad primaria es la

detección/verificación del amago.

• Cierra el pozo e informa al Representante del Operador.

• Organiza a la cuadrilla para las operaciones de matar el pozo.

• Permanece en la consola para operar la bomba.

• Encuellador/Asistente del Perforador• Va al área de los tanques, alinea el separador de gas,

el desgasificador y las válvulas en los tanques.

• Trabaja con el Ingeniero de Lodos para asegurar que se mantienen las propiedades del lodo.

• Ingeniero de Lodos• Permanece en los tanques para asegurar el correcto

aumento del peso del lodo.

• Mantiene la densidad y las propiedades del lodo.

• Cuñeros• Se reportan en los sitios que le han asignado en el

plan de contingencia (mesa, bombas de lodo, etc.)

• Sigue las instrucciones del perforador/supervisor.

• Aceitero• Apaga todo el equipo que no se necesite. Mantiene la

potencia requerida en el taladro durante las operaciones de control del pozo.

• Permanece en el sitio asignado en el plan de contingencia durante las operaciones de control del pozo. Permanece disponible en caso de que se le ordene apagar las fuentes de energía del taladro.

• Operador de cementación• Reporta a la unidad de cementación. Alinea la bomba

de cementación y permanece disponible.

Asignaciones típicas del personal


Mantener el control hidrostático - viajes

• Circular el hueco antes del viaje.

• Limitar la velocidad del viaje para minimizar las

presiones de surgencia /suaveo.

• Alinear y usar un tanque de viaje.

• Mantener el hueco lleno/datos de desplazamiento en

las hojas de viaje.

Llenado = Fact. de despl. x long. parada x # de paradas

Ejemplo: Llenado = .0076 x 93 x 5 paradas = 3.5 bbls

• Discutir con el perforador el propósito del viaje.

• Preparar la mesa del taladro.

Antes del viaje


Mantener el control hidrostático - Viajes

Procedimiento de viaje1. Hacer un chequeo de flujo antes de iniciar el viaje.

2. Bombear una píldora para sacar la tubería “seca”.

Vpildora = MW x longitud de tubería seca x capacidad de la tubería

MWpíldora – MW en uso

Como regla general, la píldora se debe mezclar para mantener un mínimo de 2 paradas de tubería seca. Es necesario desplazar con precisión la píldora, así se conocerá el peso, la profundidad y la altura de la píldora en todo momento durante el viaje.

3. Monitorear el hueco a través de la rotaria durante las primeras 5 – 10 paradas levantadas del fondo con el fin de chequear que el nivel del espacio anular está cayendo a medida que se retira la tubería. El limpiador de tubería solamente se debe instalar después de haber chequeado que no hay suaveo.

4. Circular el hueco a través del tanque de viaje y continuar el viaje hacia afuera, monitoreando el llenado correcto del hueco con la ayuda del tanque de viaje y de las hojas de viaje.

5. Realizar un chequeo de flujo cuando se hale el BHA por dentro del revestimiento y antes de halar el BHA dentro del conjunto de preventoras.

Vpíldora – volumen de la píldora (bbls)Capacidad de la tubería - (bbls /pie)MWpíldora y MW - (ppg)Longitud - (pies) Chequeando el flujo del pozo


Uso de las hojas de viaje

Las hojas de viaje se deben usar para registrar los volúmenes de llenado del hueco en todos los viajes. La hoja de viaje permite la comparación de los volúmenes reales con los calculados, así cualquier diferencia se puede detectar fácilmente.

Se debe usar también un tanque de viaje en todos los viajes con el fin de ayudar con un correcto llenado del hueco.


Pérdida de circulación

La pérdida de circulación puede ser muy costosa y en casos severos puede ocasionar reventones. Los perforadores deben permanecer atentos a la pérdida de fluido hacia las paredes del pozo y se deben evitar las pérdidas excesivas de ser posible, intentando resolver el problema siempre que se presente. Las causas primarias de pérdida de circulación son:

Sentar el revestimiento demasiado superficial y no ganar suficiente resistencia a la fractura para que el pozo tolere los pesos de lodo planeados para ese intervalo.La perforación con excesivo sobrebalance.La perforación demasiado rápida y por consiguiente los cortes cargan el anular de manera suficiente para causar una falla en la formación. Excesivas presiones de suaveo / surgencia cuando se hacen viajes de tubería.Empaquetamiento del hueco debido a aumento de cortes (especialmente en el lado bajo de los pozos de alto ángulo) o embotamiento de los ensamblajes de perforación.

La tasa de pérdida puede variar desde filtrado (1/4 a 10 bbl/hr), parciales (10 - 500 bbl/hr), a totales (500 bbl/hr – sin retornos). Los mejores correctivos para corregir la pérdida de circulación dependen en gran parte del tipo de formación que se esté perforando.

Formaciones no consolidadasLas formaciones no consolidadas tales como la gravilla ocurren generalmente a profundidades someras. La indicación es una pérdida gradual hasta la torta de filtrado u otros agentes de taponamiento que bloquean la permeabilidad de la zona. Las pérdidas pueden ocurrir y generalmente son toleradas hasta que se pueda sentar el revestimiento de superficie.

Manteniendo el control de presión hidrostática


Pérdida de circulación (continuación)

FracturasLas fracturas naturales pueden existir en muchas formaciones. Por lo regular, se observa una pérdida gradual de lodo hacia el hueco, pero las pérdidas pueden acelerarse a medida que las fracturas adicionales sean expuestas. Las fracturas pueden ser tales que la pérdida total de circulación es posible.

Las fracturas inducidas ocurren debido a excesivo peso del lodo, surgencia/suaveo, o empaquetamientos del hueco. Por lo general, esto termina en una pérdida de lodo total y repentina.

Formaciones cavernosas Por lo general, solamente se experimenta al perforar calizas y estructuras de arrecife. La indicación es que la broca se cae libremente y se presenta una pérdida de lodo repentina.

Flujos cruzados subterráneosEn caso de que las fracturas de una zona débil se abran debido a un aumento de presión cuando se cierra durante una amago de pozo, los fluidos de la formación (y el lodo) irán de una formación a otra, por lo regular desde la zona más baja hasta una zona superior que se haya fracturado. Los flujos cruzados subterráneos son indicados por unas lecturas de presión inestables en superficie.

Se debe determinar la profundidad de la zona que toma el fluido para calcular la hidrostática implicada y determinar la acción correctiva que se debe tomar. Los registros de temperatura se pueden utilizar para ayudar a identificar la zona que está recibiendo el flujo.

Manteniendo el control de presión hidrostática


Corrección de la pérdida de circulación

Una ubicación exacta del tapón hueco abajo es crucial para sellar una zona de pérdida. Para hacer esto, se requiere que el desplazamiento se mida exactamente y se conozcan las capacidades de la tubería. Se debe tener en cuenta el riesgo de taponar las boquillas cuando se bombea LCM (material de pérdida de circulación). Se debe mantener la sarta en movimiento cuando se bombean píldoras para prevenir la pega de tubería.

Cuando se colocan los tapones que contengan cemento, siempre que sea posible se debe probar la formulación de la lechada para determinar el tiempo de fraguado. La técnica de tapón balanceado es el mejor método de desplazamiento para ubicar los tapones. Sin embargo, esto no siempre es posible de lograr (o deseable), dependiendo la tasa de pérdida o el tipo de lechada que se va a bombear.

(a) Circulación convencional

Ubicar el tapón a través de una tubería de extremo abierto (de ser posible) en frente de la zona de pérdida. Bombear a 1.0 bbl/min hasta que cese la pérdida.

(b) Tapón balanceado

El requisito básico para un tapón balanceado es que el volumen correcto del espaciador se bombee a continuación de la lechada, para garantizar que la presión hidrostática en el espacio anular esté balanceada con la de la tubería antes de sacar la tubería del tapón. La tubería luego se saca del tapón.

(c) Tapón no balanceado

Cuando se conoce bien la zona de pérdida, la tubería se puede ubicar aproximadamente a 150 pies por encima y la lechada se puede desplazar hasta el extremo de la tubería y se cierra la BOP. Para un tapón mixto de fondo, se bombea simultáneamente por la tubería de perforación y por el anular a 2 bbl/min. Para un tapón ubicado, se bombea la lechada fuera de la tubería más un exceso de 5 bbl, y luego se bombea hacia abajo solamente por el espacio anular.

Manteniendo el control de la presión hidrostática


Corrección de la pérdida de circulación

L

Lodo

Espaciador

Tapón

h

H

Donde:

h = altura del espaciador (pies)

H = altura del tapón (pies)

L = longitud de la tubería de

perforación o producción (pies)

Técnica de tapón balanceado



(1) Sacar y esperar

La broca se debe sacar hasta el revestimiento y el pozo se deja estático durante 4 a 6 horas, sin circulación. Se mezcla una píldora cuando se está esperando en caso de que la sola espera no funcione.

(2) 100 - 500 bbl píldora de LCM

100 - 500 bbl de lodo15 lb/bbl de cáscara de nuez, aserrín fino, etc.10 lb/bbl de fibras finas (madera, mica o caña)5 lb/bbl de fibras medianas a finas5 lb/bbl de escamas grandes de celofán (diámetro de 1 ”)

Se bombea la píldora utilizando circulación convencional. Se repite si el pozo aún está tomando fluido. Se intenta una píldora de pérdida de alta pérdida de filtrado si esta píldora no soluciona el problema.

3) Inyección de lechada de pérdida de filtrado (tapón balanceado)

100 bbl de agua15 lb/bbl de bentonita o 1.0 lb/bbl de Drispac (ó 1.0 lb/bbl de polímero XC)0.5 lb/bbl de cal50 lb/bbl de Diearth, Diaseal M15 - 20 lb/bbl de mica fina, cáscara de nuez, celofán o materiales que se puedan mezclar y que continúen siendo bombeables.

Remedios y recetas



(4) Lechada de cemento limpio

Las lechadas de cemento limpio dan como resultado tapones de alta resistencia compresiva. Mezcle cemento clase G a 15.8 ppg en agua. Se debe emplear una técnica de tapón balanceado.

(5) Lechada de cemento extendida (técnica de tapón balanceado)

La lechada de bentonita prehidratada da un grado de control de pérdida de fluido y un efecto de “blindaje" para ayudar a detener la pérdida de circulación. Se puede formular una lechada de peso liviano (13.2 ppg) que ayuda con las pérdidas de circulación graves.

Agregar 10 lb/bbl de bentonita al agua dulce previamente tratada con 0.25 lb/bbl de soda cáustica y 0.25 lb/bblde ceniza de soda. Se mezcla el cemento hasta 13.2 ppg.

(6) Tapón blando mezclado en el fondo (técnica de tapón no balanceado)

Esta píldora se puede mezclar con lodo base agua o agua de formación en el ambiente del fondo y luego ser inyectada a la formación.

Mezcle 10.5 gal de diesel o base aceite a 100 lb de bentonita. Se puede agregar LCM granular o fibroso a esta mezcla en caso de ser necesario (10 lb/bbl de mica o cáscara de nuez).

Se mantiene la mezcla alejada del contacto con el agua hasta que se retira de la tubería de perforación. Se utiliza un espaciador de 10 bbl adelante de un tapón, seguido por 10 bbl después del tapón. Este tapón que se forma como resultado de esto se vuelve con apariencia de caucho (parchudo) cuando se mezcla con agua.

Remedios y recetas (continuación)



(7) Tapón blando mezclado en el fondo para los lodos base aceite (técnica de tapón no balanceada)

Se mezcla en la superficie 280 lb de arcilla oleofílica con 1 bbl de agua. Se agrega lignosulfonato a 4 lb/bbl. Se utilizan espaciadores base agua adelante y atrás de esta píldora.

(8) Tapón blando tipo polímero mezclado en superficie (técnica de tapón no balanceado)

Esta píldora se mezcla en la superficie donde los polímeros se mezclan con activadores y extensores para dar un tipo de reacción retardada de engrosamiento. Esto permite suficiente tiempo para colocar el tapón en la zona de pérdida antes de que ocurra la reacción química.Halliburton Temblok es un ejemplo de este tipo. Este tratamiento es temporal y la resistencia se interrumpe muy rápidamente. A esto debe seguirle una lechada de cemento para efectuar un sello permanente.

(9) Tapón duro mezclado en el fondo (técnica de tapón no balanceada)

Para esta píldora se puede emplear Halliburton Flocheck. Este es un material de silicato de sodio el cual, al contacto con iones de calcio insoluble. Al bombear una salmuera de CaCl2 a la formación, seguido por el material Flocheck, ocurre el taponamiento da la formación cuando los dos químicos se mezclan en la matriz de la formación.



Pérdida de circulaciónLa colocación es como sigue:Se bombean 50 bbl al 10% de peso de Cacl2, seguidos por 10 bbl de agua dulce. Luego se bombean 35 bbl de Flocheck, seguidos por 10 bbl adicionales de agua dulce. Se debe tener precaución y asegurar que el CaCl2 no entre en contacto con el Flocheck en superficie, puesto que se endurecerá en los tanques.

Este tratamiento se debe reforzar con una lechada de cemento.

(10) Tapón de barita para lodos base agua

Tapón de barita para preparar una mezcla de agua igual al 54% del volumen de lechada final que se desea.

Receta de asentamiento Receta de no asentamiento1 bbl de agua dulce o marina 1 bbl de agua (dulce o marina)15 lb lignosulfonato 15 lb de lignosulfonato2 lb/bbl de soda cáustica 1 lb polímero XC

Antiespumante2 lb/bbl de soda cáustica

Agregue barita a la mezcla de agua. Para 1 bbl de una lechada de 21 ppg, se mezcla 0.54 bbls de agua de mezcla a 700 lbsde barita.

(11) Tapón de barita para lodos base aceite

Se prepara la mezcla de aceite igual al 47% del volumen de lechada final que se desea.

Receta de asentamiento Receta de asentamiento1 bbl de base de aceite 1 bbl de base de aceite1.5 US gal. de agente humectante de aceite 1.5 gal de agente humectante de aceite

4 lb de arcilla organofílica

Se agrega barita al aceite de mezcla. Para 1 bbl de una lechada de 21 ppg, se mezclan 0.5 bbls de mezcla de aceite a 750 lbs de barita.



Información registrada previamente

La presión lenta de circulación se usa como una presión de referencia cuando se circulan los amagos del pozo.

¡¡RECUERDE!!La presión de circulación es la suma de todas las presiones por fricción que están asociadas con todas las partes del sistema de circulación.

Cuando el pozo ce cierra y se circula a través del choque, éste se usa para aplicar una presión de “control” a la formación. La cantidad de contrapresión del choque se puede determinar si se conoce la presión de circulación lenta para el sistema.

La presión lenta de circulación se debe medir:En cada turno.Cuando se cambie el peso del lodo.Cada 500 pies de hueco nuevo perforado.Luego de cada cambio de BHA o de cada viaje.Luego de cualquier cambio significativo en las propiedades del lodo.

Broca con boquillas

Paredes del hueco

Tubería de perforación

Tanques en la superficie

Bomba de lodos

“Standpipe”

Manguera de la rotaria

Espacio anular

Kelly o Top/drive

Presión de circulación o del “standpipe”

Presión a tasa lenta de circulación


Presiones lentas de circulación

Las tasas lentas de circulación se utilizarán durante las operaciones de control de pozos y se deben determinar previamente teniendo en cuenta los siguientes factores:

Capacidad de mezcla de la barita

Densidad equivalente de circulación sobre el hueco abierto.

Tiempo de reacción para el operador del choque.

Limitaciones de bombeo y presión.

Capacidad del separador de lodo/gas.

Presión de fricción del la línea del choque (en taladros flotantes).

Registrar la presión en el manómetro que se utilizará para matar el pozo.

Presión a tasa lenta de circulación

Asistente del perforador registrando las presionesde lentas circulación.


Pruebas de integridad de la formación

Las buenas prácticas de perforación indican que se pruebe lleve a cabo una prueba de presión de la formación que se encuentre expuesta por debajo de la última sarta de revestimiento para la integridad del control del pozo. La prueba se puede llevar a cabo a un peso de lodo específico o al valor de fractura de la formación o de “leak-off”. Los resultados de la prueba de “leak-off” test indican cuales son los pesos de lodos máximos en profundidades posteriores y pueden alterar el revestimiento que se ha planeado para el pozo. La prueba también indica la calidad del trabajo de cementación.

Prueba de “Leak–Off” y de peso de lodo equivalente

Utilice una bomba de cementación y bombee lentamente en pequeños incrementos (1/4 bbl). Trazar la gráfica en la misma de la prueba de revestimiento.

Para la prueba de peso de lodo equivalente, pare el bombeo cuando se alcance la presión deseada y se monitoree por 10 minutos.

El “Leak-off” es el punto al cual disminuye la tasa de incremento de la presión y se aproxima el punto de disminución de la presión.

Pres

ión

0 1 2 3 4

Parar la bomba

Presión de cierre inicial (ISIP)Esfuerzo horizontal mínimo (Sh)

“Leak off”

Compresión de fluido

Barriles

Tiempo de cierre(minutos)

Aumento lineal Registrar cada minuto durante 20 minutos

o hasta que se estabilice la presión

Prueba psi


Prueba de integridad de la formación

Procedimiento

1. Se perfora el zapato, el bolsillo (“rat hole”) y 10 - 15 pies de hueco nuevo.

2. Se circula el hueco limpio y se acondiciona el lodo hasta una densidad consistente.

3. Se saca la sarta +/- 10 pies por encima del zapato.

4. Se instala la bomba de cemento en la sarta y se lleva a cabo una prueba de presión de las líneas de superficie y del sistema de prueba para determinar si hay fugas.

5. Se cierra el preventor anular (o el ariete de tubería) y se comienza la prueba.

6. Se mantiene una tasa de bombeo constante durante la prueba (1/4 a 1 bbl/min., como máximo).

7. Se grafica la presión a cada 1/4 bbl bombeado, hasta completar la prueba.


¡Estos valores se deben publicar en la mesa del

taladro!

Las presiones máximas tolerables en superficie son el estallido del revestimiento y la presión que causa que la formación se fracture en el zapato (leak-off). Las dos presiones se deben dar a conocer y se deben publicar en la mesa del taladro.

Estallido del revestimiento = 0.7 x tasa de rendimiento interno del revestimiento

(MASP) leak-off = .052 x (LOT MW – MW) x TVD of casing shoe}

También se debe conocer la especificación de estallido del cabezal del pozo y las de estallido y colapso de todos los tubulares.

Recuerde que la tensión reduce la especificación decolapso de los tubulares.

Presiones máximas tolerable en superficiePresión de estallido del revestimiento y de “Leak-Off” (MASP)

Las presiones de cierre del pozo pueden ser una magnitud tal que pueda causar complicaciones hueco abajo o daños a los equipos. Es prudente monitorear permanentemente las presiones en la superficie y estar atento cuando existan condiciones críticas.


“Es el máximo volumen de gas (basado en una presión de poro dada) que se puede circular fuera del pozo sin llegar a causar una pérdida de lodo excesiva en el zapato del último revestimiento sentado”.

262’

Calcule la tolerancia al amago(Asuma una intensidad de amago de 0.5 ppg)

Calcule el MASP para el Leak-Off del zapato

1. Calcule la longitud máxima de gas por debajo del zapato (para causar que SICP = MASP).

2. Calcule este volumen en el cierre, V1cierre.

3. Calcule este volumen en el zapato, Vzapato.

4. Calcule que Vzapato podría estar en el cierre, V2cierre.

5. Reporte la tolerancia al amago como el resultado menor entre V1cierre y V2cierre.

Zapato de 18 5/8”@ 2,132 ‘ TVDLOT – 12.3 ppg

Información del pozo

TD para el revest. de 13 5/8”@ 2,600 m (8,530’) TVD

Diámetro del hueco: 17 ½”

DCs – 9 ½” OD

DP –5” OD

MW – 9.6 ppg

Tolerancia a los amagos


Tolerancia a los amagos - Ejemplo

Zapato de 18 5/8”@ 2132 ‘ TVDLOT –12.3 ppg


TD para el revestim. de 13 5/8”@ 8,530’ TVDDiámetro del

hueco: 17 ½”

DCs – 9 ½” OD262’

DP – 5” OD

Calcule la tolerancia al amago:1. Calcule el MASP para el Leak-Off del zapato

MW – 9.6 ppg

MASP = (12.3 – 9.6) x 2132 x 0.052 = 300 psi

2. Calcule la máxima longitud de gas por debajo del zapato (para causar que SICP = MASP).

Nota: SICP = Subbalance + Pérdida de PH debida al influjo

Pérdida de PH = 300 – 0.052 x 0.5 x 8530 = 78 psi

3. Calcule este volumen en el cierre, V1cierre.

Longitud del gas = 78

( 9.6 – 2 ) x 0.052= 197.4 pies

V1cierre = 197.4 x 0.21 = 41.4 bbls

4. Calcule este volumen en el zapato, Vzapato.Vzapato = 197.4 x 0.273 = 53.9 bbls

5. Calcule que Vzapato podría estar en el cierre, V2cierre.

V2cierre = 53.9 x 1364

4480= 16.4 bbls


Tolerancia a los amagos – Análisis gráfico

Zapato de 18 5/8”@ 2132 ‘ TVDLOT – 12.3 ppg


TD para el revest. de 13 5/8”@ 8530’ TVD

Diámetro delHueco: 17 ½”

DCs – 9 ½” OD

DP – 5” OD

MW – 9.6 ppg

Grafique el máximo subbalance permitido

300

0.052 x 8530= 0.67 ppg=

0

.2

.4

.6

.8

Tamaño del amago (bbls)

1.0

Máx

imo

subb

alan

ce(p

pg)

50 100 150 200

Cierre inicial

Bombeando al zapato

Área de tolerancia al amago

16

Máxima longitud de gas = 300

1. Grafique el máximo volumen permitido @ cierre =

(9.6 – 2.0) x .052= 759 pies

262 x .21 + (759 – 262) x .273 = 190 bbls

2. Grafique el equivalente del máximo volumen en el zapato @ cierre = 759 x .273 x 13644480

= 63 bbls

262’


Detección de amagos

La mayoría de los amagos no son intencionales y se definen como el flujo no deseado de fluidos de la formación hacia el hueco. Los amagos pueden ocurrir intencionalmente como en el caso de iniciar la producción, desasentando empaques después de llevar a cabo una prueba, etc. pero aún así, debe ejecutarse con precaución.

El personal de perforación debe reconocer las señales de advertencia de un amago y reaccionar inmediatamente los procedimientos de control de pozo para minimizar el efecto del influjo. La severidad del incidente está directamente relacionada con el volumen del influjo, por esto es de máxima importancia la detección rápida y el cierre del pozo.

La amplia experiencia en la industria ha demostrado que las causas más comunes de los amagos son:

1. Suaveo durante los viajes

2. Llenado inadecuado del hueco durante los viajes

3. Insuficiente peso del lodo – error humano

4. Formaciones presurizadas de manera anormal

5. Pérdida de circulación

La experiencia muestra que la mayoría de los amagos ocurren durante los viajes.

Causas de los amagos.


Suaveo¡Tenga cuidado con un llenado insuficiente del hueco, en viaje!

El suaveo es afectado por:

La velocidad al sacar la tubería.

Las propiedades del lodo.

El espacio reducido en el espacio anular.

Procedimiento:

1. Monitoree el llenado del hueco durante los viajes.

2. Limitar la velocidad al sacar la tubería.

3. Agregar un margen de viaje al peso del lodo.

4. Si el suaveo es severo, considere bombear mientras se saca la tubería.

Señales de advertencia del suaveo:

Sobretensión, arrastre o torque excesivos.

Perforar en formaciones reactivas (gumbo).

Altas propiedades reológicas del lodo.

El hueco no está tomando el llenado correcto.

Fluidos de la

formación


Llenado inadecuado del hueco en viajesUse tanques de viaje y documéntelos con hojas de viaje

Cuando tenga dudas …

… ¡verifique el flujo y cierre el pozo!

Las hojas de viaje deben ser utilizadas para comparar los volúmenes actuales desplazados y los calculados.

Los tanques de viaje deben estar calibrados y monitoreados con precisión, por un miembro de la cuadrilla.

El llenado del hueco debe corresponder al volumen de la tubería “seca” o “llena” que se haya sacado.

Planee el viaje – Establezca un programa fijo de paradas de tubería a sacar entre llenados, tenga un procedimiento seguro para volver a llenar el tanque de viaje y transferir volúmenes de lodo en la superficie.

EJEMPLO:

Presión reducida en fondo:

¿Si el peso del lodo es (MW) 12.2 ppg y cae 350 pies, cuál es la reducción de la presión en el fondo del pozo (BHP)?

12.2 ppg x .052 x 350 pies = 222 psi


Peso insuficiente del lodoMonitoree permanentemente el peso del lodo de entrada y de salida!

Las causas de densidad insuficiente del lodo/fluido son:

Perforar formaciones con presiones anormales.

Adiciones inadecuadas de agua o fugas de lodo en las válvulas de los tanques.

Asentamientos de barita / SAG en las secciones de ángulo del pozo.

Errores humanos

NOTA:

La densidad del lodo o fluidos debe ser verificada y registrada permanentemente.

¡Los valores deben ser reportados por el intercomunicador del taladro y las condiciones de “pérdida de peso” deben ser reportadas de inmediato!


Pérdida de circulaciónMonitoree continuamente el nivel de los tanques

Conjunto de preventoras

Tanque de viaje

Manifold del choqueTanques de lodo

Separador de lodo/gas

Línea de matar

Bombas de lodo

La pérdida total de circulación puede causar una pérdida potencial de presión hidrostática en el hueco.

La pérdida de circulación causa pérdida de integridad de la presión en el sistema de circulación.

¡EL HUECO DEBE PERMANECER LLENO!


Señales de advertencia de un amago

Perforando

Aumento en la tasa de penetración.

Aumento en la tasa de flujo de retorno.

Incremento en el volumen de los tanques.

Flujo de retorno con bombas apagadas.

Disminución en la presión de circulación.

Cambios en el peso de la sarta.

Disminución de la densidad del fluido de perforación.

Durante el viaje

Llenado inadecuado del pozo.

Que el pozo empieza a fluir.

Aumento en el volumen del tanque de viaje.

Una señal de advertencia es algo que puede observar el perforador y le permite identificar que tiene un amago en el hueco.


Lutitas hinchadas -“ballooning”-

La prueba de “leak-off”y la mínima tensión horizontal (cuando se expresa en términos de ppge) proporcionan dos informaciones muy importantes. El equivalente del peso de lodo de “leak-off” es aquel peso de lodo que haría que las fracturas existentes se abrieran y se propagaran, permitiendo flujo de lodo hacia el interior de la formación. La tensión horizontal mínima es el peso de lodo equivalente que cierra las fracturas, evitando mayor pérdida de lodo.

La clave para prevenir una pérdida de lodo exagerada es nunca permitir que la ECD o la presión de surgencia supere la LOT y nunca permitir que el peso estático del lodo sobrepase la tensión horizontal mínima. Una pérdida de lodo excesiva ocurrirá sin duda alguna si se violan simultáneamente ambas claves, lo cual ocurre frecuentemente cuando se están circulando influjos en un pozo en aguas profundas.

Escenario para pérdida masiva de lodo

1. Fracturas pre-existentesabiertas por ECD

2. El peso del lodo estático es mayor que ShLas fracturas continúan propagándose

El manejo del lodo es muy importante en aguas profundas, puesto que el peso del lodo siempre está cerca del de la tensión horizontal mínima y el ECD puede estar cerca al límite LOT (especialmente cuando se está circulando en el choque).

El mismo mecanismo es responsable de “cargar" o “hinchar“ las formaciones, ususalmente en secciones de lutita con poca o ninguna permeabilidad.

Observe que el ECD es mayor que el LOT, mientras el peso estático del lodo es menor que la tensión horizontal mínima. La pérdida de lodo ocurre cuando se está circulando; pero con las bombas apagadas, las fracturas se cierran haciendo que el lodo perdido regrese al hueco.

Es inevitable perder algo de lodo si hay zonas permeables expuestas en el hueco. Las fracturas en propagación podrían también “encontrar” zonas permeables, lo cual ocasionaría pérdida de lodo.


Lutitas hinchadas -“ballooning”- (continuación)Mejores prácticas

El perforador debe estar seguro que únicamente el lodo de perforación está fluyendo de vuelta en el pozo cuando esté perforando a través de formaciones hinchadas. Usualmente, un hinchamiento excesivo no se manifiesta de inmediato, pero comienza con una pérdida de filtrado y se hace una tendencia que aumenta gradualmente. Con anterioridad, el perforador debe cerrar las preventoras y circular fondos arriba para evaluar los parámetros de retorno del lodo.

La perforación progresará normalmente a la par con la adquisición de experiencia cuando se trate con volúmenes perdidos o ganados durante el contraflujo, etc.

Es la SIDPP > AFP?(Presión de fricción en el anular)

Detección de un influjo /

hinchamiento y cierre del pozo!

¿Hubo pérdidas durante las últimas 24 horas perforando? SICP > SIDP?

¿Está disminuyendo el flujo?

SICP > SIDPP?¿Hubo pérdidas durante las últimas 24 horas perforando?

SICP > SIDPP?Posible influjo real (positivo), puede

utilizar W & W, pero no es una ventaja, circule fondos arriba con peso de lodo original (en choque),

Revise los retornos para influjo antes de aumentar el peso del lodo.

Hinchamiento probable!!!

Muy probable real (positivo) la BOP de superficie usa método

de “esperar y pesar” .Aguas profundas usa “Método del

perforador”.

SS

N

S

N

N S NS

NN

N

S

SPosible influjo real (positivo), puede utilizar

W & W, pero no es una ventaja, circule fondos arriba con peso de lodo original (en choque), Revise los retornos para influjo

antes de aumentar el peso del lodo.


Cierre del pozo

Espaciar la sarta para el cierre de las preventoras y tener acceso fácilmente a la válvula de seguridad.

Primero se debe asegurar la sarta de perforación o la sarta de trabajo.

Este es el camino más rápido a la superficie para los fluidos potenciales del amago.

Después que el pozo esté cerrado, verificar que el flujo del pozo ha cesado.

Tipos de cierre:

Cierre suave – el choque está abierto durante el proceso de cierre y se cierra después de cerrar la BOP.

Cierre duro – el choque está cerrado durante el proceso de cierre de tal forma que la presión del pozo está contenida por el cierre del BOP.

Consideraciones importantes


Cierre del pozo según el API RP 59

1. Establecer el espaciamiento correcto para levantar.

2. Parar las bombas.

3. Cerrar la preventora designada (preventor anular o arietes de tubería).

4. Abrir la válvula de la línea del choque (HCR).

5. Verificar que el choque esté cerrado.

6. Verificar que el pozo esté cerrado.

7. Registrar la hora, presión de cierre de la tubería, presión de cierre del

revestimiento y ganancia en los tanques (iniciar un registro del amago con

registros de presiones y tiempo).

8. Notificar a los supervisores.

Cierre durante la perforación – Cierre duro


Cierre del pozo según el API RP 59

1. Establecer el espaciamiento correcto para levantar.

2. Parar las bombas.



5. Cerrar el choque remoto.


7. Registrar la hora, presión de cierre de la tubería, presión de cierre del

revestimiento y ganancia en tanques.


Cierre durante la perforación – Cierre blando


Cierre de pozo según API RP 59

1. Sentar la sarta sobre las cuñas.

2. Instalar la válvula de seguridad abierta en la sarta.

3. Cerrar la válvula de seguridad de la sarta (con la llave).



6. Verificar que el choque esté cerrado.



9. Registrar la hora, presión de cierre del revestimiento y ganancia en tanques.

Cierre duro – mientras se viaja


Cierre de pozo según API RP 59

1. Sentar la sarta sobre las cuñas.

2. Instalar la válvula de seguridad abierta sobre la sarta.

3. Cerrar la válvula de seguridad (con la llave).



6. Cerrar el choque remoto.



9. Registrar la hora, presión de cierre del revestimiento y ganancia en tanques.

Cierre suave – mientras se viaja


Revisión de presiones de cierre atrapadas

No se recomienda siempre revisar las presiones atrapadas después de cerrar el pozo. Sin embargo, si las bombas están funcionando durante el cierre, quedarápresión atrapada en el hueco.

El perforador debe saber si hay presión atrapada durante el cierre.

Procedimiento para revisar la presión atrapada:

1. Abrir ligeramente el choque manual ajustable y purgar ¼ de bbl de lodo del pozo (o menos).

2. Cerrar el choque manual y registrar las presiones de cierre.

3. Si las presiones del revestimiento y de la tubería de perforación se reducen, regrese al paso 1.

4. Si las presiones de la tubería de perforación y del revestimiento se mantienen o aumentan, registre estos valores como las presiones verdaderas de cierre.

Consideraciones claves:


Presiones de un amagoCondiciones de cierre

Presión de cierre de la tubería de perforación (SIDP)

200 psi

410 psi

Presión de cierre del revestimiento (SICP)

Peso lodo = 12 ppgGradiente del lodo = .624 psi/pie

400 pies de influjo

Gradiente del gas = .1 psi/pie

Profundidad vertical verdadera (TVD) = 8500 pies

Gradiente de la formación = .647 psi/pie

200 psi 410 psi

5054 psi

40 psi

5504 psiPresión total

actuando hacia abajo

Presión de la formación actuando

hacia arriba

5504 psi

5304 psi

La presión de cierre en la tubería de perforación más la presión hidrostática en la sarta es igual a la presión de fondo BHP. La presión de cierre en el revestimiento más la presión hidrostática total en el anular es igual a la presión de fondo del pozo BHP.

Presión de la formación = (.624 x 8500) + 200 = 5504 psi


Peso del lodo de matar

La presión de cierre de la sarta es la diferencia entre la presión hidrostática y la presión de la formación.El peso del lodo de matar se calcula usando la presión de cierre de la tubería.Aproxime por encima siempre al siguiente decimal en ppg.

EJEMPLO:

Presión de cierre de la sarta = 200 psiProfundidad vertical verdadera = 8500 piesPeso original del lodo = 12.0 ppg

El peso del lodo de matar debe ser exacto para lograr un equilibrio con la presión de la formación (sin margen de sobrebalance o factor de seguridad).

12.5 ppg+ 12.0 = 12.45 ppg = 200(0.052 x 8500)

PESO LODO DE MATAR (KMW )= + OMWSIDP(0.052 x TVD)


Comunicaciones entre el personal del taladroEjemplo para un taladro costa afuera durante la perforación.

Jefe de Equipo

Ingeniero de lodos

Capitán barcaza

Perforador Base del contratista en tierra

Cuadrilla en descanso Oficiales Personal

contratista

Cuadrilla de perforación

Encargado de la bomba

1. Ocurre el amagoSe cierra el pozo y se monitorea.

2. Reunión antes de matar el pozoSupervisor de perforaciónJefe de equipo (“Toolpusher”)Capitán de la barcazaIngeniero de lodos

3. Asignar responsabilidades Jefe de equipo

Capitán barcaza

Supervisor perforación

Ingenieros compañías de servicios

“Mud Logger”

Base contratista en tierra

Ingeniero de lodos

Perforador Base del contratista en tierra

Personal marino

Encargado de la bomba

Cuadrilla de perforación

TT

HH

SSTT TT

HH

SS TT

HH

4.Principales líneas o métodos de comunicación durante las operaciones de control del pozo.

TT – Teléfono taladroSS – Barco a tierraHH – Intercomunicador del taladro


Árbol de decisiones para el control del pozoAmagos con la broca en el fondo

Presiones de cierre de pozo inusuales

SIDP > SICP

El espacio anular está cargado con cortes.Influjo en la sarta de perforación.Bloqueo hueco abajo.Densidad del influjo mayor que la del fluido en el hueco.Imprecisiones en los manómetros.

Presión entre las sartas del revestimiento

Fuga en el revestimiento.Comunicación a través del cemento.

Circular fondos arriba conel método del perforador

Ver temas especiales de

control de pozos

SICP > 0Abra choque, revise si hay

flujo

Válvula flotadora?

¿Se puede manejar el influjo en superficie?

¿Hay suficiente suministro de barita?

SIDPP > 0¿Es posible el forzamiento

(“bullheading”)?

Forzamiento (“bullheading”)

SIDPP > 0

¿Está tapada la sarta?

Gas atsurface?

¿Hay migración de gas?

¿Sarta destapada?

¡¡Amago detectado y pozo cerrado!!

Correr LOT sobre la válvula

flotadoraCerrar el choque

Parar bombas. Cerrar el pozo

Pozo abierto, reiniciar

operaciones

N N N S N S

N

Método del perforador

N

S NS S

Método de esperar y pesar

SSN

Monitorear si hay migración de gas

Continuar con el método inicial para matar el pozo

Aplicar el método volumétrico

Continuar con el método Inicial para matar el pozo

Procedimiento de lubricación

¿Es posible circular?

¿Hay gas en la superficie?

N

N

NN

S

S S

S

N

(Submarino)Circular fondos arriba conel método del perforador


Forzamiento(“Bullheading”)

Sentar las cuñas, instalar el cross-over, la tubería de

perforación y la válvula de seguridad.. Asegurarla

SIDP > 0SICP > 0

Abrir el choque y revisar el flujo

Volumen correcto desplazado

¿En fondo?

SICP < 1500

SIDP = 0SICP > 0

SICP < 1500

¿La sarta está tapada?

¿Está libre la tubería?

¿En el fondo?

¿En el fondo?

¿Hay evidencia de migración de gas?

¿Hay evidencia de migración de gas?

¿Está libre la tubería?

SIDP = 0SICP = 0

¿Esta el ensamble de fondo a través del conjunto preventor

de reventones?

S

SS

SS

S

S

SS

S

S

SN

N

NN

N

N

N

S

NN

N

N

N

N

N

Cerrar el pozo. Registrar las presiones de cierre en la tubería

y en el revestimiento. SIDP y SICP

Cerrar los arietes de

tubería

Cerrar los arietes de tubería

Instalar la “Inside BOP” y

preparar para el “Stripping”

Correr el LOT sobre la sarta

Destapar la sarta

Instalar la válvula de seguridad en la sarta

Retirar válvula de seguridad y abrir el pozo

Circular

Meter la tubería

Tratar de liberar la tubería

Métodos especiales de control de pozo

Método volumétrico

“Stripping”a largo plazo

Circular fondos arriba con el

método del perforador

“Stripping”a corto plazo

Amagos con la broca fuera del fondoÁrbol de decisiones para el control del pozo


(E) PROGRAMA DE PRESIÓN DECIRCULACIÓN DE LA TUBERÍA

(D) PROCEDIMIENTO DE ESPERAR Y PESAR

HOJA DE MATAR PARA EL CONTROL DE POZOS

Lodo de peso para matar (KMW)

KWM = (SIDP ÷ TVD ÷ .052) + peso de lodo original

KWM = ( ÷ ÷ .052) +

Presión inicial de circulación (ICP)

ICP = Presión lenta de bombeo + SIDP

ICP = +

Presión final de circulación (FCP)

FCP = Presión lenta de bombeo X KMW ÷ OMW

FCP = x ÷

1. Aumentar el peso del lodo en el tanque de succión hasta el valor del lodo pesado para matar.

2. Monitorear la presión de cierre por una posible migración de gas. Mantener la presión de la tubería de revestimiento constante al valor original de cierre, si es necesario.

3. Cuando el KMW esté listo, alinear la bomba de acuerdo con el procedimiento para prender la bomba.

4. Mantener una velocidad de bombeo constante durante la operación de matar y ajustar el choque, según se requiera para controlar la presión de la tubería de perforación, como se muestra en el programa.

5. Seguir el programa de presión de circulación de la tubería de perforación hasta que el lodo de peso para matar retorne a la superficie.

(C) CALCULOS:

ESTROQUES PRESIÓN

ICP

(1)

0

(8)

(7)

(5)

(6)

(4)

(3)

(2)

FCP

Estroqueshasta labroca (10)

(9)

psi

psi

ppg

Peso de lodo original

Profundidad vertical total (TVD)

Presión lenta de bombeo

Velocidad lenta de bombeo

Estroques de superficie a broca

bbls

Presión de cierre de la tubería (SIDP)

Presión de cierre del revestimiento (SICP)

Ganancia en superficie

(A) INFORMACION DEL POZO:

(B) DATOS DEL AMAGO:

psi

ppg

pies

psi

psi

Stks

psi

INSTRUCCIONES:

Escribir la ICP, FCP, y los estroques hasta la broca en los espacios indicados en el programa:

1. Calcular el incremento en los estroques:Estroques hasta la broca ÷ 10 = _____Estroq.

Sume estos estroques a cada incremento hasta llegar a los estroques hasta la broca.

2. Calcule la reducción de la presión de la tubería de acuerdo con el incremento:(ICP - FCP) ÷ 10 = psi

De la ICP reste esta reducción de la presión de cada incremento hasta alcanzar la FCP.


INFORMACIÓN DEL ESPACIO ANULAR PREREGISTRADO

CAPACIDADES(BBLS/PIE)

LONGITUDES(PIES)

Tubería de perforaciónx Revestimiento

VOLUMEN DEL ESPACIO ANULAR (BBLS)Longitud (pies) x Capacidad (bbl/pie) = Vol. (bbls)

=X =

Sume 1 + 2 + 3 parael volumen total del anular

X =

X =

X =

X =(1) Entre revestimiento y sarta

X =

X =

X =

X =(2) Entre hueco abierto y sarta

(3) Volumen línea del choque (sólo prev. submarinas)

(1) Estroques superficie a

broca

Desplazamiento de la bomba (bbls/stk)

Volumen de la sarta de perforación

Sume 1 + 2 para calcular lacirculación total para matar el pozo

Volumende anular

Estroques de la sarta de perforación

Estroques delanular

Estroques totales

Desplazamientode la bomba

Salida de la bomba

(2) Estroques fondos arriba

PREVENTORAS EN SUPERFICIE:1. A medida que el perforador inicie la bomba; ajustar el

choque según sea necesario, para mantener la presión del revestimiento constante al valor SICP hasta que se obtenga la velocidad de matar.

2. El perforador debe tomar por lo menos un minuto para aumentar el bombeo hasta la velocidad de matar.

3. Cuando se estabilice el manómetro de presión, leer el valor correcto ICP del manómetro de la tubería de perforación. Si es necesario, corregir el programa de presión de circulación de la tubería de perforación.

PREVENTORAS SUBMARINAS:Fricción de la línea del choque = psi

1. A medida que el perforador inicie la bomba; ajustar el choque según sea necesario para mantener la presión de la línea de matar constante al valor de la SICP hasta que se obtenga la velocidad de matar.

Si la presión de la línea de matar no está disponible; reducir la presión del revestimiento por la línea del choque hasta que la bomba alcance la velocidad de matar.

2. Continúe con los pasos (2) y (3) indicados arriba.

SALIDA DE LA BOMBA Y ESTROQUES TOTALES PARA MATAR EL POZO

PROCEDIMIENTO PARA EL INICIO DE LA BOMBA

=

=

=

=

INFORMACIÓN DE LA SARTA PREREGISTRADA

CAPACIDADES(BBLS/PIE)

LONGITUDES(PIES)

Tubería de perforación#2 o “Heavyweight”

Collares

(2)

(3)

(4)

=Sume 1+2+3+4 parael volumen total de la sarta

VOLUMEN DE LA SARTA (BBLS)Longitud (Pies) x Capacidad (bbl/pie) = Vol. (bbls)

X =

X =

X =

X =(1)

:

:Tubería de perforación

Tubería de perforaciónx Revestimiento

Botellas x Huecoabierto


Complicaciones y soluciones

Nota:Si se presenta un problema matando un pozo, “TOME NOTA Y REGISTRE” la presión de la tubería de perforación y del revestimiento, pare las bombas, cierre el pozo y después evalúe la situación.

Esté preparado para complicaciones durante las operaciones de control del pozo

La presión de control de un pozo es proporcionada por la potencia de las bombas de lodo y la contrapresión relacionada por el control del choque durante la circulación de un amago. Se puede desarrollar presiones excesivas en caso de que se tapone cualquiera de los recorridos de circulación. Se puede inducir una presión en fondo de pozo inadecuada si se dan “washouts” en el recorrido de circulación o si se dan otros factores que alteren la hidráulica del sistema.

Las complicaciones incluyen entre otras las siguientes:

Presiones no conocidas de las tasas de circulación lentas.

Taponamiento de la broca o del choque.

“Washouts” en la sarta de perforación y/o el choque.

Pérdida de circulación durante la operación de muerte del pozo.

Presiones excesivas en superficie.



Paso No. 1Lleve el pozo hasta la tasa lenta de bombeo que se ha seleccionado, usando el choque e implementando correctamente el procedimiento de inicio de la bomba.

Paso No. 2

Cuando los manómetros de la tubería y del revestimiento se hayan estabilizado, lea y registre la presión inicial de circulación del manómetro de la tubería.

Paso No. 3

De la hoja para matar de control de pozos:

Presión inicial de circulación (ICP) psi

ICP = Presión lenta de la bomba + SIDP

1500 = ? + 500

Presión lenta de la bomba = ICP - SIDP

1000 = 1500 - 500

Ejemplo:

SIDP = 500 psi

SICP = 800 psi

Presión lenta de

bombeo = 1000 psi

Tasa lenta de

bombeo = 30 spm

¿Cómo se obtiene la presión lenta de bombeo si ésta no se tiene registrada antes de ocurrir el amago?

1500

Obteniendo la presión lenta de bombeo después de un amago


Paso No. 1

Realice un LOT sobre la válvula flotadora. Utilice la bomba de cementación y bombee a una tasa baja a través de la sarta. Cuando abra la válvula flotadora ocurrirá una ligera variación en el manómetro de la presión de la tubería de perforación.

ÉSTA ES LA PRESION DE CIERRE DE LA TUBERIA DE PERFORACION

Paso No. 2

Lleve el pozo hasta la tasa lenta de bombeo que se ha seleccionado, usando el choque y el procedimiento correcto de inicio.

Obtenga la presión lenta de bombeo usando el procedimiento descrito en la página anterior.

Presión lenta de la bomba = ICP - SIDP

1000 = 1500 - 500

Ejemplo:

SIDP = 500

¿Cómo se puede obtener la SIDP y la presión lenta de bombeo si hay una válvula flotadora en la sarta y si además no se registró la presión lenta de bombeo antes de que ocurriera un amago?

psi

SICP = 800 psi

Presión lenta de bombeo = 1000 psi

Velocidad lenta de bombeo = 30 spm

Válvula flotadora en la sarta



Identificación y detecciónUsualmente se detecta porque el choque no responde.

Disminución gradual en la presión del revestimiento, seguido por disminución en la presión en la tubería de perforación.

Se puede observar disminución del volumen en los tanques de lodo.

Acción correctivaReduzca la tasa de bombeo usando el procedimiento correcto, continúe matando el pozo tan pronto el volumen del lodo lo permita.

Eliminar cualquier exceso de presión usado como factor de seguridad de sobrebalance.

Use el peso exacto en el lodo de matar – sin factores de seguridad.

Use material para pérdida de circulación– generalmente LCM fino.

Cuando el volumen del lodo sea muy bajo, -cierre el pozo-, deje curar el pozo mientras se incrementa el volumen de lodo.

Pérdida parcial de circulación mientras se mata el pozo



Identificación y detecciónPartículas abrasivas a alta velocidad – Washout en el choqueDesprendimiento de lutita – choque taponado.

NOTA: Los problemas en el choque afectarán tanto la presión en el revestimiento como en la tubería de perforación.

Washout en el choqueDescenso gradual de la presión del revestimiento seguido por disminución gradual de la presión en la tubería de perforación.Cierre del choque con muy poca o ninguna respuesta en ambos manómetros. Podría resultar en una situación en subbalance con un aumento adicional en los tanques de lodo, sino se puede mantener una presión adecuada en la tubería de perforación.

Choque taponadoIncremento gradual o drástico de la presión en la tubería de perforación (SIDP) y en la presión del revestimiento (SICP).Apertura del choque con poca o ninguna respuesta para ambos manómetros.Las partículas frecuentemente generan ruido y vibración.Puede resultar en pérdida parcial o total de circulación.

Problemas del choque



Acción correctiva

Pare las bombas y cierre el pozo de la forma más segura y rápida que sea posible.

Aísle el choque taponado. (Cierre tanto la válvula anterior como la válvula posterior a este

choque).

Si hay otro choque disponible, alinee las válvulas apropiadas del manifold del choque y reanude

las operaciones para matar el pozo.

Si no se puede usar otro choque, repare el choque taponado y reanude las operaciones para

matar el pozo.

Problemas del choque



“Washout” en la sarta de perforaciónIdentificación y detección

Disminución gradual de la presión en la tubería de perforación, con pequeños o ningún cambio en la presión en el revestimiento.Choque cerrado para compensar pérdida de presión en la tubería, resultando en un incremento en la presión del revestimiento.Puede no ser notado hasta que:

• La presión del revestimiento es muy alta y finalmente llama su atención.• Empieza a perder retornos parciales.• El lodo de matar (KMW) retorna por la línea de flujo antes de lo esperado.

Disminución drástica de la presión en la tubería sin cambios significativos en la presión del revestimiento.

Acción correctivaDetermine la profundidad del washout.Si el lodo de peso para matar está por encima del washout en el espacio anular, continúe con el procedimiento establecido para la matar el pozo.

• Pare bombas y cierre el pozo. Lleve el pozo hasta la tasa lenta de bombeo que se ha seleccionado, usando el choque para determinar la nueva presión de circulación.

Washout superficialPare el bombeo – implemente el procedimiento volumétrico.Bombee manila u otro material de taponamiento.Coiled tubing / tubería pequeña con empaque.Sacar tubería para remover las juntas con washout.



Sarta de perforación taponadaTaponamiento parcialIdentificación y detección

Un repentino incremento en la presión en la tubería con cambios pequeños o ningún cambio en la presión del revestimiento.

Acción correctiva

Observe las presiones de tubería y revestimiento; pare bombas y cierre el pozo de la forma más segura y rápida posible.

Lleve el pozo hasta la tasa lenta de bombeo, utilizando el choque remoto para establecer la nueva presión de circulación.

Se puede requerir la reducción en la velocidad de bombeo.

Calcule la presión final de circulación y ajuste el programa de presión de la tubería de perforación.

Taponamiento totalIdentificación y detección

Un aumento en la presión de la tubería de perforación repentino y drástico sin cambios en la presión del revestimiento.

Acción correctiva

Aplique el método volumétrico de control de pozos.

Surgencia en la sarta de perforación; acelere y reduzca la bomba.

Explote las boquillas de la broca.

Cañonee la tubería.



Presión excesiva en superficie

Los contratistas de perforación y las compañías operadoras deben desarrollar planes de contingencia para mitigar el creciente riesgo asociado con altas presiones en superficie causadas por los amagos.

Se deben considerar las siguientes alternativas:

Intente bombear un lodo de peso para matar con peso extra para reducir presiones máximas debidas a la expansión de gas.

Declare el estado de “alerta” del taladro (Active el plan de contingencia para estos eventos).

Alertar al personal fuera de turno de posibles procedimientos de emergencia.

Notifique a la base en tierra de las condiciones y si es posible alerte también a los embarcaciones que encuentren disponibles.

Abrir el pozo para intentar reducir la presión de superficie puede hacer la situación peor. Sin embargo, dependiendo de las condiciones esta podría ser una opción para obtener mayor tiempo para evacuar al personal en un abandono total del pozo.


Aspectos de control de pozos en pozos horizontales

Amagos por subbalanceYacimientos fallados.

Yacimientos pinchados y reperforados (“re-entry”)

Amagos inducidosSuaveo – Incremento de suaveo/surgencia.

Suaveo debido a la restricción del espacio anular por los cortes acumulados en la transición

vertical/horizontal del pozo.

Pérdidas de circulación – incremento de la ECD (Densidad Equivalente de Circulación)

mientras se está en la parte horizontal. El ECD aumenta más rápidamente que la resistencia

de la formación.

Pérdida de circulación – Las presiones de suaveo son más altas que las presiones de la

profundidad vertical total equivalente.

Causas de amagos horizontales


Perforación a través de fallasPerforando cerca de estructuras masivas

(domos salinos / lechos de carbón)

Formación Pinchada y reperforadaCaracterísticas en yacimientos con

barreras de arena y arrecife.

Causas de amagos en pozos horizontales – Amagos por desbalance

Aumento en la presión de formación Aumento en la presión de formación

Control de pozos en pozos horizontales


Pérdidas de circulación• Fracturas naturales• Permeabilidad heterogénea• Secciones agotadas del yacimiento• Densidad equivalente de circulación (ECD) más alta que en

el pozo vertical

Suaveo• Mayor surgencia /suaveo (TMD/TVD)• Posible acumulación de cortes de perforación en la sección

horizontal y la sección de transición de alto ángulo del pozo

Causas de amagos en pozos horizontales - Amagos inducidos



Detección de amagos por ganancia en tanques y flujo

La pérdida hidrostática se incrementa debido a un “influjo” más liviano, causando incrementos en el volumen de influjo.

Pozo vertical

Pozo horizontal

Gan

anci

a en

sup

erfic

ie (b

bls)

delta

de

fluid

o (g

pm)

Tiempo

La ganancia en tanques es el mejor indicador.



0 0

0

No hay pérdida hidrostática hasta que el influjo alcance la sección vertical del pozo.

Pre

sión

de

cier

re d

el

reve

stim

ient

o-S

ICP

(psi

)

Tiempo

Pozo vertical

Pozo horizontal

Presión de cierre del revestimiento

Presión de cierre del revestimiento = Subbalance + pérdida hidrostática en el espacio anular

Los amagos por suaveo pueden no ser indicados por la presión del revestimiento



Presión de cierre del revestimiento = Subbalance + Pérdida hidrostática en el espacio anular(SIDP)

Presión de cierre de la tubería de perforación vs. Presión de cierre del revestimiento

Pre

sión

de

cier

re d

elre

vest

imie

nto

(psi

)

Tiempo

Pozo vertical

Pozo horizontal 0

No hay pérdida hidrostática hasta que el influjo alcance la sección vertical del pozo.

Hay poca o ninguna diferencia hasta que el influjo entra en la sección vertical



SWACO

Arranque de la bomba

Preventoras de superficie

1. Una vez que el perforador lleve la bomba hasta la velocidad de bombeo para matar, ajustar el choque cada vez que se requiera para mantener la presión del revestimiento constante al valor de cierre hasta alcanzar la velocidad para matar el pozo.

2. El perforador deberá tomar al menos un minuto para llevar la bomba hasta la velocidad de bombeo para matar. Esto hace que sea más fácil para el operador del choque controlar la presión del revestimiento durante este tiempo crítico.

3. Cuando los manómetros de las tubería de perforación y del revestimiento se hayan estabilizado, leer y ajustar la presión de circulación inicial (ICP) correcta del manómetro de la tubería de perforación.

Si la ICP indicada es menor a la ICP calculada, parar y reiniciar. Si la ICP es la misma a que se calculó previamente, usar la ICP precalculada.

Una clara comunicación entre el operador del

choque y el perforador es vital

El gas toma menos tiempo para entrar en la sección vertical del pozo



No es un factor tan importante en la fractura del zapato (el lodo de peso para matar se desplaza a la

sección vertical).

El gas puede moverse más rápido en pozos horizontales que en pozos verticales.

El gas puede estar atrapado:

• Quizá sea necesario barrer el espacio anular entre 100 y 150 pies/minuto.

• Solamente hasta que el influjo esté fuera de la sección horizontal.

• Este es más alto que las tasas de circulación lentas.

Puede ser necesario llevar a cabo un forzamiento de fluido (“bullheading”) hacia la formación.

Fracturas / “Washouts”

El gas se extiende a la parte superior del hueco.

Extremo alto del hueco (>90°)

Procedimientos para matar pozos horizontales:Método del perforador vs. Método de esperar y pesar



Control de pozos en pozos horizontalesMatando el pozo con un amago por subbalancePozo horizontal vs. Pozo vertical

El error ocurre cuando se está desplazando lodo de peso original con el lodo de peso para matar.

En pozos verticales debemos matar la SIDP con los estroques hasta la broca (profundidad medida).

Debemos matar la SIDP según la profundidad vertical.

El no hacerlo causa una sobrepresión cuando el KWM pasa el KOP.

SIDP

Pres

ión

de c

ierr

e de

la

tube

ría d

e pe

rfor

ació

n

Estroques hasta el

KOP

Estroques hasta TVD

Estroques de la bomba

Estroques hasta la broca

Estroques hasta la broca

Programa estándar para la tubería de perforación

Programa corregido para huecos con alto grado de desviación

ICP

Estroques hasta el

KOP


Programa de presión para la tubería de perforación

EOB

KOP


Procedimientos para el manejo de amagosContenido

Registro del amago 2

Lista de chequeo para la preparación del procedimiento 3

Procedimiento de arranque de la bomba 4

Método de esperar y pesar 5

Método del perforador 11

Método de presión en la tubería para el control de migración 19

Procedimiento volumétrico 20

Lubricación de gas 25• Método de volumen• Método de presión• Método dinámico

“Stripping” 32• “Stripping” anular a corto plazo• “Stripping” anular a largo plazo

Forzamiento de fluidos “Bullheading” 41

Circulación en reversa 47


Iniciar el registro del amago – Monitorear las presiones del pozo

BHP = FP en el cierre del pozo

El flujo del gas migrará causando

• Aumento en la BHP

• Aumento de la presión en el

zapato del revestimiento

• Aumento de la SICP

El peor de los casos es cuando el

gas está en la superficie a su

presión inicial. En este momento

la SICP = FP y la BHP es casi el

doble!8000 BHP

2500

2500

10500 BHP

5000

500

5500 BHP

5500

5500

5500

3000 5500

HP =5000 psi

Cada vez que el pozo está cerrado con la presencia de un amago de gas, éste comenzará a migrar hueco arriba. Las tasas de migración pueden oscilar entre unos cientos de pies por minuto y varios miles de pies por minuto. La migración del gas causa un aumento de la presión a lo largo de todo el hueco.

Anote las presiones de cierre cada minuto al igual que cualquier información pertinente relacionada con la operación de control del pozo. Las presiones de cierre indicarán la migración gas y ayudarán a preparar un reporte posterior sobre las lecciones aprendidas de la muerte del pozo.


Lista de verificación para la preparación

Iniciar el registro del amago.

Asignar un cuñero en la mesa del taladro, en caso de que sea necesario implementar planes de contingencia de emergencia.

Trabajar en tubería? Si No

Minimizar la presión de cierre del preventor anular sin que se presenten fugas.

El Jefe de Equipo debe examinar todo el área para garantizar un correcto estado del pozo y de los equipos.

Revisar el preventor anular, las válvulas en el manifold del “standpipe”, las válvulas de seguridad de las bombas de lodo, las válvulas del revestimiento, el choque y las líneas fuera de borda para detectar posibles fugas. Verifique también las escariaciones hacia la superficie en el caso de taladros costa afuera.

Ordenar el suministro de barita si se requiere.

Diligenciar la hoja de control para matar el pozo.

Asegurarse de que haya una comunicación clara entre el perforador y el operador del choque.


Procedimiento de arranque de la bomba (Preventoras de superficie)Operador de la bomba

1. Comience lentamente y con calma; se debe tomar por lo menos un minuto para llevar la bomba a la tasa deseada para la operación para matar el pozo.

2. Monitoree el aumento de la tasa de bombeo y las presiones de la tubería de perforación y el revestimiento. Comuníquele estos valores al operador del choque.

3. La presión de bombeo debe aumentar constantemente mientras que la presión del revestimiento debe mantenerse relativamente constante. Si se observa algún comportamiento de presiones inusual – deje de bombear y comuníquese con el operador del choque para cerrar el pozo.

Responsabilidades del operador del choque

1. Una vez que el operador de la bomba avise que la bomba arrancó, abra lentamente el choque y monitoree las presiones de las tubería de perforación y del revestimiento.

2. A medida que la bomba se acerque a la tasa de operación para matar el pozo, ajuste el choque según se requiera para controlar y mantener constante la presión del revestimiento al valor de cierre hasta que la bomba alcance la tasa deseada para matar el pozo.

3. Esté alerta para detectar comportamientos de presión poco usuales y comuníquele al operador de la bomba las presiones de la tubería y el revestimiento. Esté preparado para dar instrucciones al operador de la bomba para que pare la bomba si se observan presiones inusuales.

4. Cuando la bomba haya alcanzado la tasa adecuada para la operación de matar el pozo, siga controlando y manteniendo constante la presión del revestimiento hasta que se hayan estabilizado las presiones del revestimiento y de la tubería de perforación.

5. Registre la presión de la tubería de perforación como la presión Inicial de circulación (ICP) correcta. Compárela con el valor precalculado de la ICP.

Nota:

Si la ICP real excede la ICP calculada, utilice la ICP real y corríjala en la hoja para matar el pozo. Si la ICP real es menor que la ICP calculada, pare las bombas, cierre el pozo y confirme si se presenta un problema en el sistema de circulación. Posteriormente, intente poner la bomba nuevamente en funcionamiento.



El método de esperar y pesar recibe su nombre por el hecho de que se presenta un tiempo de “espera”mientras se aumenta el peso del lodo antes de circular el influjo fuera del hueco. El método de esperar y pesar solo se aplica en caso de amagos que resultan del subbalance del peso del lodo con respecto a la presión de la formación.

Por lo general, el pozo puede matarse en una circulación completa. Sin embargo, debido a que solo se recomienda utilizar un peso de lodo que equilibre la presión de la formación, se requerirá un tiempo de circulación adicional para aumentar el peso del lodo en un factor de seguridad adecuados previos al reinicio de las operaciones normales.

Las ventajas del Método de esperar y pesar son:En general, las presiones ejercidas sobre el hueco y sobre el equipo de control de presión generalmente serán menores que las alcanzada por el Método del Perforador. Esta diferencia se hace más evidente si el influjo es de gas y en el caso de amagos de gran intensidad (subbalance significativo).

La máxima presión ejercida sobre el zapato (o el punto débil en el hueco abierto) normalmente será menor si se emplea el método de esperar y pesar. La presión máxima en el zapato será menor si el lodo para matar comienza a subir por el espacio anular antes de que la parte superior del influjo alcance el zapato del revestimiento (o el punto débil del hueco abierto).

El pozo estará bajo presión por menor tiempo.


Método de esperar y pesar – Cálculos que se requieren

1. Determine una tasa de circulación adecuada.

Por lo general, el límite superior de la tasa de circulación se fija de acuerdo con la tasa máxima a la que se puede mezclar la barita en el lodo para mantener el aumento de peso de lodo requerido.

Tasa máxima de circulación (bmp) = Tasa de vertimiento de barita (lb/min)

Barita requerida para aumentar el peso del lodo (lb/bbl)

2. Calcule el lodo con peso para matar (KMW).

El lodo con peso para matar es el peso del lodo requerido para lograr un equilibrio preciso de la presión en la zona del amago.

Lodo de peso para matar (ppg) = Lodo de peso original (ppg) +SIDP (psi)

( 0.052 x TVD (pies)

3. Calcule los volúmenes de la sarta de perforación y del espacio anular.

Es necesario conocer los volúmenes de la sarta de perforación y del espacio anular para determinar el punto en que se encuentra el influjo y el lodo de peso para matar en la trayectoria de circulación durante la operación para matar el pozo. Por lo general, estos datos se obtienen a partir de la hoja para matar diligenciada previamente.

Estroques de superficie a broca (stks) = Volumen total de la sarta de perforación (bbls)

Desplazamiento de la bomba (bbl/stk)

Pozos verticales y de bajo ángulo


4. Calcule la presión inicial de circulación (ICP).

La presión inicial de circulación debe calcularse a fin de estimar la presión de circulación que se requerirá para mantener una presión constante en el fondo del pozo al inicio de la circulación.

Presión inicial de circulación (psi) = Presión lenta de circulación -SCR- (psi) + Presión de cierre de la tubería de perforación (psi)

5. Calcule la presión final de circulación (FCP).

A medida que se desplaza la tubería de perforación con lodo de peso para matar, se debe reducir la presión de circulación del “standpipe”; tener en cuenta el aumento de la presión hidrostática del lodo en la tubería. La presión del “standpipe”debe también compensar el aumento en la presión de fricción debido a que se está bombeando un lodo de mayor peso.

Una vez que se haya desplazado completamente la tubería de perforación con KMW, la presión estática de la tubería de perforación debe ser cero. La presión de circulación requerida en el “standpipe” en este punto es sencillamente la presión lenta de circulación –SCR- ajustada en el KMW.

6. Elabore un tabla de presión de circulación de la tubería de perforación vs. estroques de bomba.

El operador del choque requiere operar la manija de control del choque para llevar a cabo el programa de presión de circulación de la tubería de perforación (necesario para mantener constante la presión en el fondo del pozo -BHP-) vs. los estroques acumulados de la bomba durante la operación de matar el pozo. Esto asegurará que esta operación se llevará a cabo correctamente y ayudará a identificar problemas potenciales que se puedan presentar.


Método de esperar y pesar – Cálculos (Continuación)

Presión final de circulación (psi) = Presión lenta de circulación -SCR- (psi) x Lodo de peso para matar (ppg)

Lodo de peso original (ppg)


Método de esperar y pesar - procedimiento

1. Lleve la bomba hasta la velocidad para matar el pozo de acuerdo con el procedimiento de arranque de la bomba.

2. Compare la presión de circulación real con la calculada en el programa de la tubería de perforación. Corrija el programa de presión, si es necesario.

3. Ajuste el choque, si es necesario, para controlar la presión de la tubería de perforación de acuerdo con el programa de presión. Continúe hasta que el lodo de peso para matar retorne a la superficie.

Esté siempre alerta en caso de que se presenten problemas potenciales. Si sospecha de la presencia de un problema, PARE la bomba y CIERRE el pozo.

4. Pare la bomba y cierre el choque. La SIDP y la SICP deben ser cero ó casi iguales a cero. Si es así, abra el choque y verifique si hay flujo. Si no es así, arranque la bomba nuevamente y circule el pozo a través del choque para un mayor acondicionamiento del lodo.


Presión de circulación del DP (psi)

0 ICP (psi)

FCP (psi)Estroques hasta la broca

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)

(7)

(8)

(10)

(9)

Programa de presión de circulaciónde la tubería de perforación.



Método de esperar y pesar – PresionesPresión del “standpipe” y del choque

INFORMACIÓN DEL POZO:

Profundidad pozo 11480 pies BHA 6 ½”, 591 pies

Profun. zapato 6560 pies Tubería de perforación, 5” OD

Peso del lodo 14.2 ppg Método del Perforador /

Peso de lodo equiv. Esperar y Pesar

del amago 15.2 ppg Influjo 20 bbls de gas

SIDP 600 psi SCR 500 psi @ 30 spm

Volumen bombeado (bbls)

Pres

ión

en la

sup

erfic

ie (p

si)

drillpipe Volume 800600400200

SCR

SIDP

Volumen del

espacio anular

200

400

600

800

1000

1200

1600

1400

1800

Presión del choque

(Método de Esperar y Pesar)

Presión del choque

(Método del Perforador)

SCR (FCP)

Presión del ”standpipe”

A B

C

D

E

200 400 600 800


Método de esperar y pesar – Pozos de alto ángulo de desviaciónCálculos adicionales necesarios para pozos de alcance extendido y horizontalesCorrija la presión de circulación en los cambios significativos de ángulo a lo largo de la trayectoria del pozo

Se requerirá calcular presiones de circulación en puntos adicionales en pozos horizontales y/o de alcance extendido. Estos puntos de chequeo reflejarán una correcta muerte hidrostática del subbalance a medida que el lodo de peso para matar alcance las profundidades en las que se tienen cambios significativos de ángulo a lo largo de la trayectoria del pozo. Cada punto de desvío (KOP-Kick-Off-Point-) y su correspondiente final de ángulo (EOB-End-Of-Build-) representará un cambio en la relación de linealidad de la presión de circulación frente a la profundidad o los estroques de la bomba desde la presión inicial de circulación hasta la presión final de circulación.

KOP1CP = ICP + (FCP - SPP) x KOP1MD

TMD

SIDPP x KOP1VD

TVD

EOB1CP = ICP + (FCP - SPP) x EOB1MD

TMD

SIDPP x EOB1VD

TVDDonde:KOPCP – Presión de circulación cuando el lodo de peso para matar alcanza el punto de

desviación de interés (1, 2, 3, etc.)EOBCP – Presión de circulación cuando el KMW alcanza el final del ángulo para el KOP

correspondiente.KOPMD, Profundidad medida del punto de desviación.KOPVD, Profundidad vertical del punto de desviación.EOBMD, Profundidad medida del final del ángulo.EOBVD, Profundidad vertical del final del ángulo.ICP, Presión inicial de circulación.FCP Presión final de circulación.SPP Presión lenta de bombeo.TMD Profundidad medida total del pozo.TVD Profundidad vertical total del pozo.SIDP Presión de cierre de la tubería de perforación.


Presión de circul. del DP

0 ICP (psi)

FCP (psi)Estroqueshasta la

broca

Programa de presión de circulación de la tubería de perforación para pozos con alto ángulo de desviación

(1)

(2)

(3)

(4)

(1)

(2)

(3)

(4)

(1)

(2)

(3)

(4)

Stks hasta KOP1

Stks hasta EOB1

KOP1CP

EOB1CP


Método del Perforador

Aspectos importantesEl influjo se circula fuera del pozo con el peso de lodo original.

La ICP se mantiene constante durante la primera circulación.

Para amagos por subbalance se necesita una segunda circulación, usando un fluido de peso

para matar y un programa de presión para la tubería de perforación (como en el método de

esperar y pesar).

Para amagos inducidos mecánicamente no se requiere aumentar el peso del lodo en una

segunda circulación.

VentajasLa circulación inicia inmediatamente.No se necesita adicionar barita para iniciar el procedimiento (en la primera circulación).

DesventajasUn tiempo más prolongado en el choque (si se necesitan las dos circulaciones).

Presiones más altas en la superficie que el método de esperar y pesar.

La presión en el zapato puede ser más alta.


Método del Perforador - Procedimiento

1. Lleve la bomba hasta la velocidad para matar de acuerdo con el procedimiento de arranque de bomba.

2. Compare la presión inicial de circulación real con la calculada. Si la ICP real excede la ICP previamente calculada, corrija la hoja para matar y use la ICP real.

Si la ICP real es menor la ICP calculada, pare la bomba y cierre el pozo. Determine si hay un problema en el sistema de circulación.

3. Ajuste el choque según se requiera para mantener la presión de la tubería de perforación constante hasta que se circule todo el influjo fuera del pozo.

Manténgase alerta por si se presenta cualquier problema potencial. Si se sospecha de un problema, PARE la bomba y CIERRE el pozo.

4. Pare la bomba y cierre el choque. La SIDP y la SICP deben ser iguales ó casi iguales. Si esto es así, (y necesario), entonces mate el pozo utilizando el método de esperar y pesar. Si no es así, inicie la bomba nuevamente y circule por el choque hasta acondicionar los fluidos del pozo.



Pres

ión

en la

sup

erfic

ie (p

si)

1800

1600

1400

1200

1000

800

600

400

200

200 400 600 800

Presión del “standpipe”

Presión del choque

A

B

C

D

E



Profund. zapato 6560 pies Tubería 5” OD, DP

Peso del lodo 14.2 ppg Método del Perforador

Peso lodo equiv.



Método del perforador - PresionesPrimera circulación – Presiones del choque y del “standpipe”


Segunda circulación – Presiones del choque y del “standpipe”


Pres

ión

de la

sup

erfic

ie (

psi)

SCR

SIDPP

Volumen de la tubería de perforación

Volumen del espacio anular 800600400200

200

400

600

800

1000

1200

1600

1400

1800

SCR2

Presión del “standpipe”

Presión del choque





Peso lodo equiv.



Método del Perforador - Presiones


Método de esperar y pesar (y del perforador)Presión en el zapato del revestimiento

Aquí se muestra la presión en el zapato del revestimiento tanto para el método de esperar y pesar como para el método del perforador.Entre los puntos P y Q, la presión del zapato disminuye a medida que el influjo se desplaza por encima del BHA. El influjo se expande a medida en que circula hacia el zapato en el punto R, después de lo cual, la presión en el zapato disminuye.En el punto S, el lodo de peso para matar comienza a ascender por el anular, y, por lo tanto, reduce la presión del estrangulador por debajo de la que se tendría en el Método del Perforador. Entre los puntos T y U, el lodo de peso original se desplaza más allá del zapato hasta el punto U, cuando el lodo de peso para matar llega al zapato.La presión en el punto U es igual al peso de lodo equivalente en la zona del amago y, por lo tanto, representa la presión mínima que se ejercerá sobre el zapato una vez que se haya matado el pozo.En este ejemplo de pozo, la presión máxima del zapato no se ve afectada por la técnica utilizada para matar el pozo. Sin embargo, el zapato estará sometido a presión durante un periodo significativamente más largo si se emplea el Método del Perforador..


Pres

ione

s de

l zap

ato

(psi

)

Volumen

tubería de perf.800600400200

Método del perforador


6400

4800

5000

5200

5400

5600

5800

6000

6200

P

Q

T

RS

U

INFORMACIÓN DEL POZO:Profundidad pozo 11480 pies BHA 6 ½”, 591 piesProfund. zapato 6560 pies Tubería 5” OD, DPPeso del lodo 14.2 ppg Método AmbosPeso lodo equiv.del amago 15.2 ppg Influjo 20 bbls de gas


Presión del choque

200

400

600

800

1000

1200

1600

1400

1800


Pres

ión

del c

hoqu

e (p

si)

800600400200

20 BBLS

30 BBLS

40 BBLS50 BBLS

Método del Perforador para varios volúmenes de influjo





Peso lodo equiv.

del amago 15.2 ppg Influjo 20, 30, 40 y 50 bbls de gas


Presión del choqueMétodo de Esperar y Pesar para varios volúmenes de influjo

Pres

ión

del c

hoqu

e (p

si)

20 BBLS

30 BBLS40 BBLS50 BBLS

200

400

600

800

1000

1200

1600

1400

1800


800600400200



Profund. zapato 6560 pies Tubería 5” OD DP

Peso del lodo 14.2 ppg Método Esperar y Pesar

Peso lodo equiv.

del amago 15.2 ppg Influjo 20, 30, 40 y 50 bbls de gas


Control de migración de gas

La migración de gas puede ocurrir siempre que el pozo está cerrado con un influjo de gas.La migración de gas la indica un aumento uniforme en las presiones de cierre: SICP y SIDP.La migración de gas sin control aumenta la presión en todos los puntos en el pozo.Si la migración de gas se ignora, el aumento de la presión puede causar que se rompa la formación y ocasionar pérdidas de lodo.Hay dos métodos de control de migración de gas:• Método de presión de la tubería de

perforación.• Método volumétrico.


Simple.

Se podría usar en cualquier momento en que el pozo esté cerrado con la broca muy cerca o en el fondo del pozo y el manómetro de presión de la tubería de perforación indicando la presión del fondo del pozo (BHP).

Procedimiento:

1) Permita que la presión de cierre de la tubería de perforación aumente en un margen de seguridad entre 50 y 100 psi. Esta presión constituye el límite inferior de la tubería de perforación.

2) Posteriormente, permita que la presión de la tubería de perforación aumente en una presión de trabajo entre 50 y 100 psi. Esta presión constituye el límite superior de la tubería de perforación.

3) Abra el choque manual y purgue la presión de la tubería de perforación hasta alcanzar la presión límite inferior.

4) Repita los pasos 2 y 3 hasta que se implemente un procedimiento apropiado de presión constante del fondo del pozo o hasta que el gas se encuentre en la parte superior del pozo.

Método de presión en la tubería de perforación


Procedimiento volumétrico

Presión de revestimiento Vs. Programade volumen a purgar

Seleccione un rango de presión de trabajo, Pw y un margen de seguridad, Ps.Para el ejemplo, Pw = 100 psi y Ps = 100 psi.

Calcule el volumen a purgar en cada ciclo.

Calcule la presión hidrostática por barril de lodo en el espacio anular superior.

HP / bbl = Gradiente del lodo

Capacidad anular

Permita que la presión de cierre del revestimiento aumente en el valor del margen de seguridad (Ps) sin purgar el pozo.

1

2

3

5

Repita los pasos 5 y 6 hasta que se implemente otro procedimiento de control de pozo o hasta que todo el gas se encuentre en la superficie (dentro del pozo).

Volumen de purga por ciclo =Pw

HP por bbl

Mantenga la presión del revestimiento constante purgando pequeños volúmenes de lodo en el choque hasta que se haya purgado el volumen correcto por ciclo.

4

6

Rango

Rango de presión de trabajoMargen de seguridad

Gas migrandoa la superficiePurgando mientras se

mantiene constante la presión del revestimiento

Volumen purgado

Pres

i ón

reve

s ti m

i en t

o

Ejemplo:SICP = 400 psi Rango y Margen de Seguridad = 100 psi Vol de purga = 8 bbls


Hoja de trabajo del procedimiento volumétrico

Margen de seguridad (Ps) =

Rango de presión de trabajo (Pw) =

PH / bbl = Gradiente del lodo

Capac. anular superior=

Volumen a purgar por ciclo = Pw

PH por bbl=

Pchoque1 = Pa + Ps + Pw

Pchoque 2 = Pchoque1 + Pw

Pchoque 3 = Pchoque2 + Pw

SICP, Pa =

Gradiente del lodo = psi / pie

psi

psi

psi

psi / bbl

bbls

psi

psi

psi

SICP

Pchoque1

Pchoque2

Pchoque3

Pchoque4

Volumen de purga del pozo (bbl)

Pres

ión

del r

eves

timie

nto

(psi

)


Control de migración de gasNotas

• Drene solamente volúmenes pequeños de fluido para controlar la BHP entre los límites

superior e inferior. Es preferible usar un choque manual ya que permite purgar volúmenes pequeños.

• Habrá una demora considerable entre la presión del choque y la presión de la tubería de perforación en pozos profundos, cuando se use el método de presión en la tubería de perforación.

• La tasa a la cual migra el gas puede estimarse utilizando las siguientes fórmulas:

Tasa de migración (pies/hora) =Aumento de la presión (psi/hora)

Gradiente del lodo (psi/pie)

Ejemplo:

Altura que ha migrado el gas (pies) = Aumento en la presión (psi)

Gradiente del lodo (psi/pies)

100 psi/hora, aumento de la presión

0.62 psi/pie, gradiente del lodo= 161 pies/hora, tasa de migración


Consideraciones para el procedimiento volumétricoConsideraciones para pozos con alto ángulo de desviación (>45)

Consideraciones:

Si se usa el volumen de purga calculado con la capacidad anular superior podría causar un exceso de presión si el gas estuviera en la sección de alto ángulo; si el hueco no puede resistir los 100 - 200 psi adicionales de sobrebalance que se le adicionarían al pozo hasta que el gas entre a la sección vertical, entonces, implemente una se las siguientes correcciones al procedimiento:

Volumen de purga =corregido

Gradiente del lodo

Cos. < x Cap. Anular

<°

0°5°10°15°20°25°30°35°40°45°50°55°60°65°70°75°80°85°

Cos Ø

1.0.996.985.966.939.906.866.819.766.707.643.574.500.423.342.259.174.087

A. Utilice el volumen de purga corregido para el primer ciclo de purga y luego utilice el volumen de la capacidad anular superior para los demás ciclos.

ó

B. Utilice el factor de la capacidad anular y después del primer ciclo, haga una revisión de la presión atrapada y reinicie el procedimiento desde el principio.


Consideraciones para pozos que tienen liners de gran longitud

A. Utilice la sección de espacio anular más pequeña para calcular el volumen a purgar para el primerciclo y luego utilice la capacidad del anular superior para los demás ciclos de purga.

Ó

B. Utilice un mayor valor para el margen de seguridad (200 a 300 psi) y utilice el factor de capacidad del anular superior para calcular el volumen correcto a purgar en cada ciclo.

Consideraciones del procedimiento volumétrico

El uso del factor de capacidad del anular superior al calcular el volumen adecuado para la purga en cada ciclo puede ocasionar que el pozo quede en subbalance, si el gas está en la sección reducida del espacio anular relacionada con el liner de gran longitud.

Para corregir esta posibilidad, se recomienda implementar una de las siguientes modificaciones al procedimiento:


Lubricación de gas de la superficie de un pozo

La lubricación de gas es el proceso que consiste en retirar gas de la parte inferior de las preventoras mientras se mantiene la presión de fondo constante. La lubricación constituye un proceso apropiado para preventoras en superficie, pero el proceso dinámico de gas puede utilizarse para ventear gas que se encuentra por debajo de una preventora submarina.

La lubricación puede utilizarse para reducir presiones o retirar gas de la parte inferior de las preventoras de la superficie previo a una operación de stripping o después de implementar el procedimiento volumétrico para el control de gas migrante.

El volumen de lodo lubricado hacia el hueco debe medirse de manera precisa utilizando un tanque de viaje.

Si el influjo se suaveó dentro del pozo, el peso del lodo que se lubrica eventualmente deberá reducir la presión del revestimiento a cero. Sin embargo, si el peso del lodo en el hueco no es suficiente para equilibrar la presión de poro de la formación, la presión final del choque reflejará el grado de subbalance; entonces, será necesario matar el pozo.

Tanque de viaje o de la unidad de cementación


Lubricación de gas – Método de volumen

delta V

1

2

3SICP, Psi

Se convierte en hidrostática en el espacio anular

delta V

Seleccione un rango de presión de trabajo, Pw.Por ejemplo, Pw = 100 a 200 psi

Bombee lodo de lubricación a través de la línea de matar hasta aumentar la presión del revestimiento en el rango de la presión de trabajo, Pw

Calcule el aumento de hidrostática (en el espacio anular superior) por cada bbl de lodo de lubricación.

HP / bbl = Gradiente del lodo

Capacidad anular superior

Mida el tanque de viaje y calcule el aumento de presión hidrostática de lodo lubricado para este ciclo.

Espere entre 15 y 20 minutos para que el lodo se “lubrique” a través del gas.

Purge el gas “seco” del choque para reducir la presión del revestimiento debido al aumento de la hidrostática más el rango de trabajo.

1

2

3

4

5

6

Repita los pasos 3, 4, 5 y 6 hasta que se complete la lubricación.

Método de volumen


Lubricación de gas

SICP inicial

Aumente la presión

anular hasta:

Volúmenes del tanque de succión

Inicial Final Vol.lubricado

Purgar la presión anular

hasta:

Rango de trabajo, Pw

Incremento real de la P. hidrostática

PH / bbl = Gradiente de lodoCapacidad anular

delta V

1

2

3SICP, Psi

Se convierte enhidrostática en el espacio anular

delta V

Hoja de trabajo del método de volumen


Lubricación de gas

1. Bombee fluido de lubricación hacia el pozo a través de la línea para matar a fin de aumentar la presión del revestimiento (SICP) hasta un valor seleccionado.

2. Permita que se estabilice la presión. Emplee la presión estabilizada como el valor P2.

3. Calcule P3 - (la presión correcta hasta la que se debe purgar la presión del revestimiento). P3 es la presión hasta la cual se purgará después de agregar la hidrostática del fluido de lubricación. Después de la purga, dicha presión será P1 para el siguiente ciclo.

4. Repita los pasos 1 a 3 hasta haber retirado todo el gas o hasta que se implemente otro procedimiento.

P3 =P1

2

P2

De la bomba choqueSICP

SITP

3

2

1

P

P

P

Presión original de cierre del revestimiento.

El aumento de la presión del revestimiento se debe al fluido de lubricación en El pozo. El aumento se debe a la compresión .

La presión hasta la que se debe purgar después de agregar la hidrostática del fluido de lubricación.

P =3

P12

P2

Gas

“Es el método preferido cuando se pierde fluido a la formación durante el proceso de lubricación.”

Nota: Este procedimiento es aplicable, cuando se asume que la densidad del fluido de lubricación es suficiente para “matar” la presión anular cuando se ha retirado todo el volumen de gas del pozo.

Método de presión


Lubricación de gas

P12 ÷ P2 = P3

P1 = Presión antes de bombear.P2 = Presión después de bombear

(presión estabilizada).P3 = Presión hasta la cual se debe purgar.

psi

SICP ( P1 ) =psi

Tanque de viaje o de la unidad de cementación

* No se usa con amagos por subbalance

Rango de la presión de trabajo =

Hoja de trabajo del método de presión


Procedimiento de lubricación dinámica

Este método se debe utilizar para retirar el gas de la parte inferior de un conjunto de preventoras submarinas. En este caso, se mantiene la circulación a través de la cabeza del pozo mientras se controla la ganancia en los tanques y la presión en superficie utilizando el choque. El manómetro de presión en la línea para matar se utiliza para monitorear las presiones del pozo. Se debe utilizar un tanque de viaje calibrado para monitorear las pérdidas y las ganancias en la superficie. Se recomienda seguir los siguientes pasos después de identificar que el influjo está en el conjunto de preventoras.

1. Calcule la presión hidrostática por barril de lodo en el espacio anular por debajo del conjunto de preventoras.

HP por bbl (psi/bbl) = Gradiente lodo (psi/pie)

Capacidad del espacio anular (bbl/pie)

2. Cerciórese que la línea para matar esté llena de lodo. Si existe alguna duda, debe aislarse el pozo y circular con lodo la línea para matar. Ello es necesario para garantizar que la presión en el conjunto de preventoras pueda monitorearse de manera precisa.

3. Haga la alineación para circular hacia abajo por la línea para matar y retornar arriba por la línea del choque. Asegúrese de que se pueda monitorear con precisión el nivel del tanque activo (tanque de viaje). Envíe los retornos a través del separador lodo/gas.

4. Lleve la bomba hasta la tasa lenta deseada. A medida que se alcance la velocidad deseada, aumentará la presión en la línea para matar. Si la pérdida de fricción en la línea del choque se puede compensar, entonces la presión de bombeo será igual a la pérdida de fricción en la línea para matar. Si no se puede compensar la pérdida en la línea del choque, la presión de bombeo en la línea para matar será mayor. Anote la presión de circulación inicial en la línea para matar. La presión de la línea se monitoreará y controlará con el choque durante toda la operación.


Procedimiento de lubricación dinámica (continuación)5. Reduzca la presión en la línea para matar, como se indique, por la caída en el nivel del tanque de lodo. A medida

que se purgue gas del pozo, el nivel del tanque se reducirá mientras el operador del choque ajusta el choque para mantener una presión de circulación constante en la línea para matar. Esto resultará en una lubricación del lodo hacia el pozo.

A medida que disminuye el nivel del tanque, la presión de la línea para matar debe reducirse para tener en cuenta el aumento de la hidrostática en el espacio anular.

6. Este procedimiento se debe continuar hasta que la totalidad del influjo se haya venteado desde la parte inferior de las preventoras. Esto le indicará un nivel constante en los tanques. Si el pozo se ha matado completamente, la presión final de circulación en la línea para matar será igual a la pérdida de presión por fricción en la línea para matar, a la pérdida de presión por fricción en la línea del choque y a la pérdida de presión a través del choque en posición completamente abierta. Si el pozo aún no está muerto, la presión final de circulación en la línea para matar será mayor que dicho valor.

Pres

ión

de la

líne

a pa

ra m

atar

(psi

)

Cambio en el nivel del tanque (bbls)

Nivel original del tanque(cuando la bomba se encuentra en

la velocidad deseada)

Ganancia en nivel de tanque

Reducción en nivel de tanque

Presión original de la línea para matar una vezla bomba ha alcanzado la velocidad deseada

El gas se retira del gas del pozo a medida que se lubrica lodo dentro del pozo.

Ganancia en el tanque para permitir la expansióndel gas


“Stripping”El stripping es una técnica empleada para movilizar la sarta de perforación a través de las preventoras cuando el pozo está cerrado bajo presión. En la mayoría de los casos, esta operación es necesaria para devolver la sarta de perforación al fondo después de cerrar el pozo después de un amago y con la broca fuera del fondo. El stripping exige un altísimo nivel de coordinación entre todos los miembros de la cuadrilla. Hay dos técnicas de stripping: a corto plazo y a largo plazo

Plan de contingencia:• Cómo mover la junta de tubería a través de

conjunto de BOP

• El desgaste de los elementos de las BOP

• El nivel de redundancia en el sistema de control de las BOP

• Las presiones de stripping altas (cerca del MASP)

• El monitoreo de las presiones y los volúmenes de fluido.

• La organización y supervisión de la cuadrilla de perforación

• La migración de gas

• La posibilidad de pega de tubería

• La información de los fabricantes referente a las preventoras

Factores que afectan las presiones del pozo durante el stripping:

Compresión – Los fluidos se comprimen a medida que la tubería se baja en el hueco

Purga insuficiente – De manera similar a la compresión, la presión queda atrapada en el hueco sino se purga el volumen equivalente al desplazamiento total de cada parada.

Penetración del influjo – La tubería penetrando el influjo hace que éste se extienda y resulte en pérdida adicional de presión hidrostática en el hueco.

Migración de gas – La migración de gas durante la operación de stripping produce un aumento de presiones sino se detecta y controla en forma correcta.

Migración artificial – Una vez, que la sarta haya penetrado totalmente el influjo, el stripping adicional de la tubería hace que el influjo se “bombee” hueco arriba.

Sobrebalance restablecido – Esto ocurre cuando regresan por medio del stripping las últimas paradas de tubería hacia el fondo y el hueco está lleno.


“Stripping” anular a corto plazo

Procedimiento:1. Comience el stripping de la primera parada, permitiendo que

aumente la presión del revestimiento en un margen de seguridad deseable - se recomienda 100 a 200 psi.

2. Después del aumento inicial del margen de seguridad, el operador del choque debe purgar un volumen de desplazamiento equivalente total de la tubería (capacidad más desplazamiento) a medida que se corra cada parada.

• El tubo debe bajarse lentamente• Los cuñeros deben eliminar los imperfectos de las juntas.• El tubo debe llenarse desde la “Inside BOP” hasta la

superficie de cada parada que se fuerza hacia el pozo3. Monitoree la presión del revestimiento para detectar posible

migración de gas. Si se presentara dicha migración, contrólela empleando el procedimiento volumétrico o ponga en práctica el procedimiento de stripping de largo plazo

4. Una vez en el fondo, implemente el Método del Perforador.

Aplicaciones:Cuando se requiere hacer stripping a 20 paradas o menos.Se asume que la migración de gas y el aumento de las presiones no son factores que afecten este procedimiento.


“Stripping” anular a corto plazo

Hoja de trabajo de stripping y purga

MASP1366 psi

80 % MASP1250 psi

Desplazamiento total2.3 bbls/parada

Factor de seguridad200 psi

Número dela parada

SICP (antes del stripping)

Barrilespurgados

SICP (después de purgar)

0 4001 400 716 0.6 6002 600 1000 2.3 6253 625 975 2.3 6504 650 975 2.3 6255 625 975 2.3 6256 625 950 2.3 6257 625 975 2.3 6258 625 975 2.3 6259 625 960 2.3 62510 625 950 2.3 60011 600 920 2.3 60012 600 920 2.3 59013 590 890 2.3 60014 600 900 2.3 68015 680 1000 2.3 75016 750 1100 2.3 80017 800 1120 2.3 82018 800 1120 2.3 82019 820 1140 2.3 82020 820 1140 2.3 8502122

Ejemplo de una hoja de trabajo

SICP (después del stripping)


“Stripping” anular de largo plazoDebido a que generalmente no se conoce el tipo de influjo, es prudente planear un procedimiento de stripping, asumiendo “el peor” escenario: un amago de gas que migra hueco arriba.

Los fluidos del pozo pueden determinarse con precisión mediante la purga a través del choque hacia un tanque de viaje calibrado y, posteriormente, purgando desde el tanque de viaje hacia el tanque de strippingcalibrado que se utiliza para contabilizar el desplazamiento total de cada parada de tubería.

La acumulación de lodo en el tanque de viaje asume que corresponde a la expansión del gas a medida que éste migra en el pozo y que puede ser medida con precisión.

La vida del empaque del preventor anular puede extender por más tiempo utilizando una botella de surgencia en la línea de cierre.

choque manual

Botella de surgencia

Tanque de viaje calibrado

Tanque de stripping calibrado

Esquema del equipo recomendado para elstripping anular de largo plazo

Manómetro


Hoja de trabajo para el procedimiento de “stripping” anular a largo plazo

Pw =

V1 =

V2 =

Ps =

Pchoque1 =

Pchoque2 =

Pchoque3 =

1. Seleccione un rango de presión de trabajo, Pw para controlar la presión de fondo. Por ejemplo, se recomienda Pw = 100 psi

2. Calcule la presión hidrostática por barril de lodo en el espacio anular superior.

3. Calcule la longitud del influjo cuando es penetrado por el BHA, L1.

4. Calcule la longitud del influjo en un hueco abierto, L2.

5. Calcule el aumento de presión debido a la penetración del influjo, Ps

6. Calcule los volúmenes de los tanques de stripping y de viaje V1 y V2

7. Calcule los valores de presión del choque

PH por bbl =Gradiente de lodo (psi/pie)Capacidad anular (bbl/pie)

L1 (pies) =Volumen del influjo (bbls)

Capacidad anular entre el hueco abierto y botellas (bbl/pie)

L2 (pies) =Volumen del Influjo (bbls)

Capacidad del hueco abierto (bbl/pie)

Rango de trabajo (psi)

Presión hidrostática (psi/bbl)V2 (bbls) =

V1 (bbls) = Desplazamiento total de la tubería por parada.

Ps (psi) = (L1 – L2) x (Gradientedel lodo - 0.1)

Pchoque1 = Pa + Pw + PsPchoque2 = Pchoque1 + Pw (etc.)

Pa =


“Stripping” anular de largo plazo - Procedimiento1. La primera parada se forza mediante stripping,

permitiendo que la presión del revestimiento aumente hasta el valor correspondiente a la presión del choque1.

2. El operador del choque purga según sea requiera para mantener la presión del revestimiento constante en el valor de la Pchoque1. Después de forzar cada parada, se debe drenar el volumen V1 (desplazamiento total de la tubería por parada) del tanque de viaje al tanque de stripping.

• Bajar la tubería lentamente• Los cuñeros deben retirar los imperfectos de las

juntas de tubería y colocarles grasa. • La tubería se debe llenar desde la “Inside BOP”

hasta la superficie en cada parada.3. Continúe como se indica en el paso 2 hasta

obtener una ganancia neta equivalente al V2(volumen que representa la migración de gas) en el tanque de viaje. Posteriormente, cierre el choque.

4. Repita los pasos 1 a 3. 5. Una vez llegue al fondo, proceda a matar el

pozo utilizando el Método del Perforador.

Antes de forzar cada parada, se deben retirar todos los imperfectos de las juntas de tubería para prevenir el desgaste de los elementos de caucho de las BOP.


“Stripping” anular de largo plazo – ejemplo de una hoja con datos

13.44.1.82.3.0254903.172.569.45577

12.63.3.92.3.0254903.269.466.25487

11.72.4.72.3.0254903.066.263.25397

11.01.7.82.3.0254903.163.260.15307

10.2.9.62.3.0254902.960.157.25217

9.6.3--------770

9.39.3.52.3.0254902.857.254.45127

9.19.11.42.3.0254903.754.450.75037

7.77.71.52.3.0254903.850.746.94947

6.26.21.42.3.0254903.746.943.24857

4.84.81.32.3.0254903.643.239.64767

3.53.51.12.3.0254903.439.636.24677

2.42.4.62.3.0254902.936.233.34587

1.81.8.52.3.0254902.833.330.54497

1.31.3.32.3.0254902.630.527.94407

1.01.0.52.3.0254902.827.925.14317

.5.5.32.3.0254902.625.122.54227

.2.2.22.3.0254902.522.520.04137670

20.04047400

Esta Este Granparada ΔV Total

Pies x BBL/ = Ganancia forzados pie del acero Comentarios

Ganancia de gasDesplazamiento totalGanancia

TotalTanque después

Tanque antes

Profun-didad

Pchoke


Presiones iniciales de cierre del preventor anular – Varco/Shaffer

1500

1000

500

21 ¼” - 2000 psi 21 ¼” - 5000 psi

9”- 13 5/8” - 5000 psi

16 ¾ ”- 18 ¾ “ - 5000 psi

11” - 3000 - 5000 psi

7 1/16 ” - 3000 - 5000 psi

Pres

ión

de c

ierr

e (p

si)

1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000

7 1/16 ” – 11” – 13 5/8”- 10000 psi

Presión del pozo (psi)


Presiones iniciales de cierre – Preventor anular Hydril

1000 2000 3000 4000 50000

500

1000

1500

InitialClosure

Presión del pozo (psi)

7" thru 9 5/8" Pipe

4 1/2" thru 5 1/2" Pipe

3 1/2" Pipe2 7/8" Pipe

2 3/8" Pipe

CSG

Pres

ión

de c

ierr

e(p

si)

Hydril GK 13 5/8”, 5000 psi WP


“Bullheading” (forzamiento de fluidos hacia la formación)El “bullheading” o forzamiento de fluidos puede utilizarse en ciertas circunstancias durante las operaciones de perforación para bombear un flujo nuevamente hacia la formación. El éxito de las operaciones de forzamiento de fluidos dependerá, en gran medida, de dos factores:

1.La cantidad del hueco abierto.

2.El punto de influjo en relación con una zona permeable

¿Cuándo se debe realizar una operación de “bullheading” ó forzamiento de fluidos?Cuando el volumen del influjo es grande.

Cuando el desplazamiento del influjo por métodos convencionales pudiera causar presiones excesivas en la superficie.

Cuando en el desplazamiento del influjo por métodos convencionales pudiera resultar en volúmenes excesivos de gas en condiciones de superficie.

Si se cree que el influjo contiene un nivel inaceptable de H2S.

Cuando ocurre un amago con la tubería fuera del fondo y no se considera factible forzar la tubería nuevamente al fondo.

Cuando se presenta un influjo sin tubería en el hueco.

Para reducir las presiones de superficie previo a la implementación de otras operaciones de control de pozo.

En pozos submarinos en aguas profundas donde hay un margen angosto entre la presión de pozo y el gradiente de fractura.

Consideraciones importantesLas características y condiciones del hueco abierto.

Los límites de presión del equipo de control de pozos y del revestimiento.

El tipo de influjo y la permeabilidad relativa de la formación.

La calidad de la torta de filtrado en la formación permeable.

La consecuencia del fracturamiento de una sección de hueco abierto.


“Bullheading” (Solamente tubería de producción)

El método más ampliamente utilizado para matar un pozo en producción es el “bullheading”. Por ejemplo, bombeando salmuera de reacondicionamiento o de completamiento en la superficie directamente hacia la sarta en producción para forzar el contenido de la sarta hacia la formación.

La ventaja principal del “bullheading” es su simplicidad. Sus principales desventajas son el bombeo de cantidades no deseables de fluidos de reacondicionamiento hacia el yacimiento y el riesgo del fracturamiento de la formación.

Típicamente, solo se fuerza fluido en la tubería de producción. En ese momento, el pozo queda listo para circularlo completamente, para así matar completamente el pozo con fluido con peso de control a lo largo de todo el pozo.

Volumen de “forzamiento”

En pozos altamente susceptibles al daño de formación, únicamente se debe bombear el volumen exacto de la tubería de producción (más la distancia que hay por debajo del empaque hasta las perforaciones) . La tubería podría no estar completamente muerta, pero las presiones se reducen significativamente y se simplifica la circulación posterior. En otro pozos, se sobredesplazará de manera sustancial la tubería de producción para lograr una muerte de pozo más certera, especialmente, si la zona se está abandonando.

Presiones de bombeo

En pozos de alta permeabilidad, las presiones requeridas en superficie para iniciar el bombeo, con frecuencia, son ligeramente mayores que las presiones de cierre de la tubería de producción. Sin embargo, las tasas de bombeo con frecuencia se restringen para mantener las presiones de la pared del pozo a la altura del yacimiento productor por debajo del punto de fractura. Claro está que, en algunos casos, tales como el abandono de zonas, el fracturamiento de la formación podría no ser un problema y sería posible emplear altas tasa de bombeo y un mayor desplazamiento para una muerte rápida y eficiente del pozo.

Reacondicionamientos y completamientos


“Bullheading” (forzamiento de fluidos hacia la formación) - Procedimiento

1. Calcule las presiones en superficie que causarán fracturamiento de la formación durante el forzamiento de fluidos. Calcule también la presión de estallido de la tubería de producción, asícomo la del revestimiento (para tener en cuenta la posibilidad de falla de la tubería de producción durante la operación).

Presión máxima permitida en el “tubing” (fract.) =

2. Calcule la presión estática en cabeza de la tubería durante el “bullheading”.Volumen del “tubing” =

Presión estática inicial del “tubing”

=

Presión de estallido del “tubing” =

Presión de estallido del revestimiento =

Presión estática final del “ubing”

=

3. Bombee lentamente el fluido para matar a través de la tubería de producción. Monitoree la presión de bombeo y del revestimiento durante la operación.

Perforaciones@ 9390 piesPresión deformación = 8.8 ppg equiv.Gradiente de fractura= 13.7 ppg equiv.

3240 psi

Tubería de producción de4 1/2”, N80

Empaque

Salmuera de completamiento

Gas


3360 psi

4 1/2” N80 Tubería de producción

Empaque

Perforaciones@ 9390 piesFormaciónPresión de laformación = 8.8 ppgeGradiente de fractura = 13.7 ppge

Salmuera de completamiento

Gas(gradiente - 0.1 psi/pie)

Prepare un programa de “bullheading” para el siguiente pozo:

Capacidad de la tubería de producción - 0.0152 bbl/pie / Presión de estallido - 8430 psi

Volumen total de la tubería de producción = 0.0152 x 9390 = 143 bbls

Máxima presión permitida al iniciar la bomba = (0.052 x 13.7 x 9390) - (0.1 x 9390) = 5750 psi

Presión máx. finalpermitida en el tubing

= (0.052 x (13.7 - 8.8) x 9390 = 2390 psi

Presión final estática en la cabeza del tubing = 0 psi (debe estar muerto una vez se desplace todo el tubing)

Presión inicial estática en la cabeza del tubing = 3360 psi

8000

6000

4000

2000

020 40 60 80 100 120 140 160

Rango de presión de trabajo durante Operación de “bullheading”

Estallido de la tubería de producción (8430 psi)

Presión estática de la tubería que podría fracturar la formación

Incluyendo un factor de seguridad de 500 psi(Si existe la posibilidad de fracturamiento)

Presión estática de la tubería paraequilibrar la presión de la formación

3360

2390

57505250

1890

Volumen de tubería desplazada (bbls)

“Bullheading” (Solo tubería de producción) - Ejemplo


Siempre que se lleve a cabo el bullheading (forzamiento de fluidos hacia la formación), se debe prestar mucha atención al revestimiento. Cualquier aumento en la presión del revestimiento, se debe informar al supervisor. Los aumentos en la presión del revestimiento se deben básicamente a la expansión térmica causada por el bombeo de los líquidos hacia la tubería, por las fugas en herramientas o sellos tales como camisas corredizas, equipos de levantamiento de gas, válvulas de seguridad, sellos de los empaques, etc.

La presencia o el aumento en la presión del revestimiento puede tener consecuencias directas. El exceso de presión aplicada a una área transversal del empaque puede crear una fuerza tan grande que el empaque puede forzado hacia abajo y se puede romper la tubería. Adicionalmente, la presión excesiva en el espacio anular pude crear una situación, donde se puede acercar a la presión de estallido del revestimiento -no necesariamente en la superficie sino hueco abajo -.

En el caso de que aparezca o aumente la presión del revestimiento, se debe purgar hasta su valor anterior y monitorear permanentemente. Si la presión del revestimiento no se puede purgar y sigue aumentando, es un muy grave y se debe parar la operación hasta que se determine y se solucione la causa de este aumento.

Presión excesiva

Tubería partida

Aumento en la presión del revestimiento

“Bullheading” (forzamiento de fluidos hacia la formación) – Consideraciones


Canalización de gasLa canalización de gas puede ocurrir en cualquier momento durante una operación de “bullheading”, especialmente si el fluido de peso para matar carece notablemente de viscosidad y si la tasa de bombeo es en cierto modo lenta. En este caso, el gas puede migrar en la tubería de producción más rápido de lo que está siendo forzado dentro de la misma tubería mediante el bombeo.

De acuerdo con la gráfica en la página del ejercicio de “bullheading”, una vez se ha bombeado el volumen de la tubería de producción y debajo del empaque hasta las perforaciones, la presión de la tubería de producción debería ser 0 psi y el pozo estar muerto. La mayoría de las veces, no es el caso. A pesar de que la SITP esté en 0 psi y el pozo parezca muerto, espere un por un tiempo, 30 minutos o más, y monitoree la SITP. Si la SITP empieza a aumentar, usualmente la canalización de gas es el problema. Este problema es particular en pozos con una altadesviación.

Una posible solución para esta situación es bombear una píldora viscosa seguida del fluido de matar, para minimizar la canalización de gas. Esto puede ser acompañado por una píldora cargada de sólidos, como carbonato de calcio, que puede ser retirada con ácido, cuando se desee, y luego ser acompañado por el fluido para matar. Se debe tener en cuenta la permeabilidad y la sensibilidad de la formación antes de usarse una píldora viscosa o una cargada de sólidos.

Canalización

de gas

Fluido de peso para matar

Aumento en la presión del revestimiento

“Bullheading” (forzamiento de fluidos hacia la formación) – Consideraciones


Circulación en reversaLa circulación en reversa se emplea con frecuencia durante los completamientos, después de cañonear, para eliminar los contaminantes de la sarta de producción previo a su retiro del pozo. Se requiere un volumen mínimo debido a que solo se tiene que bombear el volumen de la tubería de producción (o 1 ½veces).

En casos en que el espacio anular contiene un fluido de completamiento limpio (con un sobrebalance conocido) y no amenaza con causar un daño grave de formación si llegara a invadir la zona productora, el procedimiento que se presenta a continuación podría proporcionar un adecuado control de la presión de fondo mientras se circula en reversa para matar la tubería de producción.

Procedimiento1. Establezca comunicación en el fondo entre el revestimiento y la tubería

de producción. Una vez se logre esto, la presión de fondo aumentarápor el sobrebalance hidrostático en el espacio anular y se registrará un ligero aumento de la presión de cierre de la tubería de producción.

2. Manteniendo constante la presión de la tubería de producción con el choque, lleve la tasa de bombeo sobre el revestimiento a la velocidad lenta preseleccionada (preferiblemente de 1 a 2 bbl/min).

3. Mantenga constante la presión en el choque hasta que se estabilice la presión de la bomba.

4. Posteriormente, utilice el choque para controlar y mantener constante la presión de bombeo (revestimiento) a la misma velocidad de la bomba.

5. Mantenga una velocidad constante de la bomba durante la operación de matar. Mantenga la presión de bombeo constante mientras sea necesario.


Circulación en reversa – ejemplo Se ha decidido matar un pozo con circulación en reversa, el cual contiene crudo y gas en la tubería de producción y fluido de completamiento limpio en el espacio anular por encima del empaque. La circulación en reversa es preferible al forzamiento de fluidos “bullheading”, debido a que se cree que será una operación más rápida y fácil y se desea minimizar la pérdida del fluido hacia la formación

Condiciones del pozo (hueco vertical):Presión de poro: 4300 psi (12.2 ppg) @ 6800 piesSITP : 2300 psiSICP: 0Fluido de completamiento: Salmuera de 12.6 ppg (150 psi de sobrebalance @ 6800 pies)Fluido sobre el empaque: Salmuera de 12.6 ppg Tubería de producción: 2 7/8" , 6.5 #/pie (2.442" ID)Volumen de la tubería: 40 bblsRevestimiento, 7" 29 # /pie (6.184" ID) Velocidad de bomba seleccionada: 2 BPM

La operación para matar el pozo sería la siguiente:1. Abra la camisa corrediza o perfore la tubería justo por encima del empaque. (La SITP aumentará

aproximadamente en 150 psi para llegar a 2450 psi).2. Manteniendo constante la presión de la tubería de producción a 2450 psi con el choque, lleve la

bomba a 2 BMP sobre el revestimiento (la presión de la bomba aumentará a 220 psi y se estabilizará en ese momento en aproximadamente un minuto).

3. Mantenga una velocidad de bomba constante de 2 BMP a lo largo del período restante de bombeo.


Circulación en reversa – ejemplo (continuación)

4. Pasados 5 minutos (habiendo bombeado 10 bbls) con una presión de bombeo constante, abra el choque y reduzca la presión de la bomba a 100 psi, la presión más baja que usted considera que puede leer en el manómetro de presión para controlarla.

5. Posteriormente, mantenga 100 psi sobre la bomba mientras sea posible; la presión de la tubería de producción cae constantemente y el choque se abre constantemente más y más.

6. Cuando se haya retirado casi totalmente el crudo y el gas de la tubería de producción, el choque se encontrará en posición totalmente abierta; la presión del choque (tubería de producción) bajará a cero y la presión de bombeo comenzará a aumentar. En este momento, el excedente de presión de fricción, que se ha mantenido alejado de las perforaciones, reaparece.

7. Cuando se apague la bomba con ambos lados llenos de fluido de completamiento, el excedente de presión que actúa sobre las perforaciones se reducirá al sobrebalance hidrostático integrado en el fluido.

500

1000

1500

2000

2500

5 10 15 20 25 30 35 40

Presión de la tubería de producción (choque)

Camisa corrediza abiertaBomba en funcionamiento

Presión del revestimiento (bomba)

Bomba en funcionamiento

Caída de presión de la bomba

choque totalmente abierto

Pres

ión

(psi

)

Volumen (bbls) desplazado dentro de la tubería


EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS

www.RandySmith.com

RANDYSMITH TRAINING SOLUTIONS


Equipos de control de pozos

• Preventores anulares. 2

• Preventores de ariete. 7

• Conexiones del conjunto, empaques y anillos. 21

• Manifolds del standpipe y del choque. 24

• Válvulas de operación hidráulica. 26

• Choques de control. 27

• Acumulador y sistema de control. 31

• Válvulas de seguridad de la sarta y BOP interna. 40

• Sensor del flujo de retornos. 42

• Dispositivos de medida del nivel de los tanques. 43

• Tanque de viaje. 44

• Separadores de gas y desgasificadores. 46

• Detector de gas. 48

• Pruebas del BOP. 49 BOP instalada en un taladro costa afuera


Preventores anularesLos preventores anulares tienen un empaque elástico, en forma de rosquilla, con un refuerzo interno de acero adherido. La extrusión del empaque en el hueco se logra mediante un movimiento ascendente del pistón activado hidráulicamente. El elemento elastómero está diseñado para sellar la tubería de cualquier tamaño o forma y en hueco abierto.

Una función importante de los preventores anulares consiste en facilitar el “stripping” de la tubería de perforación hacia adentro o hacia fuera en un pozo cerrado, conteniendo la presión en dichos preventores.

La mayoría de los preventores anulares utilizados en la actualidad son fabricados por:

Hydril

• MSP, GK, GL, y GX

Varco/Shaffer

• Esférico

Cameron

• Modelo “D” Hydril GK de cabeza asegurada

Hueco que indica el desplazamiento del pistón

Platina de desgaste

Insertos de acero bridados

Unidad de empaque

Cabeza de la cámara de apertura

Pistón

Cámara de apertura

Puerto y cámara de cierre

Sellos


Hydril GX y GL

Cámara secundaria

Hydril GL

Cierra en hueco abierto, sin embargo no se recomienda.Se logra alguna ayuda de sello de la presión del pozo. Diseñado principalmente para operaciones submarinas.Tiene una cámara secundaria y se puede instalarpara:

• Minimizar los volúmenes de fluido de cierre / apertura• Reducir la presión de cierre.• Compensar el efecto hidrostático marino.• Operar como cámara de cierre secundaria.

Hydril GL

Hydril GX

Hydril GX

Cabeza aseguradaPlaca de desgaste

Unidad de empaque

Cabeza de la cámarade aperturaCámara de aperturar

Cámara de cierre

Pistón

Sella sobre hueco abierto.

Como en el modelo GK, la placa de desgaste y el elemento de empaque se pueden reemplazar en el campo.

Disponible hasta 15000 psi.


Elementos de empaque Hydril

Unidad de empaque tipo LL

Elemento de empaque GX

Elemento de empaque GK

Elementos de Empaque Hydril

Elastómero Aplicación Código de Color

Empaque natural Base agua, condiciones normales (-300 to 2250 F)

Ambiente de base aceite

(300 to 1800 F)

Negro

Neopreno

Buna (Nitrito)

Ambiente de baja temperatura y base aceite (-300 to 1700 F)

Verde

Rojo


Preventor Anular Varco/Shaffer, modelo esférico

Segmentos reforzados con acero

Shaffer esférico – Tapa acuñada

Cámara de apertura

Empaque

Anillo adaptador

Pistón

Cámara de cierre

Tapa acuñada

Elemento de empaqueVarco/Shaffer esférico

Elementos de empaque Shaffer

Elastómetro Aplicación Código de color

Empaque natural

Neopreno

Buna (Nitrilo)

Base agua, condiciones normales

Ambiente base aceite y H2S, 40°F a 170°F

Negro

Verde

Rojo

Base agua y H2S


Preventor Anular Cameron, Modelo D

Empaque

Rosquilla ó Donut

Características de funcionamiento:Cierre superior de apertura inmediata para un fácil cambio del empaque.

La mayoría de los tamaños requieren menor cantidad de fluido hidráulico de cierre que los preventores anulares Varco/Shaffer y Hydril.

La altura total es menor que los preventores anulares Hydril y Varco/Shaffer.

Unidad de empaque de dos piezas.

Requiere una presión de cierre de 3000 psi para cerrar en un hueco abierto y de 1500 psi para cerrar en tubería.

Elemento de empaque Cameron

Elastómero Aplicación Código de color

Nitrilo Base aceite, -300 a 1700 F Rojo / NBR

Base aceite, 200 a 1900 F

Base agua, -300 a 2250 F

Neopreno

Empaque natural

Verde / CR

Negro / NR


Preventoras de arieteLa operación básica del ariete se lleva a cabo por la presión hidráulica que suministra el acumulador a las cámaras de operación del preventor. Para cerrar los arietes, el fluido hidráulico se envía hacia las cámaras de cierre, las cuales actúan sobre los pistones causando el cierre de los arietes. Al mismo tiempo, el fluido hidráulico regresa desde la cámara de apertura hasta el tanque del acumulador. La secuencia de apertura es la opuesta. El fluido hidráulico se envía a las cámaras de apertura que actúansobre los pistones causando la apertura de los arietes. El fluido que esta contenido en la cámara de cierre regresa al tanque del acumulador.

Cámaras de Apertura

Cámaras de Cierre

Pistón

Línea de apertura

Línea de Cierre

Principio básico de operación


Tipos de ArietesLos preventores de ariete están diseñados y disponibles para sellar el espacio anular entre los diferentes tubulares (o hueco abierto) que se puedan encontrar dentro de la cavidad de las preventoras.

Arietes de tubería

Los arietes de tubería estándar se han diseñado para centralizar y logra un sello de empaque alrededor de un tamaño específico de tubería de perforación o de revestimiento.

Arietes de diámetro inferior variable (VBRs)

Los arietes de diámetro inferior variable son diseñados para sellar en un rango de tamaños de tubería. La capacidad para sostener la tubería se puede ver disminuida según la capacidad y el tipo.

Arietes ciegos / cortadores

Los arietes ciegos son diseñados para sellar en hueco abierto. Los arietes ciegos / cortadores están diseñados para cortar algunos tamaño de tubería (no la junta) y pueden proveer sello sobre un hueco abierto.

Arietes de revestimiento

Los arietes para revestimiento están diseñados para proporcionar sello en el anular del revestimiento y hueco abierto mientras se baja el revestimiento. Los arietes de corte para revestimiento también están disponibles pero requiere un accesorio adicional llamado “booster” o presiones de cierre más altas para asegurar que el corte sea efectivo en ciertos tamaños de revestimiento.

Ariete detubería

Arieteciego

Arietes de Corte

Cuchilla Inferior Cuchilla Superior


Información sobre arietes variables y de corte

Diámetro interior Rango de tamañoBOP de tubería

11 pulg. 2 7/8” - 5” OD

11 pulg. 3 1/2” - 5 1/2”

13 5/8 pulg. 4 1/2” - 7”

13 5/8 pulg. 2 7/8” - 5”

16 3/4 pulg. 3 1/2” - 7”

16 3/4 pulg. 2 7/8” - 5”

18 3/4 pulg. 3 1/2” - 7 5/8”

18 3/4 pulg. 2 7/8” - 5”

Tamaños de arietes Cameron de diámetro variable (VBR)

Drillpipe Cylinder Assembly 3000 psi

OD Weight Grade 14" 15 1/4" 10"/10" 14"/10" 14"/16"

Yes*Yes*

Yes*Yes*

E-75 Yes Yes Yes Yes Yes 3 1/2 13.3 G-105 Yes Yes Yes Yes Yes

S-135 Yes Yes Yes Yes Yes





E-75 Yes Yes Yes Yes Yes 5 19.5 G-105 Yes Yes Yes Yes Yes

S-135 Yes Yes Yes

E-75 Yes Yes Yes Yes Yes 5 25.6 G-105 Yes Yes

S-135 Yes

E-75 Yes Yes Yes Yes Yes 5 1/2 24.7 G-105 Yes Yes Yes

S-135 Yes Yes

E-75 Yes Yes Yes Yes Yes 6 5/8 25.2 G-105 Yes Yes Yes

S-135 Yes Yes

E-75 Yes Yes Yes Yes Yes 6 5/8 27.6 G-105 Yes Yes

S-135 Yes The data in this table assumes:1. Wellbore pressure is zero psi and 3000 psi hydraulic pressure is available.2. Shear assemblies have not been used in previous shear operations.* These sizes/grades are borderline at the minimum pressure of 2750 psi to

shear and may require the addition of the Shaffer Shear Boost System.

Capacidades de corte de tubería de perforación de las preventoras de ariete Varco/Shaffer

14”/16”


Características de los arietesTubular

Ariete

Placa extrusora

Sellos secundarios del vástago del ariete

Empaque elastómero de autoalimentaciónLos elementos frontales de los sellos de los arietes tienen placas de acero fusionadas al caucho. A medida que se cierran los arietes, estas placas de acero se encuentran y comienzan a forzar al empaque elastómero en el área de sello. Cuando se lleva a cabo un stripping, la parte frontal del elemento sellante del ariete se desgastará. Esta característica de autoalimentación permitirá que se mantenga el sello durante la operación de stripping.

Sellos secundarios del eje del ariete

En muchos preventores de ariete hay un hueco de drenaje ó “weep hole” localizado por debajo del cuerpo del ariete. Este hueco está alineado con el recorrido del ariete. El hueco de drenaje estárealmente alineado con los sellos secundarios del vástago y esta allí para indicar las fugas en estos sellos. Si se requiere, se retira la tapa roscada y luego, con la ayuda de una llave allen, se inyecta sellante plástico a través de la válvula cheque y alrededor del vástago del ariete entre los sellos para detener la fuga temporalmente.

Acción de autoalimentación del elastómero

Empaque del ariete

Anillo de apoyo (solamentese encuentra en preventoras de 10000 y 15000 psi de presión de trabajo)

Anillo retenedor Y anillo de cierre

Venteo a la atmósfera

Cuerpo de lapreventora

Tornillo de inyección de plástico

Válvula cheque

Anillo energizador

Anillo del empaque plástico

Anillo en "o-ring"

Cilindro de operación

Tapa de la preventora

Hueco de drenaje


Dispositivo de cierre de los arietes

Muchos arietes tienen un dispositivo de

cierre manual. El seguro se activa después

de que el ariete está completamente

cerrado. En este caso, un ariete fabricado

por Hydril, se asegura mediante la rotación

del extremo de la varilla en el sentido de las

manecillas del reloj, el dispositivo de cierre

se desplaza hacia abajo por el tornillo guía

y entra en contacto con la parte trasera del

pistón, dando un cierre (seguro) mecánico

en la posición de cierre. El dispositivo de

cierre se debe retirar para volver a abrir el

ariete.

Si el sistema hidráulico falla, este

dispositivo se puede usar para cerrar los

arietes. Si esto ocurre, el ariete sólo se

puede volver a abrir con el sistema

hidráulico.

Varilla del extremo

Mecanismo de cierre manual

Sellos del pistónCamisa del cilindro

Pistón

Tornillo guía

Dispositivo de cierre manual Hydril


Dispositivo de aseguramiento del ariete

Pistón

Tuerca de seguridadVarilla del

extremo

Plato del embrague

Camisa del cilindro

Ensamblaje del embrague

Seguro de ariete Hydril MPL El (MPL) es un mecanismo de cierre controlado por un embrague unidireccionalmente una tuerca de seguridad. El embrague mantiene a la tuerca y al ariete en una posición asegurada hasta que el embrague (clutch) se desengancha al aplicarse presión hidráulica para la apertura del ariete. Esta desengancha los platos del embrague (clutch) permitiendo que la tuerca que está asegurada, se libere y rote para que los arietes puedan ser abiertos. Los arietes permanecerán cerrados y asegurados, incluso si la presión de cierre cae a 0 psi.


Dispositivo de aseguramiento del ariete

A medida que se aplica presión de cierre, el pistón y el cono de aseguramiento se mueven hacia adentro y cierran el ariete. Cuando el pistón llega a la posición totalmente cerrada, el segmento de cierre se desliza hacia el diámetro externo del pistón por encima del reborde de aseguramiento, porque el cono, con su movimiento en sentido de las manecillas del reloj, se ve empujado hacia adentro por la presión hidráulica de cierre.

El cono de cierre mantiene el segmento de cierre en posición. El seguro del cono actúa como un segundo pistón dentro del pistón principal y es forzado por la presión de cierre interior y exterior por la presión de apertura.

Mientras se aplica la presión de apertura, el cono de cierre que se mueve hacia fuera da el cierre del segmento para deslizar hasta el diámetro interno del pistón, a lo largo de un reborde cónico de aseguramiento. El pistón puede moverse libremente hasta la posición abierta.

Nota de interés - el Pos-Lock no permite auto alimentar los elementos de caucho en los arietes desgastados, ya que sólo se cierra en una posición.

Seguro de ariete Shaffer Pos-Lock

Pistón

Eje del ariete Ariete

Segmento de cierreBorde de cierre

Resorte Cono de cierre


Ariete Hydril con seguro manual

Cavidad inclinada del ariete

Salida lateral

Conector del fluido hidraulico

Bisagras

Bisagras del fluido

Este modelo está disponible en tamaños entre 7 1/16” y 11” y hasta presiones de trabajo de 20.000 psi.

Cuerpo del arieteRanura del anillo

Asiento del sello superior

Sello de la tapa

Bloque del ariete

Empaque secundario delvástago del pistón

Tornillos de la tapa

Seguro manual

Sellos del pistón

Camisa del cilindro Hueco dedrenaje Sello de lodo

del vástago del pistón

Varillas guia


Arietes Varco/Shaffer

El modelo SL está disponible en tamaños entre 7 1/16“ y 18 4/3“ con una presión máxima de trabajo de 15.000 psi.

El Sentinel se usa como un ariete para reacondicionamiento. La ilustración se cierra en forma manual, sin embargo hay modelos que se cierran hidráulicamente. El Sentinel está disponible en un tamaño de 7 1/16” y una presión de trabajo de 3.000 psi.

El preventor Shaffer LWS está disponible en tamaños entre 4 1/16“ y 21 ¼” y con presión de trabajo hasta de 10.000 psi.

El modelo LWP está disponible en tamaños de 7 1/16” y 9”, ambos modelos tienen una presión de trabajo de 3.000 psi.


Arietes

Multi-arietes

Arietes de tubería

Tornillo retenedor

Soporte

Tornillo de retracción

Caucho

Sello superior

Varios tipos de bloques de ariete de Shaffer

Bloque


Arietes

Arietes de corte

Vista esquemática de los arietes de corte

1. Soporte superior 2. Soporte inferior

3. Bloque del ariete superior 4. Bloque del ariete inferior

5. Caucho superior 6. Caucho inferior

7. Cuchilla de corte inferior 8. Tornillo retenedor

9. Anillo en O-ring 10. Anillo retenedor

11. Tornillo allen 12. Anillo en O-ring

13. Arandela

Arietes de corte Shaffer

Bloque inferior

Cuchilla de corte

Soporteinferior

Soporte superior

Bloque superior

Caucho superior Caucho

inferior

Arietes de corte tipo 72


Preventoras de ariete Cameron

Arietes para snubbing Cameron 4 1/16”S/QRC de 15.000 psi WP

Arietes para snubbing Cameron 4 1/16” G-2 de 5.000 y 10.000 psi WP

Cameron 4 1/16” S/QRC 25.000 psi WP7 1/16 S/QRC 20.000 psi WP

Preventor de ariete Cameron Tipo UL 7 1/16” de 5.000, 10.000 y 15.000 psi WP


Ariete Cameron Tipo U

Cuerpo Cilindro de operación

Tapa Pistón de operación

Tornillo de cierre Ensamblaje del ariete

Pistón de cambio del ariete Tornillo (s) de la compuerta

Carcaza del tornillo de cierre Brida (“flange”) intermedia

Cilindro para cambio del ariete Sello de la tapa

1A

224

4

2

611

10

3

12

7

8

5

22

1011


Relaciones de apertura y cierre


Configuraciones del conjunto de BOP

Manifold del

choque

2

2

1 1

3 3

Sección A

Sección B

Ariete de tubería inferior

Carreteperforación

4 4 7 6

5Línea del choque

Ariete de tubería superior

Brida de salida utilizada únicamente para stripping combinado de ariete

Ariete ciego

PreventorAnular

Línea de llenado

9

8

1. Válvula de compuerta con brida – diámetro interno mínimo 2”, la misma presión de trabajo que la sección “A” . La válvula exterior es la válvula de trabajo durante la operación de control de pozo. Esta válvula se retira y se reutiliza después del completamiento.

2. Te con tapón ciego de rosca, válvula de aguja y manómetro de presión.

3. Válvula de compuerta de brida - diámetro interno mínimo 2” - la misma presión de trabajo que la sección “B”.

4. Válvula de compuerta de brida-diámetro interno mínimo 2” – la misma presión de trabajo que el conjunto de preventoras.

5. Carrete de perforación – dos salidas laterales con brida - choque de diámetro mínimo de 3” y línea para matar de mínimo 2” .

6. Válvula de compuerta con brida controlada hidráulicamente–diámetro interno mínimo 3” – la misma presión de trabajo que el conjunto de preventoras.

7. Válvula de compuerta de brida –diámetro interno mínimo de 3”– la misma presión de trabajo que el conjunto de preventoras.

8. El tope del preventor anular debe estar dotado con un empaque de anillo de brida API. Todos los tornillos de brida deben estar colocados o los huecos se deben rellenar con tapones tipo tornillo.

9. El diámetro interno del niple de la campana debe ser menor que el diámetro interno mínimo del conjunto de preventoras.


Conexiones de conjuntos de BOP

Tipos de conexionesDe brida, pernos y abrazaderas.

Bridas con conexión de espárragos, utiliza menos altura libre por encima.

Se les debe aplicar torque a los pernos de las bridas de manera adecuada.

Los pernos de las bridas deben ser de un material resistente a la carga ejercida por el torque (API).

Juntas de anillo APILos empaques de anillo se usan para sellos metal a metal.

Se usan entre preventoras y salidas laterales

Sellan en una ranura de anillo maquinada de acero inoxidable incrustada.

La especificación API 6A describe estos componentes.

Los anillos de la serie R no son intercambiables con los anillos BX.

Los anillos RX y BX son “energizados a presión”.

Los empaques de anillo recubiertos de teflón, caucho o cualquier otro material no son aceptables.

R - Oval R - Octagonal

RX BX

Nota:

Algunos anillos RX y todos los anillos BX tienen un orificio ( de 0,16 pulgadas ó de 0,12 pulgadas de diámetro) perforado a través de la altura del anillo para lograr igualar la presión.


Conexiones de conjuntos de BOP

* Material aceptable para empaques de anillos de brida, conforme a la Norma API 6A, “Equipos de cabezal de pozo“.

• Crudo dulce – acero con bajo contenido de carbono

• Crudo sulfuroso o gas – acero inoxidable Tipo – 16 o acero inoxidable Tipo 304

** En algunas aplicaciones con presencia de H2S, ASTM A-193 Gr B/M con una dureza Rockwell máxima de 22 puede ser aceptable. Si se utiliza, la capacidad de las bridas debe ajustarse conforme a la Tabla 1.4 B de la Norma API 6A

ASTM Grado 2-HASTM Grado B-7API Tipo BXAPI Tipo 6BX con ranura Tipo BX 10000 psi

ASTM Grado 2-HASTM Grado B-7API Tipo RX o API Tipo BX con brida

Tipo 6BX

API Tipo 6B con ranura plana de fondo Tipo R o API Tipo 6BX con ranura

Tipo BX

5000 psi

ASTM Grado 2-HASTM Grado B-7API Tipo RXAPI Tipo 6B con ranura plana de fondo Tipo R2000 and 3000 psi

Resistencia máxima

de las tuercas

Resistencia máxima

de los pernos**

Empaques de anillo aprobados*

Bridas aprobadas

Clasificación del conjunto de preventoras


Múltiple del standpipe

Al tubo del Standpipe

Al tubo del Standpipe

De la bomba de cemento

De la bomba de lodo

De la bomba de lodo

Llenado del hueco

A la línea para matar


Para los sistemas de preventoras de 10000 psi y 15000 psi, se acepta utilizar un múltiple del standpipe de 5000 psi, pero la válvula de aislamiento debe tener la misma capacidad de presión que el conjunto de preventoras, al igual que la tubería conectada.

El principal propósito de un múltiple es el de permitir flexibilidad en términos de recorridos de circulación. El múltiple que se muestra a la derecha permite que una bomba de lodos se alinee con el espacio anular (a través de la línea de matar) y la otra bomba al kelly ó a la cabeza de circulación.

A la línea de venteo

A la línea del choque


Manifold del choque

Conjunto depreventoras

1

l

1

1

4

11

1

4

2

2Desde el DST al manifold del choque

Línea DST

2

2

2

2

1

1 1

3

3

Nomenclatura:

1 – Válvula de compuerta

10000 psi.

2 – Válvula de compuerta

5000 psi.

3 – Choque a control remoto

4 - Choque manual.

Manifold del choque, 10M / 15MSe debe ubicar un panel de control para los choques cerca de la consola del perforador y debe tener dos manómetros, uno indicando la presión del standpipe y el otro indicando a la presión del choque manifold. Se debe instalar un manómetro en manifold del choque si se utilizan choques.

Bajo condiciones normales de perforación, se deben dejar abiertas las válvulas en la línea del choque y en el múltiple hasta la válvula inmediatamente antes del choque operado a control remoto que se utilizará en operaciones de control de pozos. Las válvulas posteriores al choque deben estar abiertas hacia el separador de lodo/gas y los tanques de lodo.

Línea principal del choque

Línea para matar

Desde la bomba para matar

Tanque de desvíoO viaje

Hacia el separador de lodo/gas

Hacia tanquesde lodo

Piscina de reserva(Tea para taladro

costa afuera)

Línea del choque manual

Línea del quemadero separador de producción


Válvulas de operación hidráulica

Válvula hidráulica de compuerta modelo DB 5000 y 10000 psi WP

La línea del choque, adyacente al conjunto de preventoras estádotada de una válvula de operación remota para cerrar rápidamente el flujo peligroso en caso de una falla del equipo aguas abajo. Además, esta válvula generalmente es dificil su acceso por medio manual, haciendo más conveniente su operación en forma hidráulica.

La válvula debe tener una clasificación WOGM (agua, aceite, gas o lodo). El activador hidráulico debe estar diseñado para una presión máxima de trabajo de 3000 psi. Sin embargo, el activador debe abrir totalmente la válvula con una presión de control de 1500 psi.

Cameron introdujo la válvula HCR (Alta relación de cierre) como la primera válvula de control remoto para servicio en la línea del choque. Esta válvula tiene el mismo diseño básico y las caracteristicas operativas que el preventor QRC de Cameron. Debido a que la HCR se limita a una presión de trabajo de 5000 psi, la fabricación de preventoras de reventón con presiones de trabajo de 10000 psi y mayores requirió un desarrollo de válvula de mayor capacidad. En la actualidad, la válvula de compuerta de activación hidráulica Tipo F de Cameron es, probablemente, la más ampliamente utilizada y se fabrica con presiones de trabajo de3000 psi a 15000 psi.

La válvula de la línea del choque de Shaffer es del Tipo DB, la cual tiene presiones de trabajo de diseño de 5000, 10000 y 15000 psi.


Choques de control

Existen diferentes tipos de choques ajustables disponibles, que van desde tipo dardo y asiento, compuerta y asiento hasta discos de media luna. Los choques fijos incluyen un niple reductor de un tamaño específico y se pueden cambiar según se desee. Pero debido al tiempo que tarda cambiar el tamaño del niple reductor, y al hecho que durante una operación de matar pueda ser necesario alterar rápidamente la contrapresión, esta herramienta fija no es la que se deba escoger. Y puesto que los choques son parte del sistema de BOP se deben probar a presiones altas y bajas cuando se prueba el resto del sistema de BOP. Adicionalmente, deben tener la misma graduación nominal de presión que las BOP y el múltiple del choque en el que están instaladas.

Otra parte importante del sistema de BOP son los choques. Su principal función es la de suministrar un efecto de contrapresión durante las operaciones de muerte del pozo que involucran la circulación del fluido entrando y saliendo del pozo. Los choques son fabricados en configuraciones manuales y de operación remota con tamaños de orificios fijos o ajustables.

Panel de control típico del choque


Choque Swaco – Mecanismo del choque

Entrada

Salida

Disco estacionario

Disco rotatorio

El choque Swaco utiliza discos en forma de media luna, fabricados con carburo de tungsteno, los cuales crean las restriccionesnecesarias para controlar las presiones de circulación. Un disco es estacionario, mientrasque el otro rota a medida que recibe las señaleshidráulicas desde el panel de control del choque.


Panel del choque Cameron


Mecanismo del choque Cameron

Choque remoto para perforación/reacondicionamiento

Compuerta y asientoChoque manual para

perforación/reacondicionamiento


Sistemas de control del acumulador El sistema de control del acumulador proporciona un medio para cerrar y abrir individualmente cada preventor y cada válvula de manera conveniente, rápida, repetidamente y a la presión de operación correcta. Los equipos se deben diseñar para operar en casos de emergencia cuando falte la fuente de energía principal del taladro.

Sistema de control del acumulador

Fuente (s) de energía

Múltiple de control

Acumuladores

Tubería / mangueras y conexiones de cableado

Elementos esenciales de un acumulador y su sistema de control:


Sistema de control de las preventoras

Sistema típico Koomey de control de cierre de preventoras


Acumuladores

1. Suministro de aire: La presión normal de suministro de aire es de 125 psi. Una presión de aire más alta puede requerir un regulador de aire para las bombas neumáticas.

2. Lubricador de aire: Ubicado en la línea de entrada de aire a las bombas neumáticas. Utilizar aceite lubricante SAE 1.

3. Válvula de derivación (“By-Pass”) : Al interruptor automático de presión hidroneumática. Cuando se necesitan presiones mayores de los 3000 psi, abrir esta válvula. De resto, mantenerla siempre cerrada.

4. Interruptor automático de presión hidroneumática: El interruptor de las presiones se programa a 2900 psi (parada) cuando se utilizan bombas neumáticas y eléctricas. De lo contrario se programa a 3000 psi cuando es solo para bombas neumáticas. Control de tensión de resorte ajustable.

5. Válvula de corte de aire: Operadas manualmente para cortar el suministro de aire a las bombas hidráulicas operadas con aire.

6. Bombas hidráulicas operadas con aire: La presión normal de operación es de 125 psi. La máxima presión de aire es de 200 psi.

7. Válvula de corte de succión: Operada manualmente. Normalmente abierta. Una parada cada línea de succión neumática en la bomba hidráulica.

8. Filtro de succión: Uno para cada línea de succión neumática. Tiene una malla removible. Se limpia cada treinta días.

9. Válvula cheque: Una para cada línea de salida neumática de la bomba hidráulica.

10. Bombas triplex o duplex accionadas con motor eléctrico

11. Interruptor automático de presión hidroeléctrica: El interruptor se programa a 3000 psi para la presión de salida y a 250 psi presión diferencial de entrada. Ajustable.

12. Arranque del motor eléctrico (automático): El automático inicia o detiene el motor eléctrico que mueve la bomba triplex. Funciona en combinación con el interruptor automático de presión y tiene un control (“overriding”) manual de encendido-apagado que se opera sin el control del interruptor.

13. Válvula de corte de la línea de succión: Operada manualmente, normalmente abierta. Ubicada en la línea de succión de la bomba triplex o duplex.

14. Filtro de succión: Ubicado en la línea de succión de la bomba triplex o duplex.

15. Válvula cheque: Ubicada en la línea de salida de la bomba triplex o duplex.

Partes del acumulador Koomey


Acumuladores16. Válvula de cierre del acumulador: Operada manualmente. Normalmente en posición abierta cuando la unidad está en

operación. Cerrada cuando se está probada o transportando el equipo.

17. Acumuladores: Se debe revisar la pre-carga de nitrógeno en el sistema de acumuladores cada 30 días. La precarga de nitrógeno debe ser de 1000 psi, más o menos 10 %. PRECAUCIÓN: SIEMPRE USE NITRÓGENO CUANDO SE HAGA LA PRECARGA; OTROS GASES Y EL AIRE PUEDEN OCASIONAR INCENDIO O EXPLOSIÓN.

18. Válvula de alivio del acumulador: Alivio de la válvula programado a 3500 psi.

19. Filtro de fluido: Ubicado en el lado de entrada de las válvulas reductoras y reguladoras de presión. El filtro se debe limpiar cada treinta días.

20. Válvula “Koomey” reductora y reguladora de presión: Operada manualmente. Se ajusta a la presión continua de operación que se requiera en la BOP de ariete.

21. Cabezal de la válvula principal: 5000 psi W.P., 2” todo soldado

22. Válvulas de 4 vías: Con actuadores de cilindro de aire para operación remota desde los paneles de control. Mantener en modo de operación (ABIERTO o CERRADO) NUNCA EN LA POSICIÓN DEL CENTRO (Neutro).

23. Válvula de desviación (“By-Pass”): Con actuador de aire para operación remota desde los paneles de control. En posición CERRADA, suministra presión regulada sobre el cabezal de la válvula principa(21) y en posición ABIERTA, suministra presión total sobre ese cabezal. Mantener en posición CERRADA a no ser que se necesiten 3000 psi o más para operar los arietes de la BOP.

24. Válvula de alivio del manifold: El alivio de la válvula se programa a 3500 psi.

25. Válvula hidráulica de alivio: Operada manualmente. Normalmente cerrada. NOTA: ESTA VÁLVULA SE DEBE MANTENER ABIERTA DURANTE LA PRE-CARGA DE LAS BOTELLAS DEL ACUMULADOR.

26. Selector de unidad de panel: Válvula manual de 3 vías. Utilizada para aplicar presión de aire piloto a la válvula neumática “Koomey” para reducción y regulación de presión, bien sea desde el regulador de aire de la unidad o desde el regulador de aire del panel remoto.

27. Válvula neumática “Koomey” reductura y reguladora de presión: Reduce la presión del acumulador hasta la requerida por la presión de operación de la BOP de anular. La presión se puede variar para las operacíones de forzamiento de tubería (“stripping”). No se debe exceder la máxima presión operativa recomendada para la preventora.

28. Manómetro de presión del acumulador.

29. Manómetro de presión del manifold.


Acumuladores30. Manómetro de presión del preventor anular.

31. Transmisor neumático de presión del acumulador

32. Transmisor neumático de presión del “manifold”

33. Transmisor neumático de presión del preventor anular

34. Filtro de aire: Ubicado en la línea de entrada a los reguladores de aire.

35. Regulador de aire para la válvula neumática “Koomey” reductora y reguladora de presión: Operada por aire.

36. Regulador de aire para el transmisor neumático de presión de preventor anular (33).

37. Caja conectora “air junction box”: Para conectar las líneas de la unidad a las líneas que vienen del panel de control remoto.

38. Indicador del nivel de fluido.

39. Puerto de llenado del fluido hidráulico

40. Válvula de aislamiento de la salida para la prueba del aladro: Alta presión, operada manualmente. Se cierra durante la prueba del taladro y se abre una vez termina la prueba.

41. Válvula de cheque para prueba del equipo.

42. Válvula de alivio para prueba del equipo: Válvula seteada para alivio a los 3500 psi.

43. Salida del patín del equipo.

44. Salida de prueba del equipo.

45. Retorno del patín del equipo.

46. Puerto de inspección del tapón.


Requerimientos del acumulador

Precargado con gas Nitrógeno a

1000 psi

El volumen útil es el volumen almacenado en la botella del acumulador en exceso de 1200 psi

1200 psi

Fórmulas del acumulador:

Donde:• Volumen entregado: Fluido entregado por las botellas

cuando se drena hasta la presión final, (en galones)

• P. Precarga: Nitrógeno precargado, psi

• Volumen de la botella(s): Capacidad física de la(s) botella(s), en galones

• P. Sistema: Presión del sistema del acumulador (3000 psi)

• P. Final: Presión final de las botellas que son drenadas (psi)

Volumen entregado = -- x volumen de las botellasP. Precarga P. Precarga

P. Final P. Sistema( )

P. Precarga del Sistema = Volumen entregado x P. Final x P. SistemaVolumen de las botellas x (P. Sistema – P. Final)

Cargada con fluido por medio de las bombas del sistema hasta 3000 psi


Cálculos de las botellas del acumulador

Determine el fluido hidráulico que se necesita para aumentar la presión desde 1000 psi hasta 1200 psi.

Determine el fluido hidraúlico que se necesita para aumentar la presión desde 1000 psi hasta 3000 psi

Determine el fluido útil por cada botella de 10 galones.

Fluido hidráulico total por cada botella 6.67

Fluido hidráulico no útil por cada botella - 1.67

Fluido hidráulico útil por cada botella de 10 galones

P1V1 = P2V2

(1000)(10) = (1,200)V2

8.33 = V2

10.00

- 8.33

10,0001,200

= V21.67 gals

P1V1 = P2V2

(1000)(10) = (3,000)V2

3.33 = V2

10.00

- 3.33

10,0003,000

= V26.67 gals

Fluido hidráulico total por cada botella de 10 galones.

5.00 gals


Hoja de trabajo del acumulador

Información necesaria:

Gls. para cerrar

Anular +

Ariete para tubería #1 +

Ariete ciego + ________

Ariete para tubería #2 + ________

Otros + ________

Válvula(s) HCR + ________

Galon. totales para cerrar ________

Información necesaria:

Presión de precarga psi _______

Presión del sistema psi _______

Volumen total de las botellas (gls) ________

Volumen útil necesario = 1.5 x volumen total para cerrar

NOTA: El volumen disponible útil tiene que ser igual o mayor que el volumen requerido útil.

= - x Volumen de las botellasVolumen útil Precarga Precarga disponible Final Sistema( )


AcumuladoresDimensionamiento

Las políticas del MMS requieren:1.5 veces el volumen disponible útil para cerrar todos los arietes, el preventor anular y la válvula HCRLuego de esta operación, la presión no debe ser menor a 200 psi por encima de la presión de precarga (con las bombas apagadas)

EJEMPLO:

Conjunto BOP de superficie:1 anular Hydril GL - 18 ¾’ X 5M Precarga – 1000 psi1 ariete Hydril - 18 ¾’ X 10M Presión final – 1200 psi1 Válvula HCR Presión del sistema – 3000 psi

1. Volumen para cerrar:

1 preventor anular = 44.0 gals

1 ariete = 17.1gals

1 Válvula HCR = 0.6 gals

Fluido total necesario 61.7 gals x 1.5 =

2. ¿Cuántas botellas de 10 galones se necesitan para entregar el volumen necesario?

=5

92.55

92.55gals

18.51 = 19 botellas

Volumen entregado = - x volumen de las botellasPrecarga PrecargaFinal Sistema

- x 10 gals = 5 gals1000 psi 1000 psi1200 psi 3000 psi( )


Válvulas de seguridad de la sarta de perforación

Llave del ariete

Anillo de estopa - hembra

Empaque del eje

Llave de la tuerca ciega

Anillo de estopa - macho

Tornillo placa retenedora

Cuerpo de la válvula

Placa retenedora

Sustituto inferior

Eje del ariete

Tuerca ciega

Empaque del eje

Tornillo tapa del eje

Anillo de fricción

Espaciador del eje

Cuerpo del ariete

Caucho del ariete

Válvula superior del

Kelly

Sustituto superior

Resorte

Asiento con sello

Anillo en “O” del asiento

Anillo en “O” del vástago

Vástago

Empaque

Bola

Asiento con sello

Anillo en “O” del asiento

Resorte

Sust. inferior

Válvula inferior del

KellyLlave


BOP Interna ó Inside BOPPermite el bombeo hacia abajo a través de la sarta, pero sostiene la presión por debajo.

BOP interna tipo convencional

La BOP interna es un tipo de válvula flotadora que permite el flujo a través de ella cuando se bombea desde arriba pero mantiene la presión por debajo. Esta herramienta consta de una válvula flotadora accionada por un resorte y una herramienta para soltarla. A diferencia de la válvula de seguridad de perforación, ésta no es de apertura total.

La BOP interna se debe instalar sobre la válvula de seguridad siempre que la sarta se lleve al fondo mediante el procedimiento de stripping.

Substituto de asentamiento o válvula para bombear hacia abajo.

Esta válvula está diseñada para proporcionar una “Inside BOP” hueco abajo cuando sea necesario. El sustituto (niple de asiento) se instala en la sarta, generalmente una parada por encima de los collares de perforación. Posteriormente, se lanza o se bombea hacia abajo un dardo, el cual se asienta en el niple.

Tornillo de cierre de la varilla

Herramienta de liberación

Asiento dela válvula

Cabeza de la válvula

Varilla de liberación de la

válvula

Pin de la válvula(cuerpo superior de

la válvula)

Inserto de la válvula

Resorte de válvula

Caja de la válvula flotadora

(cuerpo inferior de la válvula)

BOP interna convencional Niple de asiento *

Válvulacheque *

* Cortesía de Hydril


Sensor del flujo de retorno

El indicador de retorno del fluido o lodo (sensor de la línea de flujo) se usa para detectar e indicar un cambio en la tasa de flujo de retorno de lodo. El dispositivo consiste en un lengüeta articulada previamente instalada en la línea de flujo y un sistema transmisor para indicar a la consola del perforador cuando la posición de la lengüeta se vea afectada por un cambio en la tasa de flujo.

El indicador de retorno de lodo se debe revisar frecuentemente para asegurar que no haya obstrucciones al movimiento de la lengüeta.

Su funcionamiento se puede revisar variando las tasas de bombeo y observando los cambios en señales de flujo desde la unidad.

Mantenga las alarmas colocadas tanto en el nivel alto como en el bajo, a unos valores adecuados para detectar en forma temprana un influjo.

Campana

Línea de flujo

Sensor del flujo de retorno (tipo lengüeta)


Dispositivo de medida del nivel de los tanques

Consola de desviación y totalización del volumen de los tanques Tanque de lodo

Calibrador mecánico visual

Flotador

Transmisor

Indicador del nivel de los tanques.

Los indicadores del nivel de los tanques son usados para medir y registrar el volumen combinado del lodo en los tanques activos. Por lo general, estas unidades constan de un flotador en cada tanque, de un sistema de transmisión de la lectura del nivel del tanque, de una unidad del totalizador para registrar y mostrar el volumen total y de una alarma audio-visual.

Los flotadores deben permanecer limpios y libres de obstrucciones.

• Revisar levantando los flotadores y observando los resultados en el totalizador.

• La alarma se debe colocar correctamente y debe permanecer encendida todo el tiempo para una detección temprana del amago.

Los dispositivos de medición para el volumen del fluido incluyen:

• Cartas• Manómetros de lectura directa• Escalas mecánicas calibradas


Equipo de detección de amagosTanque de viaje tipo bomba

Bomba centrífuga

Tanque de viaje

Hacia las zarandas

De los tanques de lodo

Del manifold del choque

Nipple Campana

Abrir Cerrar


Separadores de lodo – gas

altu

ram

ínim

a, 1

0 pi

es

10’A

ppro

x.

Al tanque de las zarandas

Deflectores semicirculares dispuestos en configuración de espiral

Lámina de acero

Manómetro de contra presión de gas.

Tapón de limpieza, 4”Tubo en “U” de 8”nominal 10

Cabeza máxima disponibledesarrollada por la altura del fluido

EJEMPLO:

12.5 ppg x .052 x 10 pies =

Tapa de inspección

Entrada

Salida de gas diámetro interno mínimo, 8”

Separador típico de lodo - gas

6.5 psi


Desgasificadores de vacío

Lodo cortado con gasLodo desgasificado

Gas libre

Lodo a chorro

Válvulaflotadora

Vista de la seccióntransversal

Bomba de vacio

Venteo de gas

Línea de entrada del lodo cortadocon gas

Planta deflectora

Por medio de presión de vacío se lleva fluido

hacia el tanque, en donde pasa por encima de

la platina deflectora y se extrae el gas. El

fluido desgasificado sale del tanque y el gas

se ventea.


Desgasificador de vacío

Fluido desgasificadoFluido cortado

con gas

Chorro inferior

Chorro superior

Tanque de vacio


Válvula flotadora

Manómetro de vacio

Separadorcentrífugo

Fluidodesgasificado

Este desgasificador de vacío fabricado por Demco utiliza la presión de vacío para halar fluido hacia el tanque de vacío donde el fluido golpea contra el techo del tanque y cae sobre las platinas deflectoras, aumentando así el área de superficie del fluido. La presión de vacío extrae el gas y lo envía hacia la línea de gas, mientras que la mayor parte del fluido desgasificado cae al fondo del tanque. El gas entra en la cámara centrífuga en donde se da una segunda separación. El gas se ventea por la parte superior del separador y cualquier fluido desgasificado restante sale por la parte de abajo del desgasificador.

Controla la tasa de flujo dentro del tanque de vacio


Detector de gas Totco

Esta unidad de Totco utilizan tecnología infrarroja para la detección y cuantificación de gas que ha entrado al sistema de circulación.

Estas unidades utilizan tecnología semiconductora para detectar la presencia y cuantificar la concentración de gases en el ambiente, tales como el ácido sulfídrico y el dióxido de carbono.

Dispositivo de monitoreo personal

Monitor y sensores fijos


Pruebas del sistema (Requerimientos del MMS)• Se debe utilizar agua para probar un sistema de

BOP en superficie.• Alterne entre estaciones de control y receptáculos.• Realice pruebas de presión de los arietes ciegos ó

ciegos/de corte durante los ‘stump tests’ y en todos los puntos del revestimiento. Asimismo, el intervalo entre pruebas de ariete ciego o ciego /de corte no debe exceder 30 días.

• Pruebe el funcionamiento de los preventores anulares y los arietes cada 7 días entre las pruebas de presión.

• Realice pruebas de presión de los arietes de tubería de diámetro variable contra todos los tamaños de tubería utilizados, excepto las botellas de perforación y las herramientas de fondo de pozo.

• Pruebe todos los componentes de BOP afectados después de una desconexión o reparación de cualquier confinamiento de presión del pozo en la cabeza del pozo o en el ensamblaje del conjunto de BOP.

• Accione las válvulas de seguridad montadas en las conexiones de revestimiento apropiadas antes de correr el revestimiento.

• Si se instalan arietes de revestimiento se debe probar la tapa del ariete antes de correr el revestimiento.

• Realice una prueba de ‘stump’ del sistema de BOP submarino antes de su instalación. Para esta prueba se debe utilizar agua.

Periodicidad de las pruebas de las BOP:• Cuando se instalen.• Antes de que hayan transcurrido 14 días desde la última

prueba de presión de la BOP.• Antes de perforar cada sarta de revestimiento o un liner.Presiones de prueba de las BOP:• La prueba de presión baja debe hacerse entre 200 y 300

psi. Para las pruebas de BOP de ariete, del manifold del choque y de los demás equipos del sistema de BOP, la prueba de presión alta debe ser igual a la presión nominal de trabajo del equipo o a la presión que haya aprobado el Supervisor de Distrito del MMS.

• Para BOPs anulares, la prueba de alta presión debe ser igual al 70% de la presión nominal de trabajo o a la presión que haya aprobado el Supervisor de Distrito del MMS.

Duración de las pruebas de presión:• Cada prueba debe mantener la presión requerida al menos

por 5 minutos. • Se acepta una prueba de tres minutos si la presión de

prueba se registra en la mitad exterior de un diagrama de cuatro horas, en un diagrama de una hora o en un medidor digital.


Pruebas de BOP - Pautas del API RP 53

Antes de perforar el tapón del revestimiento se debe realizar una prueba de presión inicial en todas las instalaciones de las preventoras.

• Se deben realizar pruebas de presión del equipo de BOP después de correr una sarta de revestimiento, antes de entrar en una zona conocida de transición de presión y después de un cambio de ariete de preventora y/o de cualquier componente del conjunto de preventoras o del manifold del choque, con un intervalo de al menos una vez cada 21 días.

• El equipo se debe probar como mínimo al menos el 70% de la presión nominal de trabajo, pero limitado al valor que sea inferior entre la presión nominal de trabajo de la cabeza del pozo o el 70% de la presión mínima interna de resistencia de la parte superior del revestimiento. No obstante, en ningún caso podrán estas presiones, o las presiones de prueba posteriores, ser inferiores a las presiones esperadas en superficie.


Control de Pozos Submarinos

Fluidos Someros 3

Detección y prevención de amagos 7

Preventoras submarinas y equipos relacionados 17

Causas de amagos y señales de advertencia 31

Procedimientos de cierre de pozos 38

Análisis de decisiones para matar el pozo 41

Desconexiones de emergencia 49

Limpieza de gas del conjunto de BOP 54

Hidratos 59

Contenidos


Componentes submarinos del taladroTensores del riser

Usados para mantener los ángulos de las juntas esféricas flexibles, aún cuando las condiciones tanto marinas como del peso del lodo, cambien.

Junta telescópica

Las cuñas de la junta permiten mantener las líneas de flujo y las conexiones de forma estacionaria. Las conexiones de la manguera flexible y de la línea de matar terminan aquí.

Riser marino oconductor marino

El riser marino es el primer camino para la circulación del lodo, desde el hueco perforado hasta la superficie. El riser no es capaz de resistir las altas presiones del lodo ya que tiene que conectar las BOP submarinas y compensar el movimiento del equipo.

Choque y líneas de matarEl choque y las líneas de matar son un sistema integral a lo largo del cual, corre el fluido de perforación a alta presión.

Paquete de BOP Submarino

El BOP submarino incluye un paquete superior consistente en un conector de junta flexible, y un BOP anular (llamado paquete de riser marino inferior, LMRP) así como del conjunto del BOP principal, un conector hidráulico con la cabeza del pozo, y un sistema de control del BOP.

Sistema de desviación Tiene funciones similares a las de un sistema de desviación de superficie.

Control PODsEl sistema de control y distribución Hidráulico y eléctrico (PODs), está localizado con el paquete de riser marino inferior (LMRP)


Flujo de aguas somera

1. Aumento de la presión de poro debido a la alta permeabilidad.

2. Presencia de un sello superior (barrera impermeable)

3. Arena permeable

Barrera impermeable

Arena permeable

Sedimentación rápida

Tres requisitos


Flujos de aguas somerasEvaluación del sitio

Correlación con pozos de referenciaInformación sísmica 3DEvaluar el potencial del sello y la arena

Minimizando los problemas del lecho marino (SWF) Mover la locación en superficie, para minimizar el potencial de flujo.Colocar revestimiento de 26” antes de perforar la arena.Usar MWD para las correlaciones y PWD para monitorear los cambios en la presión del preventor anular.Monitorear el retorno del flujo con la ROVMatar el pozo antes de POOH para correr el revestimiento Lodo de matar para obtener geles bajas y llanasCemento espumoso especialmente diseñado Sellos mecánicos en la cabeza del pozo o en el espacio anular de 20”x26”


Árbol de decisiones para el manejo de flujos de agua somera

Barridos de agua marina a la sección TD

Riesgo en el SWF

Bajo Alto

Sentar liner de contingencia (26”)

Flujo pesado

Poco flujo, o moderadoó no hay flujo

Bombear & DumpDesplace a lodo / salmuera. Continuar perforando con sistema pesado hasta la sección TD

Continuar perforando con píldoras de barrido de agua marina hasta la sección TD

Perforar con lodo pesado (o salmuera) desde el zapato del Linerhasta la sección TD

Perforar con lodo pesado (o salmuera) desde el lecho marino hasta la sección TD

Sentar liner de contingencia (26”)

Desplazar lodo/salmuera Continuar perforando con lodo pesado hasta la sección TD

Desplazar lodo pesado a la sección TD. Corra revestimiento. Cerrar la camisa de cierre del preventor anular

Desplazar lodo pesado a la sección TD. Corra revestimiento. No cierre la camisa de cierre del preventor anular

Desplazar lodo pesado a la sección TD. Corra revestimiento. Cerrar la camisa de cierre del preventor anular

Desplazar lodo pesado a la sección TD. Corra revestimiento. No cierre la camisa de cierre del preventor anular

Perforar con lodo pesado (o salmuera) desde el SWF hasta la sección TD

Barridos de agua marina a la sección TD

Barridos de agua marina sobre la zona SWF


Un reventón de gas en mar abierto produce un cono de agua de baja densidad y una descarga de gas altamente inflamable. La intensidad del reventón depende de la profundidad del agua y de la corriente. Es probable que la columna de agua levantada se disperse en agua más profunda y la corriente empujará la burbuja alejándola del taladro. Las burbujas de gas debajo de un equipo flotante podrían causar la pérdida de flotabilidad, pero esta pérdida disminuye de acuerdo a la profundidad del agua.

A profundidades someras un barco tendría mayor riesgo de volcarse. El fuego podría ser una amenaza mayor, si la nube de gas rodeara inmediatamente el taladro.

Las siguientes precauciones se deben considerar antes y durante la sección superficial del hueco.

• El taladro debe estar anclado y una cierta longitud de los amarres de anclaje deben quedar guardados para permitir que el taladro pueda ser halado fuera del camino de cualquier columna.

• Todas las compuertas (escotillas) deben asegurarse para prevenir la entrada de gas inflamable o para evitar una inundación, en caso de que el franco bordo sea reducido por una pérdida de flotabilidad o escora.

• El personal deberá estar permanentemente disponible, para aflojar, ante la menor señal, los amarres más cercanos a la burbuja.

• Perforar un hueco piloto, limitando la tasa de penetración y circulando con una tasa alta para distribuir los cortes y el gas perforado.

• Colocar una válvula flotadora en la sarta de perforación.

• Mantenga un volumen suficiente de lodo pesado, el cuál pueda ser rápidamente diluido y bombeado como lodo de matar.

• Monitorear permanentemente las condiciones del clima y tenga siempre un detector de gas.

Amenazas somerasPerforación sin el riser


Detección y prevención de amagosLa detección y prevención de amagos, cuando se realiza perforación submarina, particularmente en aguas profundas, presenta desafíos adicionales cuando la comparamos con la perforación en superficie. Los problemas son similares, pero los aspectos operacionales del incremento de la profundidad del agua, hacen que los señales de advertencia del aumento de la presión de poro sean más sutiles.

Consideraciones importantes

Formaciones Ballooning

La reducción del margen entre el gradiente de fractura y de la presión de poro, aumenta la probabilidad de ballooning. Los volúmenes de fluido que entran y que luego retornan desde la formaciones sospechosas tienden a enmascarar las ganancias en los tanques y los flujos de retorno.

Altos ECDs

La tendencia del lodo base aceite sintético para perforación en aguas profundas, dificulta la detección de amagos. Generalmente, la presión de poro de la formación es controlada por el alto ECD asociado con estos fluidos. Esto hace que chequear el flujo en las conexiones sea mucho más importante.

Conexiones Simuladas

El uso del top drive ha incrementado la eficiencia de la perforación, permitiendo perforar una sección entera entre las conexiones. Sin embargo cuando se estén penetrando zonas donde la presión de poro aumenta, el perforador debe “simular” una conexión cada 30 pies, parando la bomba y realizando un chequeo del flujo.

Glomar Explorer pl´oLeaving Mobile Shipyard


Bit Depthfeet

15000 15500 16000Time

Pit Vol Totalbarrels

200 300 400

Running Speedfeet per min

-400 0 400

Gas Hydrcbn Avg0 50 100

percentDens Mud In Avg

15.5 16 16.5 17lbs per gal

RPM Surface Avgrev per min

0 250 500

SPP Avglbs per sq inch

0 2500 5000

Real-time PWD Eqv Mud wtlbs per gal15.5 16 16.5 17

ROP Instfeet per hr

0 200 400

Flow In Pum Avggallon per min

0 500 1000

PWD Eqv Mud wtlbs per gal

15.5 16 16.5 17

18:30

ECD drilling16.26 ppg

Swab & surge dueto reaming

Connection@ 15856 ft Square pum ps off

pressure profileMud returns35 bbls

Swab & surge dueto p ipe movement

Detección de amagos en aguas profundasMonitorear la tendencia de respiración del pozo


Bit Depthfeet

17000 17500 18000Time


200 300 400


-400 0 400



15.5 16 16.5 17lbs per gal


0 250 500


0 2500 5000


ROP Instfeet per hr

0 200 400


0 500 1000

PWD Eqv Mud wtlbs per gal15.5 16 16.5 17

21:30

21:45

22:00

Fracture closurepressure 16.42 ppg

ECD 16.42 ppg

Connection& flow check@ 17230 ft

Slow decline tostatic mud weight

Mud returns85 bbls Statc mud

weight 16.13 ppg

Slow build upto drilling ECD


Static mudweight 16.13 ppg


Bit Depthfeet

17000 17500 18000Time


200 300 400


-400 0 400



15.5 16 16.5 17lbs per gal


0 250 500


0 2500 5000


ROP Instfeet per hr

0 200 400


0 500 1000

PWD Eqv Mud wtlbs per gal15.5 16 16.5 17

15:00

15:15

15:30

Fracture closurepressure 16.33 ppg ECD 16.45 ppg

Reported m udweight 15.8 ppg

Mud returns 60 bbls and still gaining

Connection@ 17696 ft

Static mud weightequilibrium not reached Slow build up

to drilling ECD



0

10

20

30

40

50

60

0 1 2 3 4 5 6 7

Time (min)

Cum

.Vol

(bbl

)

11632 ft 11717 ft 11807 11900 11995 12089 12183 12200 11633 (2) ft

270 gpm

240 gpm



0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

00:00:00 00:01:26 00:02:53 00:04:19 00:05:46 00:07:12

Time

11659.75 ft 11711.12 ft

11749.78 ft 11842.09 ft

11874.1 ft 11893.14 ft

11932.21 ft 11989.05 ft



Detección de amagos en aguas profundasCriterios básicos establecidos

Mida el SPRs hasta 5 bbl / min rotando y estática. Registre las lecturas de PWD.Establezca los criterios básicos del ECDs rotando y reciprocando la sarta de perforación. Registre las lecturas del PWD. Registre las lecturas de PWD de la sarta de perforación reciprocando la sarta de perforación con la bomba apagada. Corra hidráulicos para correlacionar la presión de surgencia y suabeo y los efectos de comprensibilidad del lodo.Registre los cambios en los volúmenes de retorno del hoyo, cuando el desgasificador y la centrifuga estén encendidos. Después de perforar establecer flujo en la conexión.

Condiciones de línea de base

Se deben establecer las condiciones básicas, para la compresibilidad del lodo en el hueco revestido para un número de rotaciones y circulaciones antes de perforar.Las pruebas básicas incluirán las respuestas de PWD.Todos los cambios en el hoyo deben hacerse con referencia a las pruebas básicas.


Monitoreando tendencias

Recuerde siempre:Coloque las alarmas en los niveles razonables posibles. En las tendencias de las gráficas se analiza toda la información critica para la detección del amago. El análisis de las tendencias debe ser un esfuerzo de equipo para evitar la sobrecarga de información para una sola persona. Comunicar inmediatamente las tendencias del análisis al perforador, toolpusher y al company man para minimizar la situación de control de pozos.

Las condiciones de las pruebas básicas serán establecidas inicialmente, para compararlas con los resultados arrojados por las mediciones.

Los perforadores monitorearán de cerca las tendencias en las conexiones y durante las operaciones de perforación.

Los perforadores y los Mud Loggers comparan las tendencias, para establecer las condiciones de la línea de base.

Sí las tendencias anormales indican que los fluidos de la formación han entrado en el hueco, este deberá ser asegurado y se deberá circular fondos arriba a través del choque, usando el método del perforador.

Detección de amagos en aguas profundas


Detección de amagos en aguas profundasNiveles de gas en el lodo

• Sólo debe haber 2 gases de conexión (que se definen como todo momento durante el cuál la bomba está apagada durante más de 3 minutos) en el espacio anular en un mismo momento.

• El suabeo puede ocurrir en cualquier momento cuando la sarta de perforación es levantada con la bomba apagada. En las conexiones la bomba debe estar encendida, mientras la sarta de perforación esté siendo levantada.

• Intente eliminar los cambios en el nivel del gas, manteniendo una tasa constante de bombeo de lodo.

• Intente eliminar los cambios en el gas perforado, manteniendo constante una tasa de penetración.

• Tenga siempre en cuenta que los niveles de gas en el lodo están relacionados con la profundidad de los fondos arriba y no con la profundidad de la broca. Por lo tanto, los niveles actuales de gas se relacionan con una formación que está a cierta distancia detrás de la broca.


Chequeo de flujo aceptable

• El chequeo del flujo en el hueco deberá monitorearse por un mínimo de 10 minutos. (Siempre rotando la tubería suavemente), esto ayuda a prevenir la pega de tubería y separa los geles.

• Purgue las presiones de la tubería, antes de realizar un chequeo de flujo. • Una tendencia decreciente de flujo puede identificarse desde un plano de

volumen versus tiempo. • La proporción y volumen del flujo, sigue la tendencia de los flujos vista, en los

chequeos previos.

Detección de amagos en aguas profundas


Equipo y BOPS submarina

Válvula de aislamiento de la línea de matar

Válvula de empuje del riser

Salida superiorde la línea de matar

Salida inferior de la línea de matar

Salida inferior de la línea del choque

Salida superior de la línea del choque

Línea de venteo de Gas

Válvula de aislamiento de la línea del choque

Sensor de presión /temperatura

del pozo

Stack Connector

Ariete inferior de tubería

Ariete medio de tubería

Ariete superior de tubería

Cortador de revestimiento

L Pipe Shear

U Pipe Shear

Conector del riser

10 KAnularinferior

10 KAnular

superior

Riser

Conexión de la línea de matar

Válvulas de matar, choque y aislamiento. Prevenga ahogo del choque y la línea de matar cuando ocurren desconexiones planeadas o no planeadas.

Riser Boost Line and ValvePara ayudar en la limpieza del hoyo, cuándo se perforan huecos de diámetro pequeño, causados por la reducción AV del lodo en el Riser ID. También puede ser usado para sacar gas o “matar el riser”.

Línea de venteo de gas. /Gas Vent Line)Usada para remover el gas que se ha podido acumular debajo del anular cerrado, durante la salida de la burbuja. El gas puede acumularse debajo de la preventora debido al efecto del “separador” cuando el influjo de gas está circulando a través del BOP y de la línea de choke.

Arietes de corte de tubería del múltiple Las embarcaciones de perforación de posicionamiento dinámico tienen una mayor necesidad de la capacidad de cortar y desconectar. Generalmente cuentan con cortadores redundantes o cortadores para diferentes tamaños de tubería de perforación.

Cortador de revestimientoGeneralmente se instalan cortadores de revestimiento en los conjuntos submarinos cuando se utilizan en aguas profundas. Se requieren de ‘boosters’ adicionales para contar con una gran capacidad de corte.

Sensores de presión y temperatura Los censores electrónicos pueden ser de gran ayuda cuando circulamos amagos y ejecutamos LOT, etc.

Características típicas de un BOP submarino


Paquete inferior del riser marino

1

Esta figura ilustra los principales componentes del paquete inferior del Riser marino (LMRP), usados para las operaciones de perforación submarina.

1

4

5

6

7

3

2

Equipo y BOPs submarinas

a. Líneas flexibles del choque y líneade matar.

b. Unión circular flexible - ball (flex) joint c. Pod de controld. Conector LMRPe. Botellas submarinas del acumulador.

Identifique los componentes listados y relaciónelos con el número correcto de en la ilustración.


BOPs SubmarinasConsideraciones generales

Las líneas del choque y de matar submarinas, requieren conexiones flexibles con la junta telescópica.

Las válvulas de las líneas del choque y de matar tienen “fail-safe” y operan hidráulicamente.

Las líneas del choque y de matar se deben fijar para que resistan la vibración.

Las líneas del choque y de matar a través de la unión flexible, deben ser flexibles y no restringir el movimiento de la unión superior, hasta el máximo de deflexión diseñado.

Se deben utilizar tees para todos los codos de 90°.

La línea del choque y la línea de matar se deben direccionar dentro del manifold para permitir el reemplazo de uno o el aumento del otro.

El BOP proporciona estabilidad para la intervención del ROV en situaciones de emergencia o cuando los sistemas primarios de control han fallado.


El ROV son sus brazos y sus ojos debajo del agua . Su función es ejecutar tareas con cámaras, y apoyar la operación de perforación.

Las funciones críticas del conjunto están controladas por un sistema hidráulico de intervención “over ride”operado a través de centralizadores las cuales tienen fluido de reserva desde 5000 psi 6 gpm de bomba en el ROV.

La BOP submarina debe equiparse con paneles de control para la intervención en vivo con las funciones del BOP. También debe instalarse un panel de válvulas de entrenamiento.

BOP SubmarinasIntervención del ROV

Las funciones de los Hot Stabs incluyen:Abrir el BOP de cabeza de pozo y los conectores de LMRP primarios y secundarios.

Soltar el anillo-empaque de la cabeza del pozo y los conectores de LMRP

Cierre los arietes de corte superior e inferior.

Panel de control del ROV


Consideraciones de diseño del RiserDerrumbes y fallas en la junta redonda

Gas en el RiserLa presencia de gas en el riser es un riesgo severo para el personal del taladro y para el equipo. El riser deberá matarse cuando esté fluyendo con las bombas apagadas

Llenado de válvulas (Dump Valves)Las válvulas de llenado pueden ayudar a prevenir derrumbes del riser, debidos a la expansión de gas y a la rápida evacuación del fluido de perforación. Las válvulas Dump están usualmente localizadas a unos cuantos cientos de metros de la superficie del riser.

Línea de válvulas de empujeLas válvulas del Riser pueden ayudar durante la operación de matar el pozo y puede mantener el fluido hidrostático dentro del riser. También son usadas cuando se incrementa el peso del lodo de matar en el riser; al valor inicial para la apertura de los BOPs durante la operaciones posteriores al matado del pozo.

Longitud del gas

Longitud del lodo=

CONDICIÓN DE DESCARGA

Profundidad de descarga = Longitud del influjo x TVD

Considere que tiene 1 bbl de gas a una profundidad de 7500 pies en el riser (ID ~ 20”) podría descargar violentamente ~ 140 pies de lodo justo antes de la superficie.


Loop Current and Eddies

Moon Pool

Loop/Eddy CurrentJunta de bola

superior

Riser Marino Deflexión crítica en las preventoraspero crítica en el

‘Moonpool’

Consideraciones de diseño del Riser


Riser almacenado Note la codificación por color para el control de boyancia.

Consideraciones de diseño del RiserTensión y boyancia

La tensión del riser es importante para mantener el ángulo flexible apropiado, durante las operaciones criticas. Un riser completamente lleno de lodo es extremadamente pesado y podría exceder la capacidad de tensión normal.

El código de color de boyancia, demarca la profundidad apropiada de colocación, reduciendo la carga de tensión requerida por el sistema del taladro.

El fuselaje del riser marino, especialmente diseñado ayuda a prevenir efectos de loop andeddy durante el desplazamiento del riser.

Las líneas de choque y de matar se deben probar con incrementos de profundidad mientras se corre el riser. Esto puede evitar costosos viajes posteriores para reemplazar componentes que hallan fallado.


Operación básica del BOP submarino

El manifold está localizado en, o alrededor del pod-not en superficie

Las válvulas de 4 vías, en la superficie, operan “indirectamente”las BOPs (los sistemas de control en tierra, son directamente operados)

Existen controles adicionales en el segundo pod. Las válvulas de corte (shuttle) separan los dos sistemas.

Los venteos de fluido piloto regresa al tanque de reserva en la superficie.

El manifold regula la salida del fluido al mar.

Sistema de control hidráulico directo

II

Regulador

Válvula de Corte/apagado

Ariete Cerrado

SPM

Ariete Abierto

SPM

Válvula de Corte/apagado


Apertura

Sistema de control del BOP submarinoOperción de válvulas de corte (shuttle) – Principio de redundancia

Sistema de control hidráulico La unidad maestra de poder hidráulica, proporciona fluido piloto para ambas líneas hidráulicas por medio de las botellas del acumulador. El equipo puede ser controlado desde esta unidad o desde un panel de control remoto en el piso del taladro, o desde un mini-panel eléctrico usualmente localizado en la oficina del taladro.Los fluidos de operación y piloto son enviados al equipo por medio de una de las dos mangueras las cuales tienen canales terminales(terminales amarillo o azul) a lo largo del paquete inferior del riser. Estas canales terminales son idénticas una proporciona apoyo para la otra. Cada canal puede seleccionarse para su uso desde los paneles de control. Un paquete típico de mangueras esta compuesto de una manguera de suministro de 1” para el fluido de poder y hasta 64 mangueras de 3/16”, para el fluido piloto. Dentro de cada canal, las líneas piloto terminan en válvulas piloto, cada una de las cuales está conectada a la manguera común de suministro de fluido. Cuando se selecciona una función en particular con un comando del equipo, el fluido piloto a presión baja directamente por la línea hasta la correspondiente válvula piloto, esta válvula se abre para permitir el paso del fluido de operación y entonces pasa a través de este, por medio de la válvula del “shuttle” hasta el cilindro de operación.El fluido de operación a baja presión, fuera de función, es expulsado al mar a través de las válvulas. Las canales poseen reguladores que controlan la presión del acumulador de 3000 psi a 1500 psi. El regulador submarino es controlado desde la superficie a través de la línea piloto. Se utiliza otra línea para la lectura de las presiones de retorno del regulador “readback”, en el panel.

Canal de superficie Selector de válvula

Canal activoCanal inactivo

Apertura Piloto

Válvula BVálvula A Válvula A1 Válvula B1


• Fluido de poder – 3,000 psi - 5,000 psiEs el principal fluido hidráulico, que va desde la superficie por medio de la línea de 1” en el paquete de mangueras o línea “caliente”, y/o desde las botellas del acumulador submarino.

• Fluido piloto – 3,000 psiEl fluido piloto opera las válvulas SPM en los canales de control. Hay una línea piloto de 3/16”para cada función del conjunto de BOPs. El fluido piloto esta contenido en un sistema cerrado “dead-end” y sale al tanque de reserva en la superficie, tanto el fluido piloto como el fluido de poder pueden estar en sistemas separados en la superficie.

• Control de fluido “Regulado” – inferior a 3,000 psiEl fluido de control opera cada función del equipo de preventoras incluyendo las válvulas de cierre. El fluido de control es arrojado al mar durante la operación.

• Componentes del fluido hidráulico Agua potable, concentrado soluble en agua, bactericida, inhibidor de corrosión y anti-congelante.

Mangueras Piloto 3/16”

1” Manguera de suministro

Restrictorde

curvatura

Fluido HidráulicoSistema de control del BOP


Dimencionamiento de los acumuladores submarinos

La presión de precarga de las botellas de los acumuladores debe incrementarse para compensar la hidrostática del fluido en las líneas de suministro. El volumen usado para cada botella submarina será mas bajo que su equivalente en las botellas de superficie. Cuanto mayor sea la profundidad marina mayor será la reducción del volumen usado en el acumulador.

Precargue las botellas submarinas hasta 1000 psi, más la hidrostática del fluido de control. También se deben tener en cuenta la temperatura y la comprensibilidad del gas.

T2 - temperatura (°F) en la profundidad del mar T1 - temperatura (°F) en la superficie de la locaciónPrecarga psi - 1000 psi + hidrostática de la línea del fluido de controlPsi de operación - 1200 psi + Hidrostática de la línea del fluido de control.Psi del sistema - 3000 psi + hidrostática del fluido de la línea de control.

( ) (T2 + 460) psi Precarga psi Precarga (T1 + 460) psi Operación psi Sistema

Volume utilizable = x -

Acumuladores SubmarinosEl conjunto de acumuladores submarios cumplecon tres funciones:

1. Mejorar el tiempo de respuesta El incremento en la profundidad del agua, disminuye la velocidad a la que pueden funcionar las preventoras. Esto puede ser causado por expansión del fluido en las líneas de suministro o por perdida de presión en las líneas.

2. Uso en caso de emergencia Los taladros flotantes están generalmente equipados con sistemas de control de respaldo acústico, para operar las funciones del conjunto. El montaje del conjunto de acumuladores de estar en capacidad de cerrar como mínimo un juego de arietes, un preventor anular, y soltar y desconectar el riser, todo desde el sistema de reserva acústico.

3. Amortiguación de surgenciaLos acumuladores submarinos proporcionan amortiguación para el fluido de poder del preventor anular. Esto facilita las operaciones de stripping. Es usual utilizar acumuladores de capacidad nominal de 10 gal .


Acumuladores Submarinos

Profundidad submarina = 8,500 pies Temperatura en el piso del taladro = 35º FVolumen destinado para el cierre Arietes de corte del revestimiento @ 3,000 psi = 34 galsPrecarga normal = 1,500 psi + hidrostática del agua de mar Presión de operación = 5,000 psi + hidrostática del agua de mar Presión mínima de operación = 3,000 psi + hidrostática del agua de mar. ¿Cuántas botellas de 11 galones deberán destinarse para los arietes de corte?

P1 = 1500 + .445 x 8500 = 5282 psiT1 = 80° F + 460 = 540°K

P2 = 5000 + .445 x 8500 = 8782 psiT2 = 35° F + 460 = 495° K

P3 = 3000 + .445 x 8500 = 6782 psiT3 = 35° F + 460 = 495° K

Ejemplo – dimensionamiento del acumulador submarino

5282 x 11 x 4958782 x 540

Fluido útil por botella = V3 – V2 = 1.79 galones

Total de botellas para los arietes de corte = 34 / 1.79 = 19 botellas

6.06 galonesP1 x V1 x T2

P2 x T1V2 = = =

5282 x 11 x 4956782 x 540 7.85 galones

P1 x V1 x T3

P3 x T1V3 = = =


Consideraciones Submarinas

El gradiente de fractura de la formación para los pozos en tierra, es una función directa del peso de la sobrecarga de la roca.

Costa-afuera, una cantidad de roca es reemplazada por agua de mar.

La diferencia de densidades entre la roca y la sobre carga de agua, reduce el gradiente de fractura.

Gradientes de fractura reducidos

8000 pies

1800 pies

6200 pies

.445 psi/pies

RKB - 8000

Presión de sobrecarga “S”= 1.0 psi/pies

Ejemplo:

pozos entre 2 – 8,000 píes

Tensión de sobrecarga en pozos en tierra = 8,000 x 1.0 = 8000 psi

Tensión de sobrecarga en pozos costa-fuera = (1,800 x .445) + (6,200 x 1) = 7001 psi


Problemas especiales con equipos submarinos

• Derrumbe del riser/perdida del margen del riserSí el riser falla y libera el fluido de perforación al mar, la presión hidrostática de la columna de lodo en el riser es reemplazada por la hidrotática del agua de mar. La pérdida potencial hidrostática en el pozo, puede inducir a un amago. La pérdida neta de hidrostática transformada en peso del lodo es llamada frecuentemente “margen del riser”

• Entrada de gas en la línea del choque – efecto de tubo en UEs difícil mantener la presión adecuada en la tubería cuando entra un influjo de gas en la línea del choque, durante las operaciones de matar el pozo. Esto ocurre por el efecto de “tubo en U” causado por la diferencia entre el peso del lodo y la densidad del gas ligero. El operador del choque debe estar preparado para esto y anticiparse a la entrada de un influjo en la línea del choque.

• Movimientos de la estructura de los taladros flotantes Los movimientos de elevación, giros y cabeceo son frecuentes en los taladros flotantes, esto no sólo complica la detección de amagos sino que también impide las operaciones de control de pozo. La inclemencia del agua puede incrementar la tensión causando fatiga de materiales y fallas en la estructura del equipo. Los movimientos de la estructura, algunas veces son necesarios, para levantar la sarta de perforación durante las operaciones de control de pozos; levantando la sarta de perforación en un ariete cerrado y sellado, se evita desgaste innecesario de la preventora.


Causas adicionales de amagos

El riser puede desconectarse de manera accidental debido a salidas de la estructura, problemas de control de hidráulica, fallas del riser. etc.

La presión en el fondo del hueco podría reducirse debido a pérdidas netas de presión hidrostática.

En este ejemplo, la BHP puede reducirse por:

Pérdida de lodo= 1770 x 10.8 x .052= 994 psi

Agua de mar HP= 1710 x 0.445 psi/pie= 761 psi

Pérdida neta = 994 – 761 = 233 psi

Desconexión accidental del riser

RKB to top of

stack = 1770 ft

Air Gap = 60 ft

Profundidad marina = 1710 ft


Causas adicionales de amagos

• Antes de planear la desconexión del riser, se debe desplazar con agua de mar. (MMS) La pérdida de la presión hidrostática se compensa adicionando un “margen de riser” a la columna de lodo restante.

• Pérdida de hidrostática (del ejemplo anterior)

= 233 psi

Columna de lodo restante = 8000 ft - 1770 ft = 6230 pies Margen del Riser = 233 ÷ 6230 ÷ .052

Peso del lodo = 10.8 + .72 = 11.52 ppg

Perdida de margen del riser

RKB to top of stack –1770 ft

Profundidad marina = 1710 ft

Air Gap 60 ft


Procedimientos submarinos

Bombee hacia abajo por la sarta de perforación y que los retornos suban por el riser para lograr la SCRP a diferentes velocidades.

Se utiliza el SCRP para calcular las presiones de circulación inicial y final en la hoja de matar.

Determinando la tasa de presión lenta de circulación

600psi

SCRP - 30 spm

Riser



Ponga el equipo en línea para bombearhacia abajo por la línea de matar y hacia arriba por la línea del choque.

Bombee a las mismas tasas de bombeo utilizadas para obtener SCRPs.

Dividir la presión del manómetro por 2 da la CLFP .

Es importante cerrar un ariete por debajo de la salida de la línea del choque.

Determinando la presión de fricción de la línea de choque

Kill choque

030 spm

400


Alinee el equipo de superficie para bombear bajo la línea del choque, con retornos hasta el riser.

Presión en el manómetro del múltiple del choque es la CLFP.

Obtenga el CLFP, con al misma tasa de bombeo usada para obtener SCRPs.

Existen otros métodos, pero esta es la técnica más rápida y simple y no excede la presión en la formación.

Procedimientos submarinosPresión de fricción de la línea del choque

200

0

Marine Riser


Procedimientos para matar pozos submarinos

Antes de perforar el collar flotador y el zapato, baje las SCRPs normales por la sarta de perforación con los retornos saliendo por el riser. Ponga el equipo en línea y tome la SCRP a través de la línea del choque (con el choque totalmente abierto)CLFP = SCRPchokeline - SCRPriser

Nota: indistintamente del método que se utilice, se debe ajustar la CLFP cada vez que se aumente el peso del lodo.

CLFP nuevappgppg

M.W.ViejaM.W.NuevaCLFP ×=

600 psi

Riser

Abierto

800 psi

BOP Submarino

Retornos

APLNegligible

CL FL 200 psi(dynamic)

PH = 4300 psi(In Annulus)BHP 5200 psi

0

Pf = 5000 psi

Riser

Cerrado

Determinando la presión de fricción de la línea del choque


Presiones de fricción de la línea del choque (ejemplo)Fecha: 1/7/99 3” ID Línea de matar y del choque

Profundidad: 9,441 pies Profundidad marina: 5,491 pies Peso del lodo: 10.5 ppg

Salida de la bomba: 0.1394 bps Viscosidad: 45 sec/qt YP: 20 (15 @ 1200 F)

(1) Caída de presión a través de la broca y sube por el riser:

7 spm 60 psi

14 spm 90 psi

20 spm 120 psi

30 spm 170 psi

40 spm 240 psi

50 spm 340 psi

(2) Registre la caída de presión a través de la broca y del riser por la línea del choque (con el preventor anular cerrado).

7 spm 170 psi

14 spm 240 psi

20 spm 300 psi

30 spm 560 psi

40 spm 850 psi

50 spm 1170 psi

Kill Monitor

70 psi

100 psi

140 psi

330 psi

550 psi

770 psi

(3) Sin cerrar, abra la línea de matar y registre las presiones:Both choke and Kill

7 spm 140 psi

14 spm 200 psi

20 spm 240 psi

30 spm 340 psi

40 spm 440 psi

50 spm 620 psi

(4) Calcular el CLFPs

7 spm

14 spm

20 spm

30 spm

40 spm

50 spm

Up choke Line Down chokee Line(measured)

110 psi

150 psi

180 psi

390 psi

610 psi

830 psi

160 psi

180 psi

400 psi

Both choke and Kill

7 spm 80 psi

14 spm 110 psi

20 spm 120 psi

30 spm 170 psi

40 spm 200 psi

50 spm 280 psi



Sí se observan signos de advertencia de un amago:

Levante y aleje el tool joint para cerrar la preventora (BOP).

Cierre el anular superior. Abra la válvula superior de la línea delchoque.

Registre el tiempo, la presión de cierre en la tubería de perforación, la presión de cierre en el revestimiento, y el aumento en las piscinas. Cierre el diverter, prepárese para monitorear si hay flujo en el riser.

Localice el tool joint con el preventor anular superior. Cierre el ariete colgador hang off ram y asegúrelo. Reduzca la presión del preventor anular y cuelgue la tubería de perforación.

Abra el preventor anular, abra la válvula superior de la línea de matar,utilice el manómetro de la línea de matar como monitor al llenar el pozo con el choque.

Cierre del pozo


Procedimientos submarinosProcedimientos de cierre para equipos de BOPS (ejemplo)

Sí ocurre algo de esto:Incremento en el ROP. Incremento en el flujo.Ganancia en el volumen de los tanquesDisminución en la presión de la bomba y aumento en los estroques de la bomba

1. Cierre el anular superior. Abra la válvula inferior de la líneade matar.

2. Registre la ganancia en los tanques y cierre en la tubería de perforación y CP. Chequee el flujo del riser.

3. Desplace el tool joint con el anular superior. Cierre y asegurelos arietes superiores de tubería, baje la presión del anular y levante la sarta con la presión normal de cierre. Purgue lapresión de la línea de choque para confirmar que los arietes sesostienen.

4. Cierre la válvula inferior de la línea de matar y abra la válvula superior de la línea de matar. Circule abajo la línea de matar y despeje por medio de la válvula de la línea de choque.

5. Detenga la circulación, chequee la presión y abra el anular. Cierre las válvulas superiores de la línea de matar y dedespeje, con el choque cerrado abra las válvulas superiores de la línea de choque. Haga un buen procedimiento de matar el pozo

Levante y aleje el “toll joint” para cerrar la preventora. Apague las bombasy verifique si hay flujo. Si hay flujo..

MPR

LPR

UPR

CSR

UA

LA

Línea de Matar

Línea del Choque

SR

Despeje



Cierre el pozo con el procedimiento adecuado.

Mantenga la presión para la estabilidad.

Las lecturas de los manómetros pueden incluir presión atrapada, chequee antes del registro.

Registre las lecturas de los manómetros, la ganancia en los tanques y comience la hoja de matar.

Procedimiento general de cierre del pozo

500 psi 700

psi

CLFL 0psi static

APL0 psi

BHP 5000 psi

Ph = 4300 psi(en el anular)

Pf = 5000 psi


Procedimientos para matar pozos submarinosProcedimiento de arranque de bombaSe requiere un procedimiento especial para minimizar el impacto de la presión de fricción en la línea de choque cuando se inician las bombas de lodo. Sí la presión de cierre del revestimiento se mantiene constante en la línea del choque hasta cuando las bombas alcanzan la velocidad de matar, la presión de fricción en la línea del choque podría tomarse como “una presión extra” la cual podría ser suficiente para causar perdida del fluido en el fondo del pozo y dificultar el proceso de matar el pozo. Las siguientes dos posibilidades de condiciones de cierre del pozo, ayudan a determinar una tasade circulación conveniente : 1. SICP > CLFP Cuando la presión de cierre del revestimiento es mayor que la presión de fricción en línea del choque,

es recomendable circular con tasa lenta.

En este caso, la presión de fricción en la línea del choque puede compensarse completamente mediante el uso de la línea del choque y la presión de fricción, asociada a ésta como “choque fijo” antes del choque ajustable en la superficie, para este caso es aconsejable planear una tasa lenta de circulación. En las etapas posteriores del proceso de matar el pozo; particularmente cuando se retira el flujo del hoyo y se tiene lodo con el peso original en el choque, la fricción en la línea de choque no puede compensarse y será aplicada como una presión adicional, contra el pozo. La presión de circulación de la sarta de perforación aumentará debido a la presión de fricción de la línea de choque y el choque estará completamente abierto. La presión adicional aplicada en el pozo en este caso no es muy crítica como podría ser en las etapas iniciales del proceso de matar el pozo, esta presión adicional no constituye un factor crítico.

2. SICP < CLFP Cuando la presión de cierre del revestimiento es menor que la presión de fricción de la línea de choque a la tasa de circulación lenta deseada.

Sí se inicia la operación de matar el pozo a la tasa de circulación lenta deseada, asociada con el valor de fricción de la línea de choque, entonces se aplicará el valor de presión (CLFP - SICP) sobre el hueco como presión “adicional”innecesaria. Si la magnitud de esta presión extra es considerada excesiva, se debe seleccionar una velocidad menor de la bomba o alterar la trayectoria de circulación para reducir la fricción del anular( por ejemplo: llevando los retornos por ambas líneas, la del choque y la de matar)

Sí dicha presión no se considera excesiva, la presión inicial de circulación resultante será mayor en el valor del factor (CLFP - SICP). La tabla de presiones resultantes de la tubería de perforación, también será mayor si se compara con la hoja de matar del pozo, previamente diligenciada.

Es importante anotar esto, por que puede resultar confuso para el operador del choque.


Procedimientos para matar pozos submarinosLleve la bomba hasta la tasa de matar – utilice el manómetro monitor de la línea de matar.

1. Una vez el perforador dice que la bomba arrancó, abra un poco el choque y verifique si hay un aumento en la presión del revestimiento y monitoree el manómetro de presión de la línea de matar.

2. A medida que se acelera la bomba abra el choque para mantener la presión constante en la línea de matar. (La presión en el revestimiento se debe reducir automáticamente en la cantidad de CLFP).

Nota: si la presión de cierre en el revestimiento es menor que la CLFP entonces la presión del monitor de la línea de matar aumentará por encima del valor de cierre y el choque estará totalmente abierto.

3. Con la bomba a la tasa de matar deseada, y las presiones constantes en la línea de matar y en la sarta de perforación; lea y registre la medida correcta de ICP en la sarta.

4. La BHP es aproximadamente igual a la presión de formación.

Línea de matar

Línea del choque

SICP

SIKP/ ICP

Válvula cerrada CLFL

200 psi(DYNAMI

C)


Lleve la bomba hasta la tasa de matar – utilizando el manómetro del múltiple del choque.


1100psi 500

psi

CLFL 200 psi

dynamic

APLNegligible

BHP 5000 psi

Ph = 4300 psi

(en el anular)

BOP Submarina

Pf = 5000 psi

1. Una vez el perforador dice que la bomba arrancó, abra un poco el choque y verifique si hay un aumento en la presión del revestimiento.

2. A medida que la bomba se incremente a la velocidad de matar, abra el estrangulador para reducir la presión del revestimiento en la cantidad correspondiente a la presión de fricción de la línea del choque. Se debe preparar un programa de presión del revestimiento frente a la velocidad de la bomba. (junto con la hoja de matar) para ayudarle al operador del choque.

3. Con la bomba a la tasa de matar deseada, y las presiones constantes en la línea de matar y en la sarta de perforación; lea y registre la medida correcta de ICP en la sarta.

Nota: si la presión de cierre en el revestimiento es menor a la CLFP entonces la presión de la tubería de perforación aumentará por encima de la presión inicial en el revestimiento predeterminada y el choque estarátotalmente abierto.

4. La BHP es aproximadamente igual a la presión de formación.



Sacar todos los influjos del hueco

La tasa de la bomba se mantiene a 30 estroques por minuto

Choque abierto al 100%

La presión de la sarta de perforación está subiendo

¿Cuál es la presión en la sarta de perforación en este momento?

¿Cuál es la presión de la línea de matar en este momento? (10.8 ppg peso del lodo en la línea de matar)

¿Cuál es la BHP circulante?

¿Qué pasará con la SICP? Sí paramos las bombas y cerramos el hueco;

Efecto de la fricción en la línea del choque más adelante durante la operación de matar.

??

0psi

RKB 0

Subsea BOP

CLFL 200 psi

(approx.)

BHP = ? psiPf = 5000 psi



Método 1:

• Reduciendo la velocidad de la bomba al 50% cortes CLF en la línea al 25%

• 200 x .25 = 50 psi

• Recuerde – FCP también se reducirá

Método 2:

• Permitiendo el flujo a través de las dos líneas, se reduce la tasa del flujo en cada línea al 50%

• El CLF en cada línea es entonces 25% o 50 psi

Adopte uno de estos métodos antes de que la presión en el revestimiento alcance cero y el choque este completamente abierto.

Si se reduce la velocidad de la bomba, utilice la técnica adecuada de presión en fondo de pozo constante.

Cuando el lodo con peso de matar llega a las líneas del choque y de matar, puede que sea imposible evitar un sobrebalance, pero el efecto se reduce por medio de estos métodos.

Puede ser minimizado el efecto de la fricción en la línea del choque CLF más adelante en la operación de matar

Método 1

Reducción de la velocidad de la bomba

Velocidad – 15SPM

Pf = 5,000 psi

BHP = ? psi

BOP Submarina

0 psi

216 psi 0

psi

CLFL 50 psi

Método 2

Retornos por ambas líneas

30SPM

KLFL = 50 psi

Pf = 5,000 psi

BHP = ? psi

BOP Submarina

0 psi

767psi

CLFL 50 psi

0 psi


Procedimientos para matar pozos submarinosCambio de hidrostática cuando el gas entra en la línea del choque

El gas esta en la línea del choque, el pozo fluye como lo muestra el dibujo.¿Qué está a punto de ocurrir con la presión del revestimiento?

800psi

667psi

600psi

BOP Submarina

CL FL 200 psi

(dynamic)

BHP 5000 psiPf = 5000 psi

435psi

667psi

?

BOPSubmarina

CL FL 50 psi

(aprox.)

BHP 5000 psiPf = 5000 psi

La línea del choque está llena de gas, el pozo fluye como se muestra en el dibujo. La presión del revestimiento debe subir para mantener la BHP¿En qué posición se debe ajustar el choque? (abierto o cerrado)



Cuando se esta circulando gas en el pozo, puede perderse hidrostática rápidamente, con la entrada del gas en línea del choque o en la línea de matar. La capacidad tan reducida del pequeño diámetro interno de la línea del choque hará que el gas se “estire” de manera considerable. Considere que una línea de choque con un diámetro interno de 3” contiene sólo 8.7 bbl de volumen por 1000 pies de profundidad de agua.

El incremento de la columna de gas puede dificultarle al operador del choque, mantener las lecturas de medida apropiadas (y de BHP). El indicador del monitor de la línea de matar, puede ayudar cuando el gas esté entrando en la línea del choque y muestra un decremento distinto debido a la pérdida de fricción en la línea del choque y pérdida de presión hidrostática en la misma.

El operador del choque puede ir disminuyendo la apertura del mismo para mantener constante la presión de la línea de matar, hasta que el gas esté en la superficie y la presión de la tubería de perforación, esté controlada y asegurada.

Los sensores montados directamente dentro del conjunto submarino se pueden utilizar para este propósito, especialmente cuando tenemos retornos, tanto en la línea del choque como en la línea de matar.

Monitor de la línea de matar

Presión del revestimiento

Una rápida pérdida de la hidrostática del lodo amedida que el gas llena la línea del choque

Cambio de hidrostática cuando el gas entra en la línea del choque


Procedimientos para matar pozos submarinosConsideraciones del método volumétrico

Un influjo de gas migrando es un problema potencial en el momento de cerrar el pozo. Esto causa un incremento descontrolado de la presión en cualquier sección del hueco y en el fondo marino, la formación no puede soportar está presión adicional. Siempre debe haber alguien en el panel del choque para monitorear la presión de cierre, y detectar posibles señales de migración de gas.

Pres

ión

del r

eves

timie

nto

Volumen drenado del pozo

Programa para el Gas en el Anular, debajo del BOP

Programa para el gasen la línea del choque

Siempre que sea posible, la presión medida de la tubería se debe usar para controlar la migración de la burbuja. El método volumétrico procedimiento por etapas utilizando el manómetro de presión del revestimiento deberá usarse siempre que la tubería este conectada, cuando éste fuera del pozo o cuando la broca éste fuera del fondo.

Cualquier método usado, en la mayoría de los casos, sólo tiene aplicación hasta que el influjo de gas alcance las tomas de la salida del equipo. No es deseable que la burbuja se mueva dentro y/o migre a través de las líneas de choque o de matar.

Sí aún así, el gas alcanza las tomas de la salida del choque durante una circulación, el gas podría entrar a la línea del choque y continuar migrando hasta la superficie. Sí esto ocurre, la presión del revestimiento se incrementará fuertemente y será notada por el operador del choque. En este punto el gas deberálubricarse utilizando el procedimiento de “lubricación dinámica”


Procedimientos submarinosDesconexión

Las desconexiones se necesitan cada vez que la distancia de la embarcación de perforación de la cabeza del pozo excede los máximos predeterminados. La junta flexible inferior es la conexión estándar entre el LMRP y el riser y se flexiona a un máximo de 10°. Las juntas flexibles superiores (con una deflexión máxima de 20° ) generalmente están ubicadas por encima y justo por debajo de la junta telescópica en el área del “moon-pool”.

El ángulo de la junta flexible, determina la relación de la carga con la tensión del riser, y también sirve como señal al perforador para preparar la desconexión. La regulación API para sistemas de riser de junta flexible exige un ángulo de mínimo 2° para perforación.

La habilidad para controlar el desplazamiento vessel offset enaguas profundas.

Como el peso del lodo aumenta, se coloca un gran reloj para observar, que se mantenga el ángulo de 2°

en la junta flexible

Telescopic Joint Stroke-out vs. Vessel OffsTiempo para desconectar (min)

Profundidad marina 3000’ 4000’ 5000’ 6000’

Distancia del viaje: 425’ 490’ 550’ 600’

Tiempo de desconexión 1 5.6 6.4 7.2 7.9



Distancia del viaje:

Distancia horizontal que sale de la junta telescópica.

Las diferencias de espaciamiento de estas juntas telescópicas alteran los tiempos dados anteriormente.

(1) Desplazamiento con corriente a una velocidad promedio de 3/4 de nudo.

(2) Desplazamiento a una velocidad promedio de 2 nudos.

(3) Desplazamiento en una corriente de 3 nudos.

Ejemplos tomados de la tubería de perforación


Procedimientos submarinosDesconexión (continuación)Desconexión planeadaLas desconexiones planeadas son usualmente causadas por huracanes o por fuertes corrientes marinas. Las fuertes corrientes en el GOM asociadas con los arroyos que fluyen desde el Yucatán, pueden durar varios meses como corrientes de “vuelta”, esta corriente de “vuelta” puede desplazar el ángulo de forma severa y hacer necesaria una desconexión. Estas desconecciones son consideradas rutinarias siempre y cuando se hayan tomado las precauciones necesarias para preparar el hueco y desplazar el riser en el mar.

Una desconexión no planeada o de emergencia es mucho más dramática y requiere un cuidadoso análisis para prevenir daños al equipo. Usualmente la cuadrilla está informada de las características del sistema de alarma luminosa; Luz verde para condiciones normales, Amarilla para riesgo alto y Rojo para desconexión inminente.

Desconexiones de emergencia

Algunas razones comunes para desconexiones

de emergencia :Perdida de poder

Falla en punto único ancladas.

Fallas de posicionamiento dinámico (pérdida del control de posición).

Error de operación.

Cambios marinos rápidos y bruscos.

Las desconexiones de emergencia, son inevitables cuando se opera en aguas profundas. Es importante seguir los pasos para asegurar la desconexión sin poner en juego la seguridad de la cuadrilla y sin daños al riser y al equipo de BOPs. El perforador y el operador del cuarto de control deberán tomar la decisión conjuntamente para iniciar la desconexión de emergencia.

Secuencia de desconexión de emergencia

1. Colgar la sarta de perforación.

2. Cortar la tubería con los arietes de corte.

3. Saque la sarta fuera del área de los arietes del BOP.

4. Cierre los arietes ciegos.

5. Desconecte el LMRP.

6. Levante el taladro como mínimo 5% de la profundidad a la que se encuentra, fuera de la cabeza del pozo.


Sistema de desconexión deemergencia

Diseñado inicialmente para ser utilizado con vessels DP.Requiere inicialización manual.Dos modos de EDS, tubería de perforación y revestimientoPrincipal diferencia:

• Los EDS de revestimiento utilizan cortadores de revestimiento y acumuladores submarinos

Aspectos críticos:Comunicación antes, durante y después del evento.Entendimiento comprensivo del panel de control de reverso.Estatus de lo anterior en relación con los EDS.Entender completamente el procedimiento relacionado a EDS. Todo el personal debe entender su papel en el proceso.Ubicación de tubulares en relación con las preventoras.Tipo de tubular a través de las preventoras. Aspectos de seguridad, esto puede suceder en cualquier momento!

Procedimientos submarinosDesconexión (continuación) Time Function Position Comments

0 EDS BOP Manifold Regulator increase Increases to 3000 psi pressure in 4 secondsBlind Shear Rams Close closed in 17 secondsUpper Outer Choke CloseUpper Inner Choke CloseLower Outer Choke CloseLower Inner Choke CloseUpper Outer Kill CloseUpper Inner Kill CloseLower Outer Kill CloseLower Inner Kill CloseRiser Connector VentRiser Connector Secondary Vent

5 Lower Annular Preventer VentCasing Shear Rams VentUpper Pipe Rams VentMiddle Pipe Rams VentLower Pipe Rams VentSubsea Accumulators Vent

10 Upper Outer Choke VentUpper Inner Choke VentLower Outer Choke VentLower Inner Choke VentUpper Outer Kill VentUpper Inner Kill VentLower Outer Kill VentLower Inner Kill VentChoke Line Connector UnlatchKill Line Connector UnlatchWellhead Connector VentWellhead Secondary Connector Vent

22 Blind Shear Rams Vent

23 Stack Stinger Seals De-EnergizeRiser Connector Unlatch disconnect in 9 secondsRiser Secondary Connector UnlatchRiser Recoil System Fire check with Excom

27 Stack Stinger Retract

40 Stack Stinger Seals EnergizeEDS BOP Manifold Regulator increase Vent Decrease to 1500 psi

32 Disconnect achieved (3.55" stroke open on LMRP conn.)

Drilling EDS Timing Sequence

Typical Emergency Disconnect Sequence w/Drilling - DP Drillship


Comience si se cumplen las siguientes condiciones.

Pérdida de soporte hidráulico.Pérdida de poder eléctrico.Pérdida de señal eléctrica.Los acumuladores eléctricos están cargados.El interruptor selector del panel del DMS, esta en laposición de “ARM”

Panel DMS

El propósito de los DMS es asegurar el hueco en el evento de que el riser se parta a causa de un desplazamiento con corriente o sin ella de una embarcación de tubería de perforación. El DMS debe responder automáticamente y no requerir iniciación manual, de ahí el nombre de “hombre muerto”Este sistema detectará de manera automática todo lo anterior e iniciará el DMS. Una batería suministraráelectricidad y una señal y los acumuladores submarinos proporcionarán potencia al fluido hidráulico.

Procedimientos submarinosSistema de hombre muerto (DMS) Design Criteria


El gas atrapado es ¡PELIGROSO!Considere que para:

MW = 14.6 ppgProfundidad marina = 850 píes “Air Gap” = 80 píes

El volumen se incrementa si se bombea arriba del riser.P1V1 = P2V2

P1 = (14.6 x .052 x 930) + 14.6 psi = 720.66 psi

V1 = x 25 ft = 8.0 bbls

P2 = 14.6 psi(720.66)(8) = (14.6)V2

V2 = 395 bblsDescargar el riser puede causar colapso del riser.

El equipo de superficie no puede tolerar la tasa de flujo del gas (empaque de las juntas telescópicas, zarandas, rompedores de gumbo).

Amenazas para el personal: 4 fatalidades, 3 lesionados graves en un incidente en un taladro.

DEBEMOS REMOVER EL GAS CON SEGURIDAD

Procedimientos submarinosGas atrapado en el conjunto de BOPs

Línea de matar

Línea del choke

(18.75)2 - (5)2

1029.4


Sacando el gas del equipo

Después de matar el pozo y el riser, la tubería debe permanecer colgada.

Paso 1.1. Cierre el anular superior y el diverter de

superficie.2. Cierre la válvula de empuje y la válvula superior

del choque.3. Abra la válvula superior de la línea de matar y

las válvulas de barrido del anular.4. Circule lodo con peso de matar bajo, a través

del BOP, mediante la línea de barrido.

MPR

LPR

UPR

CSR

UA

LA

Línea de matar

Línea de choque

SR

Lodo con peso de matarLodo con peso original

Paso 2.• Retire peso y cuelgue el ariete, cierre el ariete inferior de

tubería y ponga la presión de cierre del preventor anular a 1500 psi.

• Continúe circulando hacia abajo por la línea de matar y de salida por la línea de barrido.

Método de circulación – colgando tubería durante el procedimiento de matar el pozo


Sacando el gas del equipo (continuación)

MPR

LPR

UPR

CSR

UA

LA

Línea de Matar

Línea de choque

SR

1

MPR

LPR

UPR

CSR

UA

LA

Línea de Matar

SR

2Método de circulación



Paso 3.• Abra los arietes superiores de tubería y cuelgue

en los arietes inferiores de tubería. • Cierre las válvulas superiores de la línea de

matar y abra las válvulas inferiores de la misma.• Circule lodo con peso de matar hacia adentro por

la línea de matar y hacia fuera por la línea del choque a través de la línea de barrido, de acuerdo con las unidades de gas y el peso del lodo.

Paso 4.• Abra el UA en etapas reduciendo la presión de

cierre para permitir que el gas atrapado en el espacio anular inferior o asentado dentro del riser salga de este.

Apague las bombas, chequee las presiones y el flujo del arietes inferiores de tubería. Sí todo esta bien abra los arietes inferiores y cierre todas las válvulas del conjunto

MPR

LPR

UPR

CSR

UA

LA

Línea de Matar

Línea del Choque

SR

3Método de circulación


MPR

LPR

UPR

CSR

UA

LA

Línea de Matar

Línea de choque

SR

4 5 6Método de circulación



Sacando el gas del equipoMétodo del tubo en U- Pozo muerto w/Anular

MPR

LPR

UPR

CSR

UA

LA

Línea de Matar

Línea del Choque

SR

Lodo con peso de matarLodo con peso originalProcedimiento

1. Cierre el preventor inferior para aislar el pozo.

Nota: Sí no lo ha hecho ya, desplace lodo con peso de matar por la línea de choque y la línea de matar.

2. Ponga en línea y bombee hacia abajo fluido con peso liviano (base agua o base aceite) por la línea de matar y a través del conjunto por debajo de la presunta preventora, tomando retornos por la salida de la línea de venteo y la línea del choque. Barra todo el volumen de la línea de matar, de la cavidad del conjunto y de la línea del choque hacia la superficie. Mantenga contra presión en el manómetro de la línea de matar (y también en el manómetro de la línea del choque) para mantener la presión del “conjunto” constante.

3. Detenga las bombas y cierre las válvulas de conexión de la línea del choque, abra el anular contra el choque cerrado y entonces abra el choque del tubo en “U” para dirigir el gas por la cavidad a través de la línea de venteo fuera de la línea del choque. Un poco de gas puede quedar en las cavidades del equipo.

4. Cierre el preventor anular y abra las conexiones de la línea de matar, purgue los fluidos de base de la línea del choque y de la línea de matar con lodo con peso de matar. Varíe la velocidad de las bombas para intentar “lavar” el gas sobrante de las cavidades del conjunto. Monitoree las unidades de gas en el fluido de retorno.


Hidratos

• Agua libre • Gas natural• Reducción de la temperatura• Incremento de la presión

Prevención

Remueva cualquiera de los 4 ingredientesLodos base aceite (sin agua libre)Inhibidores termodinámicos

• Sales• Alcoholes, Methanoles, Glicoles

SolucionesHale las BOPsInhibidores Incremento de temperatura

• Rastreo de calor radial • Circular agua caliente (línea de CT/boost )

Drill up (CT)• Implicaciones – el gas se libera a una

relación de 180:1

Los hidratos de gas natural son moléculas parecidas a cristales de hielo, compuestas de agua y gas natural. Bajo condiciones favorables de alta presión y bajas temperaturas, las moléculas de agua forman cápsulas que encapsulan las moléculas de gas dentro de una “celosia,loza” de hidrogeno sólido. En las profundidades marinas de perforación, las condiciones son ideales para la formación de hidratos.

Ingredientes necesarios para la formación de hidratos:

El aspecto más importante para la prevención, es minimizar la disponibilidad de agua libre. Los lodos base aceite contienen muy poca o nada de agua libre, por lo tanto son muy efectivos para prevenir la formación de hidratos.


Completamiento y reacondicionamiento

Definiciones y diferencias frente a la perforación 2

Aspectos básicos del yacimiento 7

Tipos de completamientos 15

Razones para los reacondicionamientos 20

Preparaciones del pozo 32• Retiro/instalación del árbol de navidad y las preventoras • Operaciones simultáneas• Sistemas de seguridad en superficie

Causas de los amagos y señales de advertencia 39

Consideraciones sobre el cierre de pozo y la muerte del pozo 56

Temas especiales y problemas de control de pozo 64

Equipo de completamiento y de reacondicionamiento 78

Contenido



Las operaciones de completamiento del pozo consisten en el trabajo que se realiza para establecer la producción de un pozo después de asentar el revestimiento de producción, de cementarlo y de probarlo con presión.

Las operaciones de reacondicionamiento consisten en el trabajo realizado en los pozos después del completamiento inicial, con el fin de mantener o restaurar la productividad de un pozo.

Cepillos e imanes utilizados durante la limpiezadel pozo antes del completamiento

Definiciones



Fluidos libres de sólidos y pérdidas de fluidos.

El trabajo puede iniciar matando el pozo.

Pocos amagos en condiciones de subbalance.

Gas en la tubería de producción y en el anular.

Es probable que sea necesario utilizar procedimientos de matar el pozo diferentes.

Más viajes.

Es posible que los tubulares del pozo no estén intactos.

El equipo de control de pozo varía dependiendo del tipo de trabajo.

Muy poco hueco abierto o inexistencia total de hueco abierto.

Es posible que no haya presiones lentas de bombeo.

Fuente segura de hidrocarburos.

En que difieren de la perforación


Fluidos libres de sólidos y pérdidas de fluidosEn casi todos los trabajos de los completamientos se utilizan fluidos limpios y libres de sólidos. Este hecho, sumado a la alta permeabilidad y muchas veces la poca consolidación de los yacimientos, hace que siempre haya pérdidas de fluidos durante los trabajos de los completamientos y reacondicionamientos. Estas salmueras son necesarias porque las formaciones son susceptibles a daños producidos por la invasión de fluidos del hueco.

Los atributos mismos que hacen que las salmueras sean menos dañinas también hacen que tengan una mayor tendencia a invadir la formación. Adicionalmente, los fluidos de completamiento utilizados generalmente se pesan de manera que se tenga un sobrebalance positivo por encima de las presiones de la formación, lo que aumenta aún más la tendencia a las pérdidas de fluidos.

El trabajo puede iniciar matando el pozoAunque no es el caso de los completamientos iniciales, casi todos los trabajos de reacondicionamiento comienzan matando un pozo vivo. Generalmente no se cuenta con un historial de circulación del pozo, y si hay presión en el revestimiento no hay manera segura para determinar la distribución de fluidos en el anular. Esta falta de datos puede complicar el trabajo de matar el pozo, especialmente si es preferible o necesario matar el pozo mientras se circula y si hay un fuerte incentivo para minimizar las pérdidas de fluido.

Las presiones de fricción de circulación juegan un papel importante en todos los métodos de circulación aceptados de “presión en fondo de pozo constante”, y no existe una manera simple y fácil para medirlas en las etapas iniciales de matar el pozo. No obstante, la mayoría de los pozos se matan haciendo un “bullheading” en la tubería de producción con un fluido conocido, en una cantidad suficiente como para asegurar el matado del pozo.

Completamiento y reacondicionamientoCaracterísticas de la operación


Completamiento y reacondicionamientoCaracterísticas de la operación (continuación)

Pocos amagos en condiciones de subbalanceExcepto en las pocas ocasiones en las cuales se perfora a mayor profundidad durante un reacondicionamiento, no existe la posibilidad de “entrar en un amago mientras se perfora”. Por lo tanto, es poco usual tener amagos que requieran un aumento en el peso del fluido para propósitos de control. Cuando se presentan amagos es posible que sean el resultado de un error de juicio en cuanto al sobrebalance necesario para realizar una operación sin que el pozo fluya, o la presencia en el hueco de una presión mayor a la que se conocía con base en los cañoneos.

Si se presentan amagos durante operaciones de completamiento o reacondicionamiento es más probable que se den durante los viajes o como resultado de intercambios de gas/líquido o a que en momentos en los cuales el pozo estácerrado caen los niveles de fluido de manera inadvertida. En estos casos el pozo se ha llenado con el fluido con peso de control antes de realizar la actividad que llevó al amago. Por lo tanto, la mayoría de los amagos que se circulan hacia afuera se han matado utilizando en “método del perforador”, en lugar de alguna versión del método de “pesar y esperar”, aunque a veces se reduce la presión de manera escalonada.

Gas en la tubería de producción y en el espacio anularCuando se perfora es raro encontrar gas tanto en la tubería de perforación como en el espacio anular, y si se presenta, casi siempre resulta de una sucesión de errores o fallas. En los reacondicionamientos es mucho más común encontrar gas tanto en la tubería de producción como en el espacio anular, tanto al hacer el montaje inicial como durante la operación posterior. Esto puede ser el resultado de una fuga en la tubería de producción o en el revestimiento, una falla en un trabajo de cementación remedial, una falla en un empaque o la distribución normal de fluido en un completamiento normal sin empaques. Estos no sólo son problemas frecuentes en los reacondicionamientos, sino que en su gran mayoría son la razón misma para el reacondicionamiento en si.

En cualquier caso, la presencia de hidrocarburos en ambos lados implica modificaciones en las técnicas para matar y de limpieza, para lograr un dominio hidrostático sobre las presiones de la formación.


Aspectos básicos del yacimiento

Agua saturada Aceite

saturadoGAS

Permeabilidad aparente de un fluido específico (p.e. gas) ante la presencia de otros fluidos (agua y/o aceite)

La permeabilidad relativa al gas se reduce a medida que la saturación residual del agua y del aceite ocupan una mayor parte de los espacios porosos.

Un exceso de saturación lleva a una baja permeabilidad relativa al gas.

Permeabilidad Relativa



Porosidad – Los espacios entre los granos de arena, generalmente entre 25% - 35%

Permeabilidad – La capacidad de una roca porosa a permitir el flujo de fluidos, generalmente de 50 a 2000 milidarcies.

Porosidad


Durante la producción – Parafina, asfalteno

Durante la perforación – GRASA PARA LA TUBERÍA, sólidos de los lodos, filtrados de los lodos, bloqueo por agua, hinchamiento de las arcillas debido a las pérdidas de agua dulce.

Durante el completamiento/la estimulación - GRASA PARA LA TUBERÍA, escamas de la tubería, residuos de los cañoneos, fluidos de completamiento sucio, fallas en la inyección de estimulación.

Causas de los daños a la formación



Factor de daño positivo – existe daño a la formación, puede exceder 100.Factor de daño negativo – Implica que el pozo está estimulado, raramente está por debajo de –3.Cero factor de daño – El pozo no está ni dañado ni estimulado.

Una medida de daño a la formación, generalmente entre cero y diez.

Tasa de Producción

Tasa

“Ideal”

Factor de

daño-5 +150 +5 +10 +20

Factor de daño a la formaciónAspectos básicos del yacimiento


La consolidación natural se da con el tiempo, y muchas arenas GOM son muy jóvenes. La tensión en superficie debido al agua puede ayudar, sin embargo . . .

La falla de las rocas lleva a que haya producción de arena. Los empaques de gravapermiten una producción libre de arenas de las rocas con resistencia de arenas bajas.

Resistencia de las arenas




Beneficios – las fracturas evitan la zona dañada y aumentan el diámetro del hueco.

La fractura se genera de manera hidráulica - se empaca con grava sintética de altapermeabilidad.

Estimulación por fracturas


Zonadel

daño

Permeabilidadvirgen

Reducción de la permeabilidad en las rocas alrededor del hueco, que ocurrió durantela perforación, el completamiento, la estimulación y la producción.

La profundidad del daño a la formación generalmente es inferior a 2 pies del hueco, lo que significa que es un área extremadamente crítica.

Daños a la formaciónAspectos básicos del yacimiento


Agotamiento de la presión – Limitado / no hay acuífero, la energía proviene de la expansión del gas. La presión declina a medida que se produce el gas.Empuje parcial por agua y por gas.

Agua

Petróleo Domo de sal

Petróleo

PetróleoGas

Gas

Agua

Empuje por agua – relacionado con grandes yacimientos unbound donde la energía proviene del movimiento del agua y la presiones se mantienen altas.

Mecanismos que empujan el fluidoAspectos básicos del yacimiento


Tipos de completamientoCatalogados según algunos criterios básicos

1. Interface entre el hueco y el yacimiento

• Hueco abierto

• Hueco revestido

2. Método de producción

• Bombeo

• Flujo

3. Cantidad de zonas completadas

• Completamiento sencillo

• Compeltamiento en zonas múltiples


Completamiento de hueco abiertoEl más utilizado en yacimientos de roca gruesa y competente

Desventajas :

• Es más difícil controlar el pozo mientras se hace el completamiento

• No sirve para formaciones en capas que tengan reservorios separados y propiedades de fluido incompatibles

• Puede ser necesario asentar el revestimiento antes de perforar la zona productora o de tomar registros

Ventajas:

• Toda la zona productora está abierta

• No existe el costo de los cañoneos

• Se reduce el costo del revestimiento

• Es fácil aumentar la profundidad del pozo más adelante


Completamiento con empaque de grava sencilloAyuda a Prevenir la Producción de Arena

Etapas de completamiento típicas

1. Se corre un revestimiento de producción y se instala la cabeza del tubing.

2. Se desplaza el fluido del hueco con un fluido de completamiento que no cause daños a la formación.

3. Generalmente se realizan varias corridas de registros en el hueco revestido.

4. Se corren hueco adentro el ensamblaje de cañoneos y de prueba, se cañonea el pozo y se prueban las formaciones.

5. Después de la evaluación puede que sea necesario limpiar del hueco deshechos provenientes de la prueba y/o contraflujos.

6. Luego se corre el equipo de completamiento de fondo de pozo (empaque de grava o liners ranurados, etc).

7. Se corre la sarta de producción y se retira la preventora. Se instala el árbol de producción.

Tubería de producciónSCSSV

String X Nipple

Fluido del empaque

Mandriles paralevantar el gas

Empaque de grava

Mallas convencionalesPerforaciones

Empaque Sump


Zona sencilla o múltipleCompletamientos con pozo fluyendo

Diseñado para optimizar la producción de diversos entornos de reservorio.

Considere los siguientes completamientos del principal operador en el Golfo de México:

• Completamiento de empaque de grava sencillo

• Completamiento sencillo, con empaque de grava selectivo

• Con empaque de grava doble

• Completamiento de gas sencillo

• Completamiento con empaque de grava submarino sencillo

• Completamiento sencillo utilizando un empaque de agua con propante de baja densidad

• Completamiento mezclado utilizando empaques de circulación de baja

• Empaque de grava seleccionada doble

Hay una gran variedad de opciones de completamiento y de características cuando se utiliza una sarta de empaque y de tubería de producción.


Completamientos en pozos con bombeo

Los pozos con bombeo incluyen:

• Bombeo mecánico

• Bombas sumergibles

• Levantamiento por émbolo

Los pozos con bombeo generalmente se completan con el anular abierto. Cualquier gas producido se puede acumular en la superficie y ser aliviado.

Generalmente se corren empaques cuando se hacen completamientos con bombas sumergibles.

Todos los sistemas de bombeo (excepto el levantamiento por émbolo) pierden eficiencia cuando hay presencia de gas.


Razones comúnes para realizar reacondicionamientos

Las siguientes son algunas de las razones más comunes

para realizar reacondicionamientos :

• Reparar daños mecánicos

• Estimular completamientos existentes

• Realizar un comportamiento en un reservorio nuevo

• Completamiento de reservorios múltiples

• Reducir/eliminar la producción de agua/gas

• Reducir/eliminar la conificación de agua

• Reparar trabajos de cementación defectuosos


Reparación de un daño mecánico

Tubería de producción con falla

Cabeza de pozo

con falla

Válvula de seguridad

con falla

Empaque con falla

Una falla mecánica puede tener diferentes formas, desde una falla en la tubería de producción o en una herramienta hueco abajo como un empaque, una camisa corrediza, el equipo para levantar gas, válvulas de seguridad recuperables con tubería o con wireline, hasta cabezas de pozo que han fallado o que están fallando. En algunos casos se puede proceder a reparar sin matar el pozo; en otros es necesario matar el pozo para realizar el trabajo de manera segura.

Razones para trabajos de reacondicionamiento


Estimulación del yacimiento

Generalmente se logra estimular el yacimiento introduciendo un ácido suave a través de los cañoneos hacia un reservorio existente, con el fin de disolver los sólidos solubles y restablecer la producción. Esto se puede lograr con una unidad de coiled tubing, una unidad de snubbing o con una unidad de tubería de producción pequeña.



Completamiento de un yacimiento nuevo

Un completamiento hacia un yacimiento nuevo se hace generalmente cuando se perfora a través de capas productoras múltiples y la zona inferior se agota. El nuevo completamiento puede ser tan sencillo como cambiar un camisa para permitir que haya flujo, o puede requerir que se tapone y abandone la zona inferior antes de permitirle a la zona superior llegar al hueco.

Reservorio agotado

Yacimiento del cual no

se ha producido



Re-Completamiento de una zona existente

En este caso, la zona inferior agotada se aisló con un tapón de cemento antes de abrir la camisa adyacente a la zona que se quiere poner a producir a continuación.

Después de que el tapón de cemento está colocado y probado se puede abrir la camisa y poner a producir la siguiente zona. Tapón de cemento

colocado

camisa corrediza abierta




Se cortó y retiró la tubería de producción por encima de la zona agotada y se aisló la zona inferior con un tapón de cemento. El completamiento nuevo se corrió en el hueco adyacente al yacimiento que se va a producir. Se cañonea la zona y la producción comienza.

Tapón de cemento

Zona con cañoneosnuevos




En este caso se aisló la zona inferior agotada con un tapón enviado con coiled tubing o con wireline. Después de haber asentado el tapón de manera exitosa y de haberlo probado se abre la camisa corrediza para permitir la producción de la zona superior.

Tapón en la tubería de producción



Completamiento de yacimientos múltiples

Un completamiento doble, como el de la ilustración, permite producir de manera simultánea de dos zonas.



Reducción de agua no deseada

Agua de la formación

Aceite Aceite

Agua de la formación

El agua, que es el fluido que se encuentra a mayor profundidad en un reservorio, aparece cuando se agotan los fluidos más livianos. Es posible que la producción inicial tenga un cierto grado de agua, pero la relación aceite - agua generalmente se reduce a lo largo de la vida del pozo. Este problema se puede solucionar inyectando en los cañoneos existentes - pero sólo es una solución temporal.



Producción de gas indeseado

Gas

Aceite

Gas

Aceite

En un reservorio impulsado por una capa de gas ésta última se expande a medida que se saca aceite del reservorio. En algún momento la capa de gas puede llegar a los cañoneos y comienza la producción de gas. Las desventajas son: se produce el mecanismo que hace producir el pozo, y el es posible que el tren de producción no esté en capacidad de manejar el gas producido. Esto se puede solucionar temporalmente inyectando en los cañoneos. Pero eventualmente se producirá principalmente gas a medida que se agote el aceite que se puede producir.



Conificación de agua

Tasas de producción excesivas pueden iniciar una conificación de agua. El agua, que puede ser el mecanismo que empuja la producción o el fluido más bajo del reservorio, se hala hacia los cañoneos. La conificación de agua se puede controlar hasta cierto punto reduciendo la tasa de producción. Pero, generalmente los cañoneos afectados se inyectan, lo que resulta en menores tasas de producción diaria.

Agua de la Formación

Aceite

Conificación de agua

Agua de la Formación

Aceite

Cañoneosinyectados

Razones para Trabajos de Reacondicionamiento


Reparación de trabajos de cementación que fallaron

Generalmente se evidencian problemas con los trabajos de cementación por presión en el revestimiento intermedio y por presencia de trozos de cemento en el cuerpo del estrangulador. Esto también puede estar acompañado por una reducción en la producción diaria a medida que las líneas de superficie se taponan con el cemento. Para reparar esto, generalmente hay que matar el pozo inyectando cemento en los cañoneos, y volviendo a completar y a cañonear el pozo.



Preparación del pozo para reacondicionamiento

Se deben tener en cuenta los siguientes aspectos:1. Instalar y probar todas las tuberías que entran y salen del árbol y de las instalaciones

de perforación o de producción.

2. Preparar un programa de reacondicionamiento que describa de manera detallada el método para matar el pozo y los dispositivos de control de pozo que se van a utilizar.

3. Es posible que sea necesario cerrar en fondo todos los pozos de la misma plataforma de pozo y que se deba cerrar en superficie la válvula maestra. El sistema de control en superficie para las SCSSVs se debe aislar de la operación y asegurar.

4. Probar el árbol contra la válvula de cheque del colgador del tubing si se anticipa matar el pozo a una presión alta.

5. Asentar un tapón puente en la tubería de producción si la rosca o el perfil del colgador están corridos.

6. Asiente el tapón de aislamiento para matar completamientos dobles/múltiples.

Antes de matar el pozo


Procedimientos de completamiento / reacondicionamiento

1. Salga del hueco para instalar la Válvula de seguridad de subsuelo controlada en superficie (SCSSV). Conecte la línea de control y pruebe a la presión de trabajo. Corra hueco adentro con el tubing , conectando la línea de control al tubing con bandas o con protectores plásticos y protectores de línea. Mantenga la presión en la línea de control y monitoree mientras corre hueco adentro y realiza el espaciamiento.

2. Instale el colgador del tubing y el ‘landing joint’ . Conecte la línea de control de la SCSSV a la parte superior e inferior del colgador del tubing. Pruebe la integridad de la línea de control y mantenga la presión.

3. Drene el conjunto de preventoras en el carrete de tubería. Mientras baja el colgador del tubing en el conjunto de preventoras manténgalo centrado para evitar daños en los sellos. Levante los ‘landing joints’ adicionales con una válvula de seguridad de apertura total en la parte de arriba. Asegúrese que todos los pernos de aseguramiento del colgador del tubing están totalmente roscados hacia atrás.

4. Coloque el ensamblaje de sello en el empaque y en el colgador del tubing . Mantenga el colgador del tubing centrado mientras lo baja para evitarles daños a los sellos. Monitoree la presión de la tubería de producción mientras aterriza el ensamblaje de sello. Puede que sea necesario purgar fluido de la tubería de producción si la presión aumenta mientras se aterriza el ensamblaje de sellos.

5. Gire todos los pernos de aseguramiento del colgador del tubing y las glándulas de sello y aplique el torque adecuado. Pruebe el revestimiento, el ensamblaje de sello y el colgador del tubing al la presión requerida a través del ariete de tubería. Cierre la SCSSV y alivie la presión de la tubería de producción. Retire los ‘landing joints’ y ponga una válvula de contrapresión en el colgador del tubing. Pruebe la válvula de contra presión.

6. Retire la BOP.

Retirar la Preventora e instalar el árbol de navidadDespués de circular para condicionar el fluido de empaque, se deben tener en cuenta los siguientes aspectos al retirar el conjunto de preventoras e instalar el árbol de producción:


7. Limpie e inspeccione las superficies de sello del cuello del colgador del “tubing”. Instale el sello anular superior. Limpie e inspeccione el sello inferior del ‘bonnet’ del colgador del tubing. Instale la corrida principal del árbol. Apriete todos los espárragos de manera uniforme para energizar los sellos y las empaquetaduras. Vuelva a aplicar torque hasta alcanzar el valor correcto de todos los pernos de aseguramiento del colgador del tubing. Pruebe la presión del “bonnet” del tubing.

8. Instale las válvulas restantes del árbol. Instale un tapón ciego en la válvula de contra presión. Realice una prueba hidrostática del árbol a la presión requerida.

9. Retire el tapón ciego. Presurice el árbol hasta ecualizar y abrir la SCSSV. Active el sistema de cierre de emergencia del árbol con el remoto en el taladro.

10. Si es necesario, monte y pruebe las líneas de flujo para probar el calentador, el separador y el tanque.

11. Si se está cañoneando a través de la tubería de producción, desplace la tubería de producción con fluido de completamiento y realice el cañoneo. Pruebe el lubricador y las BOPs del wireline según se requiera.

12. Pruebe el pozo.

13. Cierre la SCSSV y pruebe aliviando presión. Alivie la mitad de la presión de la tubería de producción en la SCSSV y fíjese si hay fugas. Coloque una válvula de contrapresión y pruebe aliviando el resto de presión de la tubería de producción. Asegure el árbol.

Procedimientos de completamiento / reacondicionamientoRetirar la Preventora e instalar el Árbol de Navidad (continuación)


Operaciones simultáneas en plataformas

Áreas críticas de Perforación y Reacondicionamiento.

• Cabeza del pozo

• Tanques de lodo, bombas de lodo y áreas de procesamiento de lodos

• Desgasificador

• Áreas de producción

• Pozos productores de gas o crudo

• Equipo para procesamiento en el campo y manejo de crudo y gas y tanques de almacenaje

• Tanques de separación de gas/crudo/agua

• Tanques expuestos al fuego

• Venteo de gas y válvulas de alivio

• Instalaciones automáticas de transferencia de custodia

• Compresores y bombas de gas que manejen gases o líquidos volátiles

Operaciones simultáneas de perforación, reacondicionamiento y producción

• Todo el personal debe estar familiarizado con el uso del Sistema de Cierre de Emergencia (ESD).

• El ESD debe estar instalado en la mesa del taladro, en la salida del cuarto principal, en la salida de las escaleras de la plataforma principal, en cada salida de rampa, en cada helipuerto y en cada punto de atraco de botes.

• Las válvulas de seguridad de subsuelo deben estar cerradas en todos los pozos en los cuáles se realizan operaciones de desplazamiento de la torre o izajespesados en superficie.

• En los pozos completados se debe verificar diariamente la presión del anular del revestimiento.

Actividades de producción realizadas simultáneamente a las operaciones de perforación, completamiento, reacondicionamiento, bombeo y de construcción aumentan el potencial de eventos no deseados. En varias situación en algunas operaciones de perforación exigen que se cierre la producción.

Las actividades simultáneas se deben coordinar a través de un esfuerzo conjunto de planeación por parte de los supervisores de perforación, producción y construcción.

Algunas áreas críticas de operaciones simultáneas son aquellas en las cuáles hay explosivos o mezclas que pueden encenderse debido a la emisión de gases o vapores inflamables. Durante las operaciones simultáneas se debe tener cuidado de evitar posibles fuentes de ignición y daño a los equipos en dichas áreas.


Sistemas de seguridad en superficieLos sistemas de seguridad en superficie incluyen lo siguiente:

• Válvulas de seguridad en subsuelo• Panel de control hidráulico• Líneas de control

Válvulas de seguridad de subsuelo

Existen dos tipos de válvulas de seguridad de subsuelo. Las antiguas se controlan por medio de la tasa de flujo a través de la tubería de producción y no están conectadas con la superficie. Todos los pozos completados desde el 1 de enero de 1980 tiene el modelo nuevo que estácontrolado por la presión que viene de la superficie (SCSSV).

La válvula debe estar ubicada al menos 100 ft. por debajo de la línea de lodo. La función de la válvula es bloquear el flujo hacia arriba a través de la tubería de producción cuando existe una condición de emergencia.

Panel de Control Hidráulico

La apertura y cierre de la SCSSV se controla a través del panel hidráulico. En la parte delantera del panel hay válvulas operadas manualmente que se pueden utilizar para abrir y cerrar las SCSSV. La SCSSV se puede cerrar girando la válvula de control a la posición ‘TEST’ o ‘OUT-OF–SERVICE’.

Líneas de Control

La presión hidráulica se lleva de los dispositivos del panel hidráulico a las SCSSVs a través de una tubería de acero inoxidable (diámetro externo de 1/4” o 3/8”) denominada línea de control. Habrá ya sea una o dos líneas de control para cada SCSSV, dependiendo del tipo de válvula. La línea de control entra al pozo a través de una válvula de aguja pequeña ubicada en el árbol.

Rotular y marcar y asegurar

Para proteger al personal y al equipo de los peligros de la electricidad, la presión y los líquidos peligrosos durante las operaciones costa-afuera normales, se recomiendan los siguientes procedimientos cada vez que se vaya a sacar de servicio un dispositivo de seguridad:

1. Hacer un by-pass al indicador del dispositivo de seguridad e instalar banderitas rojas de ‘FUERA DE SERVICIO’ en el indicador. Aislar el dispositivo de seguridad de las fuentes de presión. Purgar la fuente a presión atmosférica.

2. Marcar el dispositivo de seguridad con una cinta roja.

3. Desmontar y realizar el mantenimiento preventivo o normal.

4. Sólo quien originalmente colocó la banderita de ‘FUERA DE SERVICIO’ y la cinta roja, está autorizado a retirarlas. Una vez se ha realizado el trabajo, asegúrese de retirar la banderita y la cinta.


Sistemas de seguridad en superficie

Los dispositivos de seguridad en superficie incluyen lo siguiente:

Sensores de presión, flujo, temperatura o nivel de fluidoRelésVálvulas de flujo

Sensores

Estos dispositivos detectan presiones, flujos, temperatura o niveles de fluido anormales y activan un relé, que a su vez cierra la válvula de seguridad y activa una alarma.

Relés

El CRBBM (relé de control, bloqueo y purga manual) es el dispositivo de relé más utilizado. Se encuentran en diferentes puntos dentro del sistema y se utilizan para cerrar un tanque o un pozo cuando se da una situación anormal.

El CRBBM está normalmente cerrado y controla el cierre automático y la apertura manual del equipo en el cuál se ha colocado.

El sistema de seguridad en superficie incluye dispositivos de superficie, la tubería de producción, la presión neumática, los paneles y la relación de operación de los dispositivos que evitan las lesiones, la contaminación del medio ambiente y daños a los equipo de la plataforma.

Pneumatic Surface Safety Valve

Hydraulic Blow-down Valve

Fusible Plug

Remote Controlled Subsurface Safety

Valves

Manual 3 -Way Valves

Sales Line

Emergency Shut-in Valve

Instrument Gas or Air Control Line

Low Pressure Monitoring Line

Hydraulic Surface Safety Valves


Sistemas de seguridad en superficie (continuación)

Válvulas de Cierre

Las válvulas cerradas normalmente se mantienen abiertas por medio de la presión. Las válvulas de cierre primarias están ubicadas en el árbol, pero puede que haya otras ubicadas en oleoductos, cabezales, cabezas de pozo, líneas de suministro de combustible, líneas de succión y otros lugares que requieran cerrarse en caso de una emergencia.

Válvulas de descarga (blowdown)

Las válvulas de descarga están ubicadas en los compresores y en los recipientes expuestos al fuego y se utilizan para ventear presión de una estación del proceso en el momento del cierre.

Sistema de ‘Fire Loop’

El sistema ‘fire loop’ es un sistema de apoyo de emergencias que opera de manera automática cuando se derrite un tapón fusible.

Sistema de Cierre de Emergencia (ESD)

El ESD realiza el cierre automático de todos los pozos de una plataforma. El ESD tiene estaciones de control manual en diferentes sitios de la plataforma.


Causas de amagos

Durante un reacondicionamiento se puede presentar un amago por diferentes motivos. Un amago se puede definir como una intrusión no deseada de fluidos de la formación al hueco, y si no se detecta oportunamente y se maneja de manera adecuada puede resultar en un reventón en superficie.

Las siguientes son las principales causas de amagos durante reacondicionamientos:

• No mantener el hueco lleno durante los viajes

• suaveo

• Peso de lodo insuficiente

• Pérdida de circulación

No mantener el hueco lleno durante los viajes

A medida que se hala la sarta de perforación del hueco, el nivel del fluido del pozo cae debido al desplazamiento de la sarta. A medida que el nivel del fluido cae, se reduce la presión hidrostática, y si la presión hidrostática del fluido de reacondicionamiento cae por debajo de la presión de la formación, entonces entrarán fluidos de la formación al pozo.

La caída del nivel del fluido en el hueco resulta en una reducción de la presión hidrostática del hueco

Entrada de fluido de la formación debido a la pérdida de presión hidrostática

Reacondicionamientos y completamientos


Llenado del hueco durante los viajes

La manera más confiable de medir y monitorear el llenado adecuado durante los viajes es utilizando un tanque de viaje. El tanque de viajes generalmente se calibra a incrementos de medio barril o un cuarto de barril. Se deberá asignar permanentemente un integrante de la cuadrilla para que monitoree y registre los cambios de volumen en el tanque de viajes durante los viajes para entrar y salir del hueco. Los volúmenes se le reportan de manera regular al perforador y se comparan con el volumen real (y calculado) de los valores de desplazamiento de la tubería.

Adicionalmente, el volumen de desplazamiento calculado, ya sea bombeado hacia el hueco o que haya entrado al hueco por gravedad, se debe ver a la salida del hueco cuando la sarta se vuelve a entrar al hueco. Si el volumen que sale del hueco durante un viaje es mayor al calculado, es posible que el pozo esté fluyendo. Si el volumen es inferior al calculado, es posible que se esté entrando al hueco a una velocidad excesiva y el pozo está mostrando que hay surgencia. Peor aún, es posible que la formación productora está tomando fluido, que una formación adyacente se haya fracturado o que el cemento haya fallado.

Uso de tanque de viajes


Monitoreo del desplazamiento

Si el tanque de viajes no está calibrado hay maneras sencillas de medir un cambio en el nivel. SE debe medir la ALTURA, PROFUNDIDAD Y ANCHO del tanque (en pulgadas). Con estas mediciones el volumen del tanque se puede determinar tanto en pulgadas por barril como en barriles por pulgada.

Altura

Ancho

Profundidad

Volumen del tanque en BBL

Alturapulgadas x Anchopulgadas x Profundidad pulgadas x .1781 = bbl

BBL por pulgada

Pulgadas por BBL

Volumen del tanquebbl

Altura del tanquepulgadas





Ocasionalmente se utilizan tanques cilíndricos verticales como tanques de viaje. En este caso se calcula el volumen de manera diferente al tanque rectangular. Las dimensiones requeridas para el cálculo son el DIÁMETRO en pulgadas y la ALTURA en pies.

Altura

Diámetro

Volumen del tanque en BBL

BBL por pulgada

Pulgadas por BBL





( )x AlturapiesID del tanque2

1029



Otra manera de medir con precisión el desplazamiento durante los viajes hacia fuera es con un tanque de viaje y una circulación continua. A medida que se saca tubería del hueco, el nivel del tanque de viajes se reduciría porque la bomba hala fluido del tanque y llena el hueco al mismo tiempo. El volumen del fluido bombeado hacia el pozo se puede monitorear de manera continua. Cada vez que se detiene el movimiento de la tubería, el nivel del tanque de viajes se mantiene constante, siempre que el pozo no esté fluyendo. Una ganancia en volumen en la piscina con la tubería estática es una clara señal de que el pozo está fluyendo.

Este tipo de arreglos se puede adaptar a coiled tubing, snubbing o tubería pequeña, si es necesario.

Cabeza del pozo

Tanquede viaje

Bomba


Causas de amagos durante reacondicionamientos

El suaveo se da por:• Velocidad de halado de la tubería• Espacios anulares• Propiedades del fluido de reacondicionamiento

Una señal de advertencia de un posible suaveo es que el hueco no está tomando un nivel de llenado adecuado. Cuando se sospecha que se tiene un suaveo, se debe parar el viaje inmediatamente para monitorear el pozo y ver si hay flujo. Si se detecta flujo, se debe cerrar el pozo. Si no hay flujo y la tendencia de volumen de llenado inadecuado indica suaveo, se deberá volver a bajar la sarta al fondo y circular fondos arriba y aumentar el peso del lodo, si es necesario.

Durante los completamientos y reacondicionamientos puede haber grandes probabilidades de suavear el pozo. Como el anular está revestido se tiene una diámetro interno continuo sin las irregularidades que se ven en la perforación. Asimismo, algunas herramientas como los empaques pueden estar equipadas con elementos de sello que se pueden expandir parcialmente al halar la tubería, y por lo tanto restringen el área por la cuál pasa el fluido alrededor de la herramienta.

Suaveo


Causas de amagos

A diferencia de la perforación, donde los pesos de lodos generalmente aumentan a medida que se perfora a mayor profundidad, el peso del lodo el completamientos y reacondicionamientos es bastante consistente, en la gran mayoría de los casos. Si el peso del lodo se reduce debido a una dilución por los fluidos producidos o a una dilución accidental en superficie, es posible que se presente un amago. Los pesos de lodo se deben monitorear para conocer los valores adecuados todo el tiempo durante un trabajo de reacondicionamiento.

Cuando se utilicen salmueras se deben cubrir las piscinas para evitar la dilución por humedad ambiental. A mayor densidad de la salmuera más afinidad tendrá con agua dulce y mayor la probabilidad de que absorba la humedad ambiente. Además, una salmuera de alta densidad puede ser bastante costosa, y volver a condicionar el fluido puede ser un costo adicional al completamiento o reacondicionamiento, que es fácil de evitar.

Peso de lodo insuficiente


Causas de amagosPérdida de circulación

Otra fuente de un amago, aunque no tan común como las tres anteriores, es la pérdida de circulación. Cuando se pierde fluido hacia el hueco, generalmente se supone que se ha perdido hacia la formación productora, y en muchos casos así es. Pero no en todos. Si se ha establecido comunicación con una zona superior con una presión de poro mayor a la formación productora, puede darse un flujo de la zona invadida hacia el hueco y luego hacia la zona productora. No sólo se estaría desarrollando un amago con fluidos de la formación entrando al hueco, sino también un reventón subterráneo (flujo zona a zona). Este tipo de situación de control de pozo puede ser difícil de contener, y muchas veces puede causarle grandes daños a la formación productora, generar pérdidas de grandes cantidades de producción, si no la pérdida del intervalo productor debido a las técnicas de matar requeridas.


Operaciones que pueden causar un amagoEmpaques desasentados

Se pueden utilizar diferentes tipos de empaques en un completamiento, y más de uno se suele dejar en el hueco, especialmente para las zonas productoras de empaque de grava casi universales. Por lo tanto, un reacondicionamiento implica desasentar o halar el ensamblaje de sello de diferentes empaques, la mayoría de los cuales tendrán una acumulación de fluidos de la formación atrapada por debajo de ellos.

Los fluidos se acumulan en el espacio muerto entre el fondo del caucho del empaque y la apertura más alta en la extensión de la tubería de producción por debajo de los niples de sello. Si el pozo no se ha matado totalmente con anterioridad por el lado de la tubería de producción, entonces es posible que toda la ratonera por debajo del empaque contenga fluidos de la formación. Si el pozo produce cualquier cantidad de gas, el volumen atrapado estará lleno de gas debido a la segregación gravitacional.

Cuando se desasienta un empaque, o cuando se halan los niples de sello por encima del empaque, el gas atrapado se escapa hacia el anular y comienza a migrar hacia arriba por el hueco.

Que el gas salga por encima del empaque no significa una amenaza de que el pozo vaya a fluir en ese momento, porque la presión en fondo de pozo no ha cambiado de manera significativa. No obstante, pocas veces hay una indicación inmediata en superficie de que el gas atrapado está ahí, y la cuadrilla puede no ser consciente del posible peligro.


Otras operaciones que pueden causar amagosCañoneos

Por primera vez durante un completamiento nuevo o un re-completamiento en una zona nueva, el cañoneo abre el hueco revestido a presiones de la formación y expone la formación a un fluido de baja viscosidad y libre de sólidos. Esto se hace según diseño, y no genera un problema de control de pozo de manera automática. No obstante, el hueco en si se ha acercado a la condición de fluir. Dependiendo de la manera en que se haya cañoneado, la zona productora puede seguir teniendo fluido con peso de control hasta un momento posterior durante el completamiento, o se puede inducir el flujo del pozo inmediatamente después del cañoneo. En este último caso, se puede poner a producir el pozo durante un corto período de prueba y de limpieza o se puede poner a producir a largo plazo.

Los momentos en los cuales es más probable que se de un flujo no deseado es cuando se estácañoneando el paso (o justo después) y cuando se hace el primer viaje para salir del hueco después del cañoneo.

Válvula de surgencia abierta

Omni

Manómetros de presión en fondo de pozo

Champ Packer

Cabeza de disparoLos cañones disparan y el pozo hace una surgencia hacia la sarta a través del sustituto portado

Ported Sub

Ensamblaje de Cañoneo Típico


Operaciones que pueden causar amagosViajes con pérdidas de fluidosEn las operaciones de completamiento / reacondicionamiento es común tener pérdidas hacia la formación. La tasa de dichas pérdidas varía con la permeabilidad de la formación, la viscosidad del fluido, el grado de sobrebalance, las surgencias de presión inducidas por la tubería y las presiones causadas por circular el hueco.

Estas pérdidas añaden otra dimensión peligrosa a los viajes con tubería, que ya se ha establecido como la actividad que más amagos causa en cualquier operación de un pozo.

Se utilizan una amplia gama de viscosificadores y sólidos para controlar las tasas de pérdidas. Al prepararse para salir del hueco los planes tratan de reducir las pérdidas de fluido a un mínimo de 10 a 20 barriles por hora, dependiendo de la etapa de completamiento, de la sensibilidad de la formación y de la dificultad de lograr el objetivo sin dañar la formación.

Si, una vez se ha reducido la tasa de pérdidas a un rango aceptable esta se mantiene consistente durante los viajes, es más fácil monitorear el llenado adecuado mientras se sale del hueco.

A pesar de las muchas diferencias entre los trabajos de completamiento y reacondicionamiento, las señales de advertencia que indican que se tiene un problema real o potencial de control de pozo mientras se viaja son las mismas. En cualquiera de los casos se debe buscar flujo, un aumento en el nivel de las piscinas, o si el hueco no está tomando el volumen adecuado. Todas estas condiciones son más fáciles de evaluar si la tasa de pérdida de fluido se conoce y es estable. Desgraciadamente la tasa de pérdida puede variar con el movimiento de la tubería en si y con el simple paso del tiempo.


Operaciones que pueden causar amagosPesca

Los esfuerzos realizados para recuperar herramientas o tubería perdidas en el hueco pueden aumentar las probabilidades de un amago o la dificultad de controlar un amago, de las siguientes maneras:

• Más viajes• suaveo por pesca o interferencia con la circulación• Largos períodos sin calcular el hueco

Por su naturaleza misma, la pesca aumenta la cantidad de viajes. Aunque es lo mismo que la pesca durante las operaciones de perforación, todas las diferencias descritas anteriormente se juntan para volver el entorno de completamiento y reacondicionamiento más arriesgado.

El pescado en sí, especialmente si incluye un empaque o un puerto de circulación “multi-vía”, puede aumentar en gran medida las surgencias de presión en el hueco. Si está taponado o si la herramienta de pesca no puede sellar en el tope, el pescado se convierte en barrera a la circulación completa del hueco - entre más largo sea el pescado, mayor será el efecto.

Si el pescado es largo, o si se pesca con wireline, es posible que el hueco esté sin circular durante períodos de tiempo largos, en los cuales los fluidos de la formación pueden estar en el hueco de donde no se pueden retirar. El gas que está en el hueco puede migrar durante los viajes y hacer que el pozofluya.

Todas estas consideraciones crean la oportunidad de que se de un amago en el peor momento -cuando la sarta está lejos del fondo o por fuera del hueco.

Finalmente, durante un trabajo de pesca prolongado, llega otro elemento perturbador a la escena: el humano. La repetición de viajes y la concentración en los detalles del trabajo de pesca tienden a desarrollar complacencia o al menos una reducción de la vigilancia.


Operaciones que pueden causar amagosLimpieza de llenado del huecoEn completamientos y reacondicionamientos se circula con frecuencia para retirar el llenado de un hueco activo. Se trata de una operación de rutina y muchas veces implica intervalos cortos de arenas poco consolidadas o demás partículas como restos de cañoneos, pruebas o empaques de grava. El llenado no es más que un impedimento temporal para el siguiente paso del programa, tal como correr niples de sello para un empaque. La mayoría de las veces se limpia rápidamente y sin incidentes, generalmente haciendo una circulación inversa con el anular cerrado, mientras se baja tubería con las herramientas de limpieza adecuadas.

No obstante, algunas veces el llenado resulta de acumulación de arena en el hueco durante la producción o de un amago que ha llevado sólidos de la formación hacia el hueco. Estos problemas pueden aislar la zona productora por encima del llenado, posiblemente a gran distancia del fondo.

Cuando se ha limpiado el llenado, generalmente circulando por el recorrido largo debido a los intervalos implicados, cualquier interrupción en la continuidad del llenado puede exponer fluidos de formación atrapados. Esto puede llevar a tener que circular repetidamente con el choque para limpiar el hueco.

Cuando la broca o el zapato de mula (‘muleshoe)’ pasan completamente a través del llenado puede que se evidencia que hay un puente bien lejos del fondo. En este caso puede haber una columna larga de fluidos de formación por debajo del puente y la presión hidrostática disponible por encima del la sarta puede ser inadecuada para sostener la presión de la formación. El efecto general es un amago por encima del fondo con una ratonera llena de gas o crudo.

Por otro lado, si la irrupción se da cerca de los cañoneos y el pozo está en suficiente sobrebalance, entonces el nivel del fluido en el anular puede caer súbitamente y permitir que el pozo de un amago. De cualquier manera, el resultado es un amago por encima del fondo con una pérdida de fluidos difícil de predecir, lo que complica matar el pozo.


Señales de advertencia de los amagos

• Aumento de flujo sin aumento de la tasa de bombeo.

• Aumento en el nivel de los tanques.

• El pozo fluye con las bombas apagadas.

Aumento de flujo Aumento del nivel de

los tanquesPozo fluyendo con bombas apagadas

Mientras se circula



Los tres principales indicadores de amagos tienen que ver con flujo de la formación hacia el hueco.

Un procedimiento común de reacondicionamiento es taponar y abandonar una zona y el comenzar a producir de otra zona. Esto generalmente se hace poniendo un tapón puente por encima de la zona que se va a abandonar y luego poniendo cemento encima del tapón puente. En otros casos se pone simplemente un tapón de cemento a lo largo de los cañoneos. En cualquiera de los dos casos, siempre se debe verificar si el pozo fluye después de esperar a que el cemento haya fraguado. Es posible que haya contaminación del cemento por fluidos de la formación, lo que evita que el cemento fragüe adecuadamente. Cuando esto sucede es posible que haya paso de gas a través del cemento.

Si esto sucede, se debe colocar otro tapón de cemento sobre el que falló. Adicionalmente, se deben mezclar aditivos con el cemento para minimizar o inhibir la contaminación.


Señales de advertencia de los amagosPueden aparecer señales de advertencia adicionales antes o durante un amago

Corte de gas del fluido de

reacondicionamiento

Presencia de crudo en el fluido de

reacondicionamiento

Aunque el corte de gas en síno indica que haya un amago, si deber ser al menos una advertencia para la cuadrilla de que ha entrado gas al hueco. El gas puede reducir la densidad del fluido de reacondicionamiento en la superficie debido a la expansión de gas a medida que asciende, pero la reducción general de la presión hidrostática suele ser mínima. Lo cual no quiere decir que se deba ignorar la separación de gas del fluido en superficie.

La presencia de crudo en el fluido de reacondicionamiento reduce, en pequeña medida, la presión hidrostática de la columna de fluido. Al igual que el gas, es una señal de que hay invasión de los fluidos de la formación y se debe verificar.



Antes de comenzar un viaje se debe haber circulado al menos una vez fondos arriba. Durante este tiempo, se debe verificar la densidad del fluido de retorno de manera regular, cada 10 o 15 minutos, y se debe anotar. También se deben tomar notas acerca de cualquier presencia de fluidos de formación. Después de haber circulado fondos arriba, se le debe dejar el pozo estático durante un tiempo para asegurar que está muerto antes de comenzar con el viaje hacia afuera.

Llenado inadecuado durante los viajes

El indicador más confiable de un problema de control de pozo durante los viajes el volumen de llenado que no corresponde con los valores calculados, sin motivo. Si esto sucede en cualquier momento durante un viaje, se deberá para la tubería y monitorear el pozo de cerca. Cuando se tengan sospechas, no dude en cerrar el pozo.

Si las tendencias de llenado siguen presentando discrepancias, detenga el viaje y vuelva al fondo. Una vez allí prepárese a cerrar el pozo y a circular el pozo con el estrangulador.

Al igual que cuando se viaja hueco adentro, se debe monitorear el volumen que retorna debido al desplazamiento. Si el volumen de retorno es mayor al desplazamiento calculado, prepárese para cerrar.

El pozo fluye cuando la tubería está estática (entrando al hueco)

Esto debería ser bastante obvio, pero demasiadas veces, las cuadrillas se emocionan tanto con la entrada la hueco que se les olvida monitorear el pozo. Cuando la tubería está estática es posible que el flujo pase inadvertido durante algún tiempo. MONITOREE EL DESPLAZAMIENTO CUANDO ENTRE Y CUANDO SALGA DEL POZO.

Mientras se viaja


Contención de un amago

Procedimientos de cierre - Circulación en el Fondo – BOP de Superficie1. Con la(s) bomba(s) encendida(s) levante del fondo hasta una altura predeterminada para

asegurar que la junta de tubería no esté en conjunto de preventoras.2. Pare la(s) bomba(s) y verifique el flujo.3. Si hay flujo, cierre los arietes de tubería superiores.4. Acceda al revestimiento abriendo la válvula apropiada en el lado de la línea del choque del

conjunto.5. Abra la válvula aguas abajo del choque.6. Anote la presión de cierre en la tubería de producción y la del revestimiento y calcule la

ganancia en los tanques.Si se tiene un preventor anular instalado, se puede cerrar en este momento y abrir los arietes de tubería superiores.

Procedimientos de cierre - circulación en el fondo – conjunto de superficie

No se puede enfatizar suficiente la importancia de contener un amago y de mantener el volumen del influjo al mínimo. Los procedimientos de cierre o de contención pueden variar dependiendo de la unidad que se esté utilizando (coiled tubing, snubbing, tubo pequeño o taladro de reacondicionamiento convencional) y de la operación en el momento del amago (en el fondo o viajando). Los procedimientos de cierre que aparecen a continuación aplican a los taladros de reacondicionamiento convencionales y a las unidades de tubing pequeñas. Los procedimientos de contención para las unidades de coiled tubing y de snubbing se cubrirán en los respectivos capítulos. Los procedimientos de cierre que aparecen a continuación se hacen con “cierre duro”. Debido a los volúmenes limitados de hueco disponibles en un pozo completado o siendo reacondicionado, es imperativo que se tarde el menor tiempo posible cerrando el pozo.


Contención de un amago

1. Detenga el viaje y posicione la tubería, asegurando que no haya una junta de tubería en el conjunto.

2. Asegure la sarta instalando una válvula de seguridad de apertura total - cierre la válvula después de la instalación.

3. Cierre los arietes de tubo superiores.

4. Acceda al revestimiento abriendo la válvula adecuada en el lado de la línea del choque del conjunto.

5. Abra la válvula aguas abajo del estrangulador.

6. Anote la presión de cierre en el revestimiento y calcule el aumento en las piscinas.

7. Tenga una BOP interna (válvula de cheque de la sarta) disponible por si es necesario hacer un stripping.

Si se tiene un preventor anular instalado, se puede cerrar en este momento y abrir los arietes de tubería superiores.

Consideraciones adicionales:

• Tenga crossovers listos por si tiene que instalar la válvula de seguridad de apertura total y la BOP interna en algún componente de la sarta.

• Familiarícese con los volúmenes de cierre de las preventoras que se van a utilizar.

• Inspecciones visualmente el conjunto de preventoras y el múltiple del choque para ver si hay fugas justo después del cierre.

• Dedique una persona a monitorear y registrar las presiones de cierre cada minuto.

Procedimientos de cierre mientras se viaja - BOP de superficie


Contención de un amagoInmediatamente después del cierre se debe monitorear la presión del cierre y se debe registrar de manera regular. Se puede hacer en intervalos de 30 segundos, especialmente si al fluido de reacondicionamiento le faltan agentes viscosificadores. Los fluidos de reacondicionamiento sin tratar tienen muy poca o no tiene tensión estática en superficie y por lo tanto es seguro que se de una migración de gas. A menos que la presión se monitoree de manera continua durante los primeros minutos después del cierre, puede ser imposible lograr una presión de cierre en el revestimiento estable, que sería aquella a la cuál se mantendría durante el arranque de la bomba, para asegurar que se mantiene la presión en el fondo del pozo. Con gas migrando, un posible resultado podría ser una presión en fondo de pozo sustancialmente mayor a la presión de la formación, lo que puede causar pérdidas de fluido hacia los cañoneos, posible daño a la formación productora o fractura de la formación.

PSI

Tiempo

El posible punto de estabilizaciónpuede que no dure mucho

Aumento continuo de la pesión debido a la migración de gas


Presión de cierreLa ilustración describe las presiones que se dan en una situación de cierre estable. La hidrostática total a los dos lados del pozo se impone sobre la presión de la formación. Cualquier diferencia o diferencial aparece en la superficie e indica la cantidad de hidrostática que se debe remplazar para, al menos, balancear la presión de la formación.

Muchas veces, en un completamiento o reacondicionamiento, no hay SITP, siempre que el cierre se haya hecho de manera adecuada. La falta de presión en la tubería de producción indica que la densidad del fluido en la tubería de producción al menos balancea la presión de la formación. La presencia de presión en la tubería de producción se puede deber a gas atrapado.

Hidrostática del fluido de reacon-dicionamiento

Hidrostática del fluido de reacon-dicionamiento

Presión Total

Hidrostática del influjo

SITP SICPSICP

+

+

SITP

+

Presión Total Presión de la Formación


Detección y purga de gas atrapadoComo se vio en la página anterior, la combinación de presión de cierre y presión hidrostática a ambos lados del pozo crea la presión total que es igual a la presión de la formación. O, en esencia, la presión en fondo de pozo que es igual a la presión de la formación. Cualquier presión en el hueco que cree una presión en fondo de pozo mayor a la presión de la formación aparecería en la superficie.

Las siguientes son las fuentes de presión atrapada:

• Cuando se deja la bomba operando después de haber cerrado el pozo

• Bombear hacia un pozo cerrado

• Aumento de la presión en superficie por gas que migra y no se puede expandir

Cuando se registran inicialmente las presiones de cierre después de una estabilización, es una buena idea determinar si las presiones son precisas; es decir, si representa la diferencia entre la presión de la formación y la hidrostática del hueco. Se puede utilizar el siguiente procedimiento para detectar la presencia de presión atrapada y para solucionar la situación en dado caso. Realice esto únicamente después de haber estabilizado las presiones en superficie.

PASO 1 Purgue una pequeña cantidad de líquido a través del choque (1/4 o 1/2 bbl) - las presiones en

superficie inicialmente van a reducirse, a aumentar y luego se estabilizarán.

PASO 2 Observe la SITP - si está estable a valores inferiores a la presión estable observada

anteriormente, se había detectado presión atrapada y al menos se purgó parcialmente.

STEP 3 Purgue otra pequeña cantidad de fluido a través del choque y vuelva a observar hasta que se estabilice la SITP.

STEP 4 La SITP real o precisa se logra cuando aparecen lecturas idénticas y consecutivas en el manómetro de la tubería de producción - en la mayoría de los completamientos y reacondicionamientos la SITP se debe purgar hasta 0 psi.


Técnicas para matar pozos vivosForzamiento de fluidos (“Bullheading”)

El forzamiento de fluidos es el método más común para matar pozos vivos. Sólo requiere bombear, pero es preferible tener un estrangulador instalado para regular la presión de bombeo si se teme que se fracture la formación.

En algunos casos, la formación abierta de un pozo no resiste una columna de fluido hasta la superficie debido a que hay formaciones con presión anormalmente baja. Una práctica común es matar el pozo bombeando suficiente fluido para establecer un nivel que hará que haya un pequeño sobrebalance frente a la presión de la formación.

Periódicamente se debe bombear fluido de matar adicional y se deben monitorear las pérdidas por medio del tanque de viajes. Si se saca la tubería de perforación o de producción del pozo se debe mantener el nivel del fluido de control.

Lubricar y Purgar

Cuando no sea posible hacer un “bullheading”, por ejemplo cuando los cañoneos están taponados, o cuando pérdidas excesivas hacia la formación pueden dañar la productividad, se debe pensar en hacer una lubricación.

El procedimiento para lubricación aparece en el Capítulo de Manejo de Amagos de este manual. Recuerde que la lubricación sólo sirve para retirar gas.


Técnicas para matar pozos vivosMétodos de circulación

La circulación inversa es el método de circulación más comúnmente utilizado para matar pozos vivos. Debe haber un recorrido de circulación entre la tubería de producción y el anular para poder invertir la circulación. Generalmente se utiliza wireline para cañonear la tubería de producción por encima del empaque, si se utiliza este método para matar el pozo. Alternativas al cañoneo pueden ser bombear mandriles de levantamiento de gas o camisas corredizas, si se tiene disponibles.

Unidades de Coiled tubing/snubbing

Ocasionalmente se utilizan unidades de coiled tubing o snubbing para matar el pozo. Generalmente se utilizan unidades de snubbing en lugar de un taladro de reacondicionamiento porque se puede utilizar para halar la tubería y para realizar el reacondicionamiento.

Se puede correr coiled tubing a través del árbol y de la sarta de la tubería de producción y se puede utilizar para circular hidrocarburos de la sarta y de tubería de producción que se han matado. El manejo de amagos y cómo matar pozos con unidades de ‘snubbing’ y de coiled tubing se describe de manera detallada en otros capítulos de este manual.

Completamientos múltiples

Los problemas relacionados con los completamientos múltiples incluyen la dificultad de llegar a los sellos de empaque y los asentamientos. Si no se puede hacer un reacondicionamiento con wireline, se deben aislar todas las zonas productoras y matar antes de que se pueda halar la tubería de producción.


Cómo matar un pozo productor

Antes de cualquier trabajo es necesario recopilar algunos datos. La siguiente es información vital para muchas operaciones:

Configuración del hueco: • Diámetro interno y externo, estallido, colapso, resistencia a la tensión y longitud

de la sarta de tubería de producción con la que se va a trabajar.• Alcance de los cañoneos (cañoneos superiores e inferiores), teniendo en cuenta

las profundidades medidas y vertical real.• Estado de los cañoneos: el pozo está en capacidad de fluir o hay daños en los

cañoneos?• Profundidad de los niples de la tubería de producción, mandriles de levantamiento

de gas laterales, camisas corredizas y cualquier punto apretado encontrado previamente.

• Profundidad y tipo de empaque.• Diámetro interno del revestimiento y límite de estallido.• Tipo y densidad anticipada del fluido de empaque, si se tiene.• Presión nominal en cabeza de pozo.

Presión de formación: con base en el último registro conocido de presión en fondo de pozo.Presión de fractura: estimativo de fractura (la mejor información obtenida de la ingeniería de yacimiento).Presión máxima permitida en el revestimiento: estimativo basado en la presión de fractura o en la presión de estallido estimada del revestimiento (la vista en el punto anterior)

Información previamente registrada


Problemas de control de pozosChoque lavado Un choque que está presentando fallas de lavado puede ser inicialmente difícil de detectar. La primera indicación de que el choque está lavado es que no sella cuando está totalmente cerrado. Otra indicación, aunque no tan evidente, es que se tienen que hacer ajustes de choque frecuentes durante la operación de matar, cuando en circunstancias normales no es necesario hacerlos. La solución es sencilla - cambiar de choque. Al hacerlo se debe aislar el choque dañado por medio de válvulas aguas arriba y aguas abajo del manifold del choque. Después de que el pozo esté muerto, se debe reparar el choque dañado, se debe probar y volver a poner en servicio.Choque taponadoUn choque taponado se evidencia por un aumento en la presión del revestimiento seguida de un aumento de presión de la bomba- ambas presiones crecen repentinamente. Este aumento repentino puede ser muy dañino para el pozo. Por lo tanto, cuando se evidencia que el choque está taponado se debe apagar la bomba inmediatamente. Una indicación adicional de un choque taponado es la pérdida de retornos junto con lo que se acaba de mencionar.Al igual que con un choque con fisuras la solución es muy sencilla - cambiar por otro choque. Y al igual que con el choque taponado se debe aislar con válvulas aguas arriba y aguas abajo. Una vez se ha matado el pozo, se debe limpiar el choque taponado. Esto puede ser bastante peligroso y, en algunos casos, sería bueno cederle la operación a especialistas que estén equipados para manejar estas situaciones, ya que puede haber presiones considerables y sólidos atrapados en el cuerpo del choque, que se pueden liberar súbitamente creando el potencial de lesiones o incluso muerte.


Problemas de control de pozoFisuras o huecos en la sartaAl igual que en el caso del choque, inicialmente puede ser difícil detectar una sarta con fisuras o huecos. En teoría, a medida que la sarta se fisura la presión de la bomba declina gradualmente,muy poco a la vez, y muchas veces pasa inadvertido. Se le debe indicar a los ayudantes del perforador cuáles son los signos de fisuras que se suelen presentar en las conexiones o en el área de las cuñas. Si se evidencian estos signos, se puede retirar la junta en cuestión de la sarta y no volver a utilizarla. Otra indicación de que hay una fisura en la sarta es un retorno prematura de fluido con peso de matar , siempre que se esté remplazando un fluido más liviano por uno más pesado. Sarta taponada Cuando se tapona una sarta la presión de la bomba aumenta de manera evidente, sin que haya aumento de la presión en el revestimiento. De hecho, la presión en el revestimiento puede reducirse un poco al tiempo que se da una reducción en el flujo de retorno. Si esto sucede, se debe para la bomba y cerrar el choque. Se puede intentar presurizar la sarta para tratar de liberar la obstrucción. La presurización del anular se debe intentar con sumo cuidado debido al posible daño al hueco y a la formación productora. Si bombeando no se logra retirar la obstrucción se debe iniciar un método volumétrico de control y se debe planear cañonear la sarta para poder volver a realizar un control de pozo convencional.HidratosLos hidratos, que a veces se conocen como gas congelado o tapones de hielo, se puede formar cuando se presentar simultáneamente gas, agua y una temperatura baja. La mezcla se puede congelar, literalmente, o solidificarse, incluso a temperatura superiores al punto de congelamiento del agua. Este fenómeno no es poco común en campos de gas que producen una cantidad de agua considerable, especialmente durante el invierno. Se han presentado casos en los que se forman hidratos en las cavidades de las válvulas o de las preventoras volviéndolas inoperables. Es más fácil p´revenir la formación de hidratos que solucionar el problema. Se pueden utilizar fluidos saturados con sal o lodos base aceite, así como una mezcla de glicol y producto anticongelamiento. Para derretir los hidratos se debe elevar la temperatura por encima del punto de formación de hidratos, lo que puede ser bastante difícil, especialmente en instalaciones submarinas profundas.


Problemas mientras se circula

Cada vez que se ven cambios repentinos o inesperados en el manómetro de la bomba o del revestimiento, se les debe monitorear más de cerca antes de reaccionar a los cambios. Por ejemplo, si la presión de la bomba aumenta súbitamente, la reacción natural sería abrir el choque para aliviar la presión. Pero antes de esto, se debe verificar qué está haciendo el manómetro del revestimiento. Si no muestra señas de que del lado de la sarta el problema esté en aumento, entonces sería un error abrir el choque y reducir la presión, ya que se podría permitir la entrada de un influjo al pozo.

En resumen,. Si se ven irregularidades en las presiones de circulación, fíjese en ambos lados del pozo para evaluar el problema antes de reaccionar. Si ambos manómetros están reaccionando, es más probable que el problema sea del lado del revestimiento. Si sólo está reaccionando la presión de la bomba, el problema está en el lado de la sarta.


Fisura en la sarta de la tubería de producciónSe puede dar una comunicación entre la tubería de producción y el revestimiento debido a fisuras en la tubería, a fugas en el equipo de levantamiento de gas, en las camisas corredizas, en el colgador del tubing o en un sellamiento hermético (pack-off) de wireline previamente instalado.

Puede ser difícil intentar un “bullheading” cuando hay comunicación entre las sartas. Se puede intentar interrumpir la comunicación de alguna manera. Una de las mejores maneras es instalando un sellamientohermético (pack-off) que se puede transportar y asentar por medio del wireline o del coiled tubing.

El primer paso para lograr esto es localizar el área o las áreas de comunicación y luego determinar la factibilidad de instalar el sellamiento(pack-off). Esto se puede lograr fácilmente utilizando un “ponytail”. El ‘ponnytail’ es un pedazo de tela cortada u otro material similar asegurado a una herramienta para correr collares de parada. Esta herramienta se utiliza para instalar una “parada”’ en el tubing con rosca tipo “8-round”. La parada se coloca en la sarta de la tubería de producción para evitar que el wireline o demás herramientas caigan por el final de la tubería. Es obligatorio utilizar la parada de cuello cuando se está realizando trabajo de levantamiento de gas por bolsillo lateral para evitar que un dummy o una válvula se caigan por el final de la tubería y se pierdan para siempre.

Cuello de pesca

Collar Stop Running Tool

Huecos para el pin de corte

Pin

Problemas de control de pozos


La ilustración de la derecha muestra un diagrama de un ponytail. Este se corre hueco adentro a una tasa relativamente lenta a medida que la presión del revestimiento se va purgando gradualmente. Cuando el material picado pasa por el hueco (los huecos) este se los ‘chupa’, y momentáneamente detiene o desacelera la herramienta, dependiendo del tamaño del hueco. En ese momento se registra la profundidad del hueco y se decide si se puede intentar instalar un ‘pack-off’.

Si se decide hacerlo, se debe primero averiguar cuáles son los diámetros internos de la válvula de seguridad hueco abajo, de los niples del tubing, de la camisa corrediza, así como del diámetro interno y la tendencia de la tubería de producción. Si hay varios huecos se debe determinar la distancia del hueco más alto al que se encuentra más abajo, ya que esto puede afectar el diseño y la instalación del pack-off.

Teniendo todos estos datos a la mano, el siguiente paso consiste en correr y asentar una parada (tubing stop). Esto proporcionará un ‘punto de anclaje inferior’, para el ensamblaje inferior de pack-off. El ensamblaje de pack off, que consiste de de un pack-off inferior, un tubo de espaciamiento y el pack-off superior, se corre y se coloca sobre el “tubing stop”. El último paso consiste en instalar el tubing stop superior que sirve de ‘punto de anclaje’ superior. Si la operación es exitosa, los huecos quedan taponados y se puede bombear fluido por el tubo de mientras se tiene la tubería de producción y el revestimiento aislados.

Hueco en la sarta de la tubería de producciónProblemas de control de pozo


Problemas de control de pozos

Como se puede ver en el diagrama de la izquierda, los pack-off superior e inferior proporcionan un sello por encima y por debajo de una(s) fisura(s) en el tubing. En este caso, el ‘slip stop’ está puesto en el ensamblaje superior de pack-off. El extremo superior del tubo de espaciamiento está atornillado al pack-off superior y la parte inferior del espaciador está‘clavada’ en el pack-off inferior.

Es posible que el pack-off inferior tenga un receptáculo de interior liso que recibe la parte inferior del tubo espaciador o, como lo muestra la ilustración, está directamente atornillado en el ensamblaje inferior de pack-off. El ensamblaje inferior de pack-off se puede anclar con otro ‘slip stop’ o con una parada de collar que enganche en la rosca de 8-round.

Tanto el ensamblaje superior como inferior de pack-off pueden tener sellos que, si se colocan, sellan contra la pared del tubing.

El pack-off se puede probar aliviando la presión del revestimiento. Si la presión del revestimiento se alivia y no se vuelve a acumular, significa que el pack-off resiste la presión.

Pack-Off instalado

Pack-Off superior

Pack-Off inferior

Centralizers

Ensamblaje de pack offsuperior Otis G

Tubo espaciador

G Slip Stop

Ensamblaje de pack off inferior Otis G

Centralizadores

Collet

Parada tipo collar Otis D


Temas especiales

En algunos casos se prefiere utilizar una técnica de matar con circulación a una sin circulación que necesita una comunicación entre el tubing y el revestimiento. Si es el caso, se debe establecer una comunicación entre las dos sartas. Esto generalmente se logra utilizando uno de los siguientes métodos:

Abriendo una camisa corrediza

Halando un dummy de levantamiento de gas de un mandril de levantamiento de gas por bolsillo lateral

Perforando la tubería de producción

Todos estos métodos se pueden lograr por medio de wireline o de herramientas de wirelinetransportadas por coiled tubing. En los tres casos puede haber un diferencial de presión en el punto en donde se quiere establecer la comunicación. Si hay un diferencial positivo entre el revestimiento y el tubing (la presión anular total es mayor la presión total del tubing en el punto en cuestión) , entonces la sarta de herramienta de wireline podría salir disparada del hueco o el coiled tubing podría pandearse de manera sinusoidal, dando lugar a una pesca. Un diferencial negativo, cuando la presión total de la tubería de producción en el punto de interés es mayor a la presión anular total, podría imposibilitar el deslizar una camisa o halar un dummy de levantamiento de gas. En el caso del dummy de levantamiento de gas, es posible que el cuello de pesca se dañe lo que imposibilitaría su recuperación posterior. A su vez, esto afectaría la producción del pozo cuando se requiera levantamiento por gas en una etapa posterior durante la vida útil del pozo.

Lograr una comunicación tubing-revestimiento


Temas especialesDeslizando una camisa corrediza

Una camisa corrediza es una manera de lograr una comunicación entre el tubing y el revestimiento. Generalmente se envía por wireline o coiled tubing una herramienta para deslizar la camisa corrediza hacia la posición abierta. Aunque las camisas corredizas vienen con una posibilidad de ecualización, se recomienda estimar pero no compensar del todo el diferencial de presión de un lado al otro. Muchas veces la indicación de que la camisa se ha movido es un cambio en la presión del tubing y/o del revestimiento.

Cerrado Abierto

Camisa corrediza

Puerto


Temas especialesMandril de levantamiento de gas de bolsillo lateralEn los pozos de petróleo se instala equipo de levantamiento por gas anticipando la declinación de la presión de la formación antes de producir las reservas recuperables. En el caso del equipo de bolsillo lateral, hay muchos mandriles de bolsillo lateral que se corren en la sarta de tubing. Como lo muestra la ilustración, el mandril contiene un perfil para dummiesde levantamiento de gas o para válvulas. Si en el completamiento inicial se corren los mandriles se pueden instalar dummies que se retirarán más adelante para reemplazarlos por válvulas.

Una vez colocadas las válvulas, se inyecta gas en el revestimiento que entra al mandril por los puertos de gas. Estos puertos se alinean con un puerto de la válvula de levantamiento por gas que lleva el gas hacia el petróleo en la sarta del tubing. El gas que entra al petróleo vuelve la columna hidrostática más liviana, lo que permite que la presión restante de la formación produzca el petróleo.

Con una herramienta de kickover se orienta la herramienta para halar o correr hacia el bolsillo lateral para instalar o retirar la válvula o el dummy. Una vez se ha sacado la válvula o el dummy del bolsillo este último se puede utilizar para comunicar el tubing con el revestimiento.

Mandril de

Bolsillo Lateral

Perfil para Dummy de Levantamiento de Gas o Válvula

Puertos de Gas


Herramientas especiales

La herramienta para halar, dirigida por la herramienta de kickover, contacta y engancha el dummy de levantamiento de gas o la válvula.

El movimiento hacia arriba y el golpe de la sarta de herramientas hala la válvula o el dummy del perfil de válvula/dummy. Se establece comunicación con el anular.

Extracción de dummy de levantamiento de gas o de válvula


Temas especiales

Se envía un perforador, ya sea mecánico o con carga de disparo, a la profundidad deseada (generalmente lo más cerca posible a un empaque). El perforador se activa y se establece comunicación con el anular.

Perforación de la tubería de perforación


Temas especiales

Después de haber logrado exitosamente comunicar el tubing con el revestimiento, se debe permitir que la presión en superficie se estabilice, así se hayan hecho los cálculos necesarios para tratar de predecir las presiones en superficie con base en los fluidos ‘conocidos’ o anticipados versus la presión de la formación. En algunos casos se tiene el ‘mejor estimativo’ de las presiones en superficie estabilizadas reales.

Dentro de los factores que pueden afectar esto están una densidad desconocida del fluido, tanto en el tubing como en el revestimiento, especialmente en un reacondicionamiento. Inicialmente esto puede imposibilitar el lograr una comunicación sarta-sarta, así se haya abierto la ‘ventana de comunicación’ por medio de la camisa corrediza, del equipo de levantamiento por gas o por una perforación. La salmuera se puede asentar y empaquetar haciendo que sea imposible que haya flujo. Esto también hace que la densidad del fluido dentro del anular sea desconocida.

Puede que no se conozca la densidad exacta de los fluidos dentro del tubing, y si hay un diferencial del revestimiento al tubing siempre existe la posibilidad de que se de un efecto de tubo en ‘U’ en estos fluidos hasta que se logre un equilibrio de presiones.

Antes de intentar cualquier método de matar, ya sea con o sin circulación, es necesario tener presiones en superficie estables.

Sal cristalizada

Diferencial del revestimiento al tubing que resulta en que los fluidos hacen un tubo en ‘U’

Estabilización de la presión en superficie


Técnicas para cementación remedialCementación remedial de presión baja• Requiere que los cañoneos o un canal estén abiertos al flujo• Evite fracturar• Limpie el camino del flujo inyectando salmuera o ácido• Llene la cavidad /el canal o los cañoneos con lechada• Deshidrate el cemento hasta que esté suficientemente viscoso como para no fluir de vuelta• Devuelva el exceso de lechada• Muy eficaz para cerrar perforaciones y para cementaciones remediales de circulación.

Cementación remedial de presión alta / baja• Formaciones derrumbadas o cañoneos taponados• Desplazar lodo gelatinoso hacia la formación con agua para lograr un ‘leak-off’• Requiere presiones de fracturamiento cuando el lodo que está en los cañoneos o en las

fisuras se gelatinizó o tiene el fluido atrapado. Puede que necesite utilizar ácido para limpiar y establecer la inyectividad

• Coloque el cemento a una presión baja, por debajo de la presión de fractura

Forzamiento del bloque en alta presión• Antigua técnica para aislar agua dulce o para abandonar las operaciones• Rompa la formación• Force el cemento hacia la fractura• Sirve en áreas de lutitas y para operaciones de abandono


Técnicas de cementación remedialCementación remedial Braidenhead• No se utiliza un empaque en la sarta• Bombee el cemento, hale hacia atrás, squeeze en el tubing y el anular

Técnicas de cierre de coiled tubing• Generalmente no se utiliza un empaque. La presión la contienen el tubing principal, el empaque de

reducción y el árbol.• Bombee el cemento, hale hacia atrás y, si es necesario, squeeze en el coiled tubing o en el anular

del tubing• Circule hacia fuera el exceso, a menos que se esté haciendo un plug-back en la parte de abajo.• Espere a que el cemento fragüe y limpie con el coiled tubing y el dynadrill, si es necesario• Si es necesario, vuelva a cañonear los intervalos seleccionados

Técnicas de Empaque y de tailpipe• Re-cementación tipo circulación con retenedor perforable• Bombee la lechada utilizando el tailpipe, hale hacia atrás, asiente el empaque y squeeze.• Bombee la lechada utilizando un bypass del empaque y luego haga un ‘bullheading’• Haga un ‘bullheading’ desde la superficie inyectando el fluido de completamiento por delante de la

lechada

Tapón balanceado• Taponar la parte inferior


Equipo de completamiento y reacondicionamiento

El equipo de completamiento se torna más complicado y variado a medida que la industria se expande hacia otros horizontes. Lo que en algún momento se consideró que era un completamiento complicado hoy en día se considera que no es más que “otro día en la oficina” comparado con los completamientos submarinos realizados con equipos realmente complicados. En este manual no se pretende presentar “todo lo que hay en el mercado” en cuando a equipos de completamiento, sino más bien dar las generalidades del tema. Los temas y los equipos que se discutirán son:

• Árboles de navidad, tanto de superficie como submarinos, y sus componentes asociados

• Equipo de seguridad de superficie

• Tubería de producción, niples de la tubería de producción y dispositivos de aseguramiento asociados

• Equipo de control de flujo incluyendo válvulas de seguridad y tapones de tubing

• Camisas corredizas y herramientas de desplazamiento

• Empaques

• Tapones puente

• Equipo de levantamiento por gas


Árbol de producción de superficie de sarta sencilla

Aquí aparecen los componentes básicos de un cabezal de producción de sarta sencilla. Este es fabricado por WKM.

Hanger Spool y bushing

Colgador del Tubing

Carrete del cabezal del tubing

Sello del Crossover

Colgador del Casing & Pack-Off

Carrete del cabezal del Casing

Sello de Crossover

Colgador del Casing y Pack-Off

Cuerpo del cabezal del Casing

Corona o Válvula de Suaveo

Tapa del árbol

Válvulas de ala

Cuerpo del choque

Válvula Maestra

Superior

Válvula Maestra

Inferior


Árbol de producción de superficie de sarta doble

Otro producto WKM es este cabezal de producción de completamiento doble

Colgador del casing & Pack-Off

Cuerpo del cabezal del Casing

Sello de Crossover

Carrete del cabezal del tubing

Colgador de tubing

doble

Tubing Head Attachment

Wrap AroundTubing Hanger


Instalación de producción submarina

Sistema de control de instalación

12 CoreUmbilical

35 Core Umbilical

Paquete de desconexión

de Emergencia

Árbol de superficie

Araña hidráulica de la subiente

Junta de superficie

Anillo de junta de tensión de la subiente

Junta de tensión

Completion Production Flowbase

Colgador del Tubing

Herramienta para correr el colgador

del tubing

Árbol de navidad

Cilindro de tensión de la subiente

Módulo de control

submarino

Junta de orientación del

colgador del Tubing

Herramienta para correr la tapa del árbol de navidad

Tapa del árbol de navidad

Paquete inferior de la subiente

Aunque no todas las instalaciones de producción submarinas son como esta, producir hidrocarburos a cientos de pies de profundidad en el agua es bastante complicado. En el diagrama de la derecha hay un ejemplo de un tipo de conexión de producción submarina de Cameron.


Árboles submarinos

Sistema de producción simple concéntrico – Golfo de Méjico Sistema de producción simple concéntrico – Lejano oriente


Árboles submarinos

1. Base guía

2. Activador de válvula

3. Tapa interna del árbol

4. Conector del árbol

5. Cabeza del pozo

6. Cuerpo del carrete y compuerta modular

7. Ensamblaje de la válvula

8. Conexión a línea de flujo y oleoducto

9. colgador del tubing

10. Choque submarino

11. Módulo de control

Sistema de Producción Cameron Spool


Colgador del tubing

WKM type U-HM Single String Tubing Hanger

Cameron Dual Tubing Hanger

El colgador del tubing sirve como punto de anclaje para la tubería de producción en el árbol de navidad. Se encuentra en el tazón y se mantiene en ese lugar con el peso del tubing y los pines de anclaje que son parte del tazón. Una vez se ha aterrizado el colgador, los pines se desplazan hacia adentro y se aprietan. Los sellos, como se ve el la ilustración, sellan la parte superior del anular. La mayoría de los colgadores de tubing contienen roscas internas o un perfil maquinado para la instalación de una válvula de contrapresión.

El colgador del tubing también puede ser un punto de anclaje para la línea de control o las líneas de control en el caso de una sarta de completamiento múltiple para las SCSSV.


Línea de control de la válvula a seguridad

Válvula Interna de aguja

Cabezas del tubing

Carrete deTubing, WKM, Tipo U – Sencillo y toble

Colgador del tubing

El siguiente diagrama es un carrete de tubing WKM Tipo U equipado con líneas de control y válvulas para las SCSSV. La válvula de aguja interna le permite al operador bloquear la presión hidráulica en la válvula de seguridad.

Colgador de tubing dual

Líneas de control


Válvulas de contrapresiónVálvula de contrapresión Cameron Tipo H

Anillo de sello

Cuerpo

Válvula

Resorte

Vástago de la válvula

A la derecha se ilustra una válvula de contrapresión Cameron tipo H. El propósito de esta válvula es sellar el tubing de manera se puedan hacer reparaciones en el árbol o retirarlo, o para instalar o retirar las preventoras. En este modelo en particular se puede bombear a través, si es necesario. La válvula se instala en un perfil roscado en el colgador del tubing, y puede ecualizar para aliviar cualquier diferencial que pueda existir en el momento de sacarla. La válvula se debe instalar y remover utilizando un lubricador especial. La válvula puede manejar un diferencial de presión de 15000 psi.


Válvulas de contrapresiónVálvula de contrapresión de dos vías Cameron Tipo H

Cuerpo

Anillo de sello

Émbolo de la válvula

Retenedor

O-Ring

Inserto

Esta válvula de contrapresión de Cameron está en capacidad de sostener presión de ambas direcciones. Y al igual que su contraparte de la página anterior, se instala en un perfil roscado en el colgador del tubing.

Este modelo en particular se utiliza cuando se prueba la presión del árbol. Y, al igual que con el modelo anterior, resiste diferenciales de presión de hasta 15000 psi.


Prueba de presión del árbolAntes de probar el árbol se debe instalar una válvula de contrapresión de dos vías en el colgador del tubing- lo que evidentemente se hace con un lubricador. Luego se puede instalar una línea de descarga de la bombas en la parte superior del árbol o en el ala. Si se va a conectar la línea de descarga de la bomba a la parte superior del árbol, se debe retirar la tapa del árbol y se debe instalar la conexión correcta o la brida. Si la línea de descarga se instala al ala, se debe instalar la brida correcta. Antes de la prueba se le debe purgar el aire al árbol.

Si se va a bombear por la parte superior del árbol, abra la válvula de suaveo, la de seguridad de superficie y la maestra. Cierre la válvula de ala. Luego presurice hasta la presión nominal de trabajo del árbol. Verifique todas las conexiones bridadaspara ver si hay fugas. Se deben abrir las conexiones que presentan fugas y reparar, y luego volver a repetir la prueba hasta que se exitosa.

De manera sistemática se deben cerrar y probar todas las válvulas, verificando si hay fugas alrededor de los vástagos.

Un buen fluido de prueba es agua limpia libre de sólidos.

Válvula de seguridad de superficie

Choque de Producción Válvula

lateral

Cruz

Válvula maestra

Tapa del árbol

Válvula de la corona/suaveo

Válvula de contrapresión de dos vías


Choques de producción

Los choques de producción, que normalmente están conectados a la válvula de ala del árbol de navidad , sirven para un propósito similar a su contraparte de reacondicionamiento y perforación, es decir que restringen el flujo. El flujo de producción se restringe por diferentes motivos, que puede ser la limitación del tren de producción, los límites de producción impuestos, por nombrar solo algunos.

Hay dos tipos de choques de producción: positivos y ajustables. Hay diferentes estilos de choques de producción ajustables que utilizan mecanismos tipo dardo y asiento, aguja y asiento y compuerta y asiento. Los choques positivos se utilizan como inserto del tamaño deseado para lograr una restricción. A continuación aparecen dos modelos marca Cameron. El de la izquierda es un choque positivo y el de la derecha un choque ajustable.

Choque positivo de Cameron H2I

Choke Bean

Choque de Aguja y Asiento Cameron H2

Aguja Asiento



Anillo-guía del cojinete Rodillo del cojinete

VástagoBonnet superior

Tuerca del Bonnet

Bonnet inferiorAguja Guarda de retención

AsientoCuerpo

Asiento del anillo

El diagrama muestra un choque ajustable manualmente marca HLB que utiliza como dispositivo de restricción “aguja y asiento”. En la siguiente página aparece un choque hidráulico de control remoto.

Choque ajustable manualmente Cameron HLB



El choque de producción hidráulico de Cameron incorpora una característica similar a la del choque de perforación: un diseño de compuerta y asiento que permite reversar la compuerta a medida que se desgasta, lo que duplica la vida útil del choque.

Compuerta

Asiento

Choque de producción hidráulico de Cameron


Válvulas ESD (de cierre de emergencia)

El diagrama de la página anterior ilustra un sistema de seguridad de superficie totalmente automatizado. Hay un activador neumático instalado en la válvula maestra secundaria en el árbol que sirve para cerrar el pozo en la superficie. La válvula de seguridad de subsuelo proporciona la manera de cerrar el pozo por debajo de la superficie. El panel de control proporciona la presión hidráulica para operar la válvula de seguridad de subsuelo, y un separador de la localización suministra la presión neumática requerida.

Hay tapones fusible ubicado en sitios donde se pueden presentar incendios - en la cabeza del pozo y en el separador. Estos están diseñados para derretirse a temperaturas relativamente bajas liberando así la presión e iniciando un cierre total del sistema.

Hay monitores de presión, tanto para presión alta como baja, ubicados en la línea de flujo aguas abajo del árbol y en la línea de exportación.

Hay válvulas de cierre ubicadas en sitios estratégicos como el atracadero de botes (instalaciones costa-afuera), entrada/salida de la localización, helipuerto y plataformas superiores.

A la izquierda aparece un ejemplo de una válvula de seguridad de superficie y un activador neumático. En la siguiente página aparece el esquema de su operación.

Válvulas de seguridad de superficie de Halliburton

Tapa de bloqueoTapa fusible

Vástago

Protector roscado

Cilindro

Pistón

Sección de empaque

Resorte

Bonnet

Cuerpo de la válvula


Válvulas ESD

1. Control de presión

2. Pistón

3. Empaque del vástago

4. Presión de la línea de flujo

5. Resorte

6. Compuerta

7. Vástago

1

2

3

4

5

6

7

Abierta Cerrada

La presión de suministro o de control actúa sobre el área del pistón comprimiendo un resorte y manteniéndolo la válvula abierta. La compuerta de la válvula es una compuerta que actúa en reversa - cuando el vástago está adentro la válvula está abierta. Cuando se ventee la presión de control de la cara del pistón, el resorte se devuelve y cierra la válvula. Como se puede ver en el diagrama de la derecha el vástago está afuera cuando la válvula está cerrada.


Válvulas ESD

Los pozos completados donde se va a realizar trabajo con wireline pueden estar equipados con una válvula de seguridad de superficie con capacidad para cortar tanto el slickline como la línea trenzada. La válvula de seguridad funciona de la misma manera que una válvula de seguridad neumática pero utiliza presión hidráulica y no neumática para mantener la válvula abierta. El resorte y la compuerta de la válvula están en capacidad de cortar wirelinede hasta 7/32”.

Válvula hidráulica de seguridad de superficie de Halliburton WC

Wireline

Válvula de alivio

A la unidad de Wireline

Válvula de suaveo

A la línea de flujo

Activador Otis WCVálvula de compuerta corta Wireline

Sarta de herramienta de Wireline

Cortador de wireline de emergencia

Válvula maestra

Empaque del vástago superior

Entrada hidráulica

Vástago superiorPistón

Ensamblaje de compresión del resorte

Puerto de doble propósito

Pernos del Bonnet

Cuerpo de la válvula de compuerta

Puerto de alivio


Niples de la tubería de producción y mandriles de aseguramiento

Los niples de la tubería de producción son tubulares especiales configurados como parte de la sarta de producción, que incorpora un perfil maquinado en el cuál se pueden colocar dispositivos de aseguramiento específicos.

A la izquierda aparece un Mandril de Aseguramiento S de Posición 1y el niple compañero. Se dice que el niple y el mandril son selectivos por el perfil del niple y el perfil de la llave de localización correspondiente. Existen numerosas ‘posiciones’ para este tipo de niple y de dispositivo de aseguramiento lo que permite libertad en términos de un niple específico y la profundidad del dispositivo de control que se va a utilizar. A continuación se presenta un ejemplo de las diferentes posiciones disponibles para este equipo. La parte de localizador del niple estámaquinada para un perfil específico y en el dispositivo de aseguramiento están instaladas las llaves de localización correspondientes. El dispositivo de aseguramiento sólo se pone y se asegura en su niple compañero.

Mandril de aseguramiento S de Halliburton y Niple S

Cuello de corrida

Cuello de enganche

Espiga decierre

Empaque tipo V

Retenedor delpasador

Ranuras delocalización

Resorte

Retenedor delpasador


Niples y Mandriles

En la página anterior estaba el equipo S. Una variación es el Mandril de aseguramiento N y su niple compañero. El mandril N tiene un anillo ‘no-go’ que concuerda con un perfil no-go maquinado en el niple. Este niple es el que se corre más abajo en la sarta del tubing debido a la presencia de la restricción no-go.

Restricción no-no

Perfil de aseguramiento

Niple y Mandril de aseguramiento N de Halliburton

Cuello decorrida

Cuello dehalado

Espiga decierre

EmpaqueTipo V

Anillono-go


Niples y Madriles de la tubería de producción

Este equipo fabricado por Halliburton es selectivo por la herramienta con que se corre y no por el perfil del niple. Todos los niples que se corren en la tubería de este tipo (“X”) tienen el mismo perfil, a excepción del niple no-go que tiene la restricción de no-go. La herramienta de corrido utilizada para correr y colocar el equipo le permite al operador seleccionar una profundidad específica para instalar los dispositivos de control de flujo basados en diferentes profundidades de los niples.

Niple y Mandril de aseguramiento X de Halliburton

Cuello de pesca

Mandril de expansión

Resorte de dobleefecto

Llaves deenclavamiento

Empaque


Acoples de flujo y Blast Joints

Los acoples de flujo y los ‘Blast Joints’ son tubulares especialmente diseñados para proteger la sarta de un desgaste excesivo y de una falla prematura.

Los acoples de flujo (a la izquierda) se pueden instalar por encima y por debajo de los niples del tubing. Durante la producción es posible que se de una turbulencia por encima y por debajo de un niple debido a la restricción. El acople de flujo tiene una pared de mayor grosor que el tubing al cuál se le agrega y acepta la turbulencia a diferencia de la tubería de producción.

Los ‘Blast Joints’ se pueden colocar en la sarta del tubing frente a cañoneos abiertos y fluyendo. En ese punto se pueden tener fuerzas de erosión extremas. Y al igual que el acople de flujo, el ‘Blast Joint’ tiene paredes de mayor grosor y tolera mejor la erosión que el tubing.

Acople deflujo

Niple deasiento y

dispositivode control

de flujo

Acople deflujo

Niple deasiento

Niple deasientoo pulido

Blastjoint


Válvulas de seguridad hueco abajoExisten válvulas de seguridad en modelos recuperables para tubing y para wireline. Los métodos de operación van desde un control directo por las condiciones del hueco (flujo y presión diferencial) o por presión hidráulica suministrada desde la superficie.

Las válvulas recuperables con tubing, que son válvulas normalmente cerradas, se corren como parte integral de la sarta de tubing y se controlan desde la superficie utilizando ya sea dispositivos de cierre y sellamiento de lengüetas o de bola. Incluyen niples de wireline y camisas corredizas en caso de que la válvula deje de operar. Si esto sucede, se puede bloquear la válvula por medio de la camisa corrediza en la posición abierta y luego instalar en el niple una válvula de seguridad con wireline. La operación normal de estas válvulas se logra suministrando presión hidráulica desde la unidad de control en superficie.

Las válvulas de control directo instaladas con wireline se le colocan a un dispositivo de aseguramiento y se le ponen a un niple escogido en la sarta del tubing. Son válvulas abiertas normalmente y se cierran debido a cambios repentinos en las características de flujo del pozo o por un diferencial de presión repentino en el recorrido interno de flujo de la válvula.

Las válvulas de seguridad controladas en superficie y colocadas con wireline operan de manera muy similar a sus contrapartes de tubing recuperables. Se trata de válvulas normalmente cerradas que dependen del suministro de presión hidráulica para operar.

En las páginas siguientes hay ejemplos de las válvulas de seguridad recuperables con tubing y con wireline.


Válvulas recuperables con tubing, controladas desde la superficie

La válvula flapper Serie 10 es una válvula con línea de control sencilla con una profundidad de colocación de 3000 pies (variable de acuerdo con los espaciadores utilizados con el resorte). La válvula es del diámetro completo de la tubería en la cuál se instala. Ya que es una válvula normalmente cerrada, debe tener un suministro de fluido hidráulico presurizado para mover el pistón interno hacia abajo, lo que abre la válvula. La válvula se cierra cuando hay una interrupción en el suministro de presión hidráulica. Cuando esto sucede, el resorte interno hace que el pistón de operación se desplace hacia arriba y que un resorte de torsión mueva la lengüeta a la posición cerrada

Utiliza un sistema de bloqueo para permitir la instalación de una válvula colocada con wireline en caso de deje de operar.

Puesto que la válvula se coloca en la sarta del tubing no se debe utilizar para cerrar el pozo de manera regular.

Válvula Flapper Halliburton Serie 10

Línea de controlhidráulico

Perfil delniple de asiento

Camisa deslizadorade bloque

Puertos delimpieza

Pistón hidráulicoSustituto deadaptación

Perfil selectivo

Espaciadores

Resortemotor

Espiga decontacto de

apertura

Inserto del asientoResorte de torsión

Flapper


Válvulas de seguridad hueco abajo

Válvula de bola Halliburton Serie 10

La válvula de bola serie 10, al igual que la válvula de flapper, es normalmente cerrada y se opera de manera hidráulica desde la superficie. La profundidad de colocación se puede ajustar (máximo 3000 pies) con base en la cantidad de espaciadores utilizados junto con el resorte del pistón interno Y al igual que la válvula flapper de diseño parecido, es de diámetro total frente al tubing en el cuál se ha instalado y que permite realizarle un servicio al pozo a través de la válvula de seguridad.

Asimismo incorpora una característica de bloqueo y un niple interno de válvula de seguridad en caso de que la válvula deje de operar. Se puede bombear a través de esta válvula incluso cuando está en posición cerrada.

Válvula de seguridad de tubing recuperable HalliburtonWellStar

La válvula de seguridad WellStar es una válvula cerrada normalmente que necesita el suministro de presión hidráulica con el fin de operar. Al igual que muchas otras, tiene la capacidad de bloqueo para la instalación de una válvula de wireline, si la situación lo requiere. El flowtube estáfabricado de forma que proteja el flapper durante la producción del pozo.

Línea decontrol

hidráulico

Perfil delniple deasiento

Camisadeslizadorade bloque

Pistónhidráulico

Espaciadores

Sustituto deadaptación

Ensamblaje debola y asiento

Resorte

Lock OpenCommunicationSystem EliminatesConstruction Seals

Hydraulic/SpringChamber Not Exposed to Well Fluids

Sistema de asientototal MTM Flapper


Válvulas de Seguridad Hueco Abajo Choque Storm Tipo J de Halliburton

El choque storm tipo J es una válvula de control directo normalmente abierta. El resorte y los espaciadores determinan la fuerza del resorte utilizada para mantener la válvula abierta. Cuando el diferencial de presión a través de la válvula alcanza un punto predeterminado (que lo determinan el número de espaciadores utilizado con el resorte), y es inferior a la tensión del resorte, la válvula se cierra. Para volverla a abrir se le aplica presión al tubing o se puede correr un diente de ecualización en la válvula y un sustituto de ecualización.

La válvula que aparece a la izquierda está conectada a un mandril de aseguramiento en X, pero se puede utilizar con muchos otros tipos de dispositivos de aseguramiento.

Sustituto de ecualización

Sustituto superior

Anillo de respaldo

Anillo en ‘O’

Resorte

Caja de la válvula

Pistón

Espaciador(es)Adaptador de la caja

ResorteRetenedor de la bolaBolaSoldadura del Cuerpo

Bean

Bola y asiento

Mandril de aseguramiento

Niple de aterrizaje


Sustituto superiorAnillo de respladoAnillo en ‘O’

Resorte

Caja de la válvula

Pistón

Espaciador(es)Adaptador de la cajaResorte

Retenedor de la bolaBolaSoldadura del cuerpoBean

Bola y Asiento


Válvulas de seguridad hueco abajo

El choque tipo H Storm es una válvula ambiente normalmente abierta, precargada con una dome pressure. Cuando la presión de flujo del pozo cae por debajo de la presión de dome, la domepressure y el resorte de la válvula cierran la válvula. La válvula se vuelve a abrir cuando la presión del tubing vuelva a estar por encima de la dome pressure, habiendo aplicado presión de superficie sobre la válvula o corriendo un diente de ecualización y ecualizando la presión a través e la válvula. Al igual que el choque J Storm se puede utilizar con muchos tipos de dispositivos de aseguramiento.



Sustituto superior

Anillo de respaldoAnillo en ‘O’

PistónResorteCámaraTornilloEmpaqueBack-Up Ring

Anillo en ‘O’Soldadura delcuerpo

Bola y asiento


Sustituto superior


Pistón

Resorte

Cámara

Tornillo Empaque


Soldadura del cuerpo

Bola y asiento

Presión de la cámara interna

Presión del pozo

Abierta

Presión del pozo

Cerrada

Presión de la cámara interna

Choque Storm Tipo H de Halliburton


Válvula recuperable por wireline controlada en superficie

La válvula flapper Serie 10-W es una válvula normalmente cerrada que se controla de manera remota desde la superficie aplicando presión hidráulica a través de la línea de control. Si se diera una pérdida de presión hidráulica el resorte asumiría y cerraría la válvula.

Tiene una característica de ecualización en forma de válvula secundaria. Cuando se aplica presión (un pozo mayor a la presión del pozo) el pistón comienza a moverse y abre la válvula secundaria. Esto permite que la presión entre a los puertos de ecualización. En la próxima página hay un diagrama ilustrando la secuencia de apertura.

La válvula de la izquierda se muestra con un seguro en X, pero al igual que muchas otras válvulas de seguridad también se puede utilizar con diferentes tipos de dispositivos de aseguramiento.

Válvula Flapper Halliburton Serie 10-WLinea de control hidráulica

Niple de asiento de la válvula de seguridad


Mandril deaseguramiento

Pistón

Resorte

Puertos deecualización

Válvula secundaria

Inserto del asientoResorte del flapperFlapper


Válvulas de seguridad hueco abajoSecuencia de apertura de la válvula de seguridad Serie 10-W

Fluido hidráulico

Válvula secundaria en el asiento

Cerrada Ecualizando

Válvula secundaria fuera del asiento

Presión hidráulica

Abierta

Presión hidráulica


Válvulas de seguridad y Niples hueco abajoEn la ilustración de la izquierda hay dos ejemplos de niples de válvulas de seguridad en los cuales se instalarían válvulas de seguridad de subsuelo controladas en superficie.

El niple de la izquierda incluye un ‘sliding sleeve’ que sirve para prevenir que los fluidos del hueco bloqueen el puerto de la línea de control cuando la válvula está por fuera del hueco.

El deslizamiento del ‘sleeve’ se da cada vez que la válvula se asienta o se hala. Cuando la válvula está colocada, un mandril de desplazamiento que está conectado al mandril de aseguramiento desplaza el sleeve para abrirlo. El ‘sleeve’ se cierra cuando la válvula de seguridad se hala del niple. Claro que si se desea se puede utilizar una herramienta de desplazamiento para abrir el sleeve antes de colocar la válvula en posición.

El niple de la ilustración de la derecha es un niple estándar que no tiene en sleeve interno de protección.

En ambas ilustraciones se puede ver la línea de control. Generalmente es un tubo de 1/4 “ de acero inoxidable que estáadjunto al niple y que se asegura al tubing a medida que se corre hueco adentro. La línea de control luego se conecta al colgador del tubing y se puede accesar por medio de la válvula de aguja montada en el carrete del tubing. Normalmente se conecta otra línea a esta válvula de aguja a través de la cuál se suministra fluido hidráulico y presión, según se requiere para operar la válvula.


Tapones para bombear a través

Los tapones para bombear a través, que se ilustran aquí, mantienen la presión de abajo pero permiten bombear si se presenta la necesidad. Los tapones se pueden utilizar con cualquier equipo, sea S o X, y se pueden asentar en cualquier tipo de niple. El tapón se coloca junto con el sustituto de ecualización apropiado. Al halar el tapón, se instala un diente en el final de la herramienta de halado. El diente sirve para abrir la válvula del sustituto de ecualización para eliminar el posible diferencial de presión que pueda existir a través del dispositivo.

Halliburton Type H and XH Equalizing Subs

Halliburton Type C Plug Bean

Halliburton Type D Plug Bean

Carcaza dela válvula

Válvula

Resorte

Válvulasecundaria

Carcaza


Tapones positivos

Los tapones positivos son aquellos que resisten la presión de ambas direcciones. Este ejemplo, el XXN de Halliburton, es un tapón X unido a un mandril de aseguramiento EX. El tapón se corre y se asienta como se ilustra a la izquierda. Para halar el tapón se corre una herramienta de halado GS o GR con un diente especial que empuja el sleeve de ecualización para quitarlo del asiente y permitir la ecualización de la presión. Una vez de ha ecualizado, la herramienta de halado se engancha y asegura al cuello de pesca interno y se puede hala el tapón.

Tapón XXN de Halliburton

Anillos en ‘O’

Camisa de ecualización

Movimiento del diente



Cuello de pesca

Mandril deaseguramiento

Tapa de laválvula


Tapones de tubing

Elemento

Carcaza del diente de ecualización

Diente de ecualización

Movimiento hacia arriba del diente

El tapón PX es una variación. Está compuesto por un tapón P instalado en un mandril X de aseguramiento. El cuerpo del tapón, compuesto por el mandril de aseguramiento, el sustituto de ecualización y la tapa de la válvula, se corren y asientan en el niple deseado. Se requiere otro viaje para colocar el diente que sirve como dispositivo de ecualización. En algunos casos se puede dejar caer el diente en el tubing, pero esto sólo se debe intentar si el tubing está lleno de fluido.

El tapón se logra halar corriendo una herramienta de halado estándar para recuperar el diente, lo que permite la ecualización. Se requiere de otro viaje para halar el cuerpo del tapón.

Tapón PX de Halliburton

Carcaza del diente de ecualización

Elemento

Soldadura del diente


Tapa de la válvula


Tapones de tubing

Otro tipo de tapón positivo es el que se corre en el dispositivo de aseguramiento S o T. Una vez más, el diente sirve como dispositivo de ecualización, pero en este caso se corre con el cuerpo del tapón ya que el diente está unido a la válvula.

El halado del tapón requiere dos corridas en el hueco. El primer viaje es para halar el diente y lograr la presión de ecualización y el segundo viaje es para recuperar el mandril de aseguramiento y el tapón.

Tapón PS de Halliburton

Sustituto adaptador

Válvula

Pin de cizallamiento

Vástago de la válvula

Cuello de pesca

Diente


Mandril delocalización

Sustitutoadaptador

VálvulaPin de

cizallamientoAsiento dela válvula


Camisas corredizas

Cerrada Abierta

Camisa corrediza

Puerto

Una camisa corrediza es una “ventana”que se coloca como parte de la sarta de completamiento y sirve para permitir la comunicación entre el anular tubing/revestimiento. La camisa se abre o se cierra desplazando una herramienta que localiza el perfil maquinado en la parte interna del sleeve.

Muchos también incluyen un niple para la instalación de otros dispositivos de control de flujo o un choque de puerta lateral, que es una herramienta que tapa los puertos abiertos de la camisa corrediza y permite producir por el choque.

Los diferentes tipos de camisas abren en diferentes direcciones, es decir, que no todos abren ni cierran en la misma dirección.


Camisas corredizas

Niple de Aterrizaje

Puerto de ecualización

Sellos

Roscas del cuerpo

Camisa interna

Halliburton Durasleeve Halliburton Type XA Sleeve

Aquí están ilustrados dos ejemplos de camisas corredizas fabricadas por Halliburton, así como la herramienta de deslizamiento B, que se utiliza comúnmente para abrir y cerrar las camisas corredizas.

La herramienta de deslizamiento es de configuración ‘pin x pin’ y se puede correr ya sea al derecho o al revés, dependiendo de la dirección del ‘sleeve’ que hay que deslizar. Los hombros de ángulo recto de las llaves del localizador concuerdan con un perfil maquinado en el sleeve. Después de que el sleeve se ha deslizado y pin cizalla y la herramienta se libera del perfil.


Empaques

Los empaques vienen en diferentes formas y funciones. Muchos están diseñados en el paquete de completamiento y sirven para aislar el tubing del revestimiento o como parte de un paquete deaislamiento de arena. Otros son herramientas de servicio y se utilizan para realizar trabajos de fracturamiento y similares, mientras que otros se utilizan como herramientas de aislamiento permanentes. Algunos son permanentes no-recuperables (que se pueden moler o perforar) mientras que otros se pueden colocar con una fijación permanente per recuperable. También están disponibles para completamientos multi-sarta.

El empaque que se ilustra a la derecha es uno de los muchos que pueden tener diferentes roles. Puede servir como empaque de producción, pero también tiene la ventaja de que se puede colocar y halar según se necesite, lo que lo hace muy útil como empaque para operaciones como pruebas y estimulación de zonas; con modificación también puede ser un tapón puente.

Empaque Halliburton Perma Latch

Pestillo J de corrida

Bloques de arrastreactivados por resorte

Cuñas inferiorescarburadas

Empaque“Multiduromeeth”

Sello internomoldeado

Muñon de los pestillos J internos

Pestillo J interno

Tuercas ajustablesque se sueltan

Cuñas superiorescarburadas


Empaques

Halliburton Hydrostatic-Set Packer

Halliburton PES BB

El empaque tipo BB de Halliburton es recuperable y se puede correr con línea eléctrica convencional, con slickline, coiledtubing o con una sarta de trabajo convencional.

Este tipo de empaque de Halliburtonestá diseñado para ser corrido y colocado en huecos con grandes desviaciones y horizontales, en donde las técnicas convencionales para correr y asentar don difíciles o imposibles. Utiliza la presión hidrostática existente para asentar el empaque


Empaques

Cuñas inferiores

Elemento de triple sello Sustituto sujetador

tipo collar

Sustituto sujetador de expansión RDH RTH

Pulsadores sujetadores

El empaque RH se coloca de manera hidráulica presurizando el tubing contra la válvula de cheque ubicada por debajo del empaque. La ilustración de abajo muestra dos estilos de ‘catcher subs’ que aceptan una bola de latón como válvula de cheque. El catcher sub expandible se utiliza normalmente mientras el collet sub se utiliza si hay niples u otras restricciones por debajo del empaque. Otra manera de colocar el empaque es con la ayuda, ya sea de una válvula ‘standing’ o de un tapón positivo de colocar con wireline. El empaque se recupera con una halada vertical en la sarta del tubing. El RH se puede recuperar de completamientos multi sarta, como se ve a la derecha.

Empaque Recuperable de Halliburton RH Asentado de manera hidráulica


EmpaquesEmpaque Guiberson G-77 corrido de manera hidráulica

La contraparte al RH de Halliburton es el empaque Guiberson G-77. Al igual que el RH se asienta de manera hidráulica y requiere un tapón de tubing o una válvula de choque por debajo del empaque.

Protección contra asentamiento prematuro - el asentamiento sólo se da después de que se hayan cizallado los pines “comenzar a asentar”, aplicando presión en superficie.

La liberación del empaque, al igual que el RH, se logra con una halada hacia arriba del tubing.

La secuencia de asentamiento y liberación se ilustra a la derecha.

Cuñas superiores

Protección contra asentamiento

prematuro

Sistema de equilibrio de

presión

Elemento de empaque

Cuñas inferiores opuestas


EmpaquesEmpaque Guiberson G-6 de Asentamiento Mecánico

Elemento de sello dobleCuñas

superiores

¼ Turn Setting

Cuñas inferiores opuestas a las cuñas superiores

Diseñado para completamientosde sarta sencilla, el G-6 tiene ¼ de giro del asentamiento y recuperación de la sarta. Para haladas de emergencia, se logra sacar el empaque de su asiento con una halada hacia arriba.


Empaques

Baker Model FH Packer

El empaque de Baker modelo FH se coloca de manera hidrostática con un mecanismo de desconexión por cizallamiento ajustable en el campo. Para colocarlo se debe instalar algún dispositivo de taponamiento por debajo del empaque.

Baker Model DAB Packer

Este modelo es un empaque multipropósito modelo DAB que puede servir de empaque de producción, y hacer un aislamiento de zona, y como empaque ‘squeeze’ confiable.


Ensamblajes de Sello

Los empaques que se asientan antes de correr la sarta de tubing incluyen un sustituto superior con diámetro pulido que acepta el ensamblaje de sello. El propósito del ensamblaje es realizar un sello entre el tubing y el empaque. Como se evidencia a continuación, existen una gran variedad de mecanismos de aterrizaje y de aseguramiento. De izquierda a derecha son: Localizador J-Slot y Localizador Ratch-Latch, ambos fabricados por Halliburton.

El localizador se instala en la parte superior del ensamblaje de sello y se localiza y asegura en el diámetro superior del empaque.

Ensamblaje de sello

Localizador Ratch-Latch

Localizador de disparo directo

Localizador J-Slot


Prueba de presión del empaqueLa prueba de presión del empaque generalmente implica dos pasos: una prueba interna a través de la tubería de producción y una prueba externa bajando por el revestimiento.

Para realizar una prueba a través de la tubería de producción se debe colocar un dispositivo de taponamiento de algún tipo por debajo del empaque. Esto puede ser una válvula, un tapón ciego o un tapón asentado con wireline. Se le aplica a la tubería de producción y se monitorea el anular para detectar un aumento de presión. Si se presenta presión en el anular y no puede purgar, entonces generalmente se retira el empaque, se rectifica y se vuelve a correr.

La prueba anular se realiza presurizando en anular mientras se monitorea la tubería de producción para detectar aumentos de presión. Al igual que en la prueba anular. Si no se puede purgar la presión la prueba ha fallado y se puede recuperar el ensamblaje de sello o el empaque en si. Las herramientas se inspeccionan, se rectifican y se vuelven a correr y asentar, para realizar otra prueba.

En algunos casos, el que las prueba fallan una y otra vez es una indicación de que hay un punto malo en el revestimiento y se puede considerar el asentar el empaque un poco más arriba o más abajo, si es posible.


Tapones puente

Baker Model N-1 Wireline Set Bridge

Plug

Baker Model N-1 Mechanical Set

Bridge Plug

Los tapones puente son dispositivos de taponamiento especiales que se pueden asentar como herramientas de aislamiento temporales para recuperarlos más adelante, o que se pueden instalar como herramientas de taponamiento y aislamiento.

Se pueden correr con wireline o con tubería y están diseñadas para ser asentados en tubing y en revestimiento. También hay modelos disponibles que se asientan en el revestimiento pero que se pueden correr a través de la sarta de tubing.

Los dos que aparecen aquí son fabricados pro Baker Oil Tools. El de la izquierda se asienta con wireline y el de la derecha de manera mecánica.

El de la izquierda es uno N-1 transportado y asentado con wireline.

Los tapones puente de esta página son permanentes y perforables.

Model E-4WLPSA

WirelineAdapter Kit

Model N-1Wireline SetBridge Plug


Tapones puente

Tapón puente inflable permanente de Baker, asentado en la tubería de producción

Tapón puente permanente de Baker, asentado en la tubería de producción para aplicaciones de flujo cruzado

El modelo ilustrado a la izquierda es un tapón puente inflabe no recuperable para asentar en la tubería de producción, que se puede correr en tuberías de producción diámetro reducido.

Este tapón puente de Baker también es permanente, no recuperable y se puede correr por el tubing. Es especialmente adecuado para correrlo con wirelineeléctrico en un pozo no estático.

El aislador se utiliza para cosas como abandono temporal, cambio o reparación de una cabeza de pozo o de componentes de cabeza de pozo, aislamiento de zonas, pruebas de presión con empaques recuperables y como empaque recuperable. La herramienta también se puede correr sola o con un RTTS o empaque Champ.

Tapón puente aislante recuperable de Halliburton


Tapones puenteMuchos empaques de producción se pueden convertir en tapones puente haciendo pequeñas modificaciones instalando herramientas especializadas.

Válvula de contrapresión de Halliburton

La válvula de contrapresión se puede instalar en la parte de abajo del empaque y está diseñada para aislar el flujo que viene de abajo. La unidad de sello y el tail pipe se debe retirar de este empaque. La válvula es tipo flapper y sella contra un sello elástico y un asiento metálico.

Halliburton Expendable Sealing Plug

Esta herramienta se instala en la parte inferior del ensamblaje de sello y estáfabricada de material perforable. Se puede expandir aplicando peso del tubing a medida que la sarta o el ensamblaje de sello entran al empaque. Está diseñada para mantener la presión dentro de los límites del empaque.

Empaque permanente

Tapón de expansión


Equipo de levantamiento por gas

El levantamiento por gas es una manera artificial de recuperar las reservas de una formación productora sin tener que utilizar una unidad de bombeo. Para considerar producir con levantamiento por gas se deben tener reservas que justifiquen el costo del esfuerzo y una fuente abundante de gas disponible.

La teoría que subyace al levantamiento por gas es bien sencilla: se inyecta gas en la columna de crudo en el tubing lo que reduce la densidad de manera que la presión de la formación residual de la formación haga ‘fluir’ el crudo hacia la superficie.

Un sistema básico de levantamiento por gas incluye lo siguiente:

• Una fuente de gas

• Válvulas de levantamiento por gas instaladas en la sarta de tubing

• Una manera de controlar el flujo de gas hacia el anular del pozo productor

La ilustración de la página siguiente muestra un instalación típica de levantamiento por gas.


Completamiento para levantamiento por gas

En este caso el gas necesario viene de un pozo de gas. En algunos casos se necesita un compresor, como aparece en la gráfica.

El completamiento incluye una serie de válvulas de levantamiento por gas en la sarta del tubing. El sistema se puede graduar para inyección de gas continua o intermitente. El gas se inyecta al revestimiento y entra al tubing a través de las válvulas de levantamiento por gas.


Mandriles y válvulas de levantamiento por gas

Los componentes hueco abajo consisten de mandriles de levantamiento de gas y válvulas de levantamiento por gas. Hay tres tipos de configuración básicos: mandriles convencionales que son una parte integral de la sarta del tubing y que contienen válvulas de levantamiento por gas funcionales, mandriles de bolsillo lateral que se instalan como parte de la sarta de completamiento (muchas veces contiene dummiesinicialmente en lugar de las válvulas de levantamiento por gas), y válvulas de levantamiento por gas instaladas en los pack-offs del wireline.

A la derecha aparece un ejemplo de un mandril de levantamiento por gas convencional. Se corre como parte de la sarta de tubing durante un completamiento o un reacondicionamiento. En caso de requerir servicio se debe halar la sarta de tubing.

Mandril convencional tipo B para levantamiento por gas - Halliburton

Mandril de gas lift

Guard Lug

Válvula de gas lift



Aquí se muestra un ejemplo de mandril de bolsillo lateral. La válvula o el dummy están ubicados en el bolsillo del mandril y se pueden accesar por wireline, coiled tubing o servicios de TFL. Se instala una herramienta especial de kickover con una herramienta de halado en la parte inferior de la sarta y se bajan al pozo. La herramienta de kickoverorienta la herramienta de halado para que entre al bolsillo lateral en donde puede enganchar o asentar el dummy o la válvula. En la siguiente página aparece la secuencia para halar la válvula de levantamiento por gas o el dummy.

Una vez se ha halado la válvula o el dumy, se puede utilizar el mandril como dispositivo de circulación puesto que se ha logrado comunicación con el anular.

A la derecha parecen tres tipos de válvulas de levantamiento por gas fabricadas por Halliburton.

Mandril de Bolsillo Lateral de Halliburton



Tres herramientas de kickover muy confiables y generalmente utilizadas con de izquierda a derecha: Herramienta de Kickover Camco AK, Herramienta de Kickover Camco L y la Camco L-2D.

La herramienta apropiada para correr o halar la válvula de levantamiento por gas se instalaría por debajo de la herramienta de kickover.

Herramientas Camco para Kickover


Equipo y sistemas de levantamiento por gas

Un tercer tipo de levantamiento por gas es el que se puede instalar en pozos que inicialmente no se habían completado con equipo de levantamiento por gas. En lugar de halar el tubing se pueden instalar ensamblajes tipo packoff de levantamiento por gas.

El tubing se perfora a las profundidades deseadas y luego se instalan los ensamblajes (como aparecen a la izquierda) frente alas perforaciones. La instalación y el servicio del equipo puede realizarse por medio de wireline o de coiled tubing.

En la ilustración se están utilizando dispositivos de aseguramiento tipo ‘slip’ para mantener el ensamblaje en sus sitio, pero como se ve a la izquierda en la parte inferior, también se pueden utilizar cuellos de aseguramiento – generalmente como parada inferior con una parada ‘slip’ en la parte superior del packoff.

Ensamblaje de levantamiento por gas de packoff concéntrico de Halliburton

Lift Gas

Fluidosdel pozo

Centralizadores

CollarStop

Cuello de Pesca superiorSlip-Type Stop

Centralizadores

Packoffsuperior

Perforación

Válvulas de gas lift

Packoffinferior

Slip-TypeKnow

control de pozos

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