fluidos luz

CHAPTER

3CAPÍTULO

6

Se requiere tener

un buen entendimiento

de matemáticas básicas

para cada operación de

control de pozo.

FUNDAMENTOS DEL CONTROL DE POZOS

6-1

L as matemáticas básicas del control de pozos requieren cálculos directos. Es común usar las sumas, restas, multiplicaciones,

divisiones y elevación al cuadrado. Los cálculos de la presión, densidad del flujo y volumen también son necesarios. Estos cálculos y principios proveerán las respuestas a muchos problemas de control de pozos. Esta sección introducirá las matemáticas del control de pozos e ilustrará secciones de las hojas de trabajo para simplificar los cálculos.

Después de que se cierra el pozo y se detiene el flujo desde la formación, la presión en el fondo del pozo pronto es igual a la presión de la formación. Se debe tener una presión adicional para evitar que el fluido de la formación siga fluyendo mientras circulan la surgencia hasta sacarla. Al mismo tiempo, se debe evitar una presión excesiva en el fondo del pozo para evitar la pérdida de circulación.

MÉTODOS DE CIRCULACIÓN, DE PRES-IÓN DE FONDO DE POZO CONSTANTE

6-2CAPÍTULO 6

Si se va a circular y retirar una surgencia del pozo, se requiere que se circule manteniendo la presión en el fondo del pozo constante. Los procedimientos para hacer esto se llaman Métodos de Presión de Fondo de Pozo Constante.

Hay que elegir cuándo circular o sacar la surgencia del pozo y cuándo incrementar el peso del lodo. Se puede hacer cualquiera de los dos primero, o se pueden hacer ambos al mismo tiempo, pero siempre hay que mantener la presión en el fondo del pozo igual a la presión de la formación o un poco por encima de la misma. Los métodos para cualquiera de las dos elecciones son los mismos.

Basado en el orden de la circulación e incremento en el peso del lodo de ahogo, los

siguientes son los Métodos más comunes para mantener Constante la Presión de Fondo del Pozo:w El Método del Perforador - circular la surgencia

hasta sacarla del pozo y luego densificar piletas y pozow El Método de Esperar y Densificar - densificar

las piletas, y luego circular la surgencia, manteniendo la densidadw El Método Concurrente - circular la surgencia e

ir agregando peso al mismo tiempo.Estos métodos tienen ventajas y desventajas

relativas que se plantean por separado en el capítulo siguiente. Éstas se deben entender a fondo antes de elegir el método apropiado.

BOMBA

PIT

Volumen en la Línea de Superficie 3.5 barriles

Bomba Duplex de 6" x 16" Rendimiento - 0.157 bbls/emb

Bomba Duplex de 5 1/2" x 16" Rendimiento - 0.126 bbls/emb

Presión Máxima de la Bomba 3950 psi

Presión de trabajo del conjunto BOP: 10000 psi

Volumen en Piletas Activas: 500 bbls

Volumen de Línea en Superficie: 3.5 bbls

Densidad Actual del Lodo :12.5 ppg

Densidad del Lodo en la Pileta de Reserva :14.7 ppg

TVD 5000 pie, MD 5000 pie

Integrity/Leak-off Test Mud Weight 9.1 ppg

Integrity/Leak-off Test Pressure 1570 psi

Depth of Test (Shoe or Weak Zone) TVD 5030 pie

Profundidad del Pozo: Profundidad Vertical (TVD) 10000 pies

TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

Diámetro Exterior: 9 5/8", Diámetro Interior: 8835"

Peso: 40 lbs/pie, Grado: N-80

Resistencia Interior (100%) : 5750 psi

Longitud Vertical (TVD): 5000 pies, Longitud Medida (MD): 5000 pies

TUBERÍA DE PERFORACIÓN

Diámetro Exterior: 4.5", Diámetro Interior: 3.826"

Peso: 16.6 lbs/pie

Capacidad 0.01422 bbls/pie

Largo Total 9000 pie

PORTAMECHAS

Diámetro Exterior: 6 1/2", Inside Diameter 2.8125"

Capacidad .00768 bbls/pie

Largo Total 1000 pie

Diámetro del Pozo, trépano de 8 ½"

ANNULAR

RAM

RAM

RAM

HCR

Ejercicio WCS para el

capítulor

Se debería tener a mano un registro

de la información esencial para las

situaciones donde hay que controlar

un pozo.

6-3FUNDAMENTOS DEL CONTROL DE POZOS

Hay varias técnicas que relacionan la presión con el volumen de fluido liberado del pozo. Dos de las técnicas que proveen control en el fondo sin circulación son la ¨Volumétrica¨ y la ¨Inyección y Purga¨.

Hay que mantener un registro de la información esencial para ahogar o mantener el control de un pozo. Este registro debe ser lo más exacto posible. Se deben hacer cálculos para encontrar otra información para las operaciones de control de la presión y control del pozo. Las hojas de registro de control de pozo de WCS son fáciles de seguir y usar. Esto quizás podría parecer demasiado simple a veces, pero es probablemente el enfoque más completo.

Los cálculos utilizando los datos previamente registrados proveen la información para las operaciones de controlar la presión y ahogar el pozo.

INFORMACIÓN PREVIAMENTE REGISTRADA

MÉTODOS DE NO CIRCULACIÓN, DE PRESIÓN DE FONDO DEL POZO CONSTANTE

MD PIESPULGADAS PIES BBLS/PIES LBS/PIESPesoCapacidad por Pie LargoDiámetro Interior Largo Total de la Sarta

de Perforación (DP más DC)

TUBERÍA DE PERFORACIÓN

PULGADAS PULGADAS PIES BBLS/PIE PULGADAS TVD PIESProfundidad Vertical

Verdadera (al trépano)Diámetro del pozo Capacidad por Pie LargoDiámetro Interior Diámetro Exterior

PORTAMECHAS / DIÁMETRO DEL POZO

PULGADAS PULGADAS TVD PIES MD PIES PSI @ 100%Resistencia Interior Peso y GradoProfundidad Medida Profundidad Vertical

VerdederaDiámetro Interior Diámetro Exterior

REVESTIMIENTO

Diámetro x Carrera BBLS/STK LINER X STROKE BBLS/STK PSI BBLSVolumen de la Línea

de SuperficiePresión Máxima de la

BombaRendimiento__%EFFBOMBA #2Rendimiento__%EFFBOMBA # 1

XX

BOMBAS Y LÍNEAS DE SUPERFICIE

PPG PPG PPG PSI TVD PIES BBLSVolumen en Piletas

Activas Profundidad de la Prueba (Zapato o

Zona Débil)

Prueba del Presión de ensayo de Admisión o

Integridad

de Admisión o Integridad/ Peso del

Lodo del ensayo

Densidad del Lodo en Reserva

Densidad Actual del Lodo

LODO

DATOS DEL POZO

Completado por:Nombre del Pozo

PULGADASDiámetro Exterior

6-4CAPÍTULO 6

*1029.4 es el factor de conversión desde diámetro de cilindro en pulgadas a barriles/pie [(p x D² ÷ 4) 12 (12pulg./pie ÷ 231 pulg. 3/galón ÷ 42 galón/bbl)]. En aplicaciones de perforación, 1029.4 es redondeado a 1029. Para tubería pequeña se debe utilizar 1029.4 para obtener un resultado mucho más exacto.

En el sistema métrico usted encontrara m³/m, el diámetro esta en mm y debe convertirse en m (dividiendo los mm por 1000) antes de utilizar la ecuación p x D² ÷ 4

** 0.07854 es la división de p ÷ 4 = 0.7854.

Los bbls/pie (m³/m) normalmente se utilizan cinco dígitos para ser más exacto. Para tubulares pequeños se debe garantizar la mayor exactitud posible- especialmente en los desplazamiento o al bombear fluido de tratamiento.

La mayoría de las actividades para controlar un pozo requieren que cierto volumen circule o, como mínimo, que sea bombeado. Una vez que se haya determinado el volumen a bombear, se puede calcular el tiempo o las emboladas para bombear ese volumen a partir de la velocidad de la bomba.

Para calcular la capacidad por pie o por metro:

Capacidadbbls/pie = DI² ÷ 1029.4*

Capacidadm³/m = (IDmm ÷ 1000)² × 0.785**

Cuando más pequeño sea el diámetro de la

tubería, mayor es la garantía del

grado de exactitud decimal

cuando se calculan los volúmenes.

CÁLCULOS DE VOLUMEN

EJEMPLO 1

¿Cuál es la capacidad por pie y metro de Barras de Sondeo de 4,55” (114,3 mm) de Diámetro exterior, y 3,826” (97,18 mm) de Diámetro interior?

Capacidadbbls/pie = DI² ÷ 1029.4

= (3.826)² ÷ 1029.4

= 14.6383 ÷ 1029.4

= 0.01422 bbls/pie

Capacidadm³/m = (DImm ÷ 1000)² × 0.7854 = (97.18 ÷ 1000)² × 0.7854 = (0.0972)² × 0.7854 = 0.00945 × 0.7854 = 0.00742 m³/m

PROBLEMA 1

¿Cuál es la capacidad por pie y metro de una tubería de producción de 2 7/8” (73 mm) DE (diam. ext.), 2,441” (62 mm) DI (diam. int.)?

Para averiguar cuánto volumen hay entre dos puntos, multiplique la capacidad por pie o metro por el largo entre los puntos:

Volumen = Capacidad × Largo

Volumenbbls = Capacidadbbls/pie × Largopie

Volumenm³ = Capacidadm³/m × Largom


En todos los métodos de ahogo, que involucran incrementar la densidad del fluido, se debe conocer la cantidad de tiempo o las emboladas desde la bomba hasta el trépano o al final de la tubería (EOT). (Las unidades que usan las bombas pequeñas pueden medir el volumen bombeado en barriles o metros cúbicos por minuto en vez de emboladas o golpes por minuto). En realidad, el uso de golpes o emboladas hasta el trépano es más exacto, dado que una bomba de lodo es una bomba de desplazamiento positivo. Abajo tenemos la ecuación y un problema de muestra.

Emboladas hasta el Trépano/EOT = Volumen de la Columna ÷ Producción (desplazamiento) de la Bomba

Emboladas hasta el Trépano/EOT = Volumen de la Columnabbls ÷ Producción (desplazamiento) de la Bombabbls/stk

Emboladas hasta el Trépano/EOT = Volumen de la Columnam³ ÷ Producción (desplazamiento) de la Bombatm³/emb

EJEMPLO 2¿Cuánto volumen hay en 9000 pies (2743,2 m) de tubería? (use la tubería del Ejemplo 1).

Volumenbbls = Capacidadbbls/pie × Largopie

= 0.01422 × 9000

= 128 bbls

Volumem³ = Capacidadm³/m × Largom = 0.00742 × 2743.2

= 20.35 m³

PROBLEMA 2¿Cuánto volumen hay en 6000 pies (1828,8 m) de tubería? (use la tubería del Problema No. 1).

Para las columnas que tienen diámetros interiores de diferentes dimensiones, se harían los cálculos anteriores para determinar la capacidad y el volumen para cada tamaño, luego se sumarían. Si se bombeara una densidad diferente de fluido, se debería incluir la capacidad de la línea en superficie (que generalmente se conoce o se lo dan) en el volumen total de la columna.

Volumen de la Sarta = Volumen en la Tubería de Perforación/Tubería + Volumen en los Portamechas + Volumen en la Línea en Superficie

Cuando usan métodos que requiere incrementar la densidad, se debe determinar el volumen de la columna de trabajo.

TIEMPO/EMBOLADAS AL TRÉPANO/FINAL DE LA TUBERÍA

Volúmenes de la tubería de perforación, y Portamechas

Largo de la tubería de perforación

Capacidad por Pie en Barras de Sondeo (DP)

Volumen en Barras de Sondeo

Largo de los Portamechas

Capacidad por Pie en Portamechas

x = xPies BBLS/FT BBLS Pies BBLS/Pies BBLS

Volumen en Portamechas

=

Golpes o Emboladas ¨ Superficie al Trépano¨

Volumen en Barras de Sondeo

Volumen en los Portamechas

Volumen de Línea en Superficie

Volumen en Sarta de perforación

Producción de la Bomba

+ + ÷BBLS BBLS BBLS BBLS BBLS/emb emb

Emboladas de Superficie a Trépano

==

Volumen de la Columna de Perforación y Cálculo de los Golpes o Cantidad de Emboladas

6-6CAPÍTULO 6

MD PIE BBLS/PIE BBLS BBLS/EMB

Largo de Tubería desde Superficie a

E.O.T.

Capacidad por Pie en la Tubería

Volumen de la Tubería desde

Superficie a E.O.T.


EMB

Emboladas de Superficie a E.O.T.

x = ÷ =

Volumen en la Tubería / Golpes o Emboladas (Superficie hasta el Final de la Tubería E.O.T.)

EOT: es la abreviatura

aceptada para el término final

de la tubería.

EJEMPLO 3

¿Cuántos golpes o emboladas serán necesarios desde la bomba hasta el trépano utilizando la siguiente información?Capacidad de la Tubería de perforación = 0.01422 bbl/pie (0.00742 m³/m)Largo de la Tubería de perforación = 9000 pies (2743.2 m)Capacidad del Drill Collar o Portamechas = 0.00768 bbls/pie (0.004 m³/m)Largo del Drill Collar o Portamechas= 1000 pies (304.8 m)Volumen de la Línea en Superficie = 3.5 bbls (0.557 m³)Producción de la Bomba = 0.157 bbls/emb (0.02496 m³/emb)Velocidad de la Bomba = 30 emb/min

Golpes o emboladas a Trépano/EOT = Volumen de la Columnabbls ÷ Producción de la Bombabbls/embTotal de golpes o emboladas = (Vol. Tubería de perforaciónbbls + Vol. Portamechasbbls + Vol. Línea en Superficiebbls) ÷ Producción de la Bombabbls/emb = ([0.01422 x 9.000] + [0.00768 x 1.000] + 3.5) ÷ 0.157 = (128 + 7.7 + 3.5) ÷ 0.157 = 139.2 ÷ 0.157 = 886 emb

Golpes o emboladas Trépano / EOT = Volumen de la columnam³ ÷ Producción de la Bombatm³/stkStks = (Vol Tubería de perforaciónm³ + Vol de Portamechasm³ + Volumen Línea de Superficiem³) ÷ Producción de la Bombam³/embStks = ([0.00742 x 2743.2] + [0.004 x 304.8] + 0.557) ÷ 0.02496Stks = (20.353 + 1.219 + 0.557) ÷ 0.02496Stks = 22.13 ÷ 0.02496

Stks = 886 emb

Se puede calcular el tiempo que toma para desplazar el volumen por medio de:

Tiempo = Emboladas (Golpes) emb ÷ Velocidad de la bombaemb/min

= 886 ÷ 30

= 29.5 minutos


También se puede calcular el tiempo por el volumen y la producción de la bomba. Si la velocidad de la bomba es de 30 emb/min, y tiene una producción de 0.157 bbls/emb (0.0249 m³/emb), entonces la tasa por minuto (caudal) sería:

Velocidad de la Bomba = Velocidad de la Bomba x la Producción de la Bomba

Velocidad de la Bombabbls/min = Velocidad de la Bombaemb/min x Producción de la Bombabbls/emb = 10 x 0.157 = 4.71 bbls/minuto

Velocidad de la Bombam³/min = Velocidad de la Bombaemb/min × Producción de la Bombam³/emb = 30 x 0.0249 = 0.7485 m³/minuto

Entonces el volumen a bombear, dividido por las emboladas por minuto dará el tiempo:

Tiempo = Volumen a Bombear ÷ Emboladas (Golpes) por Minuto

Tiempomin = Volumen a Bombearbbls ÷ Golpes por Minutostks/min = 139.2 ÷ 4.71 = 29.5 minutos

Tiempomin = Volumen a Bombearm³ ÷ Golpes por Minutostks/min = 22.13 ÷ 0.7485 = 29.5 minutos

PROBLEMA 3Utilizando la siguiente información, ¿cuántos golpes y cuánto tiempo llevará desde la bomba hasta el EOT?

Capacidad de la Tubería de Producción = 0.00579 bbl/pie (0.00302 m³/m)

Largo de la Tubería de Producción = 6000 pies (1828.8 m)

Capacidad de la Línea en Superficie = 1.5 bbls (0.24 m³)

Producción de la bomba = 0.049 bbls/emb (0.00779 m³/emb)

Velocidad de la bomba = 40 emb/min

Las siguientes ecuaciones mostrarán cómo calcular las capacidades anulares en barriles por pie (m³/m), volúmenes en barriles (m³) y emboladas de la bomba que son necesarios para desplazar ese volumen. Una vez que se conoce la cantidad total de barriles en el espacio anular, se puede calcular el tiempo o emboladas para desplazar ese volumen.

La geometría anular depende de los tamaños del pozo perforado, la tubería de revestimiento y los tubulares. Es posible tener varios tamaños o diámetros diferentes entre la tubería y la tubería de revestimiento o el pozo abierto. Cada geometría diferente tiene un bbls/pie o (m³/m) diferente que hay que calcular. Una vez que se conoce cada capacidad por pie o (m), por medio de multiplicar cada una por el largo de esa sección, nos da el volumen que puede contener. Al sumar el volumen de cada sección nos dará el volumen anular total.

Geometría anular: Describe varios volumen anulares en un pozo: Ej. casing, tubería, pozo abierto y tubería.

CAPACIDADES, VOLÚMENES Y EMBOLADAS ANULARES

6-8CAPÍTULO 6

EJEMPLO 4

Calcule el volumen anular y las emboladas requeridos para circular desde el fondo hacia arriba.

DI (diam. int.) de la Tubería de revestimiento = 8.835” (224.4 mm), largo = 5000’ (1523.93 m)

DE (diam. ext.) de la Tubería de perforación = 4.5” (144.3 mm), largo = 9000’ (2743.2 m)

DE (diam. ext.) del Drill collar (Portamechas) = 6.5” (165.1 mm), largo = 1.000’ (304.8 m)

Diámetro del Pozo = 8.5” (215.9 mm)

MD = 10000’ (3048 m)

Bomba = 0.157 bbls/emb (0.02496 m³/emb)

Velocidad de la Bomba = 30 Emb/min

Fondo arriba: se utiliza para

describir el tiempo o las emboladas

de la bomba, que se requieren para

mover el fluido desde el fondo

del pozo hasta la superficie.

Total de Golpes Superficie a Superficie

STKSGolpes de la Superficie al

Trépano

STKSGolpes del Trépano a la

Superficie

STKSGolpes de la Superficie a la

Superficie

+ =

Golpes Trépano a Zapato de Revestimiento

Volumen entre DP y OH

Volumen entre DC y OH


BBLS BBLS BBLS/STK STKSGolpes desde Trépano al Zapato de Revestimiento

+ ÷ =B C

Golpes Trépano a la Superficie

Volumen Anular Producción de la Bomba

BBLS BBLS/STK STKSGolpes Trépano a la

Superficie

÷ =E

Volumen entre DP y CSG


Volumen entre DC y OH

+ +

D. Volumen Anular Total

Volumen en Línea del Estrangulador (sólo submarina) (Ver dorso de la hoja de registro

de control de pozo)

+BBLS BBLS BBLS BBLS BBLS

Volumen Anular Total

=ECBA

Capacidades y Volúmenes Anulares

DI (diam. int.) de la Tubería de revestimiento al

Cuadrado

DE (diam. ext.) de la DP al Cuadrado

– ÷

A. Volumen Anular entre la tubería de perforación (DP) y la Tubería de Revestimiento (CSG)

Capacidad por Pie entre el DP y el CSG

Largo del DP en el CSG (Profundidad Medida)

xCSG ID2 DP OD2 1029.4 . __ __ __ __BBLS/FT FT BBLS

Volumen entre el DP y el CSG

==A

Diámetro del Hoyo al Cuadrado

DE (diam. ext.) del DC al Cuadrado

– ÷

B. Volumen Anular entre la Tubería de perforación (DP) y el Hoyo Abierto (OH)

Capacidad por Pie Entre la DP y el OH

Largo del DC en el OH

xOH2 DP OD2 1029.4 . __ __ __ __BBLS/FT FT BBLS


==B

Diámetro del Hoyo al Cuadrado

DE (diam. ext.) del DC al Cuadrado

– ÷

C. Volumen Anular entre los Portamechas (DO) y el Hoyo Abierto (OH)

Capacidad por Pie Entre la DP y el OH

Largo del DC en el OH

xOH2 DC OD2 1029.4 . __ __ __ __BBLS/FT FT BBLS


==C

Cálculos de Volumen Anular y Emboladas o Golpes

D


En este ejemplo hay 3 geometrías diferentes. A. Tubería de perforación en la Tubería de revestimiento; B. Tubería de perforación en el Pozo Abierto, y C. Portamechas en el Pozo Abierto. Los largos que se deben usar para los cálculos son como sigue:

A. Tubería de perforación en la Tubería de revestimiento = Largo MD de la Tubería de revestimientoTubería de perforación en la Tubería de revestimiento = 5000’Tubería de perforación en la Tubería de revestimiento = 1523.93 m

B. Tubería de perforación en el Pozo Abierto = MD del Pozo - MD de la Tubería de revestimiento - Largo de los PortamechasTubería de perforación en el Pozo Abierto = 10000 - 5000 - 1000 = 4000’Tubería de perforación en el PozoAbierto = 3047.85 m - 1523,93 - 304,79 = 1219.13 m

C. Portamechas en el Pozo Abierto = Largo de los PortamechasPortamechas en el Pozo Abierto = 1000’Portamechas en el Pozo Abierto = 304.79 m

Para calcular la capacidad anular, la fórmula es similar a la que se usó para calcular la capacidad interna, con excepción de que los diámetros son más grandes y hay que restar el volumen desplazado por la sarta y BHA (conjunto de fondo). En cada sección hay un diámetro de DE (diam. ext.) más grande que ya sea es el diámetro del pozo o el diámetro interior de la tubería de revestimiento. Al restar el volumen total del diámetro interior de la sección cruzada (DI (diam. int.)) desplazado por la tubería o BHA, use su diámetro exterior. Una vez que se haya calculado la geometría de los bbls/pie (m³/m) para cada uno, multiplíquelo por el largo de esa sección.

Capacidad Anularbbls/pie = (DE² - DI²) ÷ 1029.4

Capacidad Anularm³/m = ([DE ÷ 1000]² - [DI ÷ 1000]²) X 0,785

A. La Capacidad Anularbbls/pie Entre La Tubería De Perforación Y Tubería De Revestimiento = (8.835² - 4.5²) ÷ 1029.4 = (78.057 - 20.25) ÷ 1029.4 = 57.807 ÷ 1029.4 = 0.05616 bbls/pie

Volumen Anularbbls Entre Barras y Tubería de revestimiento = Capacidad Anularbbls/pie × Lengthft = 0.05616 × 5.000 = 280.8 bbls Capacidad Anularm³/m Entre Barras y Casing = ([DE ÷ 1000]² – [DI ÷ 1000]²) × 0.785 = ([224.4 ÷ 1000]² – [114.3 ÷ 1000]²) × 0.785 = (0.05036 – 0.01306) × 0.785= 0.0373 × 0.785 = 0.02928 m³/mMultiplique esto por el largo para obtener el volumen.Volumen Anularm³ Entre la Barras y Tubería de revestimiento = Capacidad Anularm³/m × Largom = 0.02928 × 1523.93 = 44.6 m³

Capacidad se refiere a un volumen por unidad de longitud, Ej. Bbls/pie. Volumen se refiere al contenido total, Ej. Barriles.

Multiplique esto por el largo para obtener el volumen.

6-10CAPÍTULO 6

B. La Capacidad Anularbbls/pie Entre la Tubería y el Pozo Abierto = (DE² – DI²) ÷ 1029.4 ` = (8.5² – 4.5²) ÷ 1029.4 = (72.25 – 20.25) ÷ 1029.4 = 52 ÷ 1029.4 = 0.05051 bbls/pieMultiplique esto por el largo para obtener el volumen.

El Volumen Anularbbls Entre la Tubería y el Pozo Abierto = Capacidad Anularbbls/pie × Lengthpie = 0.05051 × 4.000 = 202 bbls

Cap Anm³/m Entre la Tubería de perforación y Pozo Abierto = ([DE ÷ 1000]² – [DI ÷ 1000]²) × 0.785 = ([215.9 ÷ 1000]² – [114.3 ÷ 1000]²) × 0.785 = (0.04661 – 0.01306) × 0.785 = 0.03355 × 0.785 = 0.02634 m³/m

Multiplique esto por el largo para obtener el volumen.:

Volumen Anularm³ Entre la Tubería y el Pozo Abierto = Annular Capacitym³/m × Lengthm = 0.02634 × 1291.13 = 32.1 m³

C. La Capacidad Anularbbls/pie Entre Portamechas y Pozo Abierto = (DE² – DI²) ÷ 1029.4 = (8.5² – 6.5²) ÷ 1029.4 = (72.25 – 42.25) ÷ 1029.4 = 30 ÷ 1029.4 = 0.02914 bbls/pieMultiplique esto por el largo para obtener el volumen.

El Volumen Anularbbls Entre los Portamechas y el Pozo Abierto = Capacidad Anularbbls/pie × Lengthpie = 0.02914 × 1000 = 29.1 bbls

Cap Anm³/m Entre los Portamechas y Pozo Abierto = ([DE ÷1000]² - [DI ÷ 1000]²) x 0.785 = ([215.9 ÷ 1000]² - [165.1 ÷ 1000]² x 0.785 = (0.04661 - 0.02726) x 0.785 = 0.01935 x 0.785 = 0.01519 m³/m

Multiplique esto por el largo para obtener el volumen.

Volumen Anularm³ Entre los Portamechas y Hoyo Abierto = Capacidad Anularm³/m × Largom = 0.01519 × 304.89 = 4.6 m³

Para dividir por 1000 simplemente mueva el punto

decimal tres espacios hacia la

izquierda


Una vez que se conoce el volumen de cada sección, se suman para calcular el volumen anular total. El volumen anular total es: A. bbls (m³) entre la tubería de perforación y la tubería de revestimiento más B, bbls (m³) entre los portamechas y el pozo abierto más C. bbls (m³) entre los portamechas y el pozo abierto, o:

Volumen Anular Total = A + B + C

El Volumen Anular Totalbbls = Abbls + Bbbls + Cbbls

= 280.8 + 202 + 29.1

= 511.9 bbls

El Volumen Anular Totalm³ = Am³ + Bm³ + Cm³ = 44.6 + 32.1 + 4.6 = 81.3 m³

Para calcular las emboladas para el fondo hacia arriba o, en este caso, del Trépano a la Superficie, divida el volumen anular por el desplazamiento de la bomba.

Emboladas del Trépano a la Superficie = Volumen Anular ÷ Producción (desplazamiento) de la Bomba

Emboladas del Trépano a la Superficieemb = Volumen Anularbbls ÷ Producción de la Bombabbls/emb

= 511.9 bbls ÷ 0.157 bbls/emb

= 3.260 emb

Golpes (golpes) del Trépano a la Superficieemb = Volumen Anularm³ ÷ Desplazamiento de la Bombam³/stk = 81.3 m³ ÷ 0.02496 m³/emb = 3259 emb

El tiempo que se requiere para desplazar el espacio anular sería:

Tiempo = Volumen del Anular ÷ Velocidad por Minuto

Tiempo = Volumen del Anularbbls ÷ Velocidad por Minutobbls/min

= 511.9 ÷ 4.71

= 108.6 minutos

Tiempo = Volumen del Anularm³ ÷ Velocidad por Minutom³/min = 81.3 ÷ 0.7485 = 108.6 minutos

PROBLEMA 4Calcular el volumen anular, las emboladas requeridas y el tiempo para circular del fondo hacia arriba.

DI de la Tubería de revestimiento = 5.920” (150.37 mm)

DE de la tubería de Producción = 2.875” (73.03 mm)

Profundidad de la Circulación = 6000pies (1828.7 m)

Producción de la Bomba = 0.049 bbls/emb (0.00078 m³/emb

Una ayuda: cuando usa una calculadora, asegúrese de verificar la pantalla después de ingresar la cifra. Recuerde: basura que mete = basura que saca, ¡siempre!

6-12CAPÍTULO 6

En muchas situaciones para controlar pozos, no sólo debe saber cómo evitar que fluya la formación, sino también cómo circular el fluido de la surgencia. Donde sea posible, se debe tomar una tasa de control de pozo y presión de control (KRP) con la bomba. Es sumamente importante poder determinar esta presión de la circulación y no se puede hacer suficiente hincapié en ello.

Muchas veces a las presiones de la circulación o de la tasa de control de pozo se las llama por diferentes nombres, tales como las tasas de circulación lenta (SCR), las velocidades de bombeo lentas (SPR), la velocidad de circulación reducida, etc., pero son todas las mismas. Esta es la presión que se requiere para superar la fricción en el sistema de circulación a una velocidad de bombeo dada (lenta).

Debido a que los propiedades del lodo (fluido) y otros parámetros del pozo pueden afectar las presiones de la tasa de control de pozo, es muy importante que las tasas de control de pozo y las presiones de la tasa de control de pozo se tomen regularmente.

Se deben tomar las presiones de la tasa de control de pozo: w Si cambia la densidad del fluido o las

propiedades del flujo;

w Cuando se hace algún cambio al trépano (por ejemplo, los tamaños de las boquillas) el BHA, y también si cambia el peso del conjunto de perforación;w Cuando se perforan más de 500 pies (152 m) de

pozo nuevo;w En cada turno; yw Después de reparar la bomba.

Hay varios y diferentes enfoques para tomar una KRP (Presión de Caudal de Ahogo). En los escenarios típicos éstas se toman aproximadamente desde un sexto hasta la mitad de la velocidad normal de perforación o circulación. Otro método es el de usar la velocidad de marcha en vacío de la bomba, luego una serie que se incrementa progresivamente de ahí. Muchas equipos de perforación simplemente utilizan 20, 30 y 40 stks/min. Además, algunos operadores requieren que el perforador encuentre la velocidad de la circulación a una presión específica (por ejemplo, 200, 300, 400 psi, etc. [10.0 20.0 30.0 bar; etc.]).

La velocidad de la bomba es crítica. La presión de la bomba depende de esta velocidad y un cambio pequeño en la velocidad bien puede afectar la presión de circulación en forma drástica. La mayoría de los equipos de perforación usan contadores de golpes de las bombas, los cuales miden también la velocidad de la bomba. Las bombas que no usan contadores de golpes deberían registrar los engranajes y rpm utilizados para tomar la KRP y determinar el volumen bombeado por minuto.

Tasa de control de pozo o presión

a caudal de ahogo: es la

presión que se requiere para

superar la fricción en el sistema que está circulando a una velocidad de

bombeo dada (lenta).

CAUDAL DE AHOGO Y PRESIÓN A CAUDAL DE AHOGO

Tasas de control de pozo (Velocidad de Bomba Lenta)y Presiones de la Bomba (3 Velocidades Diferentes)

Mida al inicio de cada turno, después de perforar 500 pies y después de cada cambio en el peso del lodo y la viscosidad.

STKS/MIN

Velocidad de la Tasa de control de pozo

PSI

Presión de la Tasa de control de pozo de la

Bomba

=

STKS/MIN


PSI


Bomba

=BOMBA#1

STKS/MIN


PSI


Bomba

=BOMBA#2

STKS/MIN


PSI


Bomba

=

STKS/MIN


PSI


Bomba

=BOMBA#2

STKS/MIN


PSI


Bomba

=BOMBA#2

BOMBA#1

BOMBA#1


Por lo general, se debe escoger la velocidad de circulación para minimizar las posibles compl-icaciones. Se elige una caudal de ahogolento por las siguientes razones:w Es más fácil incrementar el peso de lodo

uniformemente cuando se bombea a una velocidad lenta. w El tiempo de reacción del estrangulador se

incrementa con caudales altos.w Es menos probable que se exceda la capacidad de

la bomba.w Es menos probable que hayan picos de alta presión.w Una presión de fricción anular más alta

(especialmente en pozos submarinos, perforaciones de diámetro reducido y aplicaciones a través de la tubería) podría resultar en daños o fallas a la formación y la pérdida de retorno.w Una fricción anular más alta podría incrementar

la posibilidad de pega por presión diferencial.w Podrían ocurrir complicaciones cuando el gas

llega a la superficie.Dado que se necesitan las presiones de tasa de

control de pozo para ahogar un pozo, idealmente se deberían tomar a través del manifold y estrangulador. Cuando los toman a través del niple lateral (BOP abierto), la presión de la tasa de control de pozo no refleja la presión real requerida para circular desde los BOP a través de las líneas de estrangulador / ahogo, manifold, a través del estrangulador, sistema del separador y de vuelta a las piletas. Dado que la fricción en la línea del estrangulador es pequeña en la mayoría de los equipos de BOP de superficie, las cuadrillas generalmente las toman a través del niple lateral e ignorar esta fricción. Sin embargo, en los pozos críticos se debería conocer esta presión y tomarla en consideración.

Se necesitan manómetros precisos. Si hay una diferencia entre la presión de ahogo de pozo en la consola del perforador y la presión en el panel del estrangulador, se debe usar la presión en el panel del estrangulador. Si la variación en la presión es lo suficientemente grande, se debería usar un manómetro calibrado adicional.

Para calcular la velocidad de la bomba en bbls/min/(m³/min):

Bbls/min = emb/min x Producción de la Bombam³/min = emb/min x Producción de la Bomba

Bomba #1, 0.157 bbls/emb (0.02496 m³/emb),30 emb/min = 1000 psi (68,95 bar)

Bomba #2, 0126 bbls/emb (0,02003 m³/emb),30 emb/min = 550 psi (37.9 bar)

Use la Bomba #1 para ahogar el pozo.

Cuando un pozo está cerrado, la columna de perforación o el tubing es simplemente una extensión del manómetro que llega hasta el fondo del pozo. Este medidor de presión es un medidor de superficie que daría la lectura de la presión en el fondo del pozo si la tubería de perforación estuviera vacía. Pero dado que la tubería de perforación no está vacía, el medidor muestra la diferencia entre la presión en el fondo del pozo y la presión hidrostática que ejerce la columna de lodo que está en la tubería de perforación.

Matemáticamente, la SIDPP Presión de Cierre de Barras de Sondeo) se representa con:

SIDPP = Presión de la Formación - Presión Hidrostática del Lodo en la Sarta de Perforación

Dado que se usa la presión de cierre en la tubería de perforación (SIDPP) (la presión de cierre en la tubería [SITP] en un reacondicionamiento o la presión de cierre en la tubería flexible -coiled tubing- [SICTP]) para calcular la presión de la formación, el peso del lodo de control (densidad de ahogo) y la presión inicial de circulación, es importante que sea exacta.

Una advertencia acerca de las presiones de cierre en la tubería de perforación: Se supone que la presión de cierre de la tubería de perforación es correcta y generalmente debería ser más baja que la presión de cierre de la tubería de revestimiento. Es posible tener una presión de cierre de tubería de perforación más alta que la presión de cierre del casing, si la densidad general de los fluidos en el espacio anular es más pesada que en la tubería de perforación.

Por lo general, la presión de caudal de ahogo de pozo se registra del manómetro en el panel remoto del estrangulador.

PRESIONES DE CIERRE SIDPP, SITP, SICTP (BARRAS, TUBING, COILED TUBING)

Presión de Cierre en la

Tubería de perforación.

Presión de Cierre en la Tubería

PSI

PSI

6-14CAPÍTULO 6

Si la presión de cierre en la tubería de perforación parece ser demasiado alta o baja, podría ser debido a uno de los siguientes motivos:w Con una surgencia grande, la tubería podría

estar bajo los efectos del tubo en “U” y estar parcialmente vacíaw Hay presiones atrapadasw Flotador en la sartaw Las presiones fueron leídas demasiado pronto,

y la presión de la formación no tuvo tiempo de estabilizarsew Se podría haber leído la presión demasiado tarde,

mostrando el efecto de la migración del gas.Algunos operadores usan el procedimiento

estándar de purgar una pequeña cantidad de lodo (1/4 bbl [aproximadamente 0.04 m³] o menos) desde la tubería de revestimiento para verificar si hay presión atrapada. En el caso de que haya presión atrapada, la respuesta esperada sería que la presión en la tubería de perforación caerá por debajo de la SIDPP original (e incorrecta). Sin embargo, si la presión de la tubería de perforación vuelve a su valor, la SIDPP original era correcta. Después de una caída inicial, la SICP (Presión de Cierre del Casing) podría estar un poco más alta debido a la expansión del gas, o al permitir un mayor influjo.

Es una buena práctica al cerrar el pozo, de comenzar a registrar ambas presiones de cierre. Se deberían registrar al menos una vez por minuto hasta que la diferencia en las lecturas de la presión disminuye y parece estabilizarse. Si el influjo es gas, y la viscosidad del fluido es baja, quizás no se estabilice la presión de cierre en la tubería de revestimiento (SICP) o la presión encerrada en el cabezal del pozo. Si está disponible un cuadro de presión, se podría usar para determinar dónde se estabilizan las presiones versus el efecto de la migración de la surgencia.

Presión de cierre del Casing (SICP) o Presión de Cierre de Cabeza de Pozo (SIWHP) también son presiones cruciales que hay que determinar. Cuando ocurre un amago o surgencia, fluidos de la formación ingresan al pozo. Dado que el fluido de la formación generalmente es más liviano que el lodo o fluido en el espacio anular, reduce la presión general que es ejercida en el espacio anular. La presión hidrostática total en el espacio anular normalmente es menos que la presión hidrostática en la sarta de perforación porque el lodo que está en el espacio anular es fluido cortado o reemplazado por el fluido de la formación. Esto tiene el efecto de reducir el peso efectivo del lodo, rssducir el largo de la columna de lodo o ambos. Dado que la presión de la formación está empujando contra ambos lados (la sarta de perforación y el espacio anular) y la hidrostática del espacio anular es menor, generalmente ocurre que hay una SICP más elevada. Sin embargo, si la hidrostática del fluido anular, los recortes y el influjo es mayor que la de la sarta, entonces la SICP será menos que la SIDPP.

Matemáticamente, la SICP está representado por:

SICP = Presión de la Formación - Presión Hidrostática del Lodo en el Espacio Anular -

Presión Hidrostática del Influjo

El peso de los recortes podría incrementar la presión hidrostática del lodo en el espacio anular.

El fluido para controlar el pozo, o el peso del lodo de control (densidad de ahogo), es el peso del lodo que se necesita para equilibrar la presión hidrostática del pozo con la presión de la formación. El fluido de control debe circular en todo el pozo antes de que se pueda volver a las operaciones de perforación. Según el método utilizado para controlar el pozo (Del Perforador, Esperar y Densificar, o Concurrente) se determinará cuándo se debe bombear el fluido de control. La siguiente es la ecuación y un problema de ejemplo para determinar el peso del lodo de control. La respuesta está en ppg (Kg/m³) y se lleva con un solo decimal. En la mayoría de los casos, se redondea hacia arriba hasta la siguiente décima más alta.

Se deberían registrar los valores

de la presión, aprox-

imadamente cada minuto hasta que

las presiones se estabilicen.

SICP, SIWHAP (CASING, CABEZA DE POZO)

Presión de cierre en la tubería

de revestimiento

Presión de cierre en la tubería

de revestimiento

PSI

PSI

FLUIDO PARA CONTROLAR EL POZO (AHOGO)


PROBLEMA 5Calcule la densidad del fluido de ahogo.

SIDPP = 300 psi (20.69 bar)

TVD = 10.000’ (3048 m)

Peso Actual del Lodo = 12.5 ppg (1498 Kg/m³)

Peso del lodo de control = _______ ppg (______Kg/m³)

Si la densidad de ahogo calculada es de 13.07 ppg (15566 Kg/m³) se debe tomar 13.1 ppg (1570 Kg/m³).

Para evitar un influjo adicional mientras está controlando el pozo, la presión en el fondo del pozo (BHP) debe mantenerse un poco por encima de la presión de la formación. Adicionalmente, es más eficiente hacer circular el influjo hasta que sale. La combinación de varias presiones - hidrostática, presión por fricción de circulación en el anular y la presión que se mantiene en el estrangulador - mantienen el control del pozo durante este tiempo. Debemos entender cuál es la presión que hay que mantener y la relación de la circulación de diferentes densidades de fluidos.

La presión inicial de circulación (ICP) es la combinación de la presión de cierre en la tubería de perforación más la presión que se necesita para circular el fluido a una velocidad dada. Es la presión de cierre de la tubería de perforación la que se necesita para detener la formación que está surgiendo, más la presión de la tasa de bomba que se necesita para transportar el fluido.

PROBLEMA 6Calcule la presión inicial de circulación.

ICP = SIDPP + KRP

Presión de caudal de ahogo = 1000 psi (68.95 bar)

SIDPP = 300 PSI (20.69 bar)

ICP = ________ psi (________bar)

El peso apropiado del lodo de control depende de un valor SIDPP correcto.

CIRCULACIÓN PARA AHOGAR EL POZO

PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN

Peso Requerido para el Lodo de control

0.052Profundidad Vertical

Verdadera (al Trépano o Zona de

Amago o de Surgencia)

Peso Actual del Lodo

PSI

SIDPP

TVD FT PPG PPG

Peso del lodo de control

÷ ÷

Consideraciones sobre el Lodo de Control y la Presión

+ =

PSI0.052

PVV FT PPG

Densidad del Fluido de Control

÷

Presión de la Formación

Profundidad a las Perforaciones o

Punzados, Superior, Medio, Fondo

÷

=

Densidad del Fluido de Control

Presión inicial de circulación (ICP)

PSI

SIDPP

PSI

Presión de Caudal de Ahogo

ICP PSI

Presión inicial de circulación

+ =

6-16CAPÍTULO 6

La presión final de circulación (FCP) es la presión de la velocidad de circulación o control (ahogo) que se corrige matemáticamente para un fluido más pesado. Esta presión se debería mantener desde el momento en que el fluido de control está en el trépano hasta que el espacio anular está lleno con el fluido de ahogo.

PROBLEMA 7Calcule la presión final de circulación:

Presión a Velocidad de Control = 1000 psi (68.95 bar)TVD = 10000’ (3948 m)SIDPP = 300 psi (20.69 bar)Peso Actual del Lodo = 12.5 ppg (1298 kg/m³)FCP = _____ psi (_____ bar)

¿Qué le sucede a la presión de la bomba cuando circula un fluido con una densidad diferente? Los fluidos más pesados generalmente requieren más presión para circular debido a un incremento en la

fricción. Uno esperaría que la presión de circulación se incrementaría a medida que bombea un fluido de control en el pozo. Sin embargo, debido al efecto de colocar sobrepeso debido al incremento en la presión hidrostática del fluido de control, generalmente se percibe una reducción en las presiones de circulación una vez que el fluido de control empieza a bajar por la sarta.

Se requiere de una cierta cantidad de representaciones gráficas y aritmética cuando está circulando un fluido de control. El Gráfico de Presión de Circulación muestra qué pasa con la presión del tubing o de la columna de perforación durante el intervalo de tiempo en que se bombea un lodo de peso nuevo y más pesado hacia abajo por la sarta. El gráfico muestra que la Presión inicial de circulación gradualmente se convierte en la Presión Final de Circulación a lo largo del período de tiempo y/o golpes (emboladas) que se requieren para desplazar la sarta.

1. Para preparar el gráfico, marque la Presión Inicial de Circulación en el punto del margen izquierdo del gráfico.

2. Llene la cantidad de golpes de la bomba debajo de cada intervalo de cinco minutos en la parte inferior del gráfico, hasta alcanzar la cantidad de tiempo o golpes o emboladas que se requieren para desplazar la sarta. Multiplique la velocidad de los golpes (spm) por los minutos para obtener el total de golpes.

3. Dibuje una línea vertical en el gráfico, basado en el tiempo y/o golpes de la bomba que se necesitan para desplazar la sarta tal como se muestra en la línea inferior del gráfico.

1300 1257 1215 1172 1130 1087 1048 0 150 300 450 600 750 886 0 5 10 15 20 25 29.5

2000

1000

PROGRAMA DE PRESIÓN DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN

ICP FCPGolpesTiempo

Si la velocidad de la bomba es

constante, podemos esperar que la presión de

circulación se reduzca

a medida que el fluido de control

se bombea al trépano.

PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN REPRESENTACIÓN GRÁFICA DE LA CAÍDA DE PRESIÓN

Presión Final de Circulación (FCP)

PSI

Presión de Caudal de Ahogo

PPG

Peso del lodo de control

PPG

Peso Actual del Lodo

FCP PSI

Presión Final de Circulación

x ÷ =

PRESIONES INTERMEDIAS


4. En la línea que ha dibujado, trace la Presión Final de Circulación.

5. Conecte los puntos que representan la Presión Inicial y Final de CirculaciónEl gráfico terminado muestra la presión que se

debe mantener en el manómetro del tubing o de la tubería de perforación, usando el estrangulador, en cualquier momento durante la primera fase de la operación de control de pozo.

PROBLEMA 8Llene el cuadro de presión:

ICP = 1300 psi (89.7 bar)Tiempo hasta el Trépano = 29.5 min.FCP = 1048 psi (72.3 bar)Golpes al Trépano = 886 embTasa de control de pozo (caudal) = 30 emb/min.

Algunos operadores prefieren mantener un cuadro o tabla de las presiones de circulación contra el tiempo o los golpes de la bomba. Para preparar un cuadro:

1. La parte superior de la sección de golpes (emboladas) es 0, y la parte inferior de la sección de golpes son los golpes hasta el trépano. Divida los golpes al trépano entre 10, esto será el punto de verificación mientras se está bombeando el lodo de peso de control hasta el trépano. Entonces en el recuadro debajo del 0 será 1/10 de los golpes al trépano, el siguiente será igual a 2/10 de los golpes al trépano, etc. El resultado de la columna de los golpes debería ser 10 puntos de verificación de los golpes separados uniformemente.

Un programa de la presión/volumen nos permite mantener una presión constante en el fondo del hoyo (pozo) mientras circulamos y sacamos una surgencia

CUADRO DE PRESIÓN

Cuadro de PresiónEmboladas (Golpes) o

VolumenPresión Teórica de la

Tubería de perforaciónPresión Real de la

Tubería de perforaciónPresión de la Tubería de

revestimientoDesvío del Volumen

en las Piletas

0 ICP

Trépano FCP

Golpes de la Superficie Golpes por Etapa al Trépano

Presión Inicial de Presión Final de PSI por EtapaCirculación Circulación

÷ 10 = – ÷ 10 =

6-18CAPÍTULO 6

2. El primer bloque que está bajo presión debería ser la ICP y el bloque final, la FCP. Reste el FCP de la ICP y divida entre 10. Esto representará la caída de presión por etapa de verificación.

Golpes al Trépano = 886 embICP = 1300 psi (89.63 bar)FCP = 1048 psi (72.25 bar)

La preparación de gráficos o cuadros para determinar la presión de la tubería de perforación , mientras se está bombeando el fluido de control, es decir, desde la ICP a la FCP, sigue los métodos estándar que se enseñan en todas las escuelas de control de pozos y que se utilizan en el campo. Esto resultará en tener que mantener algo del exceso de contrapresión por encima de lo necesario para balancear la presión de los poros de la formación. Este exceso de contrapresión se debe a que el lodo de control , más pesado es tratado como si estuviera uniformemente en todo el largo de la sarta.

La distribución real de la presión por fricción debido al lodo de control de pozo es como sigue:

1. La tubería de perforación tendrá el cambio psi/pie más bajo.

2. En los portamechas serán más altas las fricciones que en la tubería de perforación

debido a su diámetro más pequeño y su bbls/pie más pequeño.

3. La mayor presión por fricción ocurre en las boquillas o jet del trépano.

4. También la pérdida de la fricción anular debido al fluido de ahogo y fluido original es tratada como si ocurriera en la sarta.

Los dos gráficos muestran una comparación entre la distribución real de la presión en la tubería de perforación y los resultados obtenidos por métodos sencillos. Como puede ver, a velocidades por debajo de los 2.5 bbls/min. (0.397 m³/min) y con los incrementos que se necesitan en el peso del lodo a menos de 1.0 ppg (119.8 kg/m³), el exceso de la contrapresión sería bastante pequeño, de 50 psi (3.45 bar) o menos. A una velocidad de bombeo de 5 bbl/min (0.795 m³/min) y/o incrementos en el peso de lodo por encima de los 1.0 ppg (119.8 kg/ m³) la presión extra podría llegar hasta 200 psi (13.8 bar) y sería una consideración para seleccionar velocidades de bombeo más lentas si se ha experimentado alguna pérdida en la circulación. Asimismo, esto podría servir como otro motivo para no mantener intencionalmente demasiada contrapresión adicional por encima de lo calculado, puesto que ya hay un factor de seguridad incluido en el sistema.

psi 700bar 48.3

psi 600bar 41.4

psi 500bar 34.5

psi 400bar 27.6

psi 300bar 20.7 100 200 300 400

FCP = 370psibar 25.5

Golpes de la Bomba

DP

Pre

ssure

Fricción anular

Boquillas del trépanoPortamechas

Barras de Sondeo

Método Estandard

Distribución De La Presión Real

ICP = 696psibar 48

Barras de Sondeo

psi 1600bar 110.3

psi 1500bar 103.4

psi 1400bar 96.5

psi 1300bar 89.6

psi 1200bar 82.7 100 200 300 400

ICP = 1589psibar 109.6

FCP = 1397psibar 96.3

Fricción anular

Golpes de la Bomba

DP

Pre

ssu

re

Boquillas del trépano

Portamechas

Método estandard

Distribución De La Caída De Presión Real

Use velocidades de tasa de

control de pozo más bajas para

minimizar presiones

excesivas si usa un cuadro de

presión estándar de ICP a FCP.

A-10 POZO

2.5 BPM (.397 m³/min)1.0 Kick Intensidad de la Surgencia (119.6 g/l)

A-10 POZO

5.0 BPM (.795 m³/min)1.0 Kick Intensidad de la Surgencia (119.6 g/l)


Muchas veces los reglamentos requieren que la presión máxima en la superficie por debajo de las BOP estén indicadas cerca del puesto del perforador. La misma se debe calcular para cada sección de tubería de revestimiento. Esta consideración sobre la presión, generalmente se basa de uno de tres valores diferentes:

w Presión de Reventón de la Tubería de Revestimiento

w Límites del Conjunto de la BOP

w Presiones que podrían causar daños a la formaciónSi la tubería de revestimiento o el Conjunto de

BOP limitan la presión que se puede poner en el pozo, la cuadrilla debe tener cuidado de no exceder ese valor. Rara vez ocurre este límite debido a que los programas para los pozos generalmente requieren que tanto la tubería de revestimiento como las BOP manejen cualquier presión que se encuentre. Sin embargo, con el uso en el campo, la tubería de revestimiento y los equipos están sometidos al desgaste, fatiga y daños por corrosión que pueden llevar a un rendimiento y clasificación de presión que están por debajo de lo óptimo.

Durante el procedimiento de control de un pozo, existe la posibilidad de que puedan resultar daños en la formación, la pérdida de circulación

o un reventón subterráneo, si es que se sobrepasa la presión de integridad estimada. Esto es sólo una estimación de la presión en la superficie (un punto de referencia para tomar decisiones, no un punto de detención absoluto) y cada esfuerzo para controlar un pozo debe estar basado en las condiciones únicas de ese pozo.

La profundidad de la tubería de revestimiento, la integridad de la formación, la densidad actual y del fluido de control, la posición del amago de reventón (surgencia) y las presiones impuestas en la superficie son todos factores que afectan esta consideración sobre la presión.

PROBLEMA 9Complete en consideraciones sobre la presión.

Profundidad de la Prueba = 5030’ (1533 m)Peso Actual del Lodo = 12.5 ppg (1497 kg/m³)Densidad del Lodo de la Prueba de Leak-off (LOT) = 9.1 ppg (1092 kg/m³)Presión de la Prueba de Leak-off = 1570 psi (108.25 bar)Resistencia Interna de la Tubería de revestimiento (100%) = 5750 psi (396.46 bar)Prueba del Conjunto de BOP = 10000 psi (689.5 bar)

Cada esfuerzo para controlar un pozo debe estar basado en las condiciones únicas de ese pozo

CONSIDERACIONES DE LA PRESIÓN ANULAR EN PERFORACIÓN

Resistencia Interna de la Tubería de revestimiento

PSI @ 100%Resistencia Interna de

la Tubería de revestimiento

Factor de Seguridad(.70 or less)

PSIResistencia Interna

Ajustada para la Tubería de revestimiento

x =

PSIDensidad Estimada de

Fractura (Peso del Lodo) Estimada para la Formación

0.052 TVD PIESProfundidad de la Prueba (Zapato o Zona Débil) Resistencia Interna

de la Tubería de revestimiento

PPGPeso del lodo de Prueba

de Integridad/Leak-off

PPGDensidad Estimada del

Fluido de Integridad

÷ ÷ + =

PSIPresión de Prueba del

BOP

=

Consideraciones sobre la PresiónEstimated Formation Integrity/Leak-off/Fracture Fluid Density (Mud Weight) = Densidad Estimada de Integridad

PPGDensidad Estimada del

Fluido de Integridad

PPGPeso Actual del Lodo

TVD PIESProfundidad de la

Prueba (Zapata o Zona Débil)

0.052 PSIPresión Estimada de

Integridad

– x x =

Presión Estimada de Integridad de la Formación (Con el Peso de Lodo Actual)

Presión de Prueba del BOP

6-20CAPÍTULO 6

Muchas operaciones que se realizan con los tubulares existentes debe considerar los límites de estallido y aplastamiento. Se decide acerca de un factor de seguridad (basado en la antigüedad, el desgaste, la corrosión y otros daños) y se le baja la clasificación de la tubería o se ajusta de sus especificaciones originales. Algunos ejemplos de esto son:

Resistencia Interna Ajustada de la Tubería de revestimiento = Resistencia Interna de la Tubería de revestimiento x Factor de Seguridad

Resistencia Interna Ajustada de la Tubería =Resistencia de la Tubería x Factor de Seguridad

Aplastamiento Ajustado de la Tubería =Aplastamiento de la Tubería x Factor de Seguridad

Resistencia Interna: el valor de

presión que, si se aplica adentro del

tubular, hará que la tubería reviente.

CONSIDERACIONES ACERCA DE LA PRESIÓN TUBULAR

PSI PSI


Factor de Seguridad (0,70% o menos)

Resistencia Ajustada de la Tubería de

revestimiento

x =


Aplastamiento de la Tubería



revestimiento

PSI PSI

x =

Aplastamiento de la Tubería

Consideraciones Sobre La Presión Tubular

PSI PSI

Resistencia de la Tubería



revestimiento

x =

Resistencia de la Tubería

Cuadro de Presión MamparoVolumen en

BBLSEmboladasMáx. Presión

Estática EstimadaVolumen en GALONES

Presión Real de la Tubería

Presión de la Tubería de revestimiento

Velocidad de la Bomba

Notas

0 0 0Initial

Punto para

Matar el Pozo

Sobre desplazamiento

Final


Si se va a controlar un pozo antes de continuar las operaciones, la presión impuesta contra la formación puede incrementar el tiempo y los costos para volver a ponerlo en producción. Se pueden hacer cálculos en el campo para determinar las presiones estáticas permitidas para minimizar el riesgo de una sobrepresurización del pozo al tratar de matarlo (ahogarlo).

Se puede determinar la hidrostática promedio aproximada de los fluidos producidos en la sarta de producción por medio de:

Presión Hidrostática Promedio en la Tubería = Presión de la Formación - Presión de Cierre en el Interior de la Tubería.

Entonces, la presión máxima que se puede aplicar (basado en los datos existentes) es:

Máxima Presión Inicial Estimada en la Tubería = Presión Estimada para la Integridad de la Formación (Presión de Fractura) - Presión Hidrostática Promedio en la Tubería

A medida que se va bombeando el fluido de control por la sarta de producción, disminuye la cantidad de presión estática en la superficie que se puede imponer antes de incurrir en daños. Una vez que el fluido de control llega a la formación, se puede calcular la presión estática final:

Si se conoce la presión de la formación, se puede estimar la presión hidrostática promedio, una vez que se cierra el pozo productor.

CONSIDERACIONES SOBRE LA PRESIÓN DE LA FORMACIÓN

PPGDensidad Estimada

del Fluido de Integridad

0.052 TVD FTProfundidad a las

Perforaciones Superior/Medio/Fondo

PSIPresión Estimada de

la Integridad de la Formación

x x =

Presión Estimada de Integridad de la Formación (Fractura)

PSIPresión de la

Formación

PSIPresión Inicial de

Cierre de la Tubería

PSIPresión Hidrostática

Promedio en la

– =

Presión Hidrostática Promedio en la Tubería

Consideraciones sobre la Presión de la Formación


la Integridad de la Formación

PSIPresión Hidrostática

Promedio en la Tubería

PSIPresión Máxima Inicial Estimada en la Tubería

– =

Presión Máxima Inicial Estimada en la Tubería (Estática)

PPGDensidad del Fluido

de Control

0.052 TVD FTPresión Máxima Final

Estimada en la Tubería (Estática)

PSI

Presión Hidrostática del Fluido de Control

x x =

Presión Hidrostática del Fluido de Control


Integridad de la Formación

PSIPresión Hidrostática del Fluido de Control

PSIPresión Máxima Final

Estimada en la Tubería

– =

Presión Máxima Final Estimada en la Tubería (Estática)

PSI(Presión Máxima Inicial

en la Tubería +) (La menor de la #3 o #6)

PSI(Presión Máxima Final

en la Tubería (La menor de la #3 o #8)

10Número de Etapas

PSI/STEPPSI por Etapas

– ÷ =

Consideración de la Presión : PSI por Etapa

6-22CAPÍTULO 6

Presión Máxima Final Estimada en la Tubería =Presión Estimada de Integridad de Formación (Presión de Fractura) - Hidrostática del Fluido de Ahogo

Se puede preparar un cuadro para documentar el volumen versus la presión. Este cuadro (p. 116) es tan fácil de completar como el cuadro de la presión de perforación.

Antes de las operaciones, también hay que completar los cálculos del volumen hasta el punto de matar el pozo. Se preparan los cálculos del volumen y un sobre desplazamiento (si es necesario).

Se incrementa la fricción de la circulación a medida que se bombea el fluido de control por la sarta. Esto incrementa la presión en la superficie y la presión adentro de la tubería. Incrementos repentinos de la presión pueden hacer estallar la tubería o ser un indicio de complicaciones que se están desarrollando. Mantenga buenas anotaciones. Esté preparado para parar si ocurre algún problema.

Se podrían necesitar cálculos más complejos en un pozo crítico, incluyendo los efectos de la fricción de circulación.

1500 libras de barita que se

agregan al sistema incrementarán el

volumen en aprox-imadamente un

barril.

Requerimientos Estimados de Barita

Volumen Total en el Sistema Activo

BBLSVolumen en las Piletas

Activas

BBLSVolumen de la Sarta de

Perforación

BBLSTotal Volumen Anular

BBLSVolumen entre DP y

Tubo Conductor (Submarina Solamente)

BBLSVolumen Total en el

Sistema Activo

+ + + =

Bolsas por cada 100 Barriles

35 PPGPeso del Lodo de

Control

– =

PPGPeso del Lodo de

Control

PPGPeso Actual del Lodo

14.7– x ÷SXS/BBL

Bolsas por Barril

=

Total Barita Requerida

BBLSVolumen Total en el

Sistema Activo

SXS/BBLBolsas por Barril

SXSTotal Barita Requerida

x =

Incremento en el Volumen a raíz de Agregar la Barita

SXSTotal Barita Requerida

14.7 BBLSIncremento en el

Volumen

÷ =

Velocidad de Mezclado Requerido

SXS/BBLBolsas por Barril

BBLS/MINVelocidad de Circulación

SXS/MINVelocidad de Mezclado

Requerido

x =

Disolución de Lodo de Reserva con Agua

PPGPeso del Lodo de

Control

8.33– =

PPGPeso de Lodo en la Pileta de Reserva

PPGPeso del Lodo de

Control

BBLSVolumen en la Pileta

de Reserva

– x ÷BBLS

Volumen de Agua que hay que Agregar

=


Si se usa un fluido de control, considere el total de barita requerido, la cantidad en el lugar y la velocidad de mezclado requerido. Luego siguen estos cálculos:

1. Bbls in Piletas Activas = 600 bbls (95.4 m³)2. Bbls en el Espacio anular = 509 bbls (80.9 m³)3. Bbls en la sarta de perforación = 139 bbls (22.1 m³)4. Peso Actual del Lodo = 12.5 ppg (1498 Kg/ m³)5. Peso del lodo de control = 13.1 ppg (1569 kg/ m³)6. Peso del Lodo, Pileta de Reserva = 14.7 ppg (1761

kg/ m³)7. Volumen en la Pileta de Reserva = 150 bbls (23.8 m³)8. Tasa de control de pozo (Caudal de Ahogo)= 4.71

bbls/min (0.748 m³/min)9. Golpes al Trépano = 886 emb10. Tasa de control de pozo = 39 stks/min

Los fundamentos para controlar los pozos no son difíciles, pero son vitales. Si no supiéramos cómo aplicar los fundamentos, para matar un pozo tendríamos que depender del método del SWAG (estimaciones científicas al azar). Se debe recabar la información registrada previamente, tales como las tasas de control de pozo, presiones de las tasas de control de pozo y [presiones] máximas permisibles. Mientras más información sepa acerca del amago o surgencia, las condiciones del cierre y sus equipos, tiene mejores probabilidades de realizar un control de pozo exitoso en menor tiempo.

Y recuerde: el programa de cada puesto y las responsabilidades del trabajo son vitales para cualquier operación de torre (equipo) de perforación. Se deben completar todas las actividades de organización y dirección mucho antes de un amago o de una surgencia.t

Tener información exacta es vital para realizar un control de pozo exitoso en el menor tiempo.

RESUMENREQUERIMIENTOS DE BARITINA

fluidos luz

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