metodologã-a para la prevenciã“n de descontrol de pozos petroleros en tierra 2
TRANSCRIPT
INTRODUCCIÓN
En los pozos petroleros, durante los trabajos de perforación, así como también de
otras áreas como la de terminación y reparación, existe la posibilidad de que se
origine un brote de hidrocarburos (fluidos). Esto es debido al desbalancee que existe
entre la presión de formación y la presión hidrostática del fluido de control.
Si los brotes son detectados a tiempo, y, aplicando las medidas inmediatas y
correctas para su manejo en superficie, este deja de presentar un riesgo tanto para la
industria como para la ecología y el personal. En caso contrario, se incrementan los
tiempos y costos de la intervención.
Si el brote no es detectado a tiempo, y no son aplicadas las medidas necesarias y
correctas, o no se tiene la integridad en los sistemas superficiales de control, este
puede manifestarse de una forma violenta en superficie, teniendo como resultado.
En algunos casos los descontroles de pozo pueden alcanzar una magnitud tal que
son considerados siniestros, figura siguiente, provocando la pérdida total del equipo,
del pozo y daños al personal y al medio ambiente.
La ocurrencia de brotes confirma la presencia de hidrocarburos, pero es muy
importante que durante la intervención de un pozo, se eviten eventos como los
anteriormente mencionados, mediante la aplicación de sistemas adecuados de:
Fluidos de perforación
Conexiones superficiales de control.
Equipos superficiales
Prácticas operativas
Personal Capacitado
JUSTIFICACIÓN
La búsqueda de hidrocarburos ha obligado a perforar a mayores profundidades día
con día. Esto exige ala industria petrolera retos cada vez mayores y difíciles de
vencer. Por lo que es de vital importancia para la Unidad de Perforación y
Mantenimiento de Pozos (UPMP) mantener a su personal técnico operativo
entrenando en esta peligrosa disciplina, ya que los cambios tecnológicos derivados
de lo anterior ocurren con mayor celeridad y trascendencia, amenazando dejar atrás
a la mayoría de los involucrados en esta especialidad.
En el ámbito de la industria petrolera el descontrol de pozos es un problema no muy
común, pero al haberlo puede causar pérdidas para la empresa tanto económicas,
como humanas o lesiones a los trabajadores del área.
El propósito de este proyecto, es proporcionar las competencias necesarias y
suficientes para prevenir, detectar y manejar un brote de gas, aceite o agua; con
técnicas y métodos internacionalmente avalados y reconocidos, cabe mencionar que
un yacimiento no necesita tener alta presión para causar un problema serio. Las
zonas productoras de gas o aceite con presión normal contienen suficiente presión
como para causar un brote o un descontrol de pozo.
Por todo esto el control de un brote de gas o aceite requiere de reglas claras. Por lo
que este proyecto las expone de una forma clara, garantizando la adquisición de los
conocimientos requeridos en esta disciplina, A través de una larga experiencia de
técnicos y profesionales de reconocida capacidad y trayectoria laboral, que aportan
sus conocimientos de campo para su mejor compresión y aplicación didáctica que se
verán reforzados en este proyecto. Se pretende enriquecer el acervo bibliográfico de
la institución para beneficio de los alumnos de la carrera de Ingeniería Petrolera, por
carecer de este tipo de información en la biblioteca.
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Actualmente, la industria Petrolera en nuestro país, particularmente en nuestra
ciudad, ha tenido un auge, el famoso "boom petrolero" del que muchas personas
hablan, se ha visto que muchas compañías han venido a nuestra ciudad, el motivo
de esta llegada, es que tenemos un gran yacimiento de hidrocarburos en la zona
norte del estado de Veracruz, y con el oriente del estado de Puebla también.
Entonces, nosotros como estudiantes de la carrera de Ing. Petrolera, necesitamos
estar bien capacitados para poder competir contra los mejores en la industria,
personas que tienen experiencia, otras que, tal vez sin la experiencia pero que
provienen de instituciones muy reconocidas, con muchos años de experiencia.
Por otra parte en nuestra institución, se ve la escases de libros sobre nuestra carrera,
algo que nos oriente al hacer nuestras tareas. Es de suma importancia para la
nosotros como estudiantes de la carrera de Ing. Petrolera, el contar con la
bibliografía adecuada, es por esto, que, nosotros, como estudiantes de este Instituto,
cursando el 5to semestre de la carrera de Ing. Petrolera, y, como un proyecto de
investigación, decidimos en conjunto, hacer una pequeña recopilación de ciertas
bibliografías sobre el tema, de descontrol de pozos. Con esta pequeña recopilación
de textos, se pretende que los alumnos de grados anteriores al 5to semestre, o
también los más avanzados, tengan un apoyo más en la biblioteca de la institución,
donde poder consultar este tema si es de su interés.
OBJETIVO GENERAL
Conocer la metodología para prevenir el descontrol de pozos y que el
alumnado obtenga este conocimiento a través de este trabajo.
OBJETIVO ESPECÍFICO
Determinar que es un descontrol de pozos.
Conocer las causas que provocan el descontrol de pozos.
Metodologías aplicadas en el descontrol de pozos.
ANTECEDENTES HISTÓRICOS DEL CONTROL DE POZOS
Los pozos petrolíferos más antiguos que se conocen fueron perforados en China en
el año 347 e.c.: tenían una profundidad de aproximadamente 250 m y funcionaban
mediante brocas fijadas a cañas de bambú. El petróleo se quemaba para
evaporar salmuera a fin de producir sal. Largos conductos de bambú conectaban los
pozos con las salinas. Numerosos registros de la antigua China y Japón incluyen
varias alusiones al uso del gas natural para iluminar y cocinar. El petróleo fue
conocido como «agua de quemar» en Japón en el Siglo VII.
La industria petrolífera del Medio Oriente se inició alrededor del Siglo VIII, cuando la
calle de la reconstruida Bagdad se pavimentó con alquitrán, derivado de la hulla. En
el Siglo IX se explotaban ya campos petrolíferos en la zona lindante con la actual
ciudad de Bakú, en Azerbaiyán, para producir nafta. Tales campos fueron descritos
por el geógrafo islámico Abu al-Hasan 'Alī al-Mas'ūdī en el Siglo X, y por Marco
Polo en el Siglo XIII, quien estimó que la producción de los pozos era equivalente a
la carga de cientos de navíos.
El petróleo fue destilado por el alquimista persa Muhammad ibn Zakarīya
Rāzi (Rhazes) en el Siglo IX, produciendo queroseno en alambiques, cuyo principal
uso era como combustible de lámparas. Alquimistas persas y árabes también
destilaron petróleo crudo para producir materiales inflamables con propósitos
militares. Así, desde Al-Ándalus, la destilación llegó a estar disponible en el occidente
de Europa hacia el siglo XII.
Los primeros pozos petroleros se perforaban mediante percusión, martillando una
herramienta sujeta a un cable. Poco tiempo después las herramientas de cables
fueron substituidas por la perforación rotatoria, que permitía perforar a mayor
profundidad y en menor tiempo. En 1983 se alcanzó un récord en el pozo Kola
Borehole al norte de Rusia, que alcanzó 12.262 m de profundidad, usando un motor
de perforación no rotatoria en el fango.
Hasta 1970 la mayoría de los pozos petroleros se perforaban verticalmente (aunque
la diferente litología y las imperfecciones mecánicas causaban que la mayoría de los
pozos se desviaran, por lo menos levemente de la vertical). Sin embargo, las
tecnologías modernas de perforación direccional permiten perforar pozos
marcadamente oblicuos y hasta con tramos horizontales, los que pueden llegar a
gran profundidad. Esta posibilidad es importante ya que los yacimientos en rocas que
contienen hidrocarburos son normalmente horizontales o semihorizontales, por lo
que un pozo taladrado horizontalmente logra una mayor superficie en producción que
uno hecho verticalmente, lo que implica una mayor productividad. El uso de la
perforación desviada u horizontal también ha permitido alcanzar depósitos a
kilómetros o millas de distancia de la perforación y ha hecho posible la explotación de
yacimientos de hidrocarburos situados debajo de sitios en los cuales es muy difícil
colocar una plataforma de perforación o bajo áreas ambientalmente sensibles,
urbanizadas o pobladas.
ANTECEDENTES DE DESCONTROL DE POZO EN MÉXICO: DESCONTROL DEL
POZO IXTOC I
En 1971, en la sonda Campeche, petróleos mexicanos inicio trabajos de prospección
marina, habiendo detectado un potencial petrolero de gran magnitud, a la fecha, ha
explorado una superficie de 21,000 km2 dentro del área denominada sonda
Campeche, en la cual en un área de 700 km2 aproximadamente, se ubican los 17
campo petroleros de los cuales se obtiene una producción diaria de 1.7 millones de
barriles, que presenta el 65% de la producción total.
En diciembre de 1978, inicio su perforación el pozo IXTOC a 94 km , al noreste de
ciudad del Carmen, Campeche, y el 3 de junio de 1979, al perforar a 3,627 metros de
profundidad se inicio el descontrol del pozo emanado aceite y gas a presión, formado
una cortina densa de inmediato, por lo que 71 trabajadores que efectuaban la
perforación fueron evacuados si haber ocurrido desgracias personales.
Los primeros trabajos de control del pozo, se realizaron en el preventor del fondo del
mar, logrando cerrarlos el día 24 de junio, sin embargo, solamente durante tres horas
ceso el flujo debido a una rotura bajo los preventores y, bajo estas nuevas
circunstancias se iniciaron los trabajos de perforación de dos pozo de alivio.
Durante los 280 días que siguieron desde el inicio del accidente del Ixtoc-1 (3 de
junio de 1979 hasta el 24 de marzo de 1980) se derramó un volumen aproximado de
3.3 millones de barriles de crudo (530 300 toneladas). De esta cantidad se quemó el
50%, se evaporó el 16%, se recolectó el 5.4% y se dispersó el 28%, según informes
de Pemex.
Se estima que el desastre del Ixtoc-1, erogó 30 millones de pesos (33 872 166.55 de
pesos actuales) diarios para controlar el derrame dando un total de 840 millones de
pesos (948 millones) gastados en todo el desastre, movilizando 200 barcos, 12
aeronaves y 500 hombres.
DESCONTROL DEL POZO LUNA II
El mes de septiembre de 1986 se descontrolo el pozo LUNA II que se localiza en el
municipio de Centla, Tab. A 60 km de la ciudad de Villahermosa, Tab. El pozo se
incendio inmediatamente después de que emitió gas y crudo, y durante 17 días
petróleos mexicanos llevo a cabo actividades para controlar el pozo y finalmente el
dia 7 de octubre logro colocar el cabezal para regular el flujo de pozo hacia la presa
de quema. Durante 19 horas permaneció el pozo apagado para realizar las
maniobras de control emitiendo a la atmosfera gas y crudo que emanaba del pozo.
Con el fin de conocer el impacto ambiental negativo que pudiera ocacionar el
descontrol de pozo, el dia 22 de septiembre de 1986 la comisión de protección y
restauración ecología de la comisión de desarrollo de las zonas petroleras del
estado de Tabasco subcomisión que es la responsable de estudiar las acciones que
debe tomarse para prevenir y corregir daños al medio ambiente de las areas de
operación petrolera, convoco por medio de su coordinador a una reunión
extraordinaria para establecer un programa de trabajo con el objeto de realizar un
diagnostico ambiental para la evaluar el impacto al medio ambiente causado po el
descontrol del pozo.
DESCONTROL DEL POZO TERRA 123
El 1 de noviembre del 2013, el pozo Terra 123 localizado próximo al poblado de
Oxiacaque, en el municipio de Nacajuca, presento una fuga de gas y crudo donde el
personal de paraestatal mantuvo administrado el descontrol del yacimiento.
Trabajadores y unidades contra incendios de los Activos de Pemex Samaria y
Bellota-Jujo, aplican cortinas de agua para enfriamiento y control de la nube de gas,
a la vez que se realizan para colocar una válvula y los trabajos para cerrar la tubería
Protección Civil realizó el protocolo de emergencia para desalojar a tres mil 500
personas del poblado Oxiacaque, ubicado a unos cinco kilómetros del pozo petrolero,
pero fue desactivado el operativo al no existir riesgo, y fueron retiradas un centenar
de vehículos donde se transportaría a esa población.
El funcionario explicó que la fuga de gas se presentó por problemas operativos
durante las actividades de terminación del pozo Terra 123, y agregó que durante
todo el domingo se aplicaron acciones para retomar el control.
Entre las disposiciones adoptadas, se activó el Protocolo de Actuación ante la
posibilidad de efectuar una evacuación, por lo que a las inmediaciones de la zona de
la fuga se enviaron decenas de camiones y combis para trasladar a la población de
la zona a una nave del Parque Tabasco.
REVENTÓN EN EL SUR DE LOUISINA E.U.A.
A menudo los reventones originan daños severos a las tuberías de revestimiento y al
equipo superficial. El problema es tan severo que la confianza sobre la integridad
tubular, solo origina mas perdida de control. En algunos casos, el equipo dañado
puede parecer estar en buenas condiciones, aunque resulte inadecuado cuando se
le necesite. Bajo estas circunstancias, la dinámica del fluido ha probado ser un
elemento invaluable para recuperar el pozo.
En muchas ocasiones, el control de un pozo se relega al reino de la mística.
Podemos mandar personas a la luna, pero la única solución para un reventón se
considera “palabras mayores”. De acuerdo con muchas personas, el control de pozos
y los reventones están exentos de obedecer las leyes de la ciencia. La experiencia
ha mostrado que los reventones son problemas de ingeniería, sujetos a las mismas
leyes físicas de todos los problemas de ingeniería, y que se puede ganar más al
trabajar dentro de los límites de estas leyes que al confiar en el miedo a la
superstición.
Un buen ejemplo de control de un pozo utilizando métodos de ingeniería, se vio
recientemente en un reventón ocurrido en el sur de Louisiana. Este pozo fue
terminado en la formación “frio”, con disparos en el intervalo 14,586 – 14,628. En el
momento del reventón se cerró el pozo, registrando una presión en la tubería de
9,700 lb/pg2, con una presión de fondo cerrado de aproximadamente 12,000 lb/pg2.
Se muestra un esquema de esto en la figura de abajo. La capacidad inicial de
producción del pozo del sur de Louisiana fue mayor de 50 millones de pies cúbicos
de gas, mas de 5,000 barriles de condensado por día. Tres semanas después de la
terminación, se presento una fuga en la tubería de producción y se registraron 5,400
lb/pg2 en la tubería de revestimiento de 7 5/8”, se le descargo la presión de 5,400
lb/pg2 a 1000 lb/pg2 con gas en superficie.
En un intento por reducir la presión de la tubería de revestimiento, el pozo estuvo
produciendo durante seis horas y después fue cerrado. Al siguiente día, la presión en
la tubería de revestimiento de 7 5/8” se había reducido a 1,700 lb/pg2. Se escucho un
ruido estrepitoso en el subsuelo. Después de un corto periodo, la presión superficial
en todas las sartas de tubería era igual a 4,000 lb/pg2 y el pozo tenía un reventón
subterráneo. Se lograron ventas de emergencia y el pozo fue estabilizado en 30
millones de pies cúbicos de gas, mas de 3,600 barriles de condensado por día, a una
presión de flujo en la cabeza del pozo de 4,000 lb/pg2 y una temperatura superficial
de 200 °F.
Las operaciones subsecuentes revelaron que la tubería de 2 7/8” se había roto a 164
pies debajo de la superficie, y que las tuberías de revestimiento de 7 5/8” y 9 5/8”
había fallado. De manera que la tubería de revestimiento y la zapata de 13 3/8” a
3.538 pies estuvieron expuestas a la presión total de la cabeza del pozo.
A esto siguieron 5 semanas de procedimientos convencionales y de rutina para el
control de pozos, sin tener éxito alguno. De hecho, debido a la falta de integridad de
los arietes dentro de los preventores del arreglo del snubbing, las condiciones del
pozo se habían deteriorado. Después de 6 semanas, la canasta del snubbing se
encontraba a 120 pies arriba del terreno. La creciente preocupación fue que quizás
no fuera posible el control superficial y que tendrían que iniciarse las operaciones del
pozo de alivio; o que quizás el gas surgiera a la superficie, originando una perdida
total de control superficial, además de los graves peligros en las vidas, los recursos y
el medio ambiente.
Después de 6 semanas de llevar e cabo métodos convencionales de control, se
deicidio controlar el pozo con la dinámica del fluido. El uso de la dinámica del fluido
en el control de pozos es tan viejo como la industria misma. El uso de la dinámica de
fluidos “de ingeniería”, sin embargo, fue primeramente reportado en 1977 y describe
lo que hoy día se conoce como el “momentum para matar”.
1 METODOLOGÍA PARA LA PREVENCIÓN DE DESCONTROL DE POZOS
PETROLEROS EN TIERRA
1.1 METODOS PARA CONTROLAR POZOS.
Existen técnicas para controlar un pozo. Ya sea que haya ocurrido un brote durante
la perforación o el reacondicionamiento o si hay que controlar un pozo vivo, los
fundamentos son los mismo. Estos métodos mantiene la presión en el fondo del pozo
al nivel deseado, lo cual normalmente es igual a por encima de la presión de
formación, para a si evitar un mayor influjo, del fluido de la formación. En los pozos
vivos, no siempre es deseable matar el pozo, sino más bien controlar la presión la
presión e un nivel que se pueda manejar y que sea seguro. Algunas técnicas
proveen los métodos para la circulación de un fluido de control o para que el pozo
alcance un nivel de control de presión, Otras técnicas de bombeo permiten que se
bombee un fluido en el pozo sin retórnalo en la superficie. Las técnicas que no tiene
que ver con el bombeo permiten controlar la presión de la formación y/o permiten que
una herramienta entre o salga del pozo con deslizamiento.
Todas estas técnicas tienen metas comunes que es controlar el influjo de la
formación que está produciendo y evitar también la pérdida de la circulación. La
diferencia en estos métodos está en si se incrementa el peso del fluido y si haba
circulación dentro del pozo.
1.1.2 COMO DOCUMENTAR EL CONTROL DE POZO.
Durante cualquier operación para controlar un pozo, la recolección de datos y la
documentación son unas herramientas valiosas, ayudando a organizar la operación y
a dar confianza a aquellos que están realizando el trabajo. La cuadrilla puede saber
que esta pasando y sentir que tiene el control de la situación. Pero tener la
documentación apropiada es uno de los aspectos más descuidados de las
operaciones para controlar pozos. Registros claros y concisos son esenciales para
asegurar que se mantenga la presión apropiada y que se pueda identificar y evaluar
las tendencias, a si como también documentar los sucesos inusuales.
Las soluciones a muchas complicaciones son evidentes cuando existen buenos
registros que ilustran el problema, es decir la documentación y la lectura de
parámetros así como su registro son la base del control de pozos y de cualquier
control en la industria.
A continuación se presenta una hoja de datos de operación del control de pozos en
el cual se ilustra el formato y las variables que debe registrar el operador para
verificar que cierto equipo de control cumpla con los parámetros o para registrar
anomalías que esté presente.
1.1.3 TECNICAS DE CIRCULACION.
Hay tres métodos comunes que se usan para la circulación en el control de pozos.
Son el método de l perforador, el método de esperar y pesar y el método
concurrente.
Las diferencias entre los mismo son cuando hay que circular la surgencia y sacarla
del pozo, y cuando hay que bombear el fluido de control si se ha decidido que se
matara el pozo. Todos estos métodos son a presión constante en el fondo del pozo.
Esto significa que después de que se cierra el pozo, hasta el momento en que se lo
controla la presión en el fondo del pozo y debe mantenerse en, o un poco por encima
de la presión de la formación. Si se puede lograr esto sin perder la circulación y sin
una falla de los equipos, se puede controlar el pozo si la toma de más fluido desde la
formación.
1.1.4 RESPUESTA DEL ESTRANGULADOR.
Es esencial tener conocimientos sobre lo que hay que esperar en cualquier
operación de control de pozo. Si se mantiene la presión en o a través del
estrangulador, se controla la presión en todo el pozo. Respuestas inapropiadas
pueden llevar a un influjo adicional, fallas en la formación y/o los equipos.
Hay varios momentos críticos en los que se debe tomar una acción apropiada.
El arranque de la bomba: A medida que se conecta la bomba, se impondrá un
incremento en la presión que se sentirá en todo el sistema. Al mismo tiempo que la
presión en la tubería de revestimiento comienza a incrementarse, se debe abrir
rápidamente el estrangulador de su posición cerrada para permitir que el fluido se
purgue a través del mismo, pero solo hay que abrirlo lo suficiente para que la presión
se mantenga constante.
Ajustes apropiados al estrangulador: Una vez que la bomba esta funcionando
a la velocidad correcta, se hacen los ajustes para mantener la presión de circulación
apropiada. Si cree que la presión de la tubería de perforación esta demasiada alta,
hay que determinar la cantidad en exceso con la mayor exactitud posible. Esta es la
cantidad de la presión que debe ser purgada desde la tubería de revestimiento, por
medio de ajustes con el estrangulador. Hay que determinar la presión que se debe
purgar de la tubería de revestimiento para poder corregir la presión de la circulación
en la tubería de perforación.
Quizás uno de los errores mas comunes es mirar el manómetro del indicador
de posición del estrangulador y suponer que cada incremento ajustara la presión por
la misma cantidad. La tasa de flujo y las pérdidas de presión a través de un orificio
no son lineales a medida que se incrementa o se disminuye el orificio del
estrangulador, la escala del indicador del estrangulador no presenta ajustes
calibrados de la presión.
Gas en el estrangulador: El tipo de fluido, la tasa de flujo y el tamaño de los
estranguladores esta relacionados con el mantenimiento de las presiones correctas.
Si un tipo de fluido diferente pasa por el estrangulador, su coeficiente de fricción y
tasa de flujo incrementara o disminuirá. En este caso cuando el gas choca contra o
sigue el fluido por el estrangulador. Puede haber una caída repentina de presión del
estrangulador, si esto acurre, la presión disminuirá en todo el pozo, lo cual
potencialmente puede causar otro amago de reventón.
Se debe registrar la presión durante todas las operaciones. Si la presión
disminuye repentinamente, consulte el valor registrado y de inmediato ajuste el
estrangulador hacia la posición mas cerrada hasta que se obtenga el último valor
registrado.
A medida que el gas sale por el estrangulador, lo reemplaza el líquido. Esto
por subsiguiente resulta en un incremento de la presión de circulación en la tubería
de perforación. Se debe determinar la cantidad de incremento en la tubería de
perforación y ajustar el estrangulador hacia la posición mas abierta para bajar la
presión de la tubería de perforación hasta el valor programado. Se puede repetir este
paso varias veces mientras esta circulando el gas por el estrangulador.
Flujo de gas por el estrangulador: El gas requiere una abertura de orificio de
un tamaño mucho más pequeño que un líquido, para mantener la misma presión.
Cuando el fluido que sigue el gas golpea contra el estrangulador, resulta en un
incremento repentino en la fricción y en el incremento de la presión. Este incremento
en la presión puede causar una falla en la formación. Consulte de inmediato con el
cuadro de registro de la presión y ajuste la presión de la tubería de revestimiento
hasta el último valor registrado (antes de que el fluido chocara contra el
estrangulador) mediante el ajuste del estrangulador hacia la posición más abierta. Dé
suficiente tiempo de retraso para corregir la presión en todo el sistema y reajuste
según sea necesario.
Apagado de la bomba: Si el pozo, aún está vivo (no se bombeará ningún
líquido para matar el pozo por el momento) y se lo tiene que cerrar, los objetivos son
no provocar presiones atrapadas durante el pare de la bomba ni permitir que más
fluido de la formación entre al pozo. Cuando se disminuye la velocidad de la bomba,
la presión de la circulación decae y el flujo por el estrangulador disminuye. Si
empieza a caer la presión de la tubería de revestimiento, ajuste el estrangulador
hacia la posición más cerrada, para mantener el último valor registrado antes de que
la bomba salga de línea. A medida que la velocidad de la bomba se reduce
nuevamente, la presión volverá a caer y es necesario ajustar el estrangulador
nuevamente. Una vez que la bomba se detiene, quizás haya que cerrar rápidamente
el estrangulador para mantener una presión programa. Si la presión cae por debajo
de los valores programados, puede que haya un influjo adicional. Por otra parte, las
presiones altas pueden provocar un derrumbe de la formación.
MÉTODO DEL PERFORADOR
El Método del Perforador es una técnica utilizada para circular y sacar los fluidos de
la formación del pozo, independientemente de si se controla el pozo o no. A menudo
se usa para quitar las surgencias, descomprimido durante un retorno (trépano a
superficie). El Método del Perforador es sencillo y directo. Es importante entender las
técnicas y las ideas que se usan en el Método del Perforador, porque otros métodos
de control de pozos, incorporan muchos de sus principios. En ciertos casos, sin
embargo, el Método del Perforador puede causar presiones algo más elevadas en la
tubería de revestimiento respecto de otras técnicas además requiere más tiempo
para ahogar el pozo.
Es ideal para ser aplicado durante las maniobras. Una vez que vuelve el fondo, la
columna del fluido anular circula y se quita el influjo. También se usa donde no se
necesitan o no están disponibles los materiales para incrementar el peso. Además,
se usa para quitar amagos de surgencias de gas, donde las altas tasas de migración
pueden causar problemas durante el pozo cerrado. También se puede usar donde
hay recursos limitados de personal y/o equipos. Sin embargo, no se usa a menudo
en aquellos pozos donde se anticipa o se espera que habrá una pérdida de
circulación.
Con el Método del Perforador, el primer amago se circula y se saca del pozo. Luego,
si el pozo está con un balance por debajo de lo normal, se reemplaza el fluido con
uno que ejerza más presión que el de la formación (que el del descontrol). A
continuación está el procedimiento para el Método del Perforador:
1. Cierre el pozo después del amago.
2. Registre las Presiones de Cierre en la Tubería de perforación (SIDPP) y de Cierre
de la Tubería de revestimiento (SICP), estabilizadas.
3. De inmediato circule y saque el fluido invasor (el descontrol) del pozo.
4. Al terminar esto, cierre el pozo por segunda vez.
5. Si es necesario, se incrementará el peso del fluido (la densidad).
6. Se circula el pozo por segunda vez con un fluido nuevo y más pesado para
recuperar el control hidrostático.
REVISIÓN DEL MÉTODO DEL PERFORADOR PARA CONTROLAR UN POZO
1. El pozo está cerrado.
2. Registre las presiones de la Tubería de perforación (SIDPP) y de la tubería de
revestimiento (SICP), pozo cerrado.
3. Inicie la circulación manteniendo la presión de la tubería de revestimiento
constante (SICP constante) hasta que la bomba esté en la tasa seleccionada de
control de pozo.
4. Cuando la velocidad de la bomba ha alcanzado la tasa de control de pozo, registre
la presión de la tubería de perforación y manténgala constante haciendo los ajustes
necesarios al estrangulador. La presión de la tubería de perforación debería ser igual
a la suma de la SIDPP y la presión de la tasa de control de pozo de la bomba.
5. La presión en la tubería de perforación y la velocidad de la bomba se deben
mantener
constante hasta que el descontrol haya sido circulada y esté fuera del pozo.
6. Luego se cierra (o se circula) el pozo y se incrementa el peso del fluido.
7. Se prepara un fluido más pesado y se empieza la circulación de nuevo. Ya sea, se
sigue un cuadro de presión o la presión de la tubería de revestimiento se mantiene
constante (suponiendo que no haya ningún influjo adicional, hasta que la tubería de
perforación esté llena del nuevo fluido pesado.
8. Cuando la tubería de perforación se llenó con el fluido pesado, se debe mantener
la Presión Final de Circulación (FCP) hasta que el espacio anular haya sido
desplazado con el fluido de control.
MÉTODO DE ESPERAR Y PESAR
El método de esperar y pesar es una combinación de diferentes ventajas y
desventajas inherentes a los métodos de control de pozo manteniendo constante la
presión del fondo (BHP). El método de esperar y pesar mata el brote en el tiempo
más corto y mantiene los rangos de presiones del pozo y de la superficie más bajas
que cualquier otro método. Necesita de buenas instalaciones de mezclado para
pesar el fluido, cuadrillas completas y ayuda adicional de la supervisión. En la
mayoría de los equipos de perforación marinos todo esto está disponible, así como
en las operaciones profundas o geopresurizadas en tierra. Para algunas de las
empresas este es el método que prefieren para controlar un pozo.
En el método de esperar y pesar, el pozo se cierra después de un amago. Se
registran las presiones estabilizadas y el volumen de la ganancia registrada en
superficie. El peso del fluido se incrementa antes de empezar a circular, de ahí el
nombre, esperar y pesar. Luego, el fluido pesado se circular por el pozo,
manteniendo la densidad y las presiones correctas, durante el control del pozo. En la
práctica real, es raro controlar un pozo en una sola circulación debido al
desplazamiento ineficiente del fluido por el espacio anular. Esto es una realidad con
cualquier método que emplee para controlar un pozo.
A continuación están los procedimientos para Esperar y Pesar:
1. Se cierra el pozo después del amago.
2. Se registran las Presiones de la Tubería de perforación (SIDPP) y la Tubería de
revestimiento (SICP) estabilizadas.
3. Se densifica el lodo hasta el peso calculado para el fluido de control.
4. Cuando las piletas activas están densificadas, empieza la circulación.
5. Se sigue una tabla de presión de circulación, versus el volumen de fluido
bombeado de control por el pozo.
REVISIÓN DEL CONTROL ESPERAR Y PESAR
1. Se cierra el pozo después de un descontrol y se registra la información sobre la
SIDPP, SICP estabilizadas y el tamaño del descontrol.
2. El primer cálculo debería ser el de la densidad del fluido de control.
3. El resto de la hoja de trabajo se completa mientras que se incrementa la densidad
del fluido en las piletas o fosas activas.
4. Cuando está listo para circular, la bomba se pone a la velocidad de la tasa de
control, mientras se mantiene la tubería de revestimiento apropiado (contrapresión)
con el estrangulador ajustable.
5. Mantenga la presión de la tubería de perforación (o tubería) de acuerdo con el
cuadro de presión. Todos los ajustes de presión empiezan con el ajuste de la tubería
de revestimiento (contrapresión) desde el estrangulador. Se debe registrar cada
ajuste en la presión.
6. Cuando el fluido pesado alcanza el trépano, mantenga la presión de la tubería de
perforación (o tubería) en la Presión de Circulación Final hasta que el fluido de
control pesado regresa a la superficie.
7. Si la presión de la tubería de perforación no es correcta, se debe ajustar a su valor
apropiado. Para hacer esto, determine la cantidad de presión (alta o baja) que se
debe corregir. No lo estime. Generalmente no se consideran los pequeños cambios
de menos de 50 psi (3,45 bar) a no ser que la presión baja o excesiva sea crítica). Se
debe sumar o restar la cantidad de presión que se necesita del valor de la tubería de
revestimiento (contrapresión). Se debería tomar en cuenta el tiempo de retraso para
que este cambio en la presión se refleje en el medidor.
MÉTODO DEL CONCURRENTE
Al método concurrente, que involucra pesar el fluido mientras se está en el proceso
de circular y sacar el amago del pozo, también se le ha llamado el método de circular
y pesar o el método de incrementar el peso lentamente. es un método primario para
controlar pozos con una presión de fondo constante para ejecutar el método
concurrente se requiere hacer algo de contabilidad y cálculos, mientras está en el
proceso de circular y sacar el amago del pozo, porque podrían haber densidades
diferentes e intervalos irregulares en la sarta dado que hay que hacer algunos de los
cálculos muy rápidamente, a menudo el personal operativo ha optado por el método
del perforador o el método de esperar y pesar, rechazando el método concurrente
por ser demasiado complicado.
La recolección de los datos necesarios resulta ser una herramienta muy valiosa en
cuanto a ayudar organizar las operaciones de control y dar confianza a los que están
haciendo el trabajo. En resumen, ellos pueden saber qué está pasando y sentir que
están controlando la situación. Se necesita registrar dos columnas de datos, además
de lo que normalmente se lleva (es decir, los cambios de presión que se requieren a
medida que cambia el peso del fluido versus cuándo los diferentes fluidos entran a la
sarta y llegan el trépano).
Algunos operadores requieren que los datos para el método concurrente se registren
aun cuando tienen la intención de usar el método del perforador o el método de
esperar y pesar. De esta manera, estando los datos necesarios siempre disponibles,
se puede recurrir al método concurrente en caso de problemas en el proceso de
incrementar el peso del fluido sin tener que cerrar y luego volver a establecer la
circulación. (es durante el arranque y el cierre que es más probable que ocurran
pérdidas de circulación o amagos secundarios). Por lo tanto, en vista de las
potenciales ventajas ofrecidas por el método concurrente, se recomienda que se
mantengan registros adecuados durante el proceso de circular y sacar cualquier
amago o descontrol.
MÉTODO VOLUMÉTRICO PARA CONTROLAR POZOS
Se puede describir el método volumétrico como un medio para proveer una
expansión controlada del gas durante su migración. Se puede usar desde el
momento en que se cierra el pozo después de un amago o descontrol, hasta que se
pueda poner en marcha un método de circulación y se pueda usar, para traer un
brote de gas a la superficie sin usar una bomba. A igual que con otros métodos de
presión constante en el fondo del hoyo, el método volumétrico está basado en los
principios de la ley de gas. Cambia la presión por volumen en el momento apropiado
para mantener una presión en el fondo de hoyo que es igual a, o un poquito más alta
que, la presión de la formación con el descontrol, sin exceder la presión de fractura
de la formación.
La intención del método volumétrico no es la de controlar el amago de un reventón,
sino más bien es un método para controlar las presiones de fondo y en la superficie
hasta que se puedan iniciar los procedimientos de control. En los casos de amagos
descomprimidos, se puede usar este método para traer el influjo a la superficie. Y,
siempre y cuando que no se permita el ingreso de ningún flujo adicional, las técnicas
volumétricas se pueden usar para reemplazar el gas con fluido para que el pozo
vuelva a tener el control de la presión hidrostática. Los efectos del gas que va
migrando por el hoyo hacia arriba, ya se ha comentado previamente en este manual
en la teoría de brotes. La preocupación principal es que el gas que migra puede
causar incrementos en la presión en la superficie, en el fondo y en todo el pozo que,
a su vez, podrían causar la falla de los equipos en la superficie o de la tubería de
revestimiento, o una falla en la formación con las resultantes pérdidas de retornos y
posiblemente un reventón subterráneo. El método volumétrico reduce estas
presiones altas por medio de una purga sistemática de fluido para permitir la
expansión del gas.
Hay varias situaciones en que se podría aplicar el método volumétrico.
La sarta está fuera del hoyo.
Las bombas no pueden operar debido a algún malfuncionamiento mecánico o
eléctrico.
La sarta está taponada.
Hay un período de cierre como para incrementar el peso del fluido de
perforación antes de usar Esperar y Pesar, o para reparaciones en los equipos
de superficie (estrangulador, tubería, mezcladores de fluido, etc.).
Un derrumbe en la sarta de perforación que impide el desplazamiento del brote
por uno de los métodos de circulación.
La sarta está a una distancia considerable del fondo y el amago del reventón
está por debajo de la sarta.
Se acumula presión en la tubería de revestimiento en un pozo de producción o
inyección debido a una fuga en la tubería o el empaque.
Durante operaciones de deslizamiento (stripping) o intervención con presión.
Por lo general se puede determinar la necesidad de usar el método volumétrico por
el comportamiento de la presión en la tubería de revestimiento tan pronto como
apenas unos minutos después de que se ha cerrado el pozo. Si la presión en la
tubería de revestimiento no se incrementa después de unos 30 minutos,
probablemente no hay ningún gas asociado con el brote. (con excepción de los
pozos con fluido a base de aceite o que están sumamente desviados, donde la
solubilidad o el ángulo del hoyo puede impedirlo o hay una migración lenta.) Si la
presión de la tubería de revestimiento sigue incrementándose por encima de la
presión de cierre original, hay gas. existe la posible necesidad de usar el método
volumétrico cuando hay demoras en iniciar un método de circulación principal.
INYECTAR Y PURGAR (LUBRICACIÓN)
El método de inyectar y purgar a menudo es una continuación del método
volumétrico y se utiliza una vez que el fluido del brote de reventón llega al cabezal
del pozo. También se usa si las perforaciones o los puertos giratorios de la tubería
están taponados o la tubería está llena de arena o taponada, y no es factible circular
porque las presiones se elevarían en el pozo y comenzarían a alcanzar los valores
máximos clasificados para el cabezal del pozo.
En el método de lubricar y purgar, el fluido se bombea en el pozo y se permite que
caiga por el espacio anular. Se debe dar suficiente tiempo para que el fluido empiece
a afectar (incrementar) la presión hidrostática en el espacio anular. Dado que se le
agregó una presión hidrostática al pozo, se puede sacar o purgar una contrapresión
que sea igual al incremento por la hidrostática. Para empezar a lubricar y purgar, el
fluido se debe bombear al pozo. Este fluido debe medirse cuidadosamente. Del
número de golpes de la bomba o de la medición del volumen bombeado, se puede
calcular la altura del fluido cuando está en el hoyo. Una vez que se conoce la altura,
se puede determinar el incremento que se ha generado por la presión hidrostática.
Este valor es lo que se purgará en la superficie.
DESLIZAMIENTO POR EL PREVENTOR ANULAR
El preventor anular es el mejor cabezal de deslizamiento que generalmente se
encuentra en el equipo de perforación. Es más rápido y más fácil de usar el preventor
anular que los arietes o una combinación de ambos. Hay límites y algunos puntos
especiales que hay que verificar antes de usar el preventor anular.
ANTES DE UTILIZAR EL PREVENTOR ANULAR
1. Verifique el reservorio del acumulador para ver si tiene fluido.
2. Si no hay gas presente, se debe relajar la presión de cierre del preventor anular
hasta que el preventor tenga una pequeña fuga cuando mueve la tubería para así
proveer lubricación. Recuerde que cualquier fluido que se ventee del pozo para
lubricar el empaque debería ser atrapado en un tanque de maniobras. Las
características de los preventores anulares varían; se debe usar la presión de cierre
recomendada por el fabricante para ajustar la presión si no se puede ver la parte
superior del preventor anular. Si hay gas debajo de los BOP, se debe hacer un sello
a prueba de fugas.
3. Asegúrese que la válvula reguladora de presión para el preventor anular aliviará la
presión de vuelta por la válvula. Esta válvula es clave para el movimiento del paquete
del preventor por las roscas de unión. Debe funcionar de manera que evite rasgar el
empaque.
4. Las líneas para cerrar el anular deben ser cortas y lo suficientemente grandes en
diámetro como para permitir que el fluido de cierre se mueva. El uso de una pequeña
botella de acumulador en la línea de cierre cerca del preventor anular es una
verdadera ventaja para evitar el desgaste durante el deslizamiento.
5. Los preventores anulares quizás dejen que las gomas de los protectores les
atraviesen. Se deben quitar cuando está deslizando hacia adentro. Cuando está
deslizando hacia afuera, se deberían usar técnicas de deslizamiento anulares para
arietes para así evitar la posibilidad de fugas (a medida que los diseños acanalados
se deslizan por el anular) o que se caigan las gomas del protector (si no pasan por el
empaque).
6. Limite la velocidad de la tubería. Pase las roscas de unión lentamente por el
preventor. Un segundo por pie es una buena tasa para recordar y todavía más lenta
en las roscas de unión. Al fin y al cabo, es el operador del estrangulador que debería
fijar la velocidad.
7. Roscas de unión o cuellos de tuberías filosas o ásperas crean un desgaste
excesivo en los elementos anulares.
8. Utilice un lubricante en un tazón encima del preventor anular cuando está
deslizando hacia adentro. El aceite soluble y agua, una suspensión de bentonita y
agua son todos buenos lubricantes.
DESLIZANDO EN EL HOYO CON EL PREVENTOR ANULAR
Cuando está deslizando en el hoyo, se tendrá que liberar fluido del hoyo en una
cantidad que sea igual al total del área de la sección cruzada
(desplazamiento/capacidad) de la tubería. La manera más fácil de hacerlo es la de
mantener la presión anular constante cuando vuelve al hoyo para que la tubería
desplace la cantidad correcta de fluido, con excepción de cualquier desplazamiento
de un amago de reventón o migración de gas que va hacia arriba. Verifique la
cantidad de fluido desplazado en un tanque de maniobras. Si los volúmenes
desplazados no corresponden a los cálculos, hay que hacer ajustes en la presión. Si
la presión del estrangulador se mantiene constante antes de la purga, cuando la
tubería entra al amago de reventón el largo del amago de reventón se incrementará
debido al espacio libre reducido entre la tubería y el hoyo. Por lo tanto, se debe
corregir la presión del estrangulador.
DESLIZANDO FUERA DEL HOYO CON EL PTREVENTOR ANULAR
Si se utiliza un flotador del tipo que se bombea para abajo, asegúrese de que esté
asentado antes de empezar a jalar la tubería. Recuerde de mantener abiertas las
válvulas de seguridad cuando está jalando la tubería en caso de que haya una fuga
en el flotador, no incrementará la presión en la tubería. Cuando está deslizando hacia
fuera del hoyo, habrá que bombear el fluido en el espacio anular para mantener lleno
el hoyo. Hay varias maneras de hacer esto, pero la mejor manera es la de hacer los
arreglos para circular por la columna del preventor de reventones desde la línea de
control hasta la línea del estrangulador. Una bomba de un cementador, generalmente
funciona mejor que la bomba del equipo de perforación. La contrapresión, que
inicialmente está a aproximadamente 100 psi (6,89 bar) más que la presión de la
tubería de revestimiento, se mantiene desde el estrangulador. A medida que la
tubería se jala, el llenado por la circulación encima de la parte superior debería ser
automático. El fluido debería ser tomado de un sólo tanque que tiene un sistema de
medición exacto. Después de cada parada, se debe comparar el desplazamiento
total de la tubería con el fluido que realmente fue tomado por el pozo. La presión de
la tubería de revestimiento debería mantenerse constante y se pueden hacer las
correcciones en el volumen que se está bombeando en el hoyo por medio de ajustar
el estrangulador.
La bomba debe quedar prendida a lo largo de la actividad. Cuando está deslizando
fuera del hoyo, la presión de la tubería de revestimiento debería disminuir a medida
que se sacan los portamechas del fluido del amago de reventón. Sin embargo, la
migración del gas hacia arriba y algo de arrastre hacia arriba tenderán a incrementar
la presión en la tubería de revestimiento. De nuevo, se hacen las correcciones a la
presión de la tubería de revestimiento según el Método Volumétrico. Cada tres o
cuatro paradas o tiros, quizás sea necesario usar los arietes de la tubería para
deslizar las gomas de la tubería por un preventor anular abierto. Si es posible, libere
la presión entre el ariete de la tubería y el preventor anular antes de abrir el preventor
anular.
De nuevo, deben haber buenas comunicaciones entre el operador del estrangulador
y el perforador. Mientras está deslizando hacia afuera, en algún punto no habrá
suficiente peso de la tubería para que la tubería se quede en el pozo contra la
presión del hoyo. Tome las previsiones necesarias y emita las advertencias para
proteger a la cuadrilla.
PERFORACIÓN CUBIERTA DE LODO
La Perforación Cubierta de Lodo permite continuar con la perforación a la vez que
maneja una pérdida de circulación severa en un entorno excesivamente presurizado
y mantener el control del pozo. Se utiliza donde no se pueden circular los retornos de
vuelta a la superficie. También se usa si la presión en el espacio anular en la
superficie se aproxima a los límites operativos, con una pérdida excesiva de fluido de
perforación, o si se excede la capacidad para manejar el fluido en la superficie. En
las técnicas cubiertas de lodo, la parte superior del espacio anular se carga con un
fluido pesado y viscoso llamado una cubierta de lodo. La presión hidrostática que
ejerce la cubierta de lodo empuja los fluidos de perforación, los fluidos de la
formación y los recortes de la perforación a la zona más débil que está expuesta en
el hoyo abierto, y la perforación continúa mientras se bombea un fluido más liviano
que el peso del control, compatible con la formación, por la sarta de perforación.
La perforación cubierta de lodo no requiere equipos en la superficie para manejar y
procesar el fluido en la superficie. Sí requiere presiones elevadas en la tubería de
perforación/bomba para generar suficiente fuerza para equilibrar la presión de la
formación e inducir y antener la inyección del fluido en la zona más débil. La
perforación cubierta de lodo ofrece ventajas donde no se pueden perforar la
formación utilizando los métodos (PWD o en producción) convencionales o con
insuficiente contrapeso de lodo.
VENTAJAS DE LA PERFORACIÓN CUBIERTA DE LODO
Elimina el tiempo perdido y dinero gastado en combatir la pérdida de
circulación.
Reduce la presión de superficie en el espacio anular.
Es menos complejo que la perforación en sub balance (Produciendo).
Elimina los hidrocarburos, H2S en la superficie
Minimiza los requerimientos de procesamiento de fluidos en la superficie.
Requiere menos planificación ambiental que la perforación en sub balance
(PWD).
DESVENTAJAS DE LA PERFORACIÓN CUBIERTA DE LODO (MUDCAP
DRILLING)
Necesita más planificación que la perforación convencional.
Los requerimientos logísticos se incrementan en comparación con la
perforación convencional.
Las operaciones de perforación y maniobras son más complejas que con la
perforación convencional.
Necesita equipos de bop giratorios con presión más alta que la perforación
convencional y PWD.
Requiere presiones de bombeo más altas que podría requerir modificaciones
en el equipo de perforación existente o la selección de una bomba alternativa.
Incrementa la necesidad de personal altamente capacitado y competente.
Incrementa la posibilidad de que la sarta de perforación se atasque en el
punto de inyección ya sea por la presión diferencial o
recortes/empaquetamiento.
Incrementa la posibilidad de daños a la formación.
No se pueden obtener muestras de los recortes de perforación y fluidos
debido al cierre del pozo en la superficie.
Hay varias técnicas de perforación con cubierta de lodo, incluyendo presurización y
sin presurización. En la presurizada, se mantiene una presión entre 150 a 200 psi
(10.34 a 13.79 bar) en el espacio anular. La perforación con cubierta de lodo
presurizada permite que el control de la presión del espacio anular indique los
cambios en el fondo del hoyo. Se mantiene la presión contra un preventor de
reventones principal giratorio o de control, al cual muchas veces lo llaman el
Dispositivo de Control Giratorio (RCD). En la técnica no presurizada, se mantiene la
presión en el espacio anular en cero. Esto no permite controlar la presión en el
espacio anular. Se puede esperar que el nivel del fluido en el espacio anular vaya a
subir y bajar a medida que avanza la perforación. La presión hidrostática de la
cubierta de lodo se mantiene por medio de variar la densidad y la altura de la
cubierta de lodo en el espacio anular y quizás sea necesario bombear más fluido
pesado y viscoso en el espacio anular. En la técnica de la cubierta de lodo flotante,
han ocurrido pérdidas de circulación, pero la perforación procede con el fluido en el
espacio anular que busca un nivel de equilibrio. La cubierta de lodo es el nivel de
equilibrio hasta el nivel de perforación. En las técnicas anteriores, el fluido de la
cubierta de lodo generalmente es el lodo de perforación con propiedades tixotrópicas
y suficiente densidad para dar una presión hidrostática que sea mayor que las
presiones en los poros de la formación. La viscosidad debe ser alta para minimizar la
migración de gas y tener la capacidad de quedarse en el espacio anular.
Generalmente, el fluido de la cubierta de lodo está ubicada dentro de una sección
revestida en el espacio anular. Se puede anticipar que habrán algunas pérdidas de la
cubierta de lodo en la formación y el diseño del fluido de la cubierta de lodo debería
tratar de minimizar los daños a la formación.
El fluido de perforación que se inyecta por la sarta generalmente es un fluido claro
que produce menos presión hidrostática que la presión de la formación. Dado que el
fluido de perforación se bombea en la formación, el costo es un factor importante en
la selección del fluido óptimo de perforación. Otro factor es la compatibilidad con los
fluidos de la formación. A menudo se usan fluidos claros con una densidad y
viscosidad mínimas. Sin embargo, con una torsión excesiva o acumulación de
recortes, quizás sea necesario incrementar la viscosidad del fluido de perforación. Se
debe seleccionar cuidadosamente los polímeros y agentes de viscosificación (por
ejemplo, la bentonita) dado que ambos pueden causar daños irreversibles de matriz
a las formaciones fracturadas.
CONTROL DE POZOS CON PERFORACIÓN CON AIRE
Por lo general, un amago de reventón se define como la intrusión no deseada de
líquido o gas en el hoyo. Los principios de la perforación con aire permite los amagos
de reventón hasta que la formación esté produciendo a una tasa lo suficientemente
grande como para que se tenga que dejar de perforar con aire o las condiciones ya
no sean seguras. Cuando las tasas del influjo son demasiadas altas, se podría tomar
la decisión de llenar el hoyo con fluido o agua y controlar el pozo. En muchas áreas,
es muy raro cerrar el pozo, a no ser que haya una falla de los equipos, o si se
encuentran presiones y producción más altas de las esperadas. (Esto impide que se
incremente la presión en el hoyo y la zapata de la tubería de revestimiento).
Según regiones y las prácticas aceptadas en el área, la técnicas para controlar un
pozo pueden diferir. En algunas áreas el cambiar de la inyección de aire a la
inyección de agua (recibiendo todavía los retornos por medio de la línea de desalojo)
es una práctica común. En otras áreas, se puede usar agua, pero lo retornos se
reciben en la línea del estrangulador. En otras áreas, los pozos se cierran
completamente y el hoyo lo llenan por medio de bombear a través de una línea de
control (utilizando un método similar al de Lubricar y Purgar).
En las áreas donde la perforación con aire es una práctica aceptada, una
consideración común cuando es necesario controlar el pozo es la de ahorrar agua.
Muchas veces el agua es escasa y no siempre se encuentra en el sitio. En algunas
áreas se usa agua dulce, pero muchas veces es salmuera producida de pozos que
están en el área. Ésta se debe transportar y almacenar en tanques o fosas de
almacenamiento. Las provisiones son limitadas y se hacen esfuerzos para reducir las
pérdidas en el hoyo. Ya sea que se reciban los retornos por medio de una línea de
desalojo o por la línea del estrangulador, la mayoría de las técnicas de control
bombean agua por la sarta de perforación hasta el trépano. Se usa una tasa de
bombeo alta debido al vacío en la sarta de perforación. El vacío es simplemente la
formación de producción que jala una succión en la tubería de perforación. También
hay una enorme diferencial entre el peso del agua que se está bombeando y los
gases de la formación en el espacio anular. Por estos motivos, el agua se bombea a
una tasa alta por la sarta de perforación. En muchas áreas es común disminuir la
tasa de bombeo justo antes de que se calcula que el agua llega al trépano para evitar
un incremento repentino (u oleaje) de presión en la bomba. De aquí en adelante, se
pueden usar diferentes técnicas. Estas técnicas dependen principalmente de la
geología, las gradientes de fractura estimadas o conocidas de la formación, qué
equipos están disponibles o que se pueden armar y qué funciona mejor para esa
área. La técnica más sencilla es la de continuar bombeando a una tasa alta. Una vez
que se haya acumulado suficiente hidrostática de agua en el espacio anular, la
formación deja de fluir y el pozo está controlado.
Otra técnica que da un control más preciso de la presión es la de circular por un
estrangulador. Dado que el sistema del estrangulador tiene un diámetro más
pequeño que la línea de desalojo, al circular por el estrangulador se impondrá más
contrapresión en el pozo. Esa contrapresión adicional quizás sea suficiente para
evitar que fluya el pozo o quizás haya que usar una técnica de estrangulación. Las
técnicas de estrangulación utilizan diferentes variaciones para mantener la
equivalencia de la presión hidrostática del agua para recobrar el control del pozo. En
esta técnica, tan pronto como el agua pasa por el trépano, se cierra el estrangulador
lo suficiente como para ejercer la hidrostática del agua como una contrapresión. A
medida que el agua se circula hacia arriba en el hoyo, se disminuye gradualmente la
contrapresión por el incremento que se calculó para la hidrostática del agua. Se
debería señalar que los gases de la formación también ejercen una presión extra
sobre la presión hidrostática. Por este motivo, generalmente se usa un factor de
seguridad para evitar que el pozo acumule más presión que el peso equivalente del
agua que se usó. (Recuerde, el agua podría ser salmuera y pesar más que el agua
dulce.)
El factor de seguridad es el peso del agua que se está usando menos el peso
estimado para los gases de la formación. Supóngase que en un pozo hay que meter
lodo utilizando una salmuera de 9.3 ppg (1114 kg/m³) y los gases estimados de la
formación (incluyendo el rocío de los líquidos de la formación) se calculó que eran 2
ppg (240 kg/m³). Para calcular la presión equivalente para empezar a sostener: 9.3
ppg - 2.0 ppg = 7.3 ppg (1114 - 240 = 874 kg/m³) y se multiplica por la profundidad
(TVD) y por 0.052 (0.0000981) para dar la hidrostática o contrapresión equivalente
para usar inicialmente en el estrangulador a medida que la salmuera empieza a subir
desde el trépano. Se puede calcular y estimar el incremento en la presión
hidrostática del volumen, los golpes bombeados, el tiempo requerido, y disminuir la
presión en el estrangulador por ese monto. Esto se puede hacer fácilmente por
medio de la grafica de un cuadro de la presión que hay que mantener, versus los
golpes bombeados. Una hoja de cuadro estándar para la presión de control es
suficiente, pero recuerde que es la presión del estrangulador la que deberá
considerar para el control y además graficar, no la presión de la tubería o de la
tubería de perforación. Muchas operaciones de perforación con aire no utilizan
bombas de fluido, entonces un medidor de presión en la tubería de perforación no es
un equipo requerido. Si llega a ser necesario controlar el pozo utilizando un método
convencional (del Perforador, Pesar y Esperar,etc.) entonces estos medidores sí son
necesarios.
Otra técnica utiliza el mismo principio de quitar la contrapresión a medida que se
incrementa la hidrostática, con excepción de que la presión no se aplica en el
estrangulador hasta calcular que el agua está en la zapata de la tubería de
revestimiento. Y luego, sólo se mantiene el equivalente de la hidrostática de la
zapata hasta la superficie. A medida que se
incrementa la hidrostática encima de la zapata, se purga el equivalente por el
estrangulador. Esta última técnica de estrangulación está basada en muchos factores
desconocidos. Muchas veces el personal en el sitio no conoce o conoce la fractura
de la formación o la fuerza de la formación en la zapata de la tubería de
revestimiento.
La economía de perforar con aire se arruina si se llena el hoyo con agua para realizar
una prueba de filtración. Por lo tanto, en muchas áreas esto no se realiza. Poco se
conoce acerca de la integridad estructural de la formación, o la calidad del sellado
entre el cemento y la tubería de revestimiento. Debido a esto, muchas personas
solían (y en muchas áreas todavía lo hacen) usar un regla general para la presión
que había que mantener en el estrangulador. Esta regla general es tomar la mitad de
la profundidad de la tubería de revestimiento y usar esa cifra como las psi de presión
que hay que mantener. En otras palabras, si la tubería de revestimiento estuviese
fijada en 500’ (152.4 m), entonces la contrapresión que había que mantener sería de
250 psi (17.2 bar).
Cualquiera sea el método que se use, se logra una ventaja al usar la contrapresión.
Si el influjo es gas y está a una tasa lo suficientemente alta, puede producir un rocío
del fluido de control. En muchas regiones el agua es muy preciada y quizás este
rocío no se pueda recuperar. Al mantener la contrapresión por el estrangulador, se
detiene la tasa de expansión, permitiendo que las pequeñas gotas de agua vuelvan a
caer por el hoyo y reducir el rocío que se forma y además la cantidad de agua que se
pierde. Una vez que el fluido haya llegado a la superficie, generalmente el pozo está
controlado debido a la presión hidrostática del agua. Si el pozo sigue fluyendo, se
deben usar técnicas de circulación convencionales.
PROBLEMAS COMUNES EN CONTROL DE BROTES
Estrangulador erosionado o tapado.
Cuando se tiene una erosión en el estrangulador se detecta fácilmente, dado
que al cerrar este éste un poco no se tiene variación en el registro de
presiones.
Por otro lado un estrangulador semitapado genera ruidos en las líneas y
vibraciones en el manifold de estrangulación.
PRESIONES EXCESIVAS EN TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO.
Los problemas de presiones excesivas en las tuberías de revestimiento se presentan
las dos situaciones siguientes:
1. Cuando en el control del pozo la burbuja invasora llega a la superficie y la
presión que se registra en el espacio anular es muy cercana a la presión
interna de la tubería de revestimiento.
2. Al cerrar el pozo, la presión de cierre de la tubería de revestimiento es igual o
cercana a la máxima presión permisible en el espacio anular para las
conexiones superficiales de control o la tubería de revestimiento.
Los problemas de este tipo tienen como solución la operación del
estrangulador para un manejo adecuado de presiones, sin embargo, siempre
debe de considerarse un factor de seguridad para las tuberías.
PROBLEMAS DE GAS SOMERO
En ocasiones, no es recomendable cerrar el pozo, si no solamente tomar las
medidas adecuadas para depresionar la formación mediante el desvío de flujo
a la presa de quema, Con esto se evita una posible ruptura de la tubería de
revestimiento o de formaciones superficiales.
CUANDO LA TUBERÍA NO SE ENCUENTRA EN EL FONDO DEL POZO
Si la tubería no se encuentra en el fondo de pozo cuando ocurre un brote, es
posible efectuar el control con los métodos convencionales, dependiendo de la
disposición del fluido invasor, la longitud de la tubería dentro del pozo y la
presión registrada en la tubería de perforación. Cuando el brote se encuentra
bajo la barrena se observarán ligeras diferencias en las presiones de cierre,
Para logar el control de pozo podemos considerar dos casos:
1. Es posible incrementar la densidad del fluido de control de pozo.
Determine la densidad de control a la profundidad de la
barrena.
Calcule la densidad equivalente de circulación.
Si la densidad equivalente de circulación es menor a la
densidad máxima permisible, circule el brote por los métodos
convencionales.
Introducir la barrena repitiendo, los pasos anteriores en el
menor número de etapas posibles, hasta que la barrena llegue
al fondo.
2. El pozo no permite incrementar la densidad del lodo.
En este caso es difícil o prácticamente imposible realizar el control por
los métodos convencionales.
PROCEDIMIENTOS DE CIERRE DE POZO
Los procedimientos de cierre deben ser descritos para cada pozo y detallados de
acuerdo al tipo de equipo y operación.
CIERRE DEL POZO
Al ser detectado un brote, el pozo debe de ser controlado de acuerdo a
procedimientos correctos. Estos procedimientos requieren de sentido común.
Durante una emergencia, debe de existir control y disciplina de parte del equipo de
trabajo.
Una vez detectado el brote, el pozo deber ser cerrado lo más pronto posible. La
razones para el cierre del pozo son :
Para proteger al personal y al equipo.
Para evitar el ingreso de fluidos a la formación en el pozo.
Para permitir que se determinen las presiones de cierre.
Para proveer la oportunidad de organizar el procedimiento de controlar o ahogar
el pozo.
No existe un brote pequeño o un flujo pequeño. Cualquiera de los dos puede
desarrollarse de forma rápida y convertirse en un reventón. Todos los fluidos deben
de reconocerse como reventones potenciales. Si se tiene la duda de que el pozo esté
fluyendo o no, lo más recomendable es cerrar el pozo.
Los procedimientos de cierre pueden variar de acuerdo a las políticas de la empresa,
el tipo de equipo, y la cantidad de personas del equipo de trabajo. Sin embargo hay
puntos básicos sobre el cierre de un pozo que se aplican en todos los casos, es
decir, no cambian.
CONTROL DE FLUJO
El control de flujo consiste en observar un pozo con las bombas detenidas para
determinar si es que está fluyendo el pozo. Los controles de flujo son muchas veces
llevados a cabo por políticas de la empresa en determinado momento, o bien por
juicio del perforador debido a cambios en los parámetros de perforación, a pedido de
los supervisores, el ingeniero de lodos, o si se nota alguna advertencia de brote.
Los controles de flujo se llevan a cabo por medio de observación directa, usando
sensores de flujo, o de manera volumétrica. Si el pozo está fluyendo los
procedimientos de cierre deben de iniciarse de manera inmediata.
Existen factores como la profundidad, el tipo de fluido, la permeabilidad de la
formación, el grado de desequilibrio, entre otros. Que afectan el periodo de
observación durante el control de flujo.
PROCEDIMIENTOS GENERALES PARA EL CONTROL DEL FLUJO
Control de flujo durante la perforación Control de flujo durante la maniobra
1) Alerte al personal 1) Alerte al personal
2)Levante la herramienta hasta que la 2)Fije las cuñas de modo que la sarta
unión de la cupla quede sobre el nivel del
piso del equipo
quede en el nivel normal de trabajo sobre
la plataforma de trabajo
3)Pare mesa rotatoria 3)Instale una válvula de seguridad de
pasaje pleno, abierta
4)shut off pump 4)Observe si el pozo está fluyendo
5)Observe el pozo: vea si está fluyendo
TIPOS DE CIERRES DE POZOS
Los procedimientos de cierre de pozo varían de pozo a pozo , sin embargo, las
normas generales no cambian, en estas se busca proteger al personal, parar el flujo ,
ganar tiempo al tiempo que se leen las presiones. A continuación se mencionarán
algunos tipos de cierres de pozos.
A) Cierre duro.
1. Abra la válvula de línea del conjunto bop (preventor).
2. Cierre el preventor de reventones designado.
3. Notifique al personal de la compañía operadora.
4. Lea y registre la presión de cierre en tubería de perforación y presión de cierre en
tubería de revestimiento cada minuto.
B) Cierre modificado
1. Cierre el preventor de reventones designado.
2. Abra la válvula de la línea del estrangulador del conjunto BOP.
3. Notifique al personal de la compañía operadora.
4. Lea y registre la presión de cierre de tubería de perforación y presión de cierre en
tubería de revestimiento cada minuto.
C) Cierre blando
1. Abra la válvula de línea del conjunto bop.
2. Cierre el preventor de reventones designado.
3. Notifique al personal de la compañía operadora.
4. Lea y registre la presión de cierre en tubería de perforación y presión de cierre en
tubería de revestimiento cada minuto.
COMPLICACIONES
En la actividad laboral, al presentarse complicaciones, son la experiencia y el sentido
común los que usualmente resolverán los problemas. Una vez que el problema es
identificado, se pueden tratar varías soluciones hasta que se resuelva. Si no se tiene
un registro de antecedentes, no será posible resolver cualquier complicación
fácilmente.
PRESIONES DE CIERRE
Las presiones de cierre no son usualmente consideradas como una complicación.
Sin embargo las complicaciones se presentan si las presiones de cierre son
demasiado altas o demasiado bajas. Los valores de presión estabilizados son
esenciales para minimizar los problemas potenciales durante las actividades del
control de pozo.
Una vez que el pozo está cerrado, se debe anotar el tiempo de un indicio de
reventón y registrar la presión a cada minuto hasta que comience a estabilizarse el
pozo. Factores como las características de formación, presión, profundidad, tipo de
fluido y tipo de intromisición todos afectan el tiempo que le toma al hoyo lograr un
equilibrio y que las presiones se estabilicen. Por esto es que se dice que es
imposible establecer un tiempo para que las presiones se estabilicen.
A partir de las presiones registradas, se calcula el peso del fluido de cierre. La
presión anular se tiene que mantener constante mientras que se hace que la bomba
llegue a funcionar para controlar el pozo. Si las presiones son demasiado altas un
fluido de control de pozo puede ser mezclado, y mientras se pone a la bomba en
línea, se puede mantener la presión excesiva. Estas complicaciones podrían resultar
en pérdidas de circulación. Si las presiones son demasiado bajas, el fluido de control
de pozo puede no estar lo suficientemente pesado y las presiones de circulación
insuficientes pueden ser mantenidas, permitiendo una intromisión adicional.
La presión de cierre en la tubería de perforación es generalmente más baja que la de
cierre de tubería de revestimiento, porque la densidad del indicio de reventón es
usualmente mucho más baja que la del fluido que se está usando.
PRESIÓN A VELOCIDAD DE CONTROL DE POZO NO DISPONIBLE O NO
CONFIABLE
Una velocidad de circulación reducida a presión de control de pozo, es escencial en
la mayoría de los métodos de control de pozos. En actividades no relacionadas con
la perforación, la presión de velocidad de control del pozo no es tomada. En la
perforación, las propiedades del lodo de perforación, componentes de la sarta, o
profundidad, pueden cambiar lo suficiente para hacer que la presión de velocidad de
control de pozo no sea confiable.
TEORÍA DE BROTES
Se llama brote al desplazamiento del fluido en tope del pozo por un influjo no
deseado de fluido de formación. El brote no de ocurrir si la presión hidrostática del
fluido en el pozo excede ligeramente a la de la presión de formación.
Un brote que no es reconocido, o que se permite continuar, descargará fluido del
pozo. Cuando el brote no es reconocido a tiempo, o no se toman las medidas
necesarias, entonces este puede desarrollarse hasta convertirse en un descontrol de
pozo. Esto ocasiona un flujo descontrolado del fluido del pozo, de aquí el nombre. Si
el pozo descarga de una zona hacia otra formación, se denomina descontrol
subterráneo.
Cuando se produce un brote, se deben tomar las acciones correspondientes para
retomar el control del pozo.
Los efectos de los brotes y su comportamiento deben de ser entendidos para evitar
que se conviertan en descontroles. Se debe permitir la expansión de un brote de gas
a medida que se desplaza, con la máxima expansión casi en la superficie, ya que un
brote sin expansión puede convertirse también en un descontrol de pozo.
Al cerrar un pozo, el gas puede hacer que aumente la presión del pozo, por ello las
presiones deben de controlarse, utilizando un procedimiento de alivia de presión para
permitir la expansión del gas, hasta que se inicien los procedimientos de control de
pozo.
DETERMINANCIÓN DE LA NATURALEZA DEL FLUIDO INVASOR
Es de suma importancia saber si el fluido invasor es gas o líquido (petróleo/ agua.)
Se puede determinar aproximadamente calculando la densidad del fluido invasor,
asumiendo que la diferencia entre las presiones de cierre se debe a la diferencia de
densidad de la columna del brote.
Para determinar el tipo de fluido en el pozo, se debe medir con exactitud la ganancia
de volumen en los tanques. Este es un indicador del tamaño del brote. La longitud
del brote se calcula dividiendo los barriles ganados por la capacidad anular entre el
pozo y el conjunto de fondo y por su longitud; la densidad puede ser calculada de la
siguiente manera:
1. Calculo de la longitud estimada del brote:
Longitud estimada = Ganancia / Capacidad Anular (en la posición del
brote)
2. Calculo de la densidad aproximada:
Densidad Brote = Densidad Lodo - [(SICP - SIDPP] / [longitud del brote
* 0.052])
GAS EN EL POZO CON LODOS BASE AGUA
El gas es un fluido compresible. El volumen que ocupa depende de la presión a la
que está sometido. Si la presión aumenta, su volumen disminuye. La relación
Volumen/ presión varía para las diferentes mezclas de gases. Sin embargo, el
comportamiento de un gas natural puede ser calculado utilizando una
proporcionalidad inversa, si se duplica la presión el gas se comprimirá a mas o
menos la mitad de su volumen; si se reduce la presión a la mitad se duplicará su
volumen.
Las generalidades de comportamiento del gas en el pozo deben ser comprendidas y
anticipadas para poder mantener el control sobre un brote de gas.
LEY GENERAL DE LOS GASES
La ley general de los gases establece que la presión del gas está relacionada al
volumen que se permite que ocupe dicho gas. Los cambios de temperatura y la
diferencia de un gas perfecto modifican esta relación. La siguiente ecuación muestra
la ley general de los gases:
P1∗V 1T 1∗Z1
= P2∗V 2T 2∗Z 2
Donde:
P1= Presión absoluta original
V1= Volumen original
T1= Temperatura absoluta original
(P, V, T, Z)2 = Valores a cualquier otra condición.
Si ignoramos T y Z la ecuación se convierte en: P1*V1= P2*V2
Para nuestros propósitos nosotros generalmente ignoramos la temperatura T y el
factor de comprensibilidad Z, T no se utiliza prácticamente en la ecuación porque no
medimos en forma simultánea la temperatura a lo largo de diferentes puntos en el
pozo. El factor Z describe la desviación del gas de un gas ideal o perfecto. Los gases
encontrados en el campo del petróleo son mezclas. Por ejemplo, el hidrogeno es un
gas ideal, pero corrientemente asociado como gas compuesto tal como metano, CH4
o acido sulfhídrico compuestos evitan que la expansión y la compresión sean
perfectamente proporcionales a la presión y temperatura.
La ley general de los gases muestra que si no se permite que un gas se expanda, la
presión se mantiene igual excepto por las variaciones de temperatura y del factor de
compresibilidad. Esto quiere decir que si una burbuja de gas en el fondo de pozo
llega a la superficie sin expandirse, tendrá la misma presión que tenía en el fondo. El
gas presurizado ocasionará que el equipo de superficie falle, la formación se fracture
o que se tengan pérdidas de circulación. Por ello un brote de gas no debe ser
controlado manteniendo el volumen en superficie constante.
MIGRACIÓN DEL GAS
Siempre se deben observar las presiones de cierre. Las presiones pueden
aumentar a medida que el gas migra hacia arriba a través del fluido del pozo
cuando se está cerrando. La migración del gas puede aumentar las presiones en el
pozo hasta que la formación y el equipamiento de superficie fallen. Esto podría
resultar en daño a la formación o un descontrol subterráneo.
La presión en la tubería de perforación da la mejor indicación de los cambios de
presión de fondo porque generalmente tiene un fluido conocido y consistente. Si se
mantiene constante esta presión, la presión de fondo también se mantendrá
constante. Esto puede requerir que se tenga que manipular el estrangulador para
ajustar las presiones.
Si no es posible usar la presión de la tubería de perforación, entonces la presión en
el casing deber ser usada hasta que el problema sea resuelto. Si la presión del
casing se mantiene constante, el volumen de fluido del pozo debe ser liberado del
pozo. Este volumen deber ser medido cuidadosamente ya que este fluido estaba
contribuyendo a la presión hidrostática por lo que debe permitirse que la presión del
casing aumente para compensar la pérdida de la presión de este fluido liberado.
BROTES DE LÍQUIDOS
El petróleo, agua y agua salada son casi incompresibles. Esto quiere decir que no
se expandirán a medida que la presión es reducida. Utilizando los métodos de
presión de fondo constante la presión hidrostática en el anular cambiará en función
de las variaciones en la geometría del pozo. La presión en el casing también
cambiará, debido a los ajustes del estrangulador, a medida que el lodo más denso
reemplaza el lodo original y al fluido del influjo.
En comparación con los brotes de gas, los brotes de líquidos no migran en un valor
significativo. Si el brote de líquido no migra, las presiones de cierre no aumentarán
en la misma extensión que la que se observa con surgencias de gas.
La mayoría de los influjos de agua contienen algo de gas en solución que harán que
la presión en superficie se comporte de la misma forma que un brote de gas, pero
en menor grado.
GAS EN EL POZO CON LODOS BASE PETROLEO / PETROLEO SINTÉTICO
El comportamiento de los brotes de gas en lodos base petróleo es diferente de las
surgencias en lodos base agua. El gas que entra al pozo contiene fluidos oleosos
que entraran en solución. Se estima que la mayoría del gas (60 %) del gas que
entra en el pozo entrará en solución. Los lodos base petróleo sintético mostrarán
las mismas características de absorción de gas que los fluidos base petróleo
natural. Con los fluidos base agua, la ganancia de los tanques reflejará el tamaño
del influjo de gas.
Una vez cerrado el pozo, el gas en solución no migrará en un valor apreciable, por
lo que parecerá un brote líquido. El asumir que se tiene un brote de petróleo o agua
salada no debe ser hecha si se está utilizando lodo base petróleo. El influjo se
expandirá a medida que es circulado sino hasta que esté muy próximo a la
superficie.
Cuando el gas se libera de la solución, se expandirá rápidamente, Si el pozo está
siendo circulado, esto resultará en una descarga repentina de fluido encima del gas
a medida que se produce la expansión. Si el brote está siendo circulado a través del
estrangulador, esta expansión requerirá ajustes en el mismo para mantener
constante la presión de fondo. El operador debe estar alerta para hacer los ajustes
necesarios en el estrangulador.
PRESION MÁXIMA ESTIMADA DE UN BROTE EN SUPERFICIE
Es imposible estimar la presión máxima en superficie de un brote que podría ser
esperada en un brote mal controlado, debido a que la presión es regulada con la
bomba y el estrangulador. Si el brote es de gas y se le permite migrar hacia la
superficie sin aliviar la presión, entonces la presión en superficie podría ser de entre
la mitad de dos tercios de la presión de formación que ha producido el gas. La
solubilidad del fluido de brote en el fluido del pozo así como la temperatura
generalmente reducirá el tamaño del influjo y por lo tanto reducirá su presión. La
composición del brote, de la solubilidad del fluido de formación y la longitud exacta
del brote, nunca serán conocidas con exactitud.
Por lo general, la presión máxima de un brote de gas en superficie controlado
utilizando el métodos del perforador será mayor que la presión máxima en el
método de espere y densifique . Esta presión será de alguna manera mayor que la
presión de cierre en tubos original. La presión máxima con el método concurrente
caerá a un valor intermedio entre los valores de los métodos del perforador y
espere y densifique.
EFECTO DE LA POSICIÓN DEL BROTE
La mayor preocupación en el control del pozo es evitar la pérdida de circulación.
Durante un brote, la presión en cualquier punto débil del pozo es igual a la presión
hidrostática encima de dicho punto más la presión en el casing en la superficie.
Una vez que el fluido del brote se eleva encima del punto débil, la presión
hidrostática ejercida sobre el punto débil disminuye. Esto es debido a que la presión
hidrostática del fluido del brote es generalmente menor que la del lodo en uso, por
esto la reducción de presión hidrostática.
La presión en la superficie puede continuar subiendo para compensar la pérdida en
la columna hidrostática por la expansión del gas y el desplazamiento de fluido del
pozo. Desde este punto hasta que el brote llega a la superficie, las presiones en el
punto débil no se modificarán a menos que esté circulando un fluido más pesado
encima del punto débil. Debe recordarse que esta es la presión contra el punto
débil, no únicamente la presión observada en superficie, la que origina que la
formación falle.
TAMAÑO DEL BROTE
Es importante recordar que cuanto más tiempo se tarda en reconocer un brote e
iniciar los procedimientos de control tanto mayor sea el brote más difícil será su
control. Cuanto mayor sea el brote , mayor será la presión en el casing. Unas
cuantas reglas generales determinan la máxima presión esperada.
La presión en el casing aumenta con la magnitud y tamaño del brote.
Las presiones de formación y de circulación aumentan con la profundidad del pozo.
La presión de circulación aumenta con el aumento de la densidad del fluido.
Las presiones en superficie son más bajas con brotes de agua salda y aumenta con
brotes de gas.
El método de control de pozo afecta la presión.
Procedimientos inadecuados de circulación después de haber cerrado el pozo.
Error humano, respuesta incorrecta al problema.
Gas o lodo saliendo a través del estrangulador
IDENTIFICACIÓN DE BROTES
Un brote es una entrada no deseada de los fluidos de una formación hacia el pozo.
Como resultados de una brote durante los intentos de recuperar el control del pozo,
se pueden incluir el tiempo operativo perdido, operaciones de riesgo con gas y
petróleo a alta presión, y la posible pérdida de equipos (desde el pegamiento de la
tubería hasta la pérdida del equipo completo.)
Si la brote es reconocido y controlado a tiempo, puede ser fácilmente manipulado y
expulsad0 del pozo en forma segura. Como un brote podría suceder en cualquier
momento, debemos estar en condiciones de reconocerla, identificarla y reaccionar
ante todos los indicadores. Estos indicadores nos permiten saber tanto si las
condiciones para una brote existen o si el pozo pudiese estar ya en brote Tiene
sentido que se utilicen todos los medios posibles para prevenir un brote
DESCONTROL DE POZOS
Un descontrol de pozo se produce debido a la entra no deseada de fluidos de la
formación (brote) al pozo.
Dentro de los intentos por controlar el pozo, se tiene como resultado tiempo operativo
perdido, operaciones con riesgo con gas y petróleo a alta presión, así como también
pérdida de equipos. Si este problema se controla a tiempo, se pueden manipular
fácilmente los fluidos que han entrado al pozo y expulsados de forma segura.
Un brote puede suceder en cualquier momento, así que debemos de tener la
capacidad para detectarlo y reaccionar de manera que se pueda controlar el
problema.
PRESIONES DE FORMACIÓN
Para evitar un brote se debe tener en el pozo un fluido que tenga el suficiente peso
para controlar las presiones de la formación, pero a la vez liviano para evitar pérdidas
de circulación.
Las presiones de formación se ven afectadas por las condiciones geológicas, de esta
manera los pozos perforados dentro de trampas o estructuras que contienen petróleo
y gas pueden contener presiones altas. Estas presiones al perforar pueden
predecirse con las herramientas de medición.
CAUSAS DE LOS BROTES
Cuando la presión de poro es mayor que la ejercida por la columna del fluido en el
pozo, los fluidos de la formación podrán fluir hacia el pozo. Esto puede ocurrir por
una o una combinación de varias causas:
a) Densidad insuficiente del fluido
El fluido dentro del pozo debe tener la Ph adecuada para que haya un
equilibrio, como mínimo la Pf. Cuando la PH del fluido es menor que la Pf el
pozo puede fluir.
La causa más común de densidad insuficiente del fluido es perforar sin
necesidad en formaciones con presiones altas .Otra de las causas puede ser
un resultado erróneo en la interpretación de parámetros de perforación (ROP,
contenido de gas, densidad de lutitas, etc.) utilizados como guía para
densificar el lodo.
Abrir una válvula equivocada en el múltiple de succión de la bomba que deje
entrar un fluido de menor densidad al sistema, abrir de golpe una válvula de
agua agregando así más agua de la deseada, inclusive operaciones de
limpieza pueden afectar la densidad del fluido.
Es peligroso diluir el fluido para reducir su densidad puesto que se agrega
agua al sistema mientras está circulando. Si se agrega mucha agua, o la
densidad del fluido baja el pozo podría comenzar a fluir.
Otras causas que pueden provocar una densidad incorrecta del fluido son,
cambiar el fluido actual del pozo por otros fluidos como, fluidos de fractura o
trabajos de acidificación, desplazamiento de tapones de gran volumen, cambio
de fluido de terminación, completación o de empaque.
b) Prácticas deficientes durante las maniobras.
La causa más común de los brotes resulta de las maniobras sacando tubos
fuera del pozo. Esto es debido a que durante las maniobras intervienen
diversos factores. Consideremos que el peso del fluido no es adecuado para
mantener la Pf, o la presión fué reducida en el pozo durante la maniobra. Uno
de los factores que no es a menudo tomado en cuenta es la fuerza de fricción
ejercida contra la formación por el fluido de circulación. Esta fuerza es llamada
de pérdida de carga anular (∆PL).Si las bombas han sido detenidas, la pérdida
de presión por circulación desaparece y la presión en el fondo del pozo se
reduce a la Ph de la columna de fluido en el anular. Esta reducción en la
presión de fondo podría permitir que el pozo comience a brotar.
c) Contaminación del lodo con gas:
Los brotes también se pueden originar por una reducción en la densidad del
lodo a causa de la presencia del gas en la roca cortada por la barrena. al
perforar demasiado rápido, el gas contenido en los recortes, se libera
ocasionando una reducción de la densidad del lodo. eso reduce la presión
hidrostática en el pozo, permitiendo que una cantidad considerable de gas
entre al pozo. Los brotes que ocurren por estas causas terminan
transformándose en reventones por lo que al detectar este tipo de brotes se
recomiendan las siguientes prácticas:
i. Reducir el ritmo de penetración
ii. Aumentar el gasto de circulación
iii. Circular el tiempo necesario para des gasificar el lodo
Pérdida de circulación. (circulación de que)
Son uno de los problemas más comunes durante la perforación y se clasifican
en dos tipos: pérdidas naturales o intrínsecas y pérdidas mecánicas o
inducidas.
si la pérdida de circulación se presenta durante el proceso de perforación, se
corre el riesgo de tener un brote y este se incrementa al estar en zonas de
alta presión o en el yacimiento, en pozos delimitadores y exploratorios.
Para reducir las pérdidas de circulación se recomienda:
i.Emplear la densidad mínima que permita mantener un mínimo de sólidos en
el pozo.
ii.Mantener la reología del lodo en condiciones óptimas
iii.Reducir las pérdidas de presión en el espacio anular
iv.Evitar incrementos bruscos de presión
v.Reducir la velocidad al introducir la sarta
d) Situaciones especiales que
incluyen.
I. Velocidad de perforación
excesiva en las arenas de gas.
II. Pérdida de filtrado excesiva del
fluido de perforación.
III. Perforar dentro de un pozo
adyacente.
IV. Formaciones cargadas.
V. Obstrucciones en el pozo.
VI. Flujos de agua.
VII. Pruebas de formación.
VIII. Perforación en desbalance.
Pata de plataforma.
INDICADORES QUE ANTICIPAN UN BROTE
Para detectar un brote debemos estar alertas a los indicadores que nos pueden
advertir que el pozo está fluyendo. En caso de detectar una o más señales, se debe
asumir que el pozo está fluyendo. Para comprobar si hay o no un brote se debe
hacer una prueba de flujo, si el pozo fluye con las bombas detenidas, es una señal
segura de que tenemos un brote. Sin embargo la experiencia en campo es
determinante en la detección de este problema, puesto que en ocasiones se tiene un
efecto de inflado de formación que es común, el cual consiste en la fluidez del pozo
por un corto tiempo hasta que se estabiliza.
INDICADORES DE PRESIÓN AL ESTAR PERFORANDO
A continuación se muestran las señales más comunes al haber cambios en las
presiones de formación.
Variaciones en la velocidad de penetración
Cambios en la forma, tamaño y cantidad de recortes
Aumento del torque de rotación
Aumento en el arrastre
Desmoronamiento de arcillas
Aumento en el contenido de gas
Aumento de la temperatura en la línea de salida
Disminución en la densidad de las arcillas.
Se debe tomar en cuenta que los indicadores antes mencionados no todos se
presentan al mismo tiempo.
INDICADORES AL SACAR O METER LA TUBERÍA
Los siguientes se consideran de este tipo:
Aumento de volumen en presas
Flujo sin circulación
El pozo toma menos volumen o desplaza mayor volumen
El volumen requerido para llenar el pozo, debe ser igual al volumen de acero de la
tubería que ha sido extraída.
Si la cantidad necesaria de lodo para llenar el pozo es mayor, se tiene una perdida y
esta trae consigo el riesgo de tener un brote.
En caso de introducir tubería, el volumen desplazado deberá ser igual al volumen de
acero introducido en el pozo. Según las estadísticas la mayoría de los brotes ocurren
durante los viajes de tubería por el efecto de sondeo se vuelve mas critica cuando se
saca tubería. En la figura 4 se muestra una estadística de brotes.
Estadística de brotes
INDICADORES AL SACAR O METER HERRAMIENTA
Los mismos indicadores de viaje de tuberías se tienen para los lastrabarrenas, la
diferencia estriba principalmente en el mayor volumen de lodo desplazando por esta
herramienta.
INDICADORES SIN TUBERÍA EN EL POZO
Se tienen dos indicadores para esta situación: aumento de volumen en las presas y
el flujo sin bombeo.
EQUIPOS Y SISTEMAS ARTIFICIALES DE SEGURIDAD Y CONTROL
Al manifestarse un brote durante la perforación de un pozo, el sistema de control
superficial deberá tener la capacidad de proveer el medio adecuado para cerrar el
pozo y circular el fluido invasor fuera de él.
Las personas claves en un equipo de perforación terrestre o plataforma de
perforación costa fuera son el técnico y el perforador. Si ellos están adiestrados en el
funcionamiento y operación de los sistemas de control así como de los indicadores
de la presencia de un brote, no dudaran en los procedimientos para tener el pozo
bajo control.
A continuación se describen los componentes del sistema de control superficial.
CABEZAL DE TUBERIA DE REVESTIMIENTO
Este forma parte de la instalación permanente del pozo y puede ser de tipo roscable,
soldable, bridado o integrado. Su función principal es la de anclar y sellar la tubería
de revestimiento e instalar el conjunto de preventores. El cabezal tiene salidas
laterales en las que pueden instalarse líneas auxiliares de control.
PREVENTOR ANULAR
El preventor anular también es conocido como esférico. Se instala en la parte
superior de los preventores de arietes. Es el primero en cerrarse cuando se presenta
un brote. El tamaño y capacidad deberá ser igual a los arietes.
El preventor anular consta en su parte interior de un elemento de hule sintético que
sirve como elemento empacador al momento de cierre, alrededor de la tubería. En la
figura 5 se muestra un preventor anular y sus partes.
PREVENTOR DE ARIETES
Preventor anular
Este preventor tiene como característica principal poder utilizar diferentes tipos y
medidas de arietes de acuerdo a los arreglos de preventores elegidos, como se
explicara mas adelante. Las características principales de estos preventores son:
El cuerpo del preventor se fabrica como una unidad sencilla o doble.
Puede instalarse en pozos terrestres o marinos.
La presión del pozo ayuda a mantener cerrados los arietes.
Tiene un sistema secundario para cerrar manualmente.
Los arietes de corte sirven para cortar tubería y cerrar completamente el pozo.
Los arietes son de acero fundido y tienen un conjunto de sello diseñado para resistir
la compresión, estos pueden ser de los siguientes tipos:
Arietes para tubería
Arietes variables (tubería y flecha)
Arietes de corte.
Los arietes variables son similares a los de tubería siendo la característica distintiva
la de cerrar sobre un rango de diámetros de tubería, así como medidas variables de
flecha. Las presiones de trabajo de
los preventores son de 3000, 5000,
10000 y 15000 lb/pg2. La figura
siguiente muestra el preventor
de arietes.
Tapón roscado
Anillo oEmpaquetadora del cabezal
Anillo superior anti extrusión
Sello superior en doble u
Anillo inferior anti extrusión
Sello inferior en u
Tornillo de la abrazadera del cabezal
Abrazadera del cabezal
Cabezal del preventor de reventones
Unidad sellante caucho sintéticoPistón
Anillo central anti extrusión
Sello central en doble u
AUMENTO DE VOLUMEN EN TANQUES
El fluido de formación que entra en el pozo desplazará o hará que brote fluido fuera
del pozo, dando como resultado un aumento de volumen en los tanques. Este
aumento de volumen advertirá que ha ocurrido un brote.
Todos los tanques del sistema de circulación deben estar medidos y marcados para
que puedan detectar rápidamente un aumento de volumen.
TIPOS DE BROTES
Los brotes pueden ocurrir por diversas causas como se mencionó en los apartados
anteriores, sin embargo estos pudieran ser clasificados de acuerdo al momento en el
que surgen. A continuación se explicarán algunos tipos de brotes
Tornillo de cabeza
Anillos selladores de tornillo de cabeza
Arandelas anti extrusión
Tornillos accionadores de las quijadas
Conexión de alivio
Camisa ranurada del cuerpo
Tornillo de cabeza hexagonal
Quijadas
Cuerpo del preventor de reventones
BROTE DURANTE EL PERFILAJE DE POZO
Este tipo de brotes que tienen lugar durante el perfilaje y durante las operaciones con
unidades a cable son resultado de:
La acción de pistoneo de las herramientas que son extraídas del pozo
El efecto de pistoneo de herramientas que son extraídas con mucha
velocidad.
Descuido al no mantener el pozo lleno durante tales actividades.
La mayor preocupación que se tiene es que el brote no sea controlado y ocurra un
descontrol de pozo. Para ello se deben tomar medidas necesarias como las que
serían, utilizar un lubricante para cable que tenga el suficiente alcance para abarcar
todas las herramientas que hayan sido bajadas con el cable, esto permitirá que el
conjunto de herramientas pueda ser extraído del pozo en caso de un brote, sin la
necesidad de cortar el cable para cerrar el pozo.
BROTE CON LA COLUMNA FUERA DEL POZO
Los brotes que tienen lugar mientras se baja el casing tienen un punto importante a
resaltar, que las operaciones del equipo están destinadas al casing, más no a
detectar si el pozo está fluyendo o a cerrarlo.
Cuando se baja el casing se puede detectar un brote observando que el flujo del lodo
desplazado no cesa entre las conexiones del casing. En caso de detectar un brote el
pozo debe de cerrarse utilizando el preventor anular.
BROTES DURANTE LA CEMENTACIÓN
Los brotes que tienen lugar mientras se cementa el casing son el resultado de la
disminución de la presión de la columna de fluido durante la operación. La reducción
puede ser resultado de mezclas de cemento de baja densidad, perdidas de
circulación, espaciadores o colchones con densidad inadecuada.
TIPOS DE CONTROL DE POZOS
Se tiene que tomar en consideración la etapa en que se encuentra el problema y, con
base en ello se definirá el método de control por emplear.
1.- CONTROL PRIMARIO: En esta etapa, el control se establece solo con la presión
hidrostática ejercida por fluido de perforación y, si es la adecuada, se evitara el brote.
2.- CONTROL SECUNDARIO: En esta etapa el control se establece con los
preventores. El control primario deberá restablecerse rápidamente.
Los casos en que se presenta esta etapa son:
BROTES IDUCIDOS: Son causados por reducción de presión hidrostática
(gas de corte, perdida de circulación, densidad inapropiada falta de llenado
correcto, efecto de sondeo, etc.)
BROTES POR DESBALANCE: Son causados por incremento de presión de
formación y por no contar con la densidad suficiente del fluido de perforación.
El desbalance por lo general, no debe rebasar un valor de densidad
equivalente de 0.06 gr/cm3. Para este tipo de brotes se tendrá que utilizar el
método de Ingeniero (densificar y esperar)
Si la TP (tubería de perforación) se encuentra fuera del fondo y no se puede
introducir tubería, entonces se debe circular con densidades de control. Es
muy importante evaluar el pozo para tomar esta decisión; cualquier volumen
adicional que entre complicara el control y aumentara los riesgos, por ello
deberá considerarse la posibilidad de bajar la tubería a presión para intentar el
control con una densidad menor.
OBSERVACION:
Si en una zona de presión anormal se presenta un brote al estar perforando,
entonces es por desbalance. Un brote al estar circulando, entonces es
inducido.
3.- CONTROL TERCIARIO: Cuando se pierde el control secundario, generalmente
por mala planeación, se presenta un descontrol de pozo, pudiendo ser:
SUPERFICIAL O SUBTERRANEO
Para establecer el control primario, se requiere implementar técnicas y equipo
especiales; además, para seleccionar el método a utilizar, el responsable del pozo
debe tomar en cuenta las siguientes variables, mismas que afectan el empleo de
cada método:
Profundidad de asentamiento de la zapata de la TR con relación a la
profundidad total del pozo (mínimo deberá estar entubado a 1/3 de la
longitud del pozo).
Máxima presión permisible en el espacio anular.
Disponibilidad de la barita en la localización (en pozos exploratorios se debe
tener como mínimo un volumen tal que se pueda incrementar la densidad
del lodo en un equivalente a 0.12 gr/cm3) así como capacidad en el equipo
para su manejo.
Magnitud y naturaleza del brote.
Tiempo mínimo requerido para circular el brote fuera del pozo.
Posibles zonas de pérdidas de circulación.
Posición de la tubería o la barrena al momento del brote.
MÉTODOS DE CIRCULACIÓN DE PRESIÓN DE FONDO CONSTANTE.
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 formación. Se debe tener una
presión adicional para evitar que el fluido de formación siga fluyendo mientras
circulan el brote hasta sacarla. Al mismo tiempo, se debe evitar una presión excesiva
en el fondo del pozo para evitar la pérdida de circulación. (ver figura)
Si se va a circular y retirar un brote 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 constante.
Hay que elegir cuando circular o sacar el brote del pozo y cuando incrementar el
peso del lodo. Se puede hacer cualquiera de los dos primero, o se puede hacer
ambos al mismo tiempo pero siempre hay que mantener la presión de fondo del pozo
igual a la presión de 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 circulación e incremento del peso del lodo de ahogo, los
siguientes son los métodos mas comunes para mantener constante la presion de
fondo del pozo:
El Método del perforador: circula el brote hasta sacarlo del pozo y luego
densificar piletas pozo
El Método de Esperar y Densificar: densificar las piletas, y luego circular el
brote manteniendo la densidad
El Método concurrente: circular el brote e ir agregando peso al mismo tiempo.
Métodos de no circulación de presión de fondo del pozo constante
Hay varias técnicas que relaciona 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.
Información previamente registrada
Hay que mantener un registro de la información esencial para ahogar o mantener el
control del pozo. Este registro debe ser lo más exacto posible. Se debe hacer
cálculos para encontrar otra información para las operaciones de control de la
presión y control del pozo. Las hojas de registro del control de pozo de WCS son
fáciles de seguir y usar. Esto quizá podría parecer demasiado simple a veces, pero
es probablemente el enfoque más completo.
Cálculos de volumen
La mayoría de las actividades para controlar un pozo requieren que cierto volumen
circule o, como minimo, sea bombeado. Una ves que haya determinado el volumen a
bombear, se puede calcular a partir de la velocidad de la bomba.
Para calcular la capacidad por pie o por metro:
capacidad= D I 2
1029.4
1029.4 es el factor de conversión desde el diámetro de cilindro en pulgadas a
barriles/pie. En aplicaciones de perforación, 1029.4 es redondeado a 1029. Para
tubería pequeña se debe utilizar 1029.4 para obtener un resultado mucho mas
exacto.
En el sistema métrico se encontrara m3/m, de diámetro esta en mm y debe
convertirse en m antes de la ecuación P X D2 / 4
Ejemplo
¿Cuál será 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?
capacidad= D I 2
1029.4
¿(3.826 )2
1029.4
¿ 14.63831029.4
¿0.01422bbls /¿Pie
Fundamentos del control de pozos
Tambien 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 , entonces la tasa por minuto será:
Velocidad de la bombabbls/min¿ velocidadde labomba× produccionde labomba
¿10×0.157
¿4.71bblsminuto
Caudal de ahogo y presión a caudal de ahogo
En muchas situaciones para controlar pozos, no solo deben saber como evitar que
fluya la formación, sino también como circular el fluido del brote. 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 circulación o de la tasa de control del pozo se les
llama por diferentes nombres, tales como las tasas de cirulacion lenta, las
velocidades de bombeo lenta, la velocidad de circulación reducida etc, pero son
todas las mismas. Esta es la presión que se requiere para superar una friccion en el
sistema de circulación a una velocidad de bombeo dada.
Debido a que las propiedades del lodo y otros parámetros del pozo pueden afectar
las presiones de la tasa de control de pozo, es muy importante que las tasas de ontro
de pozo y las presiones de la tasa de control de pozo se tomen regularmente.
Se debe tomar las presiones de las tasas de control del pozo:
Si cambia la densidad del fluido o las propiedades del fluido
Cuando se hace algún cambio al trpano el BHA y también si cambia el peso
del conunto de perforación .
Cuando se perforan mas de 500 pies de pozo nuevo.
Cada turno y
Después de reparar la bomba.
Hay varios diferentes enfoques para tomar una KRP(presión de caudal de fondo). En
los escenarios típicos estas 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 macha en el vacio de la bomba, luego una serie se incrementa
progresivamente de ahí. Muchos 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.
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 las
bombas. Las bombas que no usan contadores de golpes deberían registrar los
engranajes de rpm utilizados para tomar la krp y determinar el volumen bombeado
por minuto
Por lo general, se debe escoger la velocidad de circulación para minimizar las
posibles complicaciones. Se elige un caudal de ahogo lento por las siguientes
razones:
Es más difícil incrementar el peso del lodo uniforme cuando se bombea una
velocidad lenta.
El tiempo de reacción del estrangulado se incrementa con caudales altos.
Es menos probable que haya picos de alta presión.
Una presión de fricción anular más alta podría resultar en daños o fallas a la
formación y la pérdida de retorno.
Una fricción anular mas alta podría incrementar la posibilidad de pega por
presión diferencial.
Podría ocurrir complicaciones cundo el gas llega a la superficie.
Dado que se necesitan las presión de tasa de control para ahogar un pozo,
idealmente se deberían tomar a través del manifold y estrangulador. Cuando los
toman a través de del niple lateral, 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 de separador y
de vuelta a las piletas. Dado que la fracción de línea del estrangulador es pequeña
en la mayoría de los equipos de BOP de superficie, las cuadrillas generalmente las
toman a través del nible lateral e ignorar esta friccion. Sin embargo, en los pozos
críticos se debería conocer esta presión y tomarla en cosideracion.
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, se debe usar la presión en el
panel del estrangulador. Si la variación en la presión en el panel del estrangulador. Si
la variación en la presión es lo suficientemente grande, se deberá usar un
manómetro calibrado adicional.
Presiónes de cierre SIDPP, SITP, SICTP (Barras, Tubing, Coiled Tubing)
Cuando un pozo esta cerrado, la columna de perforación o el tubing es simplemente
una extensión del manometro 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 e perforación estuviera vacia, el medidor muestra la diferencia
entre la presión en el fondo del pozo y la presión hidrostática que ejerce la columna
de lodo que esta en la tubería de perforación.
GLOSARIO
CONCEPTOS DEL CONTROL DE POZOS
En este capítulo se presentan definiciones y conceptos básicos que se requieren
para conocer las causas y orígenes de un brote y esto nos lleve a un descontrol de
pozo. Para el control de pozos, son los principios básicos, los que nos proporcionan
los fundamentos para la comprensión de estos fenómenos que se presentan al
descontrolarse un pozo, y así poder tomar las decisiones correctas para su control.
1.2.1 CONTROL DE POZOS
Mantener la presión de formación debajo de la presión ejercida por el gradiente
hidrostático generado por un fluido de control.
1.2.2 BROTE
Es la entrada de fluidos provenientes de la formación al pozo, generado por un
desbalance entre la presión de formación y la presión hidrostática del fluido de
control.
1.2.3 DESCONTROL
Influjo de fluidos que no puede manejarse a voluntad dado un problema en las
conexiones superficial
Es de control debido a una respuesta tardía o alguna técnica mal empleada.
1.2.4 REVENTÓN
Flujo incontrolado de gas, petróleo o agua desde el pozo a la superficie.