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469
Prevención de Arremetida y Control de Pozos (Supervisorio) (CI-PACP-S-S) (WellCAP IADC) Jairo C. Molero Drilling Consulting C.A

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Page 1: Manual WellCap IADC

Prevenciónde Arremetida

y Controlde Pozos

(Supervisorio)(CI-PACP-S-S)

(WellCAP

IADC)

Jairo C. MoleroDrilling

Consulting C.A

Page 2: Manual WellCap IADC

Describir y analizar las distintas Presiones que intervienen en la perforación de un pozo, asícomo las Causas e Indicaciones de una arremetida o amago (kick), describiendo los diferentes Equipos de Seguridad, los Procedimientos de Cierre del Pozo y seleccionando el Método de Control con la tubería en el fondo y fuera del fondo del pozo más apropiado, todo esto durante la perforación, completación y reacondicionamiento del pozo, a fin de cumplir los requisitos exigidos por la IADC para su Certificación Internacional (WellCAP IADC)

OBJETIVO GENERAL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Page 3: Manual WellCap IADC

CONTENIDO GENERAL

Módulo I• Principios Fundamentales

Módulo II • Prevención de Arremetidas ó Amagos (Kick)

Módulo III• Equipos de Seguridad (BOP´s)

Módulo IV• Procedimientos de Cierre

Módulo V• Métodos de Control

Módulo VI• Completación y Reacondicionamiento

de Pozos

Módulo VII• Problemas Especiales

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Page 4: Manual WellCap IADC

p res io n es d e lo d o y fo rm ac ió n

b a job a la n c ep o r o

fr a c tu r a

S obreba lance

Módulo I

PrincipiosFundamentales

Page 5: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

OBJETIVO ESPECÍFICO

Durante este Módulo I, se describe y analizan las distintas Presiones que intervienen en la perforación de un pozo, igualmente tópicos de interés sobre los Fluidos de Perforación, así como la Relación que debe existir entre las presiones, a fin de que durante la construcción o mantenimiento del pozo ó durante los viajescon tubería no se presenten contingencias de Arremetidas ó Amagos que pongan en riesgos al personal, el medio ambiente y los equipos en funcionamiento

Page 6: Manual WellCap IADC

CONTENIDO

Módulo I – Principios Fundamentales

• Litología de la formación• Origen de un yacimiento petrolífero

o Procesos involucrados• Relación entre la presión, fuerza y área• Presión de Sobrecarga (overburden pressure)• Presión de la formación o yacimiento y sus Técnicas para la

detección• Presión Hidrostática. Fluidos de Perforación

o Introducción a los Fluidos de Perforacióno Funciones del Fluido de Perforación – Análisiso Propiedades de los Fluidos de Perforación o Principio del Tubo en Uo Gradiente de presión y Gravedad específica

• Presión de fracturao Prueba de integridad de presión (Leak off test)o Procedimiento general de la prueba. Cálculoso Máxima presión permitida en superficie (MASP)o Interpretación de gráficos de la Prueba de

Integridad (LOT)

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Pags

I-1I-4-

I-12I-13I-15

-I-38

-----

I-59-----

Page 7: Manual WellCap IADC

CONTENIDO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Pags

I-76I-82I-83

-I-87

---

I-89-

I-90I-96

Módulo I – Principios Fundamentales

• Tolerancia de las arremetidas o amagos - Análisis• Relación entre las presiones• Presiones del sistema de circulación o de bombeo

o Densidad equivalente de circulación (ECD)• Presiones adicionales

o Surgencia (Surgence)o Suabeo (Swabbing)o Análisis gráfico de las presiones adicionales

• Definición del Margen de viaje (rangos utilizados). Surgenciade la bomba

• Definición de Arremetida y de Reventón• Comportamiento de una arremetida (kick) o amago de gas

Page 8: Manual WellCap IADC

Lutitas, arcillas y limolitas

Areniscas

Carbonatos, yeso y dolomitas

Domo de sal

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

Litología de la formaciónParte de la Geología que estudia las diferentes

formaciones que se encuentran en la litosfera o envoltura rocosa que constituye la corteza del globo terrestre:

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-1

Page 9: Manual WellCap IADC

Edades y Formaciones de una área

FM.TIPO D

FM.TIPO E

EOCENOMEDIO

Lutitas dePaují

Arena BasalA-9/A-10

Lutitas Fosilíferasgrises a negruzcas

Areniscas con intercalaciones lutíticas

Arenas( B0-B1-B2 Y

B3)

Areniscas cuarzosasde color gris claro

intercaladascon lutitas negras y

limolitas grises

FMTIPO B

MIOCENO

FMTIPO C

FMTIPO A

EDAD FORMACION MIEMBRO LITOLOGIA DESCRIPCION

PLEISTOCENO Arenas y gravas macizas

Lutitas de color gris claro, areniscas de color variable

Lutitas de color verdosoconglomerados macizos

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WellCAP

IADC

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

I-2

Page 10: Manual WellCap IADC

Teoría OrgánicaDescomposición y transformación de restos

de animal y vegetal, depositados y enterradosdurante tiempos geológicos milenarios

Estos bajo la acción de un proceso de sedimentación y compactación de los estratos, sometidos a presión y temperatura en el subsuelo a determinadas profundidades

Fuentes como estas contribuyen a la generación del gas natural y/o petróleo

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WellCAP

IADC

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

I-3

Page 11: Manual WellCap IADC

Origen de un yacimiento petrolíferoLos yacimientos petrolíferos se consideran tienen

origen orgánico. Se requieren de tres condiciones básicas para su formación

Un medio rico en contenido orgánico (pantanos, delta de los ríos, planicies inundadas)

Proceso de sedimentación rápido a fin de evitar la descomposición total de la vida (antes de ser enterrados los elementos orgánicos)

Trampa de hidrocarburos estructural (ej; fallas, domo de sal) o estratigráfica (ej: lentes de arena, arrecifes, canales de ríos y lechos de arena)

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IADC

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

I-4

Page 12: Manual WellCap IADC

Procesos•

Procesos

Deposición•

Deposición

Compactación•

Compactación

Equilibrio Hidrostático

Equilibrio Hidrostático

Procesos involucrados

CI-PACP-S-S -

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PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

I-5

Page 13: Manual WellCap IADC

Muchos de estos procesos geológicos ya mencionados, son responsables de las presiones a la cual están sometidos los fluidos en el subsuelo, los mismos se definen de la siguiente manera:

Deposición:Material detrítico llevado por los ríos hacia el mar, el

cual sale de la suspensión y se deposita

Sedimentos no consolidados, ni compactados, teniendo así un relativa alta “porosidad” (espacio donde el líquido puede alojarse) y “permeabilidad” (interconexión de los espacios porosos de una roca o sea porosidad efectiva)

A través del espacio entre los granos, el agua de mar mezclada con estos sedimentos se mantiene comunicada, generando una presión de formación o yacimiento igual a la columna hidrostática del agua

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PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

I-6

Page 14: Manual WellCap IADC

Compactación:Una deposición sucesiva y continua de los sedimentos, hace que

exista una aumento en la profundidad de asentamiento

Los granos de las rocas previamente depositados van a estar sujetos a través de los puntos de contacto grano a grano de una mayor carga.

Esto causa un reacondicionamiento de los mismos en un espacio más estrecho, resultando en un sedimento mas compacto y de menor porosidad

Equilibrio Hidrostático:El proceso de compactación en forma continua, hace que el

agua se expele de su espacio poroso, el equilibrio hidrostático se mantendrá siempre que exista una trayectoria de flujo relativamente permeable hacia la superficie, el gradiente de flujo que se requiere para poder expeler el agua de compactación serámuy pequeño hacia arriba

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PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

I-7

Page 15: Manual WellCap IADC

Origen de las Presiones AnormalesCompactación:

Migración de los fluidos a zonas de menor esfuerzos, interrupción del proceso (capa impermeable) fluidos entrampados los cuales originan presiones anormales

Diagénesis:Alteración química de la roca debido a procesos

geológicos (arcilla bentonítica a arcilla ilítica debido a su deshidratación)

Levantamiento Tectónico:Asociados a procesos geológicos, disminución del

relieve por plegamiento, deformación plástica, fallamiento, erosión, etc.

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PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

I-8

Page 16: Manual WellCap IADC

Densidad diferencial:Fluidos contenidos en los poros con densidad menor

que la menor densidad de los fluidos del área

Migración de Fluidos:Flujo hacia arriba a una formación somera de los

fluidos de un yacimiento más profundo, esto puede ser natural o inducida por fugas en el Rev. de Producción, técnicas incorrectas de cementación o completación, proceso de inyección, abandono incorrecto de pozos

FallasRedistribución de Sedimentos y Yuxtaposición de zonas

permeables a zonas impermeables, inhibición de flujo de fluidos a regiones de equilibrio hidrostático

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PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

I-9

Page 17: Manual WellCap IADC

Osmosis:Flujo espontáneo de una formación más concentrada

(recargada) a otra separada por una membrana

En conclusión:La detección de las presiones anormales puede

considerarse esencial en la perforación de pozos profundos, dentro de sus ventajas principales podemos mencionar:

Mejores ROP (uso de densidades de menor valor)Mejor selección de los puntos de asentamientoMínimos problemas de pérdidas o de arremetidasReducción de tiempos de perforación y costos

operacionales involucrados

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PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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Page 18: Manual WellCap IADC

LechoMarino o de río

Formaciónpermeable

PresiónNormal

Presiónanormalmentepresurizada

Estratos Geológicos

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PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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Page 19: Manual WellCap IADC

Relación entre la Presión, Fuerza y Área

Presión:Concepto relacionado como la fuerza ejercida por el

peso de un objeto, dividido sobre un área especifica donde está actuando. Esto puede ser representado en un cilindro hidráulico

100 lbs

Área: 10 pulg2

10 psi

Presión = Fuerza Área

Cilindro Hidráulico

lbs/pulg

= lpc

= psi2

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PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

I-12

Page 20: Manual WellCap IADC

Presión de Sobrecarga

Presión generada por el peso de los sedimentos o materiales existentes en la formación y los fluidos contenidos en ellas entre un área específica

Psc

= 0,433 [(1 –

Ø) GE. s + Ø

x GE. f)]

x

PVV

Psc

= Grad. sc

x

PVV = psi

Psc

= Presión de Sobrecarga (psi)Grad. sc

= Gradiente de sobre carga (psi/pie)Ø

= Porosidad (adim.)GE. s = Gravedad Específica de los sólidos (adim.)GE. f = Gravedad Específica de los fluidos (adim.)PVV = Profundidad Vertical Verdadera (pies)

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PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

I-13

Page 21: Manual WellCap IADC

Presión de Sobrecarga

Durante el proceso de perforación, el peso del material (sedimentos y fluidos) es de mucho interés, debido a la posibilidad de levantar la Sobrecarga a nivel de la zapata del revestidor (ej: superficial), cuando se utilizan densidades del fluido muy pesados, los cuales pueden crear problemas de pérdida de circulación

Esta presión igualmente sirve para poder estimar la Presión del Yacimiento y la Presión de Fractura, esto a través de la distintas Técnicas para su detección

En conclusión:La Presión de Sobrecarga es de suma importancia

para establecer parámetros en una óptima relación entres las presiones que intervienen en la perforación de un pozo

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PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

I-14

Page 22: Manual WellCap IADC

Presión de la Formación

Presión de los Fluidos contenidos en los espacios porosos de un roca. Denominada también como presión de poros, de yacimiento o de la roca

Según el concepto de Gradiente (relación de la presión por cada pie de profundidad), existen tres tipos de Gradientes de Presión de Formación:

Subnormal: < 0,433 psi / pie Normal: 0,433 y 0,465 psi / pieAnormal: > 0,465 psi / pie

Pform

= Grad. form. x PVV = psi

Grad. Form. = Gradiente de la formación (psi

/ pie)

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PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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Page 23: Manual WellCap IADC

Rango de Gradientes de Formación

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PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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Page 24: Manual WellCap IADC

Gradientes de Presión de Formación

ÁREASÁREAS

GRADIENTE DE PRESIÓN

(psi/pie)

GRADIENTE DE PRESIÓN

(psi/pie)

DENSIDAD EQUIVALENTE

DE AGUA (grs/cc)

DENSIDAD EQUIVALENTE

DE AGUA (grs/cc)

OESTE DE TEXAS

GOLFO DE MÉXICO

MAR DEL NORTE

MALASIA

DELTA DE MACKENZIE

OESTE DE ÁFRICA

BASAMENTO ANADARKO

MONTAÑAS ROCKY

CALIFORNIA

0,465

0,433

0,452

0,442

0,442

0,442

0,433

0,436

0,439

1,074

1,000

1,044

1,021

1,021

1,021

1,000

1,007

0,014

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

I-17

Page 25: Manual WellCap IADC

Técnicas de DetecciónDurante la etapa de la planificación del pozo, la Presión

de la Formación o del Yacimiento o de Poro, se predice en base a los datos de poros de referencia (esto en caso de estar disponible) y del análisis de los datos sísmicos.

Por lo general, la Presión de la Formación se planifica como Normal, hasta que se llegue a una profundidad donde los cambios en los parámetros de perforaciónindican un cambio a anormal (de existir). Esta últimas, se penetran más frecuentemente e implican el mayor riesgo en la perforación de cualquier área

A medida que aumenta la Presión de la Formación se debe aumentar la densidad del fluido de perforación, esto a fin de mantener un ligero sobrebalance sobre ella (margen de seguridad o margen de viaje)

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PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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Page 26: Manual WellCap IADC

El intervalo en el pozo en la que la presión de poro aumenta de su punto Normal se conoce como Zona de Transición. Usualmente, esta pendiente aumentará a una máxima presión de poro, causada por el proceso deposicional de enterramiento y compactación

Para las lutitas, la zona de transición representa la barrera de permeabilidad que restringe el flujo de fluidos existentes en los poros hasta el ambiente marino. El espesor de esta zona, depende de las permeabilidades dentro y adyacentes a la formación sobrepresionada en la edad de sobrepresión

Las Técnicas y Métodos mejoran constantemente en cuanto a su precisión, permitiendo un mejor control del pozo, es por ello que se deben realizar todos los esfuerzos para detectar la presencia de zonas de transición y por ende zonas anormalesdurante la planificación y perforación del pozo

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I-19

Page 27: Manual WellCap IADC

Métodos de DetecciónExisten varios Métodos para determinar Zonas de

Presiones Anormales, a continuación se mencionan algunos de ellos:

Antes de la PerforaciónMétodos Sísmicos, Porosidad de las lutitas

Durante la PerforaciónIncremento de: ROP, cloruros, temperatura de

retorno y disminución de: densidad de las lutitas, Exp “dc”, densidad del lodo por corte por gas

Después de la PerforaciónMétodos Sónicos, Resistividad y Conductividad

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IADC

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

I-20

Page 28: Manual WellCap IADC

Antes de la Perforación:Método Sísmico

Este método representa el de mayor utilización en la perforación exploratoria. El mismo, permite la planificación y ejecución inicial de un programa de perforación. En la medida que la perforación avance, debe irse ajustando el programa inicial con la información obtenida del pozo

Las características acústicas de la sección superior de la corteza terrestre puede medirse por varias razones: en estudios de terremotos y en prospección sísmica y registros eléctricos (perfiles), acústicos (sísmicos)

Estos dos últimos, investigan de manera similar los rangos de velocidad, pero utilizan frecuencias y longitudes de onda totalmente diferentes

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PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

I-21

Page 29: Manual WellCap IADC

Antes de la PerforaciónMétodo Sísmico:

Material de la matriz

Tiempo de tránsito(µ

seg/pie)

Dolomita 44Calcita 46Caliza 48

Anhidrita 50Yeso 53

Cuarzo 56Lutita 62 –

167Sal 67

Arenisca 53 -

59

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PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

I-22

Page 30: Manual WellCap IADC

Antes de la PerforaciónMétodo Sísmico

El comportamiento del tiempo de tránsito en el intervalo (TTI) con la profundidad es a disminuir en zonas de compactación normal

En una zona subcompactada, el tiempo de tránsito (TTI) se desviará de la tendencia normal, incrementando con la profundidad, lo cual es indicativo de un posible tope de la zona de presiones anormales

Este valor debe ser interpretado a través de las correlaciones, a fin de determinar la Presión de la Formación o del Yacimiento y para definir igualmente las densidades del fluido de perforación en los diferentes intervalos del pozo

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PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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Page 31: Manual WellCap IADC

Método Sísmico (TTI vs. Prof.)

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PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

Ejercicio real

I-24

Page 32: Manual WellCap IADC

Durante la PerforaciónExponente “d”

Una de las técnicas que utiliza la mayoría de las variables de perforación y que ha resultado ser muy efectiva y actualmente considerada como una de las mas utilizadas como Método de campo, es el Exponente “d”

Esta técnica, se formuló en las lutitas de la Costa del Golfo de los Estados Unidos, dando resultados en cuanto a interpretación en tiempo real bastante óptimo. El mismo es considerado un Método empírico y fue publicado por Bingham en el año de 1964, el cual se basó en datos de campo y de laboratorio

Posteriormente Jordan & Shirley, propusieron usar el Método anterior a fin de normalizar la velocidad de penetración por el efecto de variaciones del PSM, RPM y el diámetro de la mecha

CI-PACP-S-S -

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IADC

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

I-25

Page 33: Manual WellCap IADC

Durante la PerforaciónExponente “d”

Este método esta basado en la siguiente formulación:

Exp

“d”

= log (ROP / (60 x RPM)) log

(12 x PSM / (10 x Dm))

donde:ROP: Velocidad de penetración, pies/hora

RPM: Revoluciones por minuto, rev/min

PSM: Peso sobre la mecha, libras-fuerza

Dm: Diámetro de la mecha, pulgs

6

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

I-26

Page 34: Manual WellCap IADC

Durante la PerforaciónExponente “d”

Si el Exponente “d” es calculado en lutitas, es posible hacer un seguimiento a sus etapas de compactaciòn y detectar cualquier subcompactaciòn

Cualquier disminución de la tendencia del Exponente “d”, cuando se perfora una secuencia arcillosa (tal como la lutìtica), es una funciòn del grado de subcomptaciòn y tambièn del valor de presiòn anormal asociado

Si durante la perforación del pozo, se contempla un cambio de densidad del fluido, se ha necesario calcular un Exponente “d” corregido (Exp “dc”)

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PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

I-27

Page 35: Manual WellCap IADC

Durante la PerforaciónExponente “dc”

Este representará la diferencia hidrostática del área y la presión de la formación. La misma fue desarrollada en 1971 por Rahm y McClendon los cuales sugirieron la siguiente corrección:

Exp

“dc”

= Exp “d”

x Dfn Dfe

donde:Exp

“d”: Exponente “d”

calculado por la fòrmula anteriorDfn: Densidad del fluido equivalente a una presión

normal, lbs/galDfe: Densidad del fluido equivalente en uso, lbs/gal

CI-PACP-S-S -

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IADC

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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Page 36: Manual WellCap IADC

Durante la PerforaciónExponente “d”

Es importante acotar algunas observaciones en cuanto a la efectividad del uso del Exp “d” para consolidar la presencia de una zona de presiones anormales. Para ello, mencionaremos algunas razones que pudiesen incidir en la efectividad de los valores y su interpretaciòn del Exp “d”

o

Excesivo diferencial de densidad

del fluido de

perforación, valores de 2 a 3 lbs/gal

incidirá

directamente en los resultadoso

Que no exista un mantenimiento adecuado

al fluido de perforacióno

Que no exista una hidráulica adecuada

que garantice efectividad en la limpieza del fondo del hoyo o

Una buena sección de litología homogénea

es importante para la obtención de buenos resultados, ej: lutìtas

CI-PACP-S-S -

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IADC

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

I-29

Page 37: Manual WellCap IADC

Método Exp. “dc”

(Exp. “dc

vs. Prof.)

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IADC

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

Ejercicio real

I-30

Page 38: Manual WellCap IADC

Después de la PerforaciónMétodo de Resistividad

Una de las técnicas más comúnmente usada y antigua para detectar zonas de presiones anormales después de la perforación, son los Registros Eléctricos con Guaya y especialmente el de Resistividad de las Lutitas (Rsh)

Dado que la matriz de la rocas, tiene una conductividad muy baja, la resistividad registrada depende de: la porosidad, la naturaleza del fluido contenido en el espacio poroso y de su contenido de sales disueltas

En condiciones de compactación normal, un incremento unitario en la resistividad de la lutita con la profundidad, corresponde a una reducción unitaria de la porosidad bajo el efecto del peso de los sedimentos suprayacentes (para una resistividad del fluidos dada)

CI-PACP-S-S -

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IADC

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

I-31

Page 39: Manual WellCap IADC

Después de la PerforaciónMétodo de Resistividad

De allí que, la entrada a una zona subcompactada se detecta por una disminución de la resistividad debido a un incremento relativo de la porosidad. Otros factores, además de la porosidad también afectan la medición de la resistencia de la formación y puede enmarcar cambios debido a la compactación, entre ellos están:

Temperatura: incrementa con la profundidad, disminuyendo la resistividad para salinidad de agua dada

Presencia de hidrocarburos: en los espacios porosos de la formación incrementa significativamente la resistividad

Litología: una lutita ligeramente salada en comparación con una lutita pura, pudiese causar error cuando se utiliza la Rsh para determinar la tendencia normal de compactación

Lavado del hoyo: un incremento en el diámetros del hoyo, puede también generar error en la medición

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IADC

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

I-32

Page 40: Manual WellCap IADC

Después de la PerforaciónMétodo de Resistividad

No todos los aparatos dan la misma resistividad para arcillas y lutitas, esto debido a la anisotropía de la matriz. Debido a la manera como funcionan los registros de inducción, ellos detectan primordialmente la resistividad horizontal y por eso brindan menores valores

La resistividad a ser usadas para la preparación de gráficos de compactación, deben ser aquellos obtenidos usando técnicas de investigación completa. El aparato convencional más adecuado para estos propósitos es la herramienta de inducción profunda

Los registros de conductividad, pueden utilizarse también para detectar anormalidades de compactación, dado que proporcionan mayores detalles en zonas de bajas resistencias

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IADC

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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Page 41: Manual WellCap IADC

Método de Resistividad (Rsh

vs. Prof.)

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IADC

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

Ejercicio real

I-34

Page 42: Manual WellCap IADC

Correlaciones existentes para la DetecciónExisten varios Correlaciones desarrolladas por

investigadores que nos permite conocer el valor de la Presión o Gradiente de la Formación, a continuación se mencionan algunos de ellos:

Antes de la Perforacióno

Correlación de Pennebaker, la cual utiliza el Tiempo de Tránsito (Δtt)

Durante la Perforacióno

Correlación de Rehm

& Mc

Clendon, Zamora y Ben Eaton, los cuales utilizan el Exp

“dc”

Después de la Perforacióno

Correlación de Eaton, Hottmann

& Johnson, Lane & Macpherson, Ben Eaton, los cuales utilizan la Resistividad (Rsh)

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WellCAP

IADC

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

I-35

Page 43: Manual WellCap IADC

Correlación de Pennebaker

Gra

dien

te d

e pr

esió

n de

la fo

rmac

ión

(psi

/pie

)

Relación del Tiempo de Tránsito del Intervalo (Δto

/ Δtn)

CI-PACP-S-S -

WellCAP

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PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

I-36

Page 44: Manual WellCap IADC

Correlación de Ben Eaton

A través de la Correlación de Eaton nos disponemos a calcular el valor en predicción de la Presión de la Formación o Yacimiento ó su Gradiente (Gr. Form)

Esta Correlación es de uso común a nivel de la Industria Petrolera Mundial y nos sirve tanto para el uso del Exponente “dc”, como para el de Resistividad, las formulaciones son las siguientes:

Gr. form = Gr.sc –

(Gr.sc –

Gr.n)(Exp”dco”/Exp “dcn”)

Gr. form

= Gr.sc

(Gr.sc

Gr.n) (Rsh(o) / Rsh(n))

Gr.sc

y Gr.n

= Gradientes de Sobrecarga y Normal (psi

/ pie)

1.2

1.2

CI-PACP-S-S -

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IADC

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

I-37

Page 45: Manual WellCap IADC

Presión Hidrostática

Presión hidrostática (Ph)Presión que existe en cualquier punto de un pozo

generado por el peso de una columna estática del fluido (líquido, gas o compleja) y la altura vertical de dicha columna

Dicha Presión no depende de la forma del hoyo, ni del volumen que el fluido ocupe, solo depende de la densidad y la altura de la columna vertical ocupada

Ph

= 0,052 x

Df

x

PVV = psi

Df

= Densidad o Peso del fluido, lbs

/ gal

(ppg)0,052 = Factor de ConversiónDf

= Ph

/ (0.052 x PVV), en ppgGfluido

(psi/pie) = 0,052 x Df

(ppg) y Gfluido

= Ph

/ PVV

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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Page 46: Manual WellCap IADC

Introducción a los Fluidos de Perforación

La historia de los Fluidos de Perforación puede ser separada en tres períodos distintos. El primero de ellos va desde la antigüedad hasta 1901, fecha en la que se completó el primer pozo comercial importante con el método rotatorio

El segundo fue hasta 1921, durante este período se utilizaba un fluido que era capaz de dejar producir las arenas perforadas, esto dado no se anotaban sus propiedades físicas porque para la época no existían herramientas que observarán el comportamiento de las mismas

Fue a partir de 1921, que se inicia el tercer período hasta nuestros días, ya que empiezan a controlarse las distintas propiedades del fluido, de allí que varios investigadores realizan numerosos estudios para el control de las propiedades reológicasen toda su definición

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PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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Page 47: Manual WellCap IADC

Definición de Fluido

Sustancia que se deforma continuamente cuando es sometida a un esfuerzo por muy pequeño que este sea

El Fluido de Perforación es un líquido o gas que circula a través de la sarta de perforación hasta a la mecha o broca y regresa a la superficie por el espacio anular existente (ciclo)

Un Ciclo, es el tiempo que se requiere para que la bomba mueva el Fluido de Perforación hacia abajo del hoyo y de regreso a la superficie, esto es conocido a nivel de campo como: darle una circulación al Fluido completa en un Sistema de Circulación principal

Hasta la fecha un pozo de gas o petróleo no puede ser perforado sin este concepto básico de Fluido Circulante

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PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

I-40

Page 48: Manual WellCap IADC

Considerado como el Control Primario, el Fluido de Perforación es una parte clave del proceso de construcción de un pozo y el éxito de un Programa de Perforación depende de su selección y diseño

Igualmente, un Fluido de Perforación para un área particular debe ser diseñado para cumplir con los requerimientos específicos de las distintas formaciones a atravesar, tal que no cause ej: obstrucción, en los espacios donde se aloja parte de los hidrocarburos a producir

En general, los Fluidos de Perforación tendrán muchas propiedades que son benéficas para la operación, pero también algunas otras que no son deseables y que pueden finalmente crear problemas asociados a ellos

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

I-41

Page 49: Manual WellCap IADC

Funciones del Fluido

El Ingeniero de lodo es dentro del equipo de trabajo en un Taladro de Perforación, uno de los más importantes y de mayor responsabilidad

Dado que el fluido de perforación es considerado la sangre del pozo, podemos establecerlo como el control primario de dichas operaciones y que la optimización de todas sus propiedades garantizarán el cumplimiento de todas sus funciones

Existen una serie de funciones de los Fluidos de Perforación, las cuales benefician de una manera directa a la Optimización de los Parámetros Hidráulicos y Mecánicos, utilizados durante la perforación de un pozo, a continuación se mencionan y analizan algunas de ellas:

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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IADC I-42

Page 50: Manual WellCap IADC

Funciones del Fluido

Remover y transportar los cortes del hoyoProveer presión hidrostática – control del pozoTransmitir potencia hidráulica a la mecha o brocaRefrigerar y lubricar la sarta de perforación en su

conjuntoRefrigerar y lubricar la broca o mechaMantener los sólidos o cortes en suspensiónProveer de una torta o revoque a la pared del pozo.Proveer información sobre el pozoPrevenir la corrosiónProveer transmisión de datos de las herramientas de

fondoBrindar seguridad al personal y medio ambiente

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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IADC I-43

Page 51: Manual WellCap IADC

Funciones del Fluido

Análisis generalRemover y transportar los cortes del hoyo

Dado que los cortes y derrumbes son mas pesado que el fluido, es necesario garantizar una buena velocidad anular que evite que estas partículas caigan al fondo del pozo, esta velocidad depende de la densidad y viscosidad del fluido, así como de un caudal óptimo

Proveer presión hidrostática – control del pozoDado que el agua, petróleo y gas se encuentran

en los yacimientos a presión de confinamiento, es necesario generar con el fluido una suficiente Phpara evitar la entrada de estos fluidos al pozo

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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IADC I-44

Page 52: Manual WellCap IADC

Funciones del Fluido

Análisis generalTransmitir potencia hidráulica a la mecha o broca

La fuerza hidráulica con que el fluido sale de los chorros o boquillas (jets) de la mecha o broca, hace que los cortes se remuevan eficientemente del fondo, si esto no se logra, la mecha o broca retriturará los mismos reduciendo la R.O.P

Refrigerar y lubricar la sarta de perforaciónA medida que la sarta de perforación rota en contra

de las paredes del hoyo, se genera calor friccional, por lo tanto el fluido debe absorber este calor y conducirlo fuera del pozo. Igualmente ejercerá un efecto lubricante al conjunto de la sarta

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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IADC I-45

Page 53: Manual WellCap IADC

Funciones del Fluido

Análisis generalRefrigerar y lubricar la broca o mecha

Igualmente, la acción de raspar de la mecha o broca en contra de las formaciones que atraviesa genera calor, para lo cual es necesario para evitar sobre calentamiento un proceso de refrigerar y de lubricar por parte del fluido de manera de incrementar la vida útil de la misma

Mantener los sólidos o cortes en suspensiónUna vez que la circulación del fluido es

paralizada, los cortes caerán al fondo del pozo a menos que el fluido tenga la capacidad de formar un estructura de tipo Gel que evite esta caída

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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IADC I-46

Page 54: Manual WellCap IADC

Funciones del Fluido

Análisis generalProveer de una torta o revoque a la pared del pozo

Una torta o revoque del fluido frente a las paredes del hoyo, evita que parte del fluido pase a las formaciones dañando zonas de producción, asímismo, es necesario la estabilidad de dichas paredes que eviten la caída de las mismas al fondo del pozo con resultados muy severos al proceso

Proveer información sobre el pozoLos cortes de formación que son transportados a

través del fluido a la superficie y separados por los equipos de control de sólidos, nos indican en forma inmediata sobre el tipo de formación perforada, esto ayuda en las medidas preventivas

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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IADC I-47

Page 55: Manual WellCap IADC

Funciones del Fluido

Análisis generalPrevenir la corrosión

El fluido dentro del pozo debe ser capaz de no crear corrosión que produzca deterioro continuo a la sarta con su exposición

Un fluido será más corrosivo, conforme disminuye el Ph

Proveer transmisión de datos de las herramientas de fondo

Se requiere que el fluido de perforación, sea un buen conductor de la electricidad para la toma de registros, así como para la evaluación de la trayectoria del hoyo en registros de dirección

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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IADC I-48

Page 56: Manual WellCap IADC

Funciones del Fluido

Análisis generalBrindar seguridad al personal y medio ambiente

El fluido debe ser lo suficientemente seguro que no produzca daño al personal que labora en el Taladro y por ende al medio donde se ejecuta el proceso de perforar y/o repara un pozo

Por supuesto, la recomendación siempre recae sobre la obligatoriedad del uso de los equipos de protección personal para el personal que estará en contacto con el fluido durante las operaciones

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IADC I-49

Page 57: Manual WellCap IADC

Propiedades de los Fluidos

Cada una de las funciones mencionadas anteriormente, requieren la adecuación y la vigilancia permanente de sus Propiedades, las cuales cumplen un propósito especifico durante la perforación y/o reparación de los pozos petroleros

A continuación, se muestra una Tabla de Propiedades, así como los equipos necesarios para su determinación, sus unidades, su uso y algunas observaciones importantes a fin de ser consideradas por el Ingeniero de Diseño y Planificación

Estas Tablas, no pretenden ser una guía exacta de los tópicos que están relacionados con el Fluido de Perforación, solo servir de referencia conceptual

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IADC I-50

Page 58: Manual WellCap IADC

CURSOS HRS

Propiedad Prueba Unidades Uso Observaciones

Peso o densidad del lodo

Viscosidad el embudo

Viscosidad PV

plástica

Punto de cedencia YP

Geles

pH

Pf/Mf/Pm

Balanza de lodo despresurizado o

presurizado

Embudo Marsh

Reómetro (VG meter) de

velocidad múltiple

pH metro o papel tornasol

Pruebas químicas

Reómetro (VG meter) de

velocidad múltiple

Reómetro (VG meter) de

velocidad múltiple

Gravedad específica o libras por galón

Segundos por cuarto

Centipoise

Libras por 100 pie2

Libras por 100 pie2

ninguna

cc’s

Para suministrar presión hidrostática en el fondo del hueco.

Indica las tendencias en las condiciones del lodo

Indica concentración de sólidos

Indica la capacidad de arrastre del lodo.

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

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

segundos y 10 minutos.

Determinar si el lodo es ácido o alcalino.

Determinar los diferentes niveles de alcanilidad del lodo.

Balanza presurizada, usada principalmente lodo espumoso o gas-

cortado.

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

mayor VP que un lodo 80/20.

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

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

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

Polímeros en lodos base agua requieren un pH alcalino pasa funcionar

apropiadamente.

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

correcta.

Tabla de Propiedades de los Fluidos

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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IADC I-51

Page 59: Manual WellCap IADC

CURSOS HRSPropiedad Prueba Unidades Uso Observaciones

Pérdida de fluido API

Pérdida de fluido HPHT

Porcentaje de sólidos y aceite

MBT

Cal

Cloro

Celda de pérdida de fluido API

Celda HPHT

Retorta

Pruebas químicas

cc’s

Porcentaje de volumen (%)

Libras por barril

Libras por barril

Gramos por litro o parte por millón

(ppm)

Indica las características del filtrado del lodo.

Indica las características del filtrado del lodo.

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

Determinar las concentraciones de bentonita o sólidos equivalentes en lodos poliméricos (en lodos base

agua)

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

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

inhibir hinchamiento de la arcilla en la formación.

El lodo es filtrado por 30 min. @ 100psi

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

determinar pérdidas de aceite en descarga de sólidos.

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

dispersarse dentro del sistema.

La cal tiene dos usos en lodos base aceite: a) proveer un pH alcalino en la fase de agua, en caso de un influjo de

gas ácido, y b) facilitar la acción de emulsificantes.

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

como salinidad.

Pruebas químicas

Prueba de azul de metileno

cc’sNormalmente se lleve a cabo a

500psi y 250° F o BHST. Usado en lodos base agua y aceite

Tabla de Propiedades de los Fluidos

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IADC I-52

Page 60: Manual WellCap IADC

Equipos de medición de las Propiedades

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IADC I-53

Page 61: Manual WellCap IADC

Principio del Tubo en “U”

Si en un pozo, existe un fluido por dentro de la Tubería así como en el espacio Anular, la Presión Atmosférica puede omitirse dado que son iguales en ambos lados

Un pozo puede ser comparado con un Tubo en “U”,donde la Presión Hidrostática en cualquiera de los lados no dependerá del volumen de fluido (si ambos lados se encuentran totalmente llenos) y por supuesto estas serían iguales

Solo en caso de que otro fluido este incorporado en unos de los lados, existirá entonces una sumatoria que intentaráencontrar un punto de equilibrio y será desalojado un volumen equivalente de fluido de la columna menos densa

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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IADC I-54

Page 62: Manual WellCap IADC

Principio del Tubo en “U”

Dfluido: 10 ppg

PVV: 11.000 pies

Ph

= 0,052 x 10 x 11.000 = 5.720 psi

Dfluido: 12 ppg

Tubería Anular Tubería Anular

PVV: 11.000 pies

Que pasará

con el fluido en el Anular?

Dfluido: 10 ppg

V A CIO

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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IADC I-55

Page 63: Manual WellCap IADC

Dfluido: 12 ppg

Tubería Anular

PVV: 11.000 pies

V A CIO

Ph

tub.= 0,052 x 12 x 11.000 = Ph

t = 6.864 psi

Ph

anu. = 0,052 x 10 x 11.000 = Ph

a = 5.720 psi

h vacía interna = (6.864 –

5.720)/(0,052 x 12)

h vacía interna = 1.833 pies

Ph

tub. = 0,052 x 12 x (11.000 –

1.833)

Ph

tub. = 5.720 psi

Dfluido: 10 ppg

h vacía = ?

Principio del Tubo en “U”

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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IADC I-56

Page 64: Manual WellCap IADC

Principio del Tubo en “U”

Pozo Cerrado

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IADC I-57

Page 65: Manual WellCap IADC

Gradiente de Presión

Es la variación de la presión por unidad de profundidadó longitud vertical verdadera, la cual es expresada generalmente en psi/pie y su fórmula es la siguiente:

Grad. Presión = Presión

/ PVV = psi

/ pie

Gravedad Específica

Es la relación que existe entre la Densidad de un fluido y la Densidad del agua fresca o dulce, así mismo entre el Gradiente de fluido y el Gradiente del agua fresca o dulce

Grav. Específica = Dens. Fluido / Dens. Agua fresca

Grav. Específica = Grad. Fluido / Grav. Agua fresca

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IADC I-58

Page 66: Manual WellCap IADC

Presión de Fractura

Presión que resiste la formación a abrirse o fracturarse en un punto dado del hoyo, esto debido a las fuerzas existentes en una formación

Este presión puede ser obtenida mediante una correlación o mediante prueba de campo. Generalmente el punto del hoyo el cual debe evaluarse al momento de conocer la Presión de Fractura, es a nivel de la zapata del último revestidor bajado

Pfract

= Grad. fract. x PVV = psi

donde: Grad. Fract. = Gradiente de Fractura, psi

/ pie

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IADC I-59

Page 67: Manual WellCap IADC

Presión de Fractura

En la planificación de la perforación de un pozo profundo el cual penetrará formaciones con Presiones Anormales, el conocimiento anticipado de la Presión de Fractura de las formaciones perforadas, es tan importante como la determinación de la manera en que varía la Presión del de la Formación o Yacimiento con la profundidad

Las técnicas para determinar las Presiones de Fractura, incluyen Métodos Predictivos y de verificación de los mismos

La planificación inicial debe basarse en los valores de Presión de Fractura a través de Métodos Predictivos. Posteriormente, una vez que el revestidor es bajado y cementado debe comprobarse dicho valor con un Prueba de Presión conocida como Integridad de Presión o Leak off Test (L.O.T)

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IADC I-60

Page 68: Manual WellCap IADC

Presión de Fractura

Métodos PredictivosLa estimación de las Presiones de Fractura

realizadas antes de asentar los revestidores, están basadas en correlaciones empíricas

Debido a que la Presión de Fractura de la formación es afectada de manera preponderante por la Presión de la Formación o Yacimiento, se recomienda el uso de una de los Métodos descritos anteriormente para determinar dicho valor de Presión

Existen varias correlaciones para predecir las Presiones de Fractura las cuales son usadas muy frecuentemente, a continuación algunas de estas:

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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IADC I-61

Page 69: Manual WellCap IADC

Presión de Fractura

Métodos Predictivos

Correlación o Ecuación de Hubbert & Willis

Correlación de Matthews & Kelly

Correlación de Pennebaker

Correlación de Ben Eaton

Otras ecuaciones se utilizan con menos frecuencia y esta son: Christman y la Correlación de MacPherson & Berry

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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IADC I-62

Page 70: Manual WellCap IADC

Métodos Predictivos

Una de la correlaciones de mayor uso es la de Ben Eaton. Esta correlación relaciona su determinación del valor en predicción de la Presión de Fractura utilizando la Relación de Poisson (µ)

La formulación utilizada es la siguiente:

Pfract

= Pform

+ (µ

/ (1 -

µ)) x ( Psc

Pform)

Es importante mencionar que la Relación de Poisson no es exactamente la misma para áreas diferentes y debe ser verificada con datos locales, cada área prospectiva debetener su propia curva.

Anexo gráfico referencial de la Relación de Poisson

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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IADC I-63

Page 71: Manual WellCap IADC

Relación de Poissons

(µ)

Prof

undi

dad

(pie

s)

Correlación de Eaton –

Relación de Poissons

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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IADC I-64

Page 72: Manual WellCap IADC

Prueba de Integridad de Presión (L.O.T)

Definición:Prueba de presión que se realiza por debajo de la

zapata del último revestidor cementado en un pozo, la cual tiene los siguiente propósitos:

Probar el trabajo de Cementación realizado, a fin de asegurarse de que no existe comunicación con la superficie

Determinar el Gradiente de Fractura de esa zapata

Determinar la Máxima Presión en el Anular permitida (MASP) durante la perforación del próximo hoyo y la Máxima Densidad posible en esa sección

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IADC I-65

Page 73: Manual WellCap IADC

Prueba de Integridad de Presión (L.O.T)Procedimiento de la Prueba:

o Bajar sarta de perforación hasta el tope del cuello flotador y realizar prueba volumétrica al revestidor

o

Perforar el cuello flotador y el cemento hasta 10 pies encima de la zapata. Repetir la prueba volumétrica (2 tubos entre cuello y zapata)

o

Perforar el resto del cemento, la zapata y 10 a 15 pies de formación, circular y acondicionar el fluido de perforación (hoyo limpio)

o

Levantar la mecha a nivel de la zapata y llenar el hoyo. Cerrar

un preventor

(BOP´s). Conectar y probar líneas.

o

Bombear fluido lentamente al pozo (1/4 a 1/2 bls/min), observar presión y/o esperar la estabilización de presión (2 min. Aprox.)

o

Continuar bombeando y registrar la presión y el volumen bombeado hasta alcanzar el límite LOT. Elaborar gráfico simultáneamente.

o

Parar el bombeo y esperar unos 10 min. para la estabilización de la presión. Desahogar la presión y registrar el volumen de retorno

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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IADC I-66

Page 74: Manual WellCap IADC

Gráfica de la Prueba de Integridad de Presión (L.O.T)

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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IADC I-67

Page 75: Manual WellCap IADC

Prueba de Integridad de Presión (L.O.T)

Densidad Equivalente Máxima (Deqm):Valor máximo de Densidad del fluido a utilizar en el

próximo hoyo o sección:

Deqm

= Df

+ Limite LOT

= lbs

/ gal(0,052 x h zap)

Deqm

= Pfract

/ (0,052 x h zap) = lbs

/ gal

donde:Pfract

= (0,052 x Df

x h zap) + Limite LOT = psiDf

= Densidad del fluido de la prueba, lbs

/ gal

(ppg)Limite LOT = Valor máximo de presión de la prueba, psi

h zap

= Profundidad Vertical a nivel de la zapata, pies

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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IADC I-68

Page 76: Manual WellCap IADC

Prueba de Integridad de Presión (L.O.T)

Máxima Presión Anular permitida en Superficie (MASP ó MPAPS):

Valor máximo de Presión que puede ser acumulada en el estrangulador al momento del cierre del pozo a nivel del manómetro del revestidor. Este valor disminuirá a medida que la densidad del fluido aumente:

MASP = Pfract

Ph zap = psi

MASP = 0,052 (Deqm

Df nuevo) x h zap

= psi

MASP = (Grad. fract. –

Grad. fluido nue.) x h zap

= psi

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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IADC I-69

Page 77: Manual WellCap IADC

Interpretación de Gráficos de la L.O.T

Cálculo del Volumen Teórico

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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IADC I-70

Page 78: Manual WellCap IADC

Vol corr = (4,8 / 1000) x 0,6 =

Vol corr = 2,88 bls /1000 psi

Interpretación de Gráficos de la L.O.T

Cálculo del Volumen Teórico

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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WellCAP

IADC I-71

Page 79: Manual WellCap IADC

Prueba Incompleta:•

En el gráfico, se observa que no se alcanzó

el límite de la PIP, a pesar de que la presión de prueba estuvo por encima de la Pfract

estimada. De allí

que no es posible determinar la presión de fractura real

Interpretación de Gráficos de la L.O.T

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-72

Page 80: Manual WellCap IADC

Prueba Completa:•

En el gráfico, se observa una prueba totalmente completa, a pesar de tener una referencia de la Pfract

estimada, en ella se puede observar que la misma fué

ligeramente superada en la prueba, hasta obtener la desviación de la tendencia de proporcionalidad

Interpretación de Gráficos de la L.O.T

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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IADC I-73

Page 81: Manual WellCap IADC

Prueba Enmascarada•

Si durante la prueba, la curva aparece por debajo de la Presión de Fractura estimada, se recomienda parar la bomba por varios minutos, aumentar la tasa de bombeo y continuar la prueba hasta observar el pandeo de la curva de nuevo

Interpretación de Gráficos de la L.O.T

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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IADC I-74

Page 82: Manual WellCap IADC

Falla en la Cementación

Si luego de observar algunos minutos y repetir la prueba nuevamente, el comportamiento observado en forma similar a la figura mostrada y además el límite PIP no es alcanzado a pesar de aumentar la tasa, de flujo, podemos afirmar que existe una falla en la cementación alrededor de la zapata

Interpretación de Gráficos de la L.O.T

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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IADC I-75

Page 83: Manual WellCap IADC

Tolerancia de una Arremetida

Se conoce como el máximo volumen permitido que puede ser circulado fuera del pozo

En otras palabras, que permita que cuando el mismo sea llevado a la superficie por el Método de Control con mayores presiones en el anular, los valores que se presenten a nivel de la zapata del último revestidor no causen una fractura a la misma

En algunos casos, esto puede referirse a la Máxima Densidad de incremento del fluido de perforación sin que este afecte o supere la Densidad Máxima Equivalente a nivel de la zapata (Deqm)

A continuación, se presentan las formulaciones y un ejemplo numérico con su interpretación gráfica

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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IADC I-76

Page 84: Manual WellCap IADC

Tolerancia de una Arremetida

Formulaciones generales:

Densidad Máxima de la Arremetida (Kick) (lbs / gal)o Se refiere aquella que es limitada por la MASP

Dens. Max Kick = MASP / (0,052 x TVD)

Máxima Longitud del Influjo (pies)o

Se refiere a la altura máxima que ocuparía el

influjo en el espacio anular

hmax inf = MASP / (Gf – Ginf))

Gf

: Grad. del fluido, psi

/ pie Gg: Grad. del gas, psi

/ pie (asumir: 0,1 o 0,15)

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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IADC I-77

Page 85: Manual WellCap IADC

Formulaciones generalesComparar hmax inf vs. Long. Drill Collars (Ldc´s )

o Si hmax

inf

es < Ldc´s

El Volumen máximo (bls) de fondo será:

Vol

max

inf

= Cap. Anu. h-dc´s

x hmax

inf

o Si hmax

inf

es > Ldc´s

El Volumen máximo (bls) de fondo será:

Vol

max

inf

= Ldc´s

x Cap. anu

h-dc´s

+ (hmax

inf

-

Ldc´s) x Cap. anu. h-tp

Volumen máximo calculado a nivel de la zapata

Pfondo

x Vol. fondo = Pzap

x Vol. zap

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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IADC I-78

Page 86: Manual WellCap IADC

Ejercicios de Tolerancia de una ArremetidaCálculos generales:

Pfondo = Ph fondo + PCR

Pzap = Ph zap + PCR

Vol max. zap = hmax inf x Cap. anu. h-tp

Vol. fondo = Pzap x Vol zapPfondo

Ejemplo:Gf

= 0,624 psi

/ pie

Dh

= 12,25 pulgsTVD pozo = 12.000 pies DE dc´s

= 8 pulgsTVD zap

= 4.500 pies Ldc´s

= 700 piesGg

= 0,15 psi

/ pie DEtp

= 5 pulgsMASP = PCR (SICP) = 700 psi

(asumir el máximo)

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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IADC I-79

Page 87: Manual WellCap IADC

Ejercicio de Tolerancia de una ArremetidaRespuesta:

Dens. Max. Kick = 700 / (0,052 x 12000) = 1,12 lbs / gal

hmax inf =700 / (0,624 – 0,15) = 1477 pies

hmax inf es > Ldc´s (1477 pies vs. 700 pies)

Vol. max. inf = 700 x 0,0836 + (1477 – 700) x 0,1215 = 153 bls

Pzap = (0,624 psi / pie x 4500 pies) + 700 psi = 3508 psi

Pfondo = (0,624 psi / pie x 12000 pies) + 700 psi = 8188 psi

Vol max. zap. = 1477 pies x 0,1215 psi / pie = 180 bls

Vol. fondo = (3508 x 180 ) / 8188 = 77 bls

Este último valor, representa el máximo volumen permitido en el fondo sin llegar a fracturar la zapata mientras el mismo se circule a la superficie

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-80

Page 88: Manual WellCap IADC

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,41,12

0 50 100 150 200 250

Volumen de la arremetida (bls)

Den

sida

d de

la a

rrem

etid

a, (l

bs/ g

al)

77 153

Área de Tolerancia de la Arremetida

Circulando hacia la zapata

Análisis Gráfico

Tolerancia de una Arremetida

Nota: Considerando que PCR (SICP)= MASP

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-81

Page 89: Manual WellCap IADC

Ph

Pform

Pfract

Psc

Pcirc

Relación entre las presiones

Relación entre las presiones

Ph > Pform

Ph < Psc

Ph < Pfract

Psc > Pform

% Pcirc + Ph > Pform

% Pcirc + Ph < Pfract

% Pcirc + Ph < Psc

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-82

Page 90: Manual WellCap IADC

Presión del Sistema de Circulación o de Bombeo

Se conoce como Presión de Circulación (Pcirc) o de Bombeo, aquella presión requerida para circular un fluido de perforación, completación o reacondicionamiento, el cual debe vencer las pérdidas por fricción a través del Sistema de Circulación. Los factores que afectan la perdidas de presión por fricción son:

o Longitud de la sarta de perforacióno Densidad o peso del fluidoo Punto cedente y viscosidad plásticao Diámetro de los componentes del sistemao Tasa de circulación (Caudal).

Nota: Si el Caudal aumenta o disminuye la Pcirc. variará en forma exponencial

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-83

Page 91: Manual WellCap IADC

Mud Pump

Swivel

Kelly or Topdrive

Annulus

Rotary Hose

Standpipe

Drillpipe

Wellbore

12 ¼” Bit

Drill Collars

Rig Floor

Flow Line

Formations

Casing

BOP

Drilling Mud

Shakers

Mud Pits

Oil/Gas

Standpipe or Circulating Pressure

Sistema de Circulación

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-84

Page 92: Manual WellCap IADC

Presión de Circulación (Pcirc)

Pcirc

= Σ

Pérdidas por fricción

= psi

donde:Σ

Pérdidas por fricción a través delSistema de Circulación, psi, a saber:

Ej: 50 : Δ

Pr. equipos superficales. psi500 : Δ

Pr. en tubería (Dp´s), psi200 : Δ

Pr. en las barras (Dc´s), psi1.950 : Δ

Pr. en los chorros (jets), psi100 : Δ

Pr. en hoyo –

barras, psi200 :

Δ

Pr. en hoyo –

tubería, psi

3000 psi

= Presión de circulación

Presión de circulación (Pcirc)Regla de Campo

Pcirc

nue

= Pant. x (Q nue

/ Q ant) = psi

donde: Pcirc

nue

= Presión de circ.

nueva, psiPant

= Presión anterior, psiQ nue

= Caudal nuevo de la bomba, GPMQ ant

= Caudal anterior de la bomba, GPM

Ej

: Pcirc

= 3000 psi

= PantQ ant

= 500 GPM y Q nue

= 250 GPM

Pcirc

nue

= 3000 x ( 250 / 500 ) =

Pcirc

nue

= 750 psi

2

2

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Formulaciones y Ejemplo

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

I-85

Page 93: Manual WellCap IADC

Presión de Circulación o de Bombeo

Densidad equivalente de circulación (ECD)Suma del valor de la Densidad del fluido en uso y las

Pérdidas de Presión por Fricción en el Espacio Anularconvertidas a valores de Densidad

ECD = Df

+ % Σ Δ Pr. anular

= lbs

/ gal0,052 x PVV

donde:Σ Δ Pr. Anular: Sumatoria de la caída de presión por fricción en el espacio anular, psi

Ej: Df

= 12 lbs

/ gal, Σ Δ Pr. Anular = 300 psi, PVV = 15.000 pies

ECD = 12 + ( 300 / (0,052 x 15.000´)) = 12,4 lbs/gal

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-86

Page 94: Manual WellCap IADC

Presiones adicionales

Efecto de Surgencia (Efecto Pistón)o

Presiones que se originan cuando la tubería de perforación es introducida al pozo a una velocidad mayor

(tiempo menor) que su valor recomendada

Efecto de Succión (Efecto de suabeo)o

Presiones que originan cuando la tubería de

perforación es sacada del pozo a una velocidad mayor

(tiempo menor) que su valor recomendado

Factores que afectan la Surgencia y al Suabeoo Propiedades del Fluidoo Velocidad de viajeo Configuración de la Sarta de Perforación (BHA)o Condiciones del hoyo, de la formación y profundidad

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-87

Page 95: Manual WellCap IADC

Análisis gráfico de las Presiones adicionales

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-88

Page 96: Manual WellCap IADC

Margen de Viaje:Valor de sobrebalance hidrostático utilizado para

compensar la presión por efecto de suabeo (swabbing) que puede ocurrir durante los viajes con la sarta de perforación

Los rangos utilizados comúnmente están entre 0,1 a 0,5 lbs/gal (ppg) lo cual se traduce en valores de presión entre 200 a 500 psi aproximadamente

Surgencia de la BombaEs el incremento en la presión de circulación o bombeo

necesario para romper la resistencia de Gel del fluido de perforación.

Este incremento, debe realizarse lentamente para evitar problemas de pérdida o fractura de la formación

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-89

Page 97: Manual WellCap IADC

Arremetidas ó Amago (Kick)

Definición:o

Flujo no deseado de los fluidos de la formación invadiendo el pozo. Su presencia es debido a que la Presión de la Formación supera a la Presión Hidrostática ejercida por el fluido frente a una formación permeable

Reventón (Blowout)

Definición:o

Flujo en forma descontrolada del pozo a la superficie, esto debido a la pérdida del control primario y/o secundario, a errores en el Método de Control seleccionado ó

quizás procedimientos no apropiados de los mismos, en fin cualquier circunstancia asociada al hombre ó

a los equipos

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-90

Page 98: Manual WellCap IADC

Reventón

Esta situación puede presentarse en los siguientes casos:

o Durante la perforación del pozo

o

Durante un trabajo de reacondicionamiento ó

de entrada al pozo

para trabajos con tubería continua

o Daño de un árbol de navidad

de un pozo

A continuación, se presentan situaciones de Reventonescon consecuencia de pérdidas de equipos, pozo, instalaciones y en algunos casos de vidas humanas y daños irreparables al medio ambiente

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-91

Page 99: Manual WellCap IADC

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-92

Page 100: Manual WellCap IADC

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-93

Page 101: Manual WellCap IADC

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-94

Page 102: Manual WellCap IADC

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-95

Page 103: Manual WellCap IADC

Comportamiento de una Arremetida (Kick) de Gas

Las arremetidas pueden ser de gas, agua, petróleo o una mezcla de ellos. Las arremetidas de gas son las más difícil de manejar debido a las propiedades del mismo, a saber Migración y Expansión

De allí que es importante analizar cual pudiese ser el comportamiento de una Arremetida ó Amago (kick) de gas, a fin de tomar las precauciones y conocer por adelantado un posible resultado de un mal manejo durante su extracción y separación a la superficie.

Este comportamiento podemos clasificarlos en:

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-96

Page 104: Manual WellCap IADC

Comportamiento de una Arremetidas (Kick) de gas

Migración del Gas con el Pozo CerradoAlta Presión en la Superficie y en el Fondo

Migración del Gas con el Pozo AbiertoMayor Volumen del Influjo en Superficie

Circulación controlada del Gas fuera del pozoÓptimo control de volumen y de la presión en

superficie sin entrada de nuevos influjos

A continuación, se describe este comportamiento de manera gráfica que permita un mejor entendimiento al momento de tener una contingencia de gas y las acciones a tomar para evitar que una Arremetida (kick) se pueda convertir en un Reventón o en una fractura en la zapata

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-97

Page 105: Manual WellCap IADC

Pgas= 6000 psi

Ph= 5000 psi

Pcierrre= 1000 psi Pcierrre= 4000 psi

Ph= 2000 psi

Ph= 3000 psi

Pgas= 6000 psi

Ph= 5000 psi

Pgas= 6000 psi

BHP= 6000 psi BHP= 9000 psi

Pcierrre= 6000 psi

BHP= 11000 psi

Migración del gas sin expansiónPRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-98

Page 106: Manual WellCap IADC

Pform (gas)= 6000 psi

Ph= 5000 psi

Pcierrre = 1000 psi

Ph= 2000 psi

Ph= 3000 psi Ph = 5000 psi

Pform (gas) = 6000 psi

BHP = 6000 psi

Migración del gas sin expansiónPRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-99

Al momento del cierre del pozo será

BHP = Pcierre

+ Ph

encima del gas

BHP = 1000 psi

+ 5000 psi

= 6000 psi

Esa será

la presión de confinamiento ó

presión de la formación al momento de producirse el influjo de gas ó

sea 6000 psi

BHP = 9000 psi

Si el gas migra sin expansión

Pcierre

nueva = Pform

(gas) -

Ph

por encima del gas

Pcierre

nueva = 6000 -

2000 = 4000 psi

BHP = Pform

(gas) + Ph

por debajo del gas

BHP = 6000 psi

+ 3000 psi

= 9000 psi

Pform (gas)= 6000 psi

Pcierrre = 4000 psi Pcierrre = 6000 psi

BHP = 11000 psi

Una vez el gas en superficie

Pcierre

nueva = Pform

(gas)

BHP = Pform

(gas) + Ph

por debajo del gas

BHP = 6000 psi

+ 5000 psi

BHP = 11000 psi

Page 107: Manual WellCap IADC

Análisis de la Migración del Gas

• La PCR (SICP) aumenta a medida que el influjo de Gas migra hacia la superficie

• El Gas con el pozo cerrado no se expande

• La presión en el fondo aumenta a medida que el Gas llega a la superficie sin expansión

• El valor de la presión dentro del pozo puede causar fractura en la zapata ó en una formación

• Es importante conocer el valor de la Velocidad de Migración del Gas, a fin de seleccionar el Método de Control más adecuado

• Mantener la vigilancia de la PCR (SICP) y comparar con el valor de la MASP

PCR(SICP)

PCTP(SIDPP)

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-100

Page 108: Manual WellCap IADC

Arremetidas ó Amagos (Kick)

Migración del Gas con el Pozo AbiertoEn este comportamiento es necesario considerar la Ley

de Gases Ideales, a fin de calcular el Volumen que se obtendría en superficie, si no es controlada el manejo de las presiones y la entrada de nuevos fluidos

Pfondo

x Vfondo

= Psup

x Vsup

Circulación controlada del Gas fuera del pozoA fin de obtener un óptimo control del volumen y de

las presiones en el pozo y en la superficie, se recomienda el uso de una Metodología de Control y Equipos de Estrangulación ajustables que permita la remoción del gas fuera del pozo

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-101

Page 109: Manual WellCap IADC

Arremetidas (Kick)

Circulación controlada del Gas fuera del pozoDurante este proceso de remoción, se debe manipular

el estrangulador (choke) correctamente para mantener una presión constante de fondo del hoyo y ligeramente mayor que la Presión de la Formación

Este influjo es circulado a una tasa reducida, la cual normalmente es a la ½ o 1/3 de la tasa en uso

Esta tasa reducida genera una Presión Reducida de Circulación (PRC), dicha presión deber ser tomada por los Supervisores de Taladro con las bombas disponibles

A manera de guía se mencionan, cuando la PRC debe ser tomada:

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-102

Page 110: Manual WellCap IADC

Arremetidas (Kick)

Circulación controlada del Gas fuera del pozo

o Al realizar un cambio en la densidad del fluido

o Al cambiar el tamaño de la camisa de las bombas

o

Al cambiar el tamaño de los jets u orificios

de la mecha o broca

o Al perforar entre 500 a 1000 pies de hoyo nuevo

o Al realizar cambio en la reología del fluido

o Generalmente después de un cambio de guardia

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-103

Page 111: Manual WellCap IADC

Módulo II

Prevención de Arremetidas

(Kick)

Page 112: Manual WellCap IADC

PROPÓSITO

Durante este Módulo II, se describen y analizan las distintas Causas e Indicaciones de una Arremetida ó

Amago (Kick),

su

prevención y las respuestas a ser implementadas,

todo con el fin de disminuir

el volumen de influjo

que pueda entrar al pozo y garantizar un cierre efectivo del mismo con valores menores de presión, lo cual conlleva a una mejor selección y aplicación del Método de Control

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Page 113: Manual WellCap IADC

CONTENIDO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Pags

II-1-

II-3-----

I-17---------

Módulo II – Prevención de Arremetidas

• Importancia de la Prevención de las Arremetidas o Amagos (Kick)– Análisis y Discusión

• Causas de las arremetidas – Análisis y Discusióno Llenado inadecuado del hoyoo Suabeo o succión durante un viajeo Densidad insuficiente del fluido de perforacióno Pérdida de circulación o efecto surgenciao Formaciones con presiones anormales

• Indicadores de las arremetidas o amagos. Análisis generalo Ganancia en los tanqueso Aumento de la tasa de bombeoo Aumento brusco de la tasa de penetración (ROP) o Hoyo no toma correctamente durante los viajeso Disminución en la presión de circulacióno Fluido de perforación cortado por gaso Fluido de perforación cortado por aguao Pozo fluye solo o Tubería llena durante un viaje

Page 114: Manual WellCap IADC

Importancia de la Prevención de Arremetidas (Kick)

El objetivo de las operaciones de Control de Pozos, es evitar que se produzcan contingencias de Arremetidas óAmagos y en caso de que ocurran manejarlas adecuadamente para prevenir un mayor desastre

Una forma de aumentar las probabilidades de éxito para controlar un pozo, es conocer las distintas Causas de las Arremetidas o Amago (Kick) y poseer la habilidad para reconocer y evaluar los Indicios o Señales que el pozo en su momento aporta en superficie

En conclusión, si una Arremetida no es detectada a tiempo o es controlada apropiadamente, el próximo paso pudiese estar muy cercano a tener un Reventón

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC II-1

Page 115: Manual WellCap IADC

Importancia de la Prevención de Arremetidas

Factores que influyen en la intensidad del Kick

Condición obligante: Pform > Ph

Factores de intensidad:Facilidad de la formación para aportar los

fluidos al pozo

Permeabilidad y porosidad de la formación

Presión diferencial envuelta

Tipo y cantidad del fluido que entra al pozo

Gradiente de fractura de las formaciones

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)

II-2

Page 116: Manual WellCap IADC

Causas de las Arremetidas (Kick)

Un desbalance de presión a favor de la Presión de la Formación ó Yacimiento en contra de la Presión Hidrostática puede ocurrir por las siguientes razones:

o Llenado inadecuado del hoyo durante los viajes

o Succión o suabeo

del pozo

o Densidad insuficiente del fluido

o Pérdida de circulación

o Formación con Presiones Anormales

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)

II-3

Page 117: Manual WellCap IADC

No mantener el hoyo lleno Efecto de succión ó

suabeo

Causas de las Arremetidas (Kick)

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)

II-4

Page 118: Manual WellCap IADC

Causas de las Arremetidas (Kick)

Densidad insuficiente Pérdida de circulación

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)

II-5

Page 119: Manual WellCap IADC

Bloque de falla empujado hacia arriba

Presión normal Presión normal

Presión anormal

Formación con Presiones Anormales

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)

II-6

Page 120: Manual WellCap IADC

Causas de las Arremetidas (Kick) - Análisis

Llenado inadecuado del hoyo durante viajes

Una de las principales causas por la cual se producen las arremetidas o amagos a nivel mundial es la de NO MANTENER EL HOYO LLENO

Estadísticas reflejan que esta causa pudiese superar el 50 % en la mayoría de los casos. Muchas de estas apreciaciones están asociadas en parte al desconocimiento en el llenado de una Tabla de Viaje por parte del personal Supervisorio, el cual tiene bajo su cargo tan importante responsabilidad

De allí que, para efecto de tener un procedimiento en el llenado y en el chequeo de la existencia o no de influjos en el pozo durante un viaje, se hacen las siguientes recomendaciones generales:

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)

II-7

Page 121: Manual WellCap IADC

Causas de las Arremetidas (Kick) - Análisis

Llenado inadecuado del hoyo durante viajes

o

Si la relación entre el Volumen Real y el Volumen Teórico es menor (sacando) o mayor (metiendo) del 100 %, en un valor entre 10 a 15 % proceda a Verificar Flujo

Ej: 85 % de llenado (sacando) o 112 % (metiendo), significa que el pozo no esta recibiendo bien o que la formación esta tomando parte del fluido del llenado

o Verifique flujo: Antes y después de bombear la píldorao Al sacar la primeras diez paradas lentamenteo Al momento de llegar ó

entrar en la zapatao Antes de sacar la 1ra parada de barras ó

drillcollarso

Una vez que toda la tubería este fuera del hoyo, se recomienda la apertura de la HCR y del choke, luego cierre el BOP´s

ciego

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)

II-8

Page 122: Manual WellCap IADC

Rig No.: Pozo: Prof. Viaje:

Dens. Fluido: Diam. DP´s: Diam. DC´s;

Peso DP´s: Peso Ajust. DP´s: Peso DC´s:

Long. DC´s: Vol. Sarta: Vol. Anular:

ParejasSacadas

5 paradasDesplazamiento

Teórico (Bls) (VT)

5 paradasDesplazamientoReal (Bls) (VR)

% Llenado(VR / VT) x 100

Observac.

Teór. Acum. Real Acum.No. stand

Tabla de viaje para el control del llenado

5101520

3,3 3,33,3 6,63,3 9,93,3 13,2

Porcentaje3,3 3,33,3 6,63,2 9,82,8 12,6

100 %100 %97 %85 %

O.KO.KO.K

Verifique Flujo

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)

II-9

Page 123: Manual WellCap IADC

Causas de las Arremetidas (Kick) - Análisis

Succión o Suabeo

El efecto principal de provocar durante un viaje de ascenso una contingencia por Succión, esta en la Velocidad del Viaje y en otros factores ya mencionados

Existen recomendaciones que indican valores de velocidad, a fin de evitar que se produzca una reducción de la presión hidrostática del fluido y pueda causar la entrada de pequeñas cantidades de fluido de la formación al pozo

Para el caso de la Tubería de Perforación Grado 2 (27´ a 31´ de longitud), esta velocidad no de ser inferior a 45 segundos por parada (stand) de tres tubos

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)

II-10

Page 124: Manual WellCap IADC

Causas de las Arremetidas (Kick) - Análisis

Densidad insuficiente del fluido

El Control Primario en un pozo esta gobernado por la Densidad del Fluido de Perforación. Una insuficiencia de ella, generalmente se presentan cuando se perforan pozos exploratorios con presiones anormales

Sin embargo, se han producidos reducciones por otras razones, tales como:

o Diluciones accidentales del fluido de perforacióno Influjos con densidad menoreso Remoción de la barita producida por la centrífugao

Asentamiento de los materiales densificantes

en la sección de alto ángulo del hoyo o en los tanqueso Efecto de la temperatura sobre el fluido

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)

II-11

Page 125: Manual WellCap IADC

Causas de las Arremetidas (Kick) - Análisis

Pérdida de Circulación o Efecto Surgencia

El concepto de Pérdida de Circulación esta asociado a invasión hacia las formaciones permeables en un pozo.De existir provocaría una pérdida de la Ph

sobre la Pform, de allí

que podemos clasificarlas en:

o

Naturales:

Formaciones porosas y permeables, formaciones agotadas o con presiones subnormales

o

Inducidas:

Efecto de Surgencia por: velocidad excesiva de descenso, alta presión para romper geles, taponamiento del anular por derrumbe de lutitas, embolamiento

de herramientas, excesiva pérdida por fricción en el anular o en el estrangulador, alta Dfluido

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)

II-12

Page 126: Manual WellCap IADC

Causas de las Arremetidas (Kick) - Análisis

Formación con Presiones Anormales

Se requiere incrementar esfuerzos para hacer científicamente una Detección de las Zonas de Presiones Anormales, todo esto a fin de evitar una contingencia de Arremetida por esta causa

Como se analizó anteriormente, existen tres distintas técnicas para detectar zonas de Presiones Anormales, a saber:

o Antes de la Perforación

o Durante la Perforación

o Después de la Perforación

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)

II-13

Page 127: Manual WellCap IADC

Causas de las Arremetidas (Kick) - Análisis

Formación con Presiones Anormales

Antes de la Perforacióno Métodos Sísmicos

Durante la Perforacióno Cambios en la R.O.P

(incrementos)o Aumento en los Cloruros del fluidoo Disminución en la Densidad de las Lutitaso Aumento en la Temperatura de retornoo Disminución el Exponente “dc”o Lodo cortado por gas y por agua salada

Después de la Perforacióno Métodos Sónicos, Registros Eléctricos

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)

II-14

Page 128: Manual WellCap IADC

Causas de las Arremetidas (Kick) - Análisis

Formación con Presiones Anormales

En el caso de fluido cortado por Gas, es necesario conocer si dicho corte se debe a Gas de Conexión ( o de viaje) o Gas de Formación

En el caso de Gas de Conexión o de Viaje, se puede calcular la verdadera reducción de la Presión Hidrostática en el fondo del pozo a través de la siguiente ecuación:

ΔP = 14,7 [ Dfo

Dfc

] x ln

[ Ph ]Dfc

Dfc

Dfo

= Densidad

original, lbs / gal y Dfc

= Densidad cortada, lbs

/ gal

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)

II-15

Page 129: Manual WellCap IADC

Causas de las Arremetidas (Kick) – Análisis

Estadísticas sobre las Causas

Estudios de la API han demostrado valores estadísticoslos cuales se basan en la recopilación que a nivel mundial se han obtenido, a saber:

Llenado inadecuado del hoyo: 42 %

Succión o suabeo del pozo: 16 %

Densidad insuficiente del fluido: 15 %

Pérdida de circulación: 22 %

Formación con Presiones Anormales: 5 %

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)

II-16

Page 130: Manual WellCap IADC

Indicaciones de las Arremetidas (Kick)

Existen diferentes indicadores que nos pueden avisar durante las operaciones de Perforación o Viajes que una contingencia de Arremetida se puede estar formando a nivel del fondo del pozo.

Estas están asociadas a la actividad que se realiza y pudiese en un momento confundir al perforador de su veracidad, para lo cual se recomienda activar el plan de Verificación de flujo a la primera señal de la Arremetida o Kick

Esto garantizaría menos volumen y menos presión una vez cerrado el pozo y por supuesto mejor Control del Pozo una vez seleccionado el Método adecuado

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)

II-17

Page 131: Manual WellCap IADC

Indicaciones de las Arremetidas (Kick)

Ganancia de fluido a nivel de los Tanques

Aumento en el porcentaje de flujo de retorno

Aumento o quiebre brusco de la R.O.P (drilling break)

El hoyo no esta tomando correctamente

Disminución en la presión de bombeo

Fluido de perforación cortado por gas o agua

Que la tubería salga mojada cuando salía seca

Que el pozo fluya solo con las bombas apagadas

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)

II-18

Page 132: Manual WellCap IADC

Conjunto de preventoras

Tanque de viaje

Manifold del choqueTanques de lodo

Separador de lodo/gas

Línea de matar

Bombas de lodo

Indicaciones de las Arremetidas (Kick)

Ganancia en los Tanques

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)

II-19

Page 133: Manual WellCap IADC

Flo-Sho

Fluidodel pozo

Tanque activo

Flow

Line

Niple

Campana

% de Aumento de Flujo de Retorno

Ganancia o Pérdida en Nivel del Tanque

Indicaciones de las Arremetidas

Aumento en el % de Retorno

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)

II-20

Page 134: Manual WellCap IADC

Módulo III

Equipos de

Seguridad

Page 135: Manual WellCap IADC

PROPÓSITO

Este Módulo III esta referido a la descripción, funcionamiento y diseño de losEquipos de Seguridad conocido como el Control Secundario, los cuales son necesarios para ejecutar un óptimo Cierre del Pozo dependiendo de la actividad que para el momento de la contingencia se este realizando, así mismo, describiremos equipos auxiliares comúnmente utilizados en el control de un pozo

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Page 136: Manual WellCap IADC

CONTENIDO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Pags

III-1--

III-20-

III-29-

III-32---

III-47III-57

-III-63

-

Módulo III – Equipos de Seguridad

• Tipos de preventores (BOP´s)o Características de operacióno Diseño de la presión de trabajo. Cálculos

• Arreglos de los preventores (BOP´s Stack) o Características de los arreglos

• Sistema desviador (diverter)o Características de operación

• Unidad acumuladora de presión. o Descripción. Características de operacióno Diseño de los acumuladores. Cálculoso Mantenimiento. Fallas mecánicas generales

• Equipos auxiliares para el Control de Pozos• Pruebas generales de los preventores (BOP´s)

o Regulaciones API RP 53• Especificaciones de los preventores y sus accesorios

o Tablas generales

Page 137: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

El conjunto de preventores (BOP´s) es el sistema de respaldo del Método básico de Control de un Pozo el cual esta representado por el Fluido de Perforación a través de su Ph o sea el Control Primario

Una definición de la API es la siguiente: “El equipo de impiderreventones (o preventores) son unos dispositivos que se conectan a la tubería de revestimiento, el cual tiene por objeto controlar las presiones en el espacio anular durante las operaciones de perforación, completación y/o rehabilitación”

Este proporciona un medio para cerrar el pozo y sacar con seguridad el influjo del mismo

EQUIPOS DE SEGURIDAD

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-1

Page 138: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Equipos mínimos en superficieLos requerimientos mínimos necesarios para controlar

una Arremetida ó Amagos deben estar constituidos por:

Estrangulador hidráulico ajustable (choke)Dos estranguladores manualesVálvula de control hidráulica (HCR)Separador de gas Preventor esférico o anularDos preventores de arietes (tubería y ciego)Manómetros de gran exactitudVálvula de contrapresión (inside preventer)Válvula de máxima abertura (kelly cock)Unidad Acumuladora de Presión (fuente de energía)

EQUIPOS DE SEGURIDAD

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-2

Page 139: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Tipos de Preventores (BOP´s)En la Industria Petrolera Mundial se utilizan diferentes tipos

de elementos que conforman un stack (arreglo) de preventores,estos tipos se describen como:

o BOP´s

anular o esférico:Puede cerrar a través de cualquier forma que

atraviese el hoyo, algunos fabricantes son: Hydrll, Shaffer y Cameron

o BOP´s

de arietes (rams):Pueden ser: tubería, ciego, cizalla o múltiples

diámetros, solo cierran en el cuerpo del tubo, algunos de los fabricantes: Hydril, Cameron, Shaffer

A continuación, se muestran algunos de los BOP´s y una descripción de su funcionamiento

EQUIPOS DE SEGURIDAD

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-3

Page 140: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Preventor Anular ó Esférico

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Hydril

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-4

Page 141: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Preventor Anular ó Esférico

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Hydril

GKHoyo indicador

Pistón

Empaque (Goma)

Cámara de apertura

Cámara de cierre

Sellos

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-5

Page 142: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Preventor Anular ó Esférico

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Hydril

GL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-6

Page 143: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Preventor anular ó esférico

EQUIPOS DE SEGURIDAD

1000 2000 3000 4000 50000

500

1000

1500

InitialClosure

Presión del pozo (psi)

7" thru 9 5/8" Pipe

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

3 1/2" Pipe2 7/8" Pipe

2 3/8" Pipe

CSG

Pres

ión

del

reve

stim

ient

o (p

si)

Presión en el pozo (psi)

Pres

ión

de c

ierr

e de

l BO

P´sa

nula

r (ps

i) Hydrill GK 13 5/8” 5000 psi

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-7

Page 144: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Unidades de Empaque (Gomas) -

Hydril

GKGL

Empaque Cod. Color Uso

Natural

Nitrilo

Base agua Cond. Normal -30ºF

a 225 ºF01

02 Base aceite30ºF

a 180ºFGX

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-8

Page 145: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Preventor Anular ó Esférico

EQUIPOS DE SEGURIDAD

ShafferTapa acuñadaEmpaque (Goma)

Pistón

Cámara de cierre

Cámara de apertura

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-9

Page 146: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Preventor Anular o Esférico

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Cameron DL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-10

Page 147: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Unidades de Empaque –

Shaffer y Cameron

CameronEmpaque Cod. Color Uso

Natural

Nitrilo

Base agua Cond. Normal -20ºF

a 170 ºFBase Aceite

y H2S40ºF

a 170ºF

Negro

Rojo

Shaffer

Empaque

Rosquilla

Empaque Cod. Color Uso

Nitrilo RojoBase Aceite

y H2S-30ºF

a 170ºF

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-11

Page 148: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Preventor de Arietes (Rams)

EQUIPOS DE SEGURIDAD

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-12

Page 149: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Preventor de Arietes (Rams)

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Cámaras de Apertura

Cámaras

de Cierre

Pistón

Línea de apertura

Línea de Cierre

Mecanismo de Operación

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-13

Page 150: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Preventor de Arietes (Rams)

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Cameron Tipo U

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-14

Page 151: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Preventor

de Arietes -

Tipo Shaffer

Conectores para las

líneasSalidalateral

Bisagra

Bisagra para los fluidos

Cuerpo del Preventor

Tornillo de cierre manual

Tornillos

Sello delpistón Camisa

del cilindro

Hoyo de drenaje

Pistónsellantedel fluido

Pistón de empaque secundario

Bloque (Rams)

Ranura para el anillo

Sello de la tapa

Asiento del sello superior

GuíaCavidad inclinada

Preventor

Hydril

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-15

Page 152: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Preventor de Arietes (Rams)

EQUIPOS DE SEGURIDAD

SL Ram

BOP

Shaffer

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-16

Page 153: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Preventor de Arietes (Rams)

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Ultralock

II Ram

SLX Ram

Shaffer

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-17

Page 154: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Tipos de Arietes (Rams)

Tubería Ciego (Blind)

Corte (Shear)

SuperiorInferior

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-18

Page 155: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Tipos de Arietes -

Preventores

Cameron

Ariete Tipo U

Sello Tope

EmpaqueAriete (Rams)

Ariete Tipo U II

Empaque

Ariete (Rams)

Sello TopeEmpaque

Ariete Tipo T

Wear

Pads

Ariete (Rams)

Sello Tope

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-19

Page 156: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Arreglos de los Preventores (Stack BOP´s)Se le conoce como la unión de dos o más elementos

mediante bridas de montajes, los cuales se instalan en el cabezal del pozo con el propósito de impedir el flujo incontrolado de fluidos en el espacio anular

El tipo, clase, tamaño y número de preventores se selecciona de acuerdo a requerimientos de cada pozo en particular (desarrollo o exploratorio)

La clase de BOP´s esta referida a la Presión de Trabajo que posee de acuerdo a las características de fabricación, a continuación se muestra una referencia de la misma y un procedimiento para diseñar su Presión de Trabajo de acuerdo al tipo de pozo a perforar:

EQUIPOS DE SEGURIDAD

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-20

Page 157: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Arreglos de los Preventores (Stack BOP´s))

Clase

Presión (psi)2 K

2000 psi

3 K

3000 psi

5 K

5000 psi

10 K

10.000 psi

15 K

15.000 psi

20 K

20.000 psi

EQUIPOS DE SEGURIDAD

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-21

Page 158: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Para efecto del diseño, es necesario conocer la clasificación del pozo, vale decir Exploratorio o de Desarrollo.

Dependiendo de esto, debemos suponer dos consideraciones críticas y que a continuación se harán de su conocimiento, todo estos para el cálculo de las Presiones de Superficie y para la selección de la Clase de BOP`s

Todos los equipos relacionados en la boca del pozo y en el área del múltiple de estranguladores, deben tener la mismas presiones calculadas con el procedimiento que a continuación se explica:

EQUIPOS DE SEGURIDAD

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-22

Page 159: Manual WellCap IADC

Pozos Exploratorios

Suponer que todo el pozo quede lleno de gas

o Presión de Superficie (Psup) (psi)

Psup

= Pform

Ph gas

Pozos de Desarrollo

Suponer que la mitad del pozo quede lleno de gas

o Presión de Superficie (Psup) (psi)

Psup

= Pform

-

Ph fluido -

Phgas

EQUIPOS DE SEGURIDAD

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-23

Page 160: Manual WellCap IADC

donde:Pr. form: Presión de la formación estimada (psi)Ph

gas: Presión hidrostática del gas (psi)

Ph

gas = Grad. gas (psi/pie) x Altura del influjo (pies)

Considerar: Para TVD ≤

10.000´

un Grad. Gas = 0.1 psi/piePara TVD >

10.000´

un Grad. Gas = 0.15 psi/pie

Ph

fluido: Presión hidrostática del fluido (psi)

Una vez conocida la Presión de Superficie se selecciona la Clase de BOP´s. El arreglo o número de BOP´s dependeráigualmente del tipo de pozo y de la altura del espacio rotario existente, el tamaño dependerá del diámetro del revestidorsuperficial. Anexo una muestra de los arreglos de BOP´s

EQUIPOS DE SEGURIDAD

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-24

Page 161: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad –

Arreglos de los BOP´s

EQUIPOS DE SEGURIDAD

SRRA RSRAArreglos API –

3000 a 5000 psi

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-25

Page 162: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad –

Arreglos de los BOP´s

EQUIPOS DE SEGURIDAD

SRRA RSRA

Arreglos API –

10.000 a 15.000 psiRSRRA SRRRA RSRRAG

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-26

Page 163: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Arreglo de BOP´s

Preventor

esférico

Preventor

de arietes

Preventor

de arietes

Preventor

de arietes de seguridad

Carreto

(spool)

Kill

line Choke

Line

(HCR)

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-27

Page 164: Manual WellCap IADC

Manifold del

choque

Sección A

Sección B

Ariete de tubería inferior

Carreto perforación

Línea del choque

Ariete de tubería superior

Brida de salid a utilizada únicamente para stripping combinado de ariete

Ariete ciego

Preventor Anular

Línea de llenado

Conjunto de Preventores“RSRRA”

EQUIPOS DE SEGURIDAD

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-28

Page 165: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Sistema Desviador de Flujo (Diverter)Se utiliza en la perforación de zonas muy poco

consolidadas, sin condiciones de integridad, en la cual el peligro es que ocurra una fractura hasta la superficie por detrás del revestimiento esta presente

Se diseñan tal como esta implícito en su nombre para desviar a un sitio seguro el influjo del pozo y por ningún caso se debe cerrar el pozo

El Sistema Desviador esta constituido por: un preventor anular el cual debe ser montado sobre el revestidor conductor, una o dos líneas de venteo de diámetro grande para aliviar los fluidos a la superficie y por válvulas de apertura automática que se activan cuando es cerrado el BOP´s

EQUIPOS DE SEGURIDAD

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-29

Page 166: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Sistema Desviador de Flujo (Diverter)En caso de penetrar una arena de gas somera y de

ocurrir una Arremetida o Kick, se abre la línea de desviación y se cierra el preventor anular

El pozo fluirá a la atmósfera a través de la línea de desviación en la dirección del viento hasta que se pueda controlar el pozo

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

Se anexa un figura de este Sistema Desviador:

EQUIPOS DE SEGURIDAD

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-30

Page 167: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Sistema Desviador de Flujo (Diverter)

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Drilling SpoolLíneas de venteo

Línea de flujoCampana

Válvulas de las líneas de venteo

Desviador

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-31

Page 168: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Unidad Acumuladora de Presióno

Centro de Control Hidráulico y Fuente de Energía

el cual tiene como función operar los Sistemas de Equipos Impedirreventones

y las válvulas de control hidráulico

o

Dicha unidad debe ser diseñada con suficiente capacidad para asegurar el funcionamiento de todos los Preventores

ó

BOP´s

durante el tiempo requerido y en las condiciones que pueda presentar el pozo

o La unidad esta constituida por las siguientes partes:

AcumuladoresRecipientesBombas Neumáticas y Bombas EléctricasMúltiple de ControlAccesorios generales

EQUIPOS DE SEGURIDAD

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-32

Page 169: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Unidad Acumuladora de Presión

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-33

Page 170: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Unidad Acumuladora de Presión

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-34

Page 171: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

1.

Suministro de aire:

La presión normal de suministro de aire es de 125 psi. Una presión de aire más alta puede requerir un regulador de aire para las bombas neumáticas.

2.

Lubricador de aire:

Ubicado en la línea de entrada de aire a las bombas neumáticas. Utilizar aceite lubricante SAE 1.

3.

Válvula de derivación (“By-Pass”)

:

Al interruptor automático de presión hidroneumática. Cuando se necesitan presiones mayores de los 3000 psi, abrir esta válvula. De resto, mantenerla siempre cerrada.

4.

Interruptor automático de presión hidroneumática:

El interruptor de las presiones se programa a 2900 psi (parada) cuando se utilizan bombas neumáticas y eléctricas. De lo contrario se programa a 3000 psi cuando es solo para bombas neumáticas. Control de tensión de resorte ajustable.

5.

Válvula de corte de aire:

Operadas manualmente para cortar el suministro de aire a las bombas hidráulicas operadas con aire.

6.

Bombas hidráulicas operadas con aire:

La presión normal de operación es de 125 psi. La máxima presión de aire es de 200 psi.

7.

Válvula de corte de succión:

Operada manualmente. Normalmente abierta. Una parada cada línea de succión neumática en la bomba hidráulica.

8.

Filtro de succión:

Uno para cada línea de succión neumática. Tiene una malla removible. Se limpia cada treinta días.

9.

Válvula cheque:

Una para cada línea de salida neumática de la bomba hidráulica.

10.

Bombas triplex o duplex accionadas con motor eléctrico

Partes del Acumulador

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-35

Page 172: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

11. Interruptor automático de presión hidroeléctrica:

El interruptor se programa a 3000 psi para la presión de salida y a 250 psi presión diferencial de entrada. Ajustable.

12. Arranque del motor eléctrico (automático):

El automático inicia o detiene el motor eléctrico que mueve la bomba triplex. Funciona en combinación con el interruptor automático de presión y tiene un control (“overriding”) manual de encendido-apagado que se opera sin el control del interruptor.

13. Válvula de corte de la línea de succión:

Operada manualmente, normalmente abierta. Ubicada en la línea de succión de la bomba triplex o duplex.

14. Filtro de succión: Ubicado en la línea de succión de la bomba triplex o duplex.

15. Válvula cheque:

Ubicada en la línea de salida de la bomba triplex o duplex.

16. Válvula de cierre del acumulador:

Operada manualmente. Normalmente en posición abierta cuando la unidad está en operación. Cerrada cuando se está probada o transportando el equipo.

17. Acumuladores:

Se debe revisar la pre-carga de nitrógeno en el sistema de acumuladores cada 30 días. La precarga de nitrógeno debe ser de 1000 psi, más o menos 10 %. PRECAUCIÓN: SIEMPRE USE NITRÓGENO CUANDO SE HAGA LA PRECARGA; OTROS GASES Y EL AIRE PUEDEN OCASIONAR INCENDIO O EXPLOSIÓN.

18. Válvula de alivio del acumulador:

Alivio de la válvula programado a 3500 psi.

19. Filtro de fluido:

Ubicado en el lado de entrada de las válvulas reductoras y reguladoras de presión. El filtro se debe limpiar cada treinta días.

20. Válvula “Koomey”

reductora y reguladora de presión:

Operada manualmente. Se ajusta a la presión continua de operación que se requiera en la BOP de ariete.

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-36

Page 173: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

21. Cabezal de la válvula principal: 5000 psi W.P., 2” todo soldado

22. Válvulas de 4 vías: Con actuadores de cilindro de aire para operación remota desde los paneles de control. Mantener en modo de operación (ABIERTO o CERRADO) NUNCA EN LA POSICIÓN DEL CENTRO (Neutro).

23. Válvula de desviación (“By-Pass”): Con actuador de aire para operación remota desde los paneles de control. En posición CERRADA, suministra presión regulada sobre el cabezal de la válvula principa(21) y en posición ABIERTA, suministra presión total sobre ese cabezal. Mantener en posición CERRADA a no ser que se necesiten 3000 psi o más para operar los arietes de la BOP.

24. Válvula de alivio del manifold: El alivio de la válvula se programa a 3500 psi.

25. Válvula hidráulica de alivio: Operada manualmente. Normalmente cerrada. NOTA: ESTA VÁLVULA SE DEBE MANTENER ABIERTA DURANTE LA PRE-CARGA DE LAS BOTELLAS DEL ACUMULADOR.

26. Selector de unidad de panel: Válvula manual de 3 vías. Utilizada para aplicar presión de aire piloto a la válvula neumática “Koomey” para reducción y regulación de presión, bien sea desde el regulador de aire de la unidad o desde el regulador de aire del panel remoto.

27.

Válvula neumática “Koomey”

reductura y reguladora de presión: Reduce la presión del acumulador hasta la requerida por la presión de operación de la BOP de anular. La presión se puede variar para las operacíones de forzamiento de tubería (“stripping”). No se debe exceder la máxima presión operativa recomendada para la preventora.

28. Manómetro de presión del acumulador

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-37

Page 174: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

29.

Manómetros de presión del manifold

30.

Manómetro de presión del preventor anular.

31.

Transmisor neumático de presión del acumulador

32.

Transmisor neumático de presión del “manifold”

33.

Transmisor neumático de presión del preventor anular

34.

Filtro de aire: Ubicado en la línea de entrada a los reguladores de aire.

35.

Regulador de aire para la válvula neumática “Koomey”

reductora y reguladora de presión: Operada por aire.

36.

Regulador de aire para el transmisor neumático de presión de preventor anular (33).

37.

Caja conectora “air junction box”: Para conectar las líneas de la unidad a las líneas que vienen del panel de control remoto.

38.

Indicador del nivel de fluido.

39.

Puerto de llenado del fluido hidráulico

40.

Válvula de aislamiento de la salida para la prueba del aladro: Alta presión, operada manualmente. Se cierra durante la prueba del taladro y se abre una vez termina la prueba.

41.

Válvula de cheque para prueba del equipo.

42.

Válvula de alivio para prueba del equipo: Válvula seteada para alivio a los 3500 psi.

43.

Salida del patín del equipo.

44.

Salida de prueba del equipo 45. Retorno del patín del equipo 46. Puerto de inspección del tapón

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-38

Page 175: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Unidad Acumuladora de PresiónEl Sistema de Acumuladores debe tener capacidad

suficiente para proveer el volumen necesario para cumplir o superar los requerimientos mínimos de los Sistemas BOP´s. A continuación algunas de las características de la Unidad Acumuladora:

Los acumuladores son precargados con Nitrógeno con 1000 psi ( ± 100 psi)

La presión de trabajo del acumulador es 3000 psi

Los volúmenes de los acumuladores son de 5, 10 y 20 galones, generalmente la goma ocupa 1 gal

Presión mínima de operación es 1200 psi

EQUIPOS DE SEGURIDAD

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-39

Page 176: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Unidad Acumuladora de PresiónEl cálculo para el volumen total requerido de fluido y

nitrógeno se determinará por la siguiente ecuación:

V3

= Vr(P3

/P2

) –

(P3

/ P1

)

donde:o V3

= Volumen total requerido (fluido y nitrógeno)o Vr

= Volumen de fluido requerido con un Fact. Seg.o P3

= Presión de precarga del acumulador, 1000 psio P2

= Presión mínima de operación, 1200 psio P1

= Presión máxima del acumulador, 3000 psi

EQUIPOS DE SEGURIDAD

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-40

Page 177: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Unidad Acumuladora de PresiónUna rápida estimación de un sistema típico de 3000

psi se realiza utilizando la mitad del volumen total de los botellones ó acumuladores

Esto significa que la mitad del volumen total de las botellas ó acumuladores puede utilizarse antes que la presión disminuya un valor de 200 psi sobre el nivel de presión de precarga

De allí que para una botella de 10 galones, se debería utilizar 5 galones de volumen de fluido aprovechabletal como se demuestra a continuación:

EQUIPOS DE SEGURIDAD

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-41

Page 178: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Unidad Acumuladora de PresiónEjemplo: Volúmenes por incremento de presión

De 1000 psi a 1200 psi, con una botella de 10 galones

P3

x V3

= P2

x V2

== 1000 x 10 = 1200 x V2

= 8,33 galFluido hidráulico requerido = 10 –

8,33 ga1 = 1,67 gal

De 1000 psi a 3000 psi, con una botella de 10 galones

P3

x V3 = P1

x V1

== 1000 x 10 = 3000 x V1

= 3,33 galFluido hidráulico requerido = 10 –

3,33 gal = 6,67 gal

Fluido utilizable = 6,67 –

1,67 gal = 5 galones

EQUIPOS DE SEGURIDAD

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-42

Page 179: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Unidad Acumuladora de PresiónProcedimiento para calcular el No. de Botellas ó

Acumuladores de una Unidad

Determine de acuerdo a los BOP´s los volúmenes necesarios para cerrar los mismos según Tablas

Sume los volúmenes totales y multiplique por un Factor de Seguridad de 50 % de ese volumen, o sea multiplique por 1,5

Calcule el No. de Botellas dividiendo el valor del volumen total entre el volumen de fluido utilizablescalculado anteriormente igual a 5 galones

EQUIPOS DE SEGURIDAD

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-43

Page 180: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Unidad Acumuladora de Presión

Mantenimiento:o

Se debe desarrollar un buen programa de mantenimiento preventivo

del Sistema de Control de los BOP´s

en condiciones óptimas de operación

o

El operador debe basarse en los programas de perforación, operación y de pruebas rutinarias normadas por la empresa. Todos este Sistema de Control se debe probar cuando menos una vez por semana

o

Se recomienda, que dichas pruebas involucre todas las funciones desde la unidad principal, así

como de las estaciones de control remoto

en las cuales es menester anotar la lectura de los manómetros

EQUIPOS DE SEGURIDAD

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-44

Page 181: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Unidad Acumuladora de Presión

Fallas mecánicas generales:o

A pesar que las unidades están diseñadas y construidas con un alto promedio de confiabilidad, es posible que ocurran problemas al operarlas

o

La misma puede dañarse durante su arranque inicial debido a procedimientos inadecuados de instalación. Es se suma importancia que la parte eléctrica se deba instalar de acuerdo a las especificaciones establecidas

o

El suministro de aire debe ser del volumen y presión especificadas por la unidad, seco y filtrado para eliminar las impurezas

EQUIPOS DE SEGURIDAD

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-45

Page 182: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Unidad Acumuladora de Presión

Fallas mecánicas generales:o

Las fallas a menudo son por falta de mantenimiento tales como:

bajo nivel de fluido hidráulico, filtros obturados, falta de lubricación, fuga en las válvulas de cuatro vías, etc

o

El personal designado para operar la unidad y sus Supervisores deben estar familiarizados con las variadas instrucciones escritas disponibles en los manuales de operación del fabricante, especialmente con la sección operativa y la sección para la solución de problemas

EQUIPOS DE SEGURIDAD

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-46

Page 183: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Equipos auxiliares

Existen varios equipos o instrumentos los cuales son utilizados para cumplir diferentes funciones relacionadas con el cierre del pozo y con el control de pozo en cuestión, a saber:

o Válvula Superior e Inferior del cuadranteo Preventor

interno (inside

preventer) o Válvula de flotación para la tuberíao Indicadores de nivel de los tanqueso Tanques de viajes para el control del llenadoo Indicador de flujo de retorno (flo-sho)o Detector de gaso Separadores de Gaso Estranguladores manuales y remoto

EQUIPOS DE SEGURIDAD

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-47

Page 184: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Equipos auxiliares de Control de Pozos

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Válvula Superior del Cuadrante

Válvula Inferior del Cuadrante

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-48

Page 185: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Impiderreventón

Interno

Niple

de AsientoHydril

Tornillo de cierre de la varilla

Herramienta de liberación

Asiento dela válvula

Cabeza de la válvula

Caja de la válvula flotadora

(cuerpo inferior de la válvula)

Varilla de liberación de la válvula

Pin de la válvula(cuerpo superior de

la válvula)

Inserto de la válvula

Resorte de válvula

Válvula ChequeHydril

Equipos auxiliares

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-49

Page 186: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

Equipos auxiliares de Control de Pozos

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Indicadores de Nivel en los Tanques

Consola de desviación y totalización

Tanque de lodoMedidor visual

Flotador

Transmisor

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-50

Page 187: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Tanques de Viaje –

Tipo Bomba

Bomba centrífuga

Tanque de viaje

De los tanques de lodo

Del manifold del choque

Hacia las zarandas

Nipple Campana

Abrir Cerrar

Equipos de Seguridad

Equipos auxiliares de Control de Pozos

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-51

Page 188: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Detector de Gas

Equipos de Seguridad

Equipos auxiliares de Control de Pozos

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-52

Page 189: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Separador de Gas Separador de Gas

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-53

Page 190: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Choke

Manifold

Equipos de Seguridad

Equipos auxiliares de Control de Pozos

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-54

Page 191: Manual WellCap IADC

Conjunto depreventoras

1

l

1

1

4

11

1

4

2

2Desde el DST al manifold del choque

Línea DST

2

2

2

2

1

1 1

3

3

Múltiple de Estranguladores(Choke

Manifold)

Línea principal del choque

Línea para matar

Desde la bomba para matar

Tanque de desvíoO viaje

Hacia el separador de lodo/gas

Hacia tanquesde lodo

Piscina de reserva

Línea del choque manual

Línea del quemadero separador de producción

EQUIPOS DE SEGURIDAD

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-55

Page 192: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Estrangulador a control remoto (Super

choke)

Disco Fijo

Disco Rotatorio

Out

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-56

Page 193: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Equipos de Seguridad

Pruebas generales de los BOP´s

Los sistemas de preventores (BOP´s) y el cabezal del revestidor donde están instalados, deben seleccionarse de tal forma que cada componente incorporado tenga una presión de trabajo nominal mayor que el máximo valor esperado, todo esto de acuerdo a las condiciones del pozo

Existen algunas consideraciones pre-establecidas por la API (Ver anexo de las Regulaciones API RP 53 en este manual) las cuales son necesarias conocer por los operadores a fin de garantizar un Control Secundario óptimo en caso de contingencias de Arremetidas óAmago (kick). A continuación se mencionan las mismas

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-57

Page 194: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Equipos de Seguridad

Pruebas generales de los BOP´s

Fluido de Prueba:Todas las pruebas de presión deben hacerse con agua

El tiempo de la prueba debe ser por lo menos de 5 minutos para identificar fugas

Se debe realizar una prueba a baja presión (200 a 300 psi) antes de la de alta presión

Es posible el uso de nitrógeno cuando se perforar pozo de alta presión

Nunca utilizar oxígeno o gases de hidrocarburos para realizar pruebas a los Preventores ó BOP´s

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-58

Page 195: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Equipos de Seguridad

Pruebas generales de los BOP´s

Frecuencia de la Prueba:o Una vez instalado los BOP´s

es requerida la prueba

o

Después de cementada cada sarta de revestimiento y antes de perforar el cuello flotador

o

Antes de transcurrir catorce días (14)

desde la última prueba, excepto cuando las operaciones lo impidan

o

Pruebe el funcionamiento de los Preventores

ó

BOP´s

cada siete días entre las pruebas de presión

o

Posterior a realizar reparaciones que requieran desconectar algún sello

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-59

Page 196: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Equipos de Seguridad

Pruebas generales de los BOP´s

Presiones de la prueba:o

Es necesario emplear los procedimientos de prueba de baja y alta presión

o

La de alta presión debe ser la presión nominal de trabajo de los BOP´s

para probar todo el equipo

o

Se debe exceptuar el BOP´s

esférico o anular,

esto debido a la vida del elemento de empaque

o

Se debe tomar el 70% de la presión de trabajo

para realizar la prueba al resto de los Preventores

ó

BOP´s

de arietes

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-60

Page 197: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Equipos de Seguridad

Pruebas generales de los BOP´s

Equipos de prueba:o

Las bombas de pruebas pueden ser de cualquier tipo, siempre que alcance la presión deseada

o

Se pueden utilizar una bomba de alta presión más pequeña. Se recomienda el uso de una bomba reciprocante, tipo cementación

o

Para la prueba de los BOP´s

es necesario colocar un tapón de cabezal

en el fondo de ellos, a fin de evitar aplicar presión a las secciones del revestidor

o

Se recomienda utilizar un tapón de asiento en el cabezal ó

el de tipo copa ó

una combinación de ambos. Para cada cabezal se diseña el tapón específico

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-61

Page 198: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Equipos de Seguridad

Pruebas generales de los BOP´s

Inspección visual de los BOP´s:o

Inspeccionar los flanges

del BOP´s, particularmente en la acanaladura del anillo

o

Inspeccionar el cuerpo por si existe desgaste ó

daño, así

mismo, internamente el BOP´s

por si existe desgaste ó

daño causado por la sarta o herramientas de perforación

o

Inspeccionar el elastómetro

por si existe deterioro, grietas, dureza excesiva y una correcta composición

o

Inspeccionar, tipo, tamaño y condición de los tornillos y tuercas, así

como el tipo y condición de las empacaduras

para garantizar que son los correctos

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-62

Page 199: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Equipos de Seguridad

Especificaciones de los Preventores y accesorios

Las tablas que a continuación se presentan, muestran las especificaciones para algunos accesorios de los Preventores ó BOP´s

Igualmente se presentan los volúmenes requeridos para el cierre y la apertura de los BOP´s de Arietes y Esféricos mas utilizados

Estas tablas sirven para realizar cálculos asociados a la Unidad Acumuladora de Presión y el número de botellas requeridas

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-63

Page 200: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Especificaciones para las Bridas del BOP´s, Anillos y Bridas de Pernos y Tuercas

* Material aceptable para empaques de anillos de brida, conforme a la Norma API 6A, “Equipos de cabezal de pozo“.

• Crudo dulce – acero con bajo contenido de carbono

• Crudo sulfuroso o gas – acero inoxidable Tipo – 16 o acero inoxidable Tipo 304

** En algunas aplicaciones con presencia de H2S, ASTM A-193 Gr B/M con una dureza Rockwell máxima de 22 puede ser aceptable. Si se utiliza, la capacidad de las bridas debe ajustarse conforme a la Tabla 1.4 B de la Norma API 6A

ASTM Grado 2-HASTM Grado B-7API Tipo BXAPI Tipo 6BX con ranura Tipo BX 10000 psi

ASTM Grado 2-HASTM Grado B-7API Tipo RX o API Tipo BX con brida

Tipo 6BX

API Tipo 6B con ranura plana de fondo Tipo R o API Tipo 6BX con ranura

Tipo BX

5000 psi

ASTM Grado 2-HASTM Grado B-7API Tipo RXAPI Tipo 6B con ranura plana de fondo Tipo R2000 y 3000 psi

Resistencia máxima

de las tuercas

Resistencia máxima

de los pernos**

Empaques de anillo aprobados*

Bridas aprobadas

Clasificación del conjunto de preventoras

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-64

Page 201: Manual WellCap IADC

Equipos de Seguridad

EQUIPOS DE SEGURIDAD

BOP´s

de Arietes (Rams) Tipo Cameron

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-65

Page 202: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Equipos de Seguridad

BOP´s

Anular ó

Esférico Tipo GK Hydril

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-66

Page 203: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Equipos de Seguridad

BOP´s

Anular ó

Esférico Tipo GK Hydril

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-67

Page 204: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Equipos de SeguridadBOP´s

Anular ó

Esférico Tipo GL Hydril

BOP´s

Anular ó

Esférico Tipo MSP Hydril

Tamaño del BOP´s (pulgs)

Presión Max.de trabajo (psi)

Diámetro interno (pulgs)

Control Hidráulico (psi)

Volumen para cerrar (gal)

Volumen para abrir (gal)

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-68

Page 205: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Equipos de Seguridad

BOP´s

Anular ó

Esférico Tipo Shaffer

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-69

Page 206: Manual WellCap IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Equipos de Seguridad

BOP´s

Anular ó

Esférico Cameron Modelo D

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-70

Page 207: Manual WellCap IADC

Módulo IV

Procedimientos de

CierreEstrangulador (Choke) Remoto

Page 208: Manual WellCap IADC

PROPÓSITO

Durante este Módulo IV, se analiza y describe la mejor forma de manejar una Arremetida (Kick) para el momento de presentarse, así mismo, las responsabilidades y ubicación del personal de taladro, tal que permita ejecutar un óptimo Procedimiento de Cierre del Pozo, dependiendo la actividad que se esté realizando para el momento de la contingencia, igualmente, se realizan Prácticas en el Simulador a fin de evaluar la pericia de los participantes

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Page 209: Manual WellCap IADC

CONTENIDO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Pags

IV-1IV-2

-IV-6

-----

IV-10-

IV-11-

IV-13-

IV-15

Módulo IV – Procedimientos de Cierre

• Manejo de arremetidas o âmagos (Kick)• Personal involucrado en el cierre del pozo

o Responsabilidades y ubicación del personal• Métodos de cierre del pozo

o Cierre suave. Ventajas y desventajaso Cierre duro. Ventajas y desventajas

Procedimientos para el cierre del pozo. Análisis y Discusión

o Suave y duroCon desviadores de flujo (Diverter)

Perforando

Durante los viajes

Sin tubería en el hoyo

• Ejercicios prácticos en el Simulador

Page 210: Manual WellCap IADC

Manejo de Arremetidas

Una vez detectada la Arremetida ó Amago (kick), es importante seguir ciertos procedimientos para controlar con éxito la situación. Unos de los primeros pasos es el cerrar el pozo en forma óptima

Esto se refiere a no causar durante el cierre la fractura de la zapata del revestidor más inmediato, ya que complicaríamos la situación provocando lo que se conoce como un Reventón Sub-Superficial

Existen varios Métodos de Cierre, los cuales dependen de la actividad que se realiza y de los equiposcon los que para el momento de la contingencia se tengan

CIERRE DEL POZO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC IV-1

Page 211: Manual WellCap IADC

Personal involucrado

Una vez detectada la Arremetida ó Amago (Kick), se debe proceder al cierre del pozo por parte del personal del Taladro.

Dicho personal, debe tener claro sus responsabilidades y conocer igualmente su posicióndentro del área de trabajo a fin de responder de forma rápida y segura la actividad asignada

A continuación, se lista este personal, sus responsabilidades y ubicación, solo a manera de guía, se recomienda a las empresas tener dentro de sus normativa estos procedimientos

CIERRE DEL POZO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC IV-2

Page 212: Manual WellCap IADC

Personal involucrado

Company Man: o

Activa el Plan de Contingencia

y notifica al Superintendente de Perforación. Planifica todas las operaciones a realizar para garantizar la aplicación del Método de Control seleccionado

Supervisor de 24 hrs:o

Dirige las operaciones. Toma las decisiones en conjunto con el Company

Man

en el Control del Pozo

Supervisor de 12 hrs:o

De ser necesario y estar presente, dirige las operaciones de cierre del pozo. Evalúa la situación con el Supervisor de 24 hrs

y el Company

Man. Verifica el cumplimiento de las instrucciones impartidas

CIERRE DEL POZO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC IV-3

Page 213: Manual WellCap IADC

Personal involucrado

Perforador: o

Lideriza

al personal del Taladro

e instruye la aplicación de los procedimientos establecidos para el Cierre del Pozo. Durante el Control del Pozo, de ser necesario acciona las bombas del fluido y asiste al Supervisor de 24 hrs

en el Control

Encuellador:o

Monitorea las bombas y el sistema del fluido

(tanques generales) durante el procedimiento de Cierre y Control de Pozo. Se encarga con el Ingeniero de Fluido en la preparación del nuevo fluido si se requiere

Personal de piso:o

Asisten al Perforador y Encuellador

en el cumplimiento de sus responsabilidades para el Cierre y Control del Pozo

CIERRE DEL POZO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC IV-4

Page 214: Manual WellCap IADC

Personal involucrado

CIERRE DEL POZO

Cargo UbicaciónCompany

Man Consola de Control óMúltiple de Estranguladores

Supervisor de 24 y 12 hrs

Piso del taladro óConsola de Control ó

Múltiple de EstranguladoresPerforador Consola del Perforador

Piso del TaladroEncuellador Área de Bombas y de

Tanques de fluidoPersonal de Piso Piso del Taladro

Múltiple de Estraguladores

Ubicación del Personal

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC IV-5

Page 215: Manual WellCap IADC

Manejo de Arremetidas

Métodos de Cierre del Pozo Existen tres tipos de Cierre del Pozo que son

generalmente utilizados por las empresa a nivel mundial, a saber:

Cierre SuaveCierre Duro y/o Rápido

La diferencia entre el Cierre Suave y los Cierres Duro y/o Rápido esta en que en el primero de ellos el estrangulador (remoto o manual) debe estar totalmente abierto, en cambio en los otros dos debe estar completamente cerrado, esto marca algunas ventajas y desventajas las cuales deben ser tomadas en cuenta

CIERRE DEL POZO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC IV-6

Page 216: Manual WellCap IADC

Manejo de Arremetidas

Métodos de Cierre del Pozo Cierre Suave

o

Procedimiento recomendado por algunas empresas para Arremetidas ó

Amagos (kick) que ocurran mientras se está

perforando

o

Con este Método, la persona encargada de cerrar el pozo puede verificar si la formación en su punto más débil (zapata) puede fracturarse

o

Presenta la ventaja, de que evita el efecto “martillo o choque hidráulico”

sobre la formación, efecto este que se produce por la parada brusca del flujo de fluidos

CIERRE DEL POZO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC IV-7

Page 217: Manual WellCap IADC

Manejo de Arremetidas

Métodos de Cierre del Pozo Cierre Duro o Rápido

o

Procedimiento recomendado por algunas empresas para Arremetidas (kick) que ocurran en hoyos entubados o mientras se está

reparando o reacondicionado

un pozo, igualmente en pozos en producción

o

Con este Método, la persona encargada de cerrar el pozo no puede verificar si la formación en su punto más débil (zapata) puede fracturarse

o

Presenta la ventaja, de que el influjo es mínimo mientras se cierra, pero no evita el efecto “martillo o choque hidráulico”

sobre la formación,

CIERRE DEL POZO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC IV-8

Page 218: Manual WellCap IADC

Manejo de Arremetidas

Métodos de Cierre del Pozo Cierre Duro o Rápido

o

En el procedimiento de Cierre Duro, el preventor

ó

BOP´s

que se activa es el de Arietes, por lo que es necesario garantizar que la tubería de perforación este frente a ellos

o

Recomendados por algunas empresas para Arremetidas (Kick) que ocurran en hoyos entubados ó

mientras se está

reparando o reacondicionado un pozo, igualmente en pozos en producción

o

En el Cierre Rápido, se cierra el preventor

ó

BOP´s

esférico ó

anular

CIERRE DEL POZO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC IV-9

Page 219: Manual WellCap IADC

CIERRE DEL POZO

Procedimiento con Diverter - Suave – Duro ó Rápido Parar la mesa

rotaria óTop Drive

Levantar el cuadrante óTop Drive

Parar las bombas

Decidir sobre acciones futuras a tomar de acuerdo a

resultados

Desviar y verificar flujo en el tanque

de viaje

Si fluye el pozo; abrir la (s) válvula (s) del

desviador

Iniciar el bombeo al pozo a tasa

rápida

Notificar al Supervisor

Cerrar el preventor (BOP´s) de arietes

ó esférico

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC IV-10

Page 220: Manual WellCap IADC

CIERRE DEL POZO

Cierre Suave: Procedimiento PerforandoParar la mesa

rotaria óTop Drive

Levantar el cuadrante óTop Drive

Parar las bombas

Abrir válvula HCR

Anotar PCTP(SIDPP), PCR

(SICP), volumen del influjo

Desviar y verificar flujo en el tanque

de viaje

Si fluye el pozo; alinear las válvulas

del múltiple de estranguladores

Cerrar el preventor (BOP´s) esférico ó

anular (preferiblemente)

Cerrar el estrangulador hidráulico lentamente

observando que la presión anular no supere MASP

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC IV-11

Page 221: Manual WellCap IADC

CIERRE DEL POZO

Cierre Suave: Procedimiento Durante ViajeDetener viaje, colocar

las cuñas y retirar elevador

Instalar válvula de máxima abertura en posición abierta y

posteriormente cerrarla

Observar si el pozo fluye en el tanque de

viaje

Cerrar el preventor (BOP´s) esférico ó

anular (preferiblemente)

Anotar PCTP(SIDPP), PCR (SICP), volumen del influjo

Si fluye el pozo, alinear las válvulas

del múltiple de estranguladores

Abrir válvula HCR

Cerrar el estrangulador hidráulico lentamente,

observando que la presión anular no supere la MASP

Instalar el cuadrante ó Top Drive y abrir la válvula de máxima

abertura

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC IV-12

Page 222: Manual WellCap IADC

CIERRE DEL POZO

Cierre Duro ó Rápido: Procedimiento PerforandoParar la mesa

rotaria óTop Drive

Levantar el cuadrante óTop Drive

Parar las bombas

Abrir válvula HCR

Anotar PCTP (SIDPP), PCR

(SICP), volumen del influjo

Desviar y verificar flujo en el tanque

de viaje

Si fluye el pozo; alinear las válvulas

del múltiple de estranguladores

Cerrar el preventor (BOP´s) de arietes

ó esférico (dependiendo)

Cerrar el estrangulador hidráulico lentamente

observando que la presión anular no supere MASP

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC IV-13

Page 223: Manual WellCap IADC

CIERRE DEL POZO

Cierre Duro ó Rápido: Procedimiento Durante Viaje

Detener viaje, colocar las cuñas y retirar

elevador

Instalar válvula de máxima abertura en posición abierta y

posteriormente cerrarla

Observar si el pozo fluye en el tanque de

viaje

Cerrar el preventor (BOP´s) de arietes

ó esférico (dependiendo)

Anotar PCTP (SIDPP),

PCR (SICP), volumen del influjo

Si fluye el pozo, alinear las válvulas

del múltiple de estranguladores

Abrir válvula HCR

Cerrar el estrangulador hidráulico lentamente,

observando que la presión anular no supere la MASP

Instalar el cuadrante ó Top Drive y abrir la válvula de máxima

abertura

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC IV-14

Page 224: Manual WellCap IADC

CIERRE DEL POZO

Cierre Suave - Duro ó Rápido: Sin tubería en el hoyo

Asegurarse que la HCR y el

estrangulador estén abiertos

Cerrar el preventor (BOP´s) ciego

Observar si el pozo fluye en la salida del

múltiple de estranguladores

Proceder a evaluar las condiciones de la contingencia ó a

circular por la línea de matar

Proceda nuevamente al viaje, asegurando tener condiciones en el pozo que evite una

contingencia

Si fluye, cierre del estrangulador,

observando que la presión anular no exceda la MASP

Anote PCR y volumen de influjo

Si el pozo esta muerto, conecté tubería para proceder con Método

de Arrastre

Aplique un Método de Control con la tubería en el fondo del pozo

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC IV-15

Page 225: Manual WellCap IADC

Módulo V

Métodos de

Control

Page 226: Manual WellCap IADC

PROPÓSITO

Durante este Módulo V, se analiza y describe los distintos Métodos de Control de Pozo durante el proceso de perforación, durante el proceso de viaje con la tubería de perforación y en reacondicionamiento de pozos, así mismo, los cálculos requeridos para su implementación, igualmente, se realizan Prácticas en el Simulador para evaluar la pericia de los participantes en la aplicación de los procedimientos de dichos Métodos

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Page 227: Manual WellCap IADC

CONTENIDO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Pags

V-1-

V-5-------

V-15V-17V-29

-V-44V-48V-50

-

Módulo V – Métodos de Control

• Métodos de Control de Pozo (tubería en el fondo) o Análisis de las presiones de cierre

• Definiciones y cálculos necesarios para el controlo Capacidades y Volúmenes internos y anulareso Desplazamiento de la bomba o Emboladas Superficie – Barrena – Superficieo Presión reducida o lenta de bombeo (PRB)o Presión Inicial de Circulación (ICP)o Densidad de control o matar el pozo (KMW)o Presión Final de Circulación (FCP)

• Procedimientos de Control o Método del Perforadoro Método de Esperar y Pesar (Ingeniero) – Verticales y Desviadoso Método Combinado o Concurrenteo Comparación entre los Métodos de Controlo Factores que afectan los Métodos de Controlo Ejercicios prácticos en el Simulador

Page 228: Manual WellCap IADC

CONTENIDO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Pags

V-68---

V-73V-75

-V-87

-V-93

-V-108

-V-110

--

Módulo IV – Métodos de Control

Métodos de Control de Pozo (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

o Análisis de las presiones de cierreo Velocidad de migración. Cálculos

• Procedimientos de Control o Método Volumétrico

Cálculos involucradoso Método de lubricación y purga

Cálculos involucradoso Método de arrastre (stripping)

Cálculos involucradoso Método de circulación con lodo pesado

Aplicación generalo Método de forzamiento de fluido (Bull heading)

Aplicación generalo Ejercicios prácticos en el Simulador

Page 229: Manual WellCap IADC

Métodos de Control – Tubería en el fondo

El flujo de fluidos de la formación al pozo se detiene una vez que el pozo se cierra y la presión en él se iguala con la Presión de la Formación

Los Métodos de Control se basan en ejercer una presión de fondo del pozo ligeramente superior, a fin de evitar que fluidos adicionales de la formación invadan nuevamente el hoyo

Una presión excesiva en el recinto del pozo debe ser evitada, dado que esto provocaría una fractura en la formación ó a nivel de la zapata del revestidor, produciendo así una pérdida de circulación y agravando más la situación presente

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-1

Page 230: Manual WellCap IADC

Métodos de Control – Tubería en el fondo

Todo esto requiere que se circule la Arremetida o Amago manteniendo la presión de fondo constante. Por esta razón, los procedimientos para lograr este objetivo se denominan también “Métodos de Presión de Fondo Constante”

Análisis de la Presiones de CierreDurante la etapa del cierre del pozo, se origina dos

presiones las cuales deben ser analizadas:

Presión de Cierre de la Tubería de Perforación ó Shut in Drill Pipe Pressure (PCTP ó SIDPP)

Presión de Cierre del Revestidor o Casing óShut in Casing Pressure (PCR ó SICP)

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-2

Page 231: Manual WellCap IADC

Métodos de Control – Tubería en el fondo

Presión de Cierre de la Tubería de Perforación ó Shut in Drill Pipe Pressure (PCTP ó SIDPP)

Representa la diferencia entre la Presión de la Formación ó Yacimiento y la Presión Hidrostática existente en el pozo al momento de la contingencia

Su valor sumado a la Ph nos da la Pform:

Pform

= Ph

+ PCTP

Este valor es fundamental para calcular la Densidad de Control (Dc) ó Kill Mud Weight (KWM), así mismo, para iniciar la circulación en el pozo o sea Presión Inicial de Circulación (PIC ó ICP) y para calcular la Presión Final de Circulación (PFC ó FCP)

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-3

Page 232: Manual WellCap IADC

Métodos de Control – Tubería en el fondo

Presión de Cierre del Revestidor ó Casing ó Shut in Casing Pressure (PCR ó SICP)

Representa la diferencia entre la Presión de la Formación y las Presiones Hidrostáticas de los dos fluidos existentes en el pozo, a saber: el fluido de perforación y el influjo invasor (petróleo, gas ó agua)

Este valor es fundamental al momento del cierre del pozo, pues su valor nunca debe exceder a la MASP ya que esto provocaría una fractura en la zapata del revestidor, provocando en algunos casos un reventón sub-superficial o underground blowout

Un incremento de esta presión, es evidencia de una migración de un influjo de gas a la superficie

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-4

Page 233: Manual WellCap IADC

Definiciones y cálculos necesarios

Antes de iniciar un proceso de Control es menester que todo el personal conozca los riesgos asociados a la situación a manejar, para ellos debemos definir algunos términos y realizar cálculos que permitan ejecutar con éxito el Método de Control seleccionado, esto términos serían:

Capacidades y volúmenes interno y anularesDesplazamiento de la bombaNo. de emboladas ó Tiempo (strokes) de la bomba

Superficie - Mecha ó Broca Mecha ó Broca - Superficie

Presión Reducida o Lenta de Bombeo (PRB)Presión Inicial de Circulación (PIC ó ICP)Densidad del lodo de control (Dc ó KMW)Presión Final de Circulación (PFC ó FCP)

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-5

Page 234: Manual WellCap IADC

Definiciones y cálculos necesarios

Capacidades y volúmenes interno y anulares:

Capacidad: Cantidad de barriles por pie (bls/pie) (volumen/longitud) que existe en un espacio confinado en el pozo (tubería ó interno - anular ó externo)

MÉTODOS DE CONTROL

Cap. int

= di / 1.029,4 = bls

/pie

di = Diámetro interno de cualquiera de los tubulares, pulgs1.029,4 = Factor de conversión

2

Cap. an

= = (DI –

DE )

= bls / pie1.029,4

DI = Diámetro interno del revestidor

o del hoyo, pulgsDE = Diámetro externo del tubular, pulgs

2 2

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-6

Page 235: Manual WellCap IADC

Definiciones y cálculos necesarios

Capacidades y volúmenes interno y anulares:

Volumen: Total de barriles (volumen) que ocupa un fluido en una cierta longitud del espacio confinado (tubería o interno – anular o externo)

MÉTODOS DE CONTROL

Vol. int

= Long. c/secc. x Cap. int

= bls

Long. c/secc. = Longitud de cada sección de la sarta, piesCap. int

= Capacidad interna de la sarta a considerar, bls

/ pie

Vol. an

= Long. c/secc. x

Cap.an

= bls

Cap. an

= Capacidad anular de la sarta a considerar, bls

/ pie

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-7

Page 236: Manual WellCap IADC

Definiciones y cálculos necesarios

Desplazamiento de la bomba

Trabajo realizado por una bomba que permite mover un volumen de fluido (galones, barriles, etc) hacia el pozo con retorno a la superficie por cada embolada (strokes) dada

MÉTODOS DE CONTROL

Bomba Triplex (gal/stk) – 100% de EV

Db

= 0,0102 x (dc

) x Lv = gals

/ stk

Bomba Triplex (bls/stk) – 100 % de EV

Db

= 0,000243 x (dc

) x Lv

= bls

/ stk

dc

= Diámetro de la camisa, pulgsdv

= Diámetro del vástago, pulgsLv

= Longitud del vástago, pulgs% EV = Eficiencia Volumétrica (Bombas Triplex

95 %)

2

2

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-8

Page 237: Manual WellCap IADC

Definiciones y cálculos necesarios

No. de emboladas (strokes) de la bomba desde la Superficie - Mecha o Broca - Superficie

Total acumulado de emboladas (strokes) de la bomba para realizar un recorrido el fluido de perforación internamente (tubería) y externamente (anular), también puede convertirse en unidad de tiempo

MÉTODOS DE CONTROL

No. de strokes Superficie – Mecha o Broca (No. Stk S-M)

No. stk

S-M = Vol. int

/ Db

= strokes

No. de strokes Mecha o Broca - Superficie (No. Stk M-S)

No. stk

M-S = Vol. an. / Db

= strokes

Vol. int. = Volumen interno de la sarta, blsVol. an. = Volumen externo (espacio anular), bls

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-9

Page 238: Manual WellCap IADC

Definiciones y cálculos necesarios

Presión Reducida o Lenta de Bombeo (PRB)

Se denomina así a las pérdidas friccionales de la presión a través del Sistema de Circulación que se originan a unas tasas de bombeo reducidas seleccionadas

Generalmente, se utiliza como práctica común registrar las presión reducida de bombeo a diferentes velocidades de la bomba, normalmente a la mitad o a la tercera parte de la velocidad con la que se venía perforando

A continuación, se indica cuando se requiere registras estas presiones reducidas de bombeo:

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-10

Page 239: Manual WellCap IADC

Definiciones y cálculos necesarios

Presión Reducida o Lenta de Bombeo (PRB)

• En cambios de guardia del personal de taladro

• Al variar la densidad y/o la viscosidad del fluido

• Cada vez que se perforen 500 pies ó

más

• Cuando se cambien los jets u orificios de la mecha ó

broca

• Al cambiar los componentes de la sarta de perforación

• Al reparar las bombas ó

cambiar el diámetro de sus camisas

• Después de cementar un revestidor

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-11

Page 240: Manual WellCap IADC

Definiciones y cálculos necesarios

Presión Inicial de Circulación (PIC ó ICP)

Es la presión necesaria reflejada en superficie a nivel del sitio de control del pozo (estrangulador (choke)) que permite comenzar el desplazamiento de los fluidos hacia y del influjo desde el fondo del pozo

Esta presión genera un sobre balance mínimo sobre la formación, evitando que nuevos influjos sigan entrando de ella al pozo

Su valor se calcula de la siguiente forma:

MÉTODOS DE CONTROL

PIC = PRB + PCTP = psi

PRB = Presión Reducida de Bombeo, psiPCTP ó

SIDPP = Presión de cierre en la tubería de perf., psi

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-12

Page 241: Manual WellCap IADC

Definiciones y cálculos necesarios

Densidad del fluido de Control (Kil mud weight)

Es la densidad del fluido de perforación la cual se requiere tener en el pozo a fin de balancearse con la Presión de la Formación ó Yacimiento y evitar la entrada de nuevos influjos al fondo del pozo

Existe dos formas de calcular esta Densidad de Control:

MÉTODOS DE CONTROL

Dc

= Do + PCTP

= ppg0,052 x PVV

Dc

= Pform

= ppg0,052 x PVV

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-13

Page 242: Manual WellCap IADC

Definiciones y cálculos necesarios

Presión Final de Circulación (PFC ó FCP)

Se refiere a la presión friccional originada en el Sistema de Circulación y visualizada a nivel del sitio de control (estrangulador (choke)) cuando el fluido de perforación se sustituye o reemplaza por un fluido con densidad de control

Este valor representa una Presión Reducida de Bombeopero como si la misma hubiese sido tomada con una densidad nueva, su valor será mayor ya que existe un valor de densidad de control mayor que la original en el pozo

MÉTODOS DE CONTROL

PFC = ( PRB x Dc

) / Do = psi

PRB = Presión Reducida de Bombeo, psiDc

= Densidad de Control ó

Kill

mud

weight, lbs

/gal

(ppg)Do = Densidad original del fluido de perf. , lbs/gal

(ppg)

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-14

Page 243: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos de Control (tubería en el fondo) Existen tres Métodos o Procedimientos utilizados

para desplazar y controlar los influjos cuando la sarta de perforación ó de trabajo está en el fondo del pozo.

Estos Métodos son conocidos como Métodos de Presión de Fondo Constante, esto evita que entren más influjos y permite que la burbuja de gas (en caso de Arremetidas ó Amagos de gas) se expandan en su camino a la superficie. Estos Métodos son:

o Método del Perforadoro Método de Esperar y Pesar (Ingeniero)o Método Combinado o Concurrente

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-15

Page 244: Manual WellCap IADC

Objetivos de los Métodos de Control con la tubería en el fondo

Método del Perforador

Objetivo:• Desplazar el influjo del fondo del pozo, utilizando el mismo lodo

que existía en el hoyo al momento de la arremetida, luego se desplaza este fluido del hoyo por un fluido con densidad de control

MÉTODOS DE CONTROL

Método del Ingeniero

Objetivo:• Desplazar el influjo invasor del fondo del pozo, utilizando el fluido con densidad de control

calculado y al mismo tiempo desplazar el fluido original existente en el pozo

Método Combinado

Objetivo:• Desplazar el influjo invasor del fondo del pozo, incrementando por etapas la densidad del fluido de control

y desplazando así

mismo el fluido original existente

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-16

Page 245: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos del Perforador Este Método es empleado cuando no resulta fácil en

el taladro el incremento de la Densidad del fluido de Control ó cuando:

o No se encuentra en sitio el material densificante

o

Existan instalaciones inadecuadas para el

mezclado,

o

Existan altas velocidades de migración de influjos de gas

o No exista ayuda supervisora en el taladro

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-17

Page 246: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos del Perforador Es importante que todo el personal supervisorio y el

personal de piso del taladro (Perforador, Asistente, Encuellador), estudien y entiendan las técnicas y las ideas que fundamentan este Método, ya que el mismo es considerado como el Método Básico de Control de Pozos

Si se siguen dichas técnicas, las operaciones de control resultan sencillas y el procedimiento el cual se realiza en dos etapas podrá sacar el influjo invasor y reemplazar posteriormente el fluido original por un fluido con Densidad de Control

A continuación se explica su procedimiento:

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-18

Page 247: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos del Perforador

Datos del Ejercicios:o Do = 10 ppgo

PRB = 700 psi

a una Velocidad Reducida de Circulación (VRC) = 30 emb./min

(30 spm)o PCTP (SIDPP) = 620 psio PCR (SICP) = 750 psio Emboladas Superficie –

Broca = 1710 emb.o Emboladas Broca –

Superficie = 4800 emb.o Emboladas Totales = 6510 emb.

o PIC ó

ICP = 1320 psio Dc

ó

KMW = 11,2 ppgo PFC ó

FCP = 784 psi

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-19

Page 248: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Pasos:1) Abrir el estrangulador

(+/- 1/8”) y colocar la bomba lentamente a la VRC seleccionada, con el uso del estrangulador mantener la PCR constante

Método del Perforador –

1era Etapa

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-20

Page 249: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método del Perforador –

1era Etapa

Pasos:2) Una vez colocada la

bomba a la VRC seleccionada, observar el valor de la presión en la tubería, el mismo debe ser igual a la PIC (ICP), caso contrario ajustar a su valor con el estrangulador en uso

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-21

Page 250: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método del Perforador –

1era Etapa

Pasos:3) Mantener la PIC (ICP)

constante hasta circular el influjo a la superficie, o sea hasta que transcurran el No. de emboladas desde la Mecha ó Broca a la Superficie

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-22

Page 251: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método del Perforador –

1era Etapa

Pasos:4) Una vez completadas

las emboladas desde la Mecha ó Broca a la Superficie, parar la bomba y cerrar el pozo. Los valores de presiones deben ser:

PCTP = PCR = 620 psi(SIDPP = SICP = 620 psi)

Fin de la 1ra Etapa

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-23

Page 252: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método del Perforador –

2da Etapa

Pasos:1) Abrir el estrangulador

(+/- 1/8”) y colocar la bomba lentamente a la VRC seleccionada, con el uso del estrangulador mantener el nuevo valor de la PCR ó SICP constante

En tubería se reflejará la PIC ó ICP, de ser necesario ajustar su valor con el estrangulador en uso

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-24

Page 253: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método del Perforador –

2da Etapa

Pasos:2) Comenzar a circular el

fluido con la Densidad de Control (Dc ó KMW), llevando la PIC (ICP) al valor de PFC (FCP) de acuerdo a la tabla elaborada hasta el No. de emboladas de la Superficie a la Mecha ó Broca ó puede mantener la PCR (SICP) constante con el mismo número de emboladas

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-25

Page 254: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método del Perforador –

2da Etapa

Pasos:3) Con el fluido de

Densidad de Contro l (Dc ó KMW) a nivel de la Mecha ó Broca, mantener la PFC (FCP) constante hasta llevar dicho fluido a la Superficie, o sea el No. de emboladas desde la Mecha a la Superficie. Nota: Asegurarse que el fluido de control este en la superficie (pesarlo)

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-26

Page 255: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método del Perforador –

2da Etapa

Pasos:4) Parar la bomba y

cerrar el pozo

5) Analizar los valores de presión con el pozo cerrado

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-27

Page 256: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método del Perforador –

2da Etapa

Análisis de presión

PCTP (SIDPP) = PCR (SICP)= 0 psiPozo controlado y debemos verificarsi existe flujo

PCTP (SIDPP) = 0 psi y PCR (SICP)= 100 psi. Falta circulación

PCTP (SIDPP)= PCR (SICP)= 100psi. Falta densidad al fluido

PCTP (SIDPP) = 50 psi y PCR(SICP) = 100 psi. Falta circulación y densidad al fluido

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-28

Page 257: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos de Esperar y Pesar ó Ingeniero Este Método constituye la mejor alternativa en las

operaciones de perforación profunda, pozos de alta presión o en operaciones marítimas donde se tengan buenas instalaciones de mezclado, material densificante a la mano y ayuda adicional supervisora

Es el Método que controla el pozo con mayor rapidezya que en el se genera las menores presiones, por esta razón se considera el Método de Control preferible

A continuación, se explica el procedimiento y se utilizarán los mismos datos empleados en el Método anterior

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-29

Page 258: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método del Ingeniero (Esperar y Pesar)

Caída de Presión

ΔP

= ( PFC –

PIC) / No emb. S-M

ΔP = Variación de la presión: psiPFC = Presión Final de Circulac., psiPIC = Presión Inicial de Circulac., psiNo. Stk

S-M = Número de strokesdesde superficie hasta la mecha ó

broca,stks

Cálculos del ejercicio propuesto: PIC (ICP) = 1320 y PFC (FCP) = 784 psiNo. Stk

S-M = 1710 strokes

ΔP

= (1320 –

784 ) / 1710 = ΔP

= 0,313 psi

/ stk

Tabla del Método del IngenieroΔP = 0,313 psi

/ stk

ó

54 psi

/ 171 stk. dividido en 10 partes dicha Tabla

Presión StrokesPIC 1320 psi 0 stk

1266 psi 171 stk

1212 psi 342 stk

1158 psi 513 stk

1104 psi 684 stk

1050 psi 855 stk

996 psi 1026 stk

942 psi 1197 stk

888 psi 1368 stk

834 psi 1539 stk

PFC 784 psi 1710 stks S-B

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-30

Page 259: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método del Ingeniero (Esperar y Pesar)

Pasos:1) Abrir el estrangulador

(+/- 1/8”) y colocar la bomba lentamente a la VRC seleccionada, con el uso del estrangulador mantener la PCR (SICP) constante

En tubería deberá existir la PIC (ICP), en caso contrario ajustar a su valor con el choke ó estrangulador

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-31

Page 260: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método del Ingeniero (Esperar y Pesar)

Pasos:2) Comenzar a circular el

fluido de Densidad de Control (Dc) ó KMW, llevando la PIC (ICP) al valor de PFC (FCP) de acuerdo a la tabla elaborada, hasta que transcurran el No. de emboladas desde la Superficie a la BarrenaNota:

Formulaciones y tabla anexa

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-32

Page 261: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método del Ingeniero (Esperar y Pesar)

Pasos:3) Con el fluido de

Densidad de Control ó KMW a nivel de la Mecha ó Broca, mantener la PFC (FCP) constante hasta llevar el influjo y dicho fluido a la Superficie, o sea el No. de emboladas desde la Mecha ó Broca a la Superficie

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-33

Page 262: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método del Ingeniero (Esperar y Pesar)

Pasos:4) Una vez que el influjo y

el fluido con Densidad de control ó KMW hayan desalojado el pozo, se deberá observar en el estrangulador ó choke que la PCR (SICP) = 0 psi y el mismo deberá estar completamente abierto

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-34

Page 263: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método del Ingeniero (Esperar y Pesar)

Pasos:5) Parar la bomba y

cerrar el pozo

6) Analizar los valores de presión con el pozo cerrado

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-35

Page 264: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método del Ingeniero (Esperar y Pesar)

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Análisis de presión

PCTP (SIDPP) = PCR (SICP)= 0 psiPozo controlado y debemos verificarsi existe flujo

PCTP (SIDPP) = 0 psi y PCR (SICP)= 100 psi. Falta circulación

PCTP (SIDPP)= PCR (SICP)= 100psi. Falta densidad al fluido

PCTP (SIDPP) = 50 psi y PCR(SICP) = 100 psi. Falta circulación y densidad al fluido

V-36

Page 265: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos de Esperar y Pesar ó Ingeniero para Pozos de Alto Ángulo - Horizontales ó de Alcance Extendido

Basado en la búsqueda de nuevos yacimientos a escala mundial, las empresas petroleras han implementado en la mayoría de las áreas, técnicas que involucran herramientas, instrumentos de medición y diseños de pozos que van desde un sencillo hoyo desviado hasta pozos de alcance extendido óen ocasiones de tipo multilateral

Esto conlleva a realizar controles de mayor exactitud en cuanto a manejo de contingencias de Arremetidas ó Amagos se refiere y realizar algunos otros cálculos para un mejor control del pozo

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-37

Page 266: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos de Esperar y Pesar ó Ingeniero para Pozos de Alto Ángulo - Horizontales ó de Alcance Extendido

Para ello es necesario tener en cuentas ciertas consideraciones para el manejo de las presión de fondo constante (basamento del Método de esperar y Pesar) en este tipo de pozo, a saber:

o

Considerar la profundidad medida para el manejo de pérdidas de presión por efecto de la fricción

o

Considerar profundidad vertical verdadera para el manejo de la presión hidrostática y densidades

o Seleccionar el mejor Método de Control

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-38

Page 267: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos de Esperar y Pesar ó Ingeniero para Pozos de Alto Ángulo - Horizontales ó de Alcance Extendido

A fin de marcar una diferencia con el Método de Esperar y Pesar convencional para pozos verticales, es necesario implementar una Tabla de Presión vs. No. de strokes S-M para este tipo de pozo, con lo cual se realiza un seguimiento de los valores de presión a mantener constante en puntos donde existe inicio y cambio de ángulo dentro del pozo y por supuesto al final del pozo

A continuación, mostramos las formulaciones requeridas para el llenado de la Tabla en ocasión de presentarse una contingencia en pozos de alto ángulo, horizontales ó de alcance extendido y un ejemplo para el llenado de la Tabla

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-39

Page 268: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método del Ingeniero –

Pozos desviados de Alto ÁnguloDatos requeridos

Ejemplo:

Do = 12,4 ppgPVV (TVD) final del pozo = 6036 piesPCTP (SIDPP) = 830 psiPCR (SICP) = 900 psiPRB = 850 psiPIC (ICP) = 1680 psiDc (KMW) = 15,1 ppgPFC (FCP) = 1035 psiKOP 1 = 1886 pies (pto de arranque)MD al KOP 1= 1886 pies (sin ángulo)PVV (TVD) final del ángulo = 4016 piesMD final del ángulo = 4908 piesMD total = 16532 pies

Cálculos generales

Se requieren calcular dos presiones de chequeo, a saber:

Pc KOP 1 = Presión de circulación cuando el fluido con densidad de control llegue al punto de chequeo seleccionado (KOP 1)

Pc MD final del ángulo = Presión de circulación cuando el fluido con densidad de control llegue al punto donde el ángulo final del pozo ha sido construido

Pc

KOP 1 = PIC + ( A –

B) = psi

Pc

MD final = PIC + (C –

D) = psidel ángulo

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-40

Page 269: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método del Ingeniero –

Pozos desviados de Alto Ángulo

Cálculo de Pc KOP 1

Pc

KOP 1 en psi:

A = (( PFC –

PRB) x KOP 1) / MD total =

A = ((1035 –

850) x 1886 ) / 16531 =

A = 21 psi

B = ( PCTP x PVV al KOP 1 / PVV final) =

B = ( 830 x 1886 / 6036 ) = 259 psi

Pc

KOP 1 = 1680 + ( 21 –

259 ) =

Pc

KOP 1 = 1442 psi

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-41

Cálculo de Pc MD final

Pc

MD final en psi:

C = (PFC –

PRB) x (MD final del ángulo)

MD total

C = ((1035 –

850) x 4908) / 16531 = 55 psi

D = PCTP x PVV final del ángulo

=PVV final del pozo

D = ( 830 x 4016 / 6036 ) = 552 psi

Pc

MD final del ángulo

= 1680 + ( 55 –

552) =

Pc

MD final del ángulo = 1183 psi

Page 270: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método del Ingeniero –

Pozos desviados de Alto ÁnguloDatos requeridos para la Tabla

de Control – Método del Ingeniero

PIC (ICP) = 1680 psi y PFC (FCP) = 1035 psiDc (KMW) = 15,1 ppgNo de strokes S-M = 2810 stkNo. de strokes al KOP 1 = 210 stkNo. de strokes al MD final del ángulo = 750 KOP 1 = 1886 pies (pto de arranque)MD al KOP 1 = 1886 pies (sin ángulo)PVV (TVD) final del ángulo = 4016 piesMD final del ángulo = 4908 piesMD total = 16531 pies

Pc KOP 1 = 1442 psi y Pc MD final = 1183 psiΔP = 59,5 psi ( al KOP 1)ΔP = 65 psi (al MD final del ángulo)ΔP = 37 psi ( al MD final del pozo)

Nota:

Coloque inicialmente en la Tabla los valores referidos a: KOP 1, stk

al KOP 1, MD final, stk

al MD final, MD total, stk

S-M, PIC y PFC

Presión Strokes0 PIC 1680 psi 0 stk1 1620,5 psi 52,52 1561 psi 1053 1501,5 psi 157,54 1442 psi 2101 1377 psi 3452 1312 psi 4803 1247 psi 6154 1182 psi 7501 1145 psi 12652 1108 psi 17803 1071 psi 22954 PFC 1034 psi 2810 Stk S-M

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-42

KOP 1

MD final

MD total

. Tabla Método del Ingeniero

Page 271: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método del Ingeniero –

Pozos desviados de Alto ÁnguloDatos requeridos para la Tabla

de Control – Método del Ingeniero

PIC (ICP) = psi y PFC (FCP) = psiDc (KMW) = ppgNo de strokes S-M = stkNo. de strokes al KOP 1 = stkNo. de strokes al MD final del ángulo = KOP 1 = pies (pto de arranque)MD al KOP 1 = pies (sin ángulo)PVV (TVD) final del ángulo = piesMD final del ángulo = piesMD total = pies

Pc KOP 1 = psi y Pc MD final = psiΔP = psi ( al KOP 1)ΔP = psi (al MD final del ángulo)ΔP = psi ( al MD final del pozo)

Nota:

Coloque inicialmente en la Tabla los valores referidos a: KOP 1, stk

al KOP 1, MD final, stk

al MD final, MD total, stk

S-M, PIC y PFC

Presión Strokes0 PIC psi 0 stk1 psi2 psi3 psi4 psi al KPO 1

1 psi2 psi3 psi4 psi a MD final

1 psi2 psi3 psi4 PFC psi Stk S-M

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-43

KOP 1

MD final

MD total

. Tabla Método del Ingeniero

Page 272: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Método Combinado El Método Combinado ó Concurrente, consiste en

densificar el fluido de perforación a su valor de control en varias etapas, de allí que sea el Método más complejo de aplicar y que ofrece menos ventajas con respecto al Método de Ingeniero

Una de las complicaciones del Método es que al tener distintos valores de densidades en la tubería, se dificulta más el tratar de mantener la presión de fondo constante

Es importante que al momento de decidir su aplicación, debe existir capacidad de mezclado en sitio, tal que permita realizar las densificaciones planificadas

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-44

Page 273: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Método Combinado Se podría decir que este Método es similar a aplicar el

Método del Ingeniero varias veces, pero solamente llevando un fluido de densidad mayor desde la Superficie a la Barrena ó Mecha desde su valor inicial hasta su Densidad de Control

El número de veces del incremento de la densidad estará relacionado con el material densificante en sitioy las condiciones de almacenaje y mezclado disponible del fluido de perforación

A continuación, se explica a través de un procedimiento y una Tabla la manera de llegar de la Densidad Original a la Densidad de Control

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-45

Page 274: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Método Combinado Utilizando los mismos datos del ejercicio propuesto y

asumiendo que se desea llevar el fluido de 10 a 11,2 ppg en etapas, se seleccionará hacerlo en seis (6) circulaciones desde la Superficie a la Mecha ó Broca.

Para ello se calcula la Caída de Presión desde la Superficie a la Mecha ó Broca para cada incremento parcial y para cada No. de Emboladas S-B de la siguiente forma:

ΔP = ( PFC –

PIC) / No. de etapas

Del ejercicio: ΔP = ( 1320 –

784) psi/6 etapas = 90 psi

por c/etapa

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-46

Page 275: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Método Combinado De allí que la presión disminuirá desde la PIC (ICP)

hasta la PFC (FCP) de la siguiente forma en cada etapa de circulación Superficie – Mecha ó Broca o sea cada 1710 emboladas en seis (6) ocasiones ó etapas

MÉTODOS DE CONTROL

Densidad del Fluido (ppg)

Presión en la tubería (psi)

EmboladasSuperf. -

Mecha10,0 1320 010,2 1230 171010,4 1140 171010,6 1050 171010,8 960 171011,0 870 171011,2 784 1710

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-47

Page 276: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Comparación de los Métodos En el cuadro que se presenta a continuación, se

analizan las ventajas y desventajas que tiene cada uno de los Métodos anteriormente discutidos

Sin embargo, es importante mencionar que cada Método tiene su aplicación, para lo cual es menester del Supervisor el decidir cual de ellos es más conveniente aplicar, para ello se sugiere analizar las siguientes consideraciones:

Condiciones del pozoCondiciones del equipoCondiciones de la Arremetida (kick)

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-48

Page 277: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método Ventajas Desventajas

Perforador

Ingeniero(Esperar y Pesar)

Combinado

• Cálculos mínimos.• La circulación puede iniciarse

inmediatamente.• Es simple de enseñar y entender.• En caso de arremetidas de agua • salada se pueden circular de

inmediato.

No. Circulac.

2

1

Depende de las veces

quese aumentela densidad

• Más rápido de los tres métodos.• Menores presiones en el

en la zapata y en el anular.• Se controla con una sola

circulación.

• La circulación puede iniciarsemás rápido que en el métododel ingeniero.

• Produce menos presiones queel método del perforador.

• Produce altas presiones en elrevestidor

superficial y en la zapata.• Mayor tiempo para hacer dos

etapas ó

circulaciones.• Presión en el equipo superficial

más prolongada.

• Requiere de un buen equipo a finde añadir el material para densificar el fluido.

• Requiere cálculos para conocerlas reducciones de presión enla tubería de perforación.

• Deben hacerse variascirculaciones para aumentar la densidad final del fluido.

• Requiere cálculos adicionalespara determinar las reduccionesde presión en la tubería deperforación.

Comparación Métodos de Control tubería en el Fondo

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-49

Page 278: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Factores que afectan los Métodos de Control Aún cuando los factores que afectan los procedimientos de

control de las Arremetidas ó Amagos no hacen necesario un cambio en la estructura básica del procedimiento, si pudiesen causar un comportamiento irregular que puede conducir al operador a conclusiones erróneas

Un estudio de algunos de estos factores dará una mejor idea de los problemas que se presentan en el Control del Pozo, a continuación se mencionan:

Tipo de FluidoVolumen de influjoIncremento en la densidad del fluidoGeometría del hoyo

A continuación, se analizan cada uno de estos factores:

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-50

Page 279: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Factores que afectan los Métodos de Control

Tipo de Fluido

El comportamiento de la presión anular en la superficie, está relacionado directamente con el tipo de fluido que entra al pozo una vez posesionado el influjo en el fondo

Este influjo puede ser de petróleo, agua salada ó dulce, gas o una combinación de ellos, siendo las más comunes de gas y/o agua salada.

Existen algunos formulaciones las cuales se muestran anexas, que nos permiten estimar que tipo de influjo entró al pozo, pero es solo una estimación

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-51

Page 280: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Factores que afectan los Métodos de Control

Gradiente del influjo

MÉTODOS DE CONTROL

G inf

= Gf

(PCR –

PCTP)

= psi / pieh inf

Gf

= Gradiente del fluido de perforación, psi

/ piePCR (SICP) = Presión de cierre del revestidor, psiPCTP (SIDPP) = Presión de cierre en la tubería de perf., psih inf

= Altura del Influjo, pies

La altura del influjo (h inf), es sumamente influyente en esta estimación, ya que dependerá del volumen real del influjo y de las capacidades reales volumétricas. Ver fórmulas

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-52

Page 281: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Factores que afectan los Métodos de Control

Altura del del influjo (h inf)

MÉTODOS DE CONTROL

CASO 1:

Si la Ganancia es < que el Vol h-dc´s

h inf

= Ganan. / Cap. an

h-dc´s

= pies

Ganan.: Ganancia en los tanques, blsVol. h-dc´s

= Volumen hoyo y drillcollars

ó

barras, blsCap. an

h-dc´s

= Capacidad anular hoyo y dc´s, bls

/pies

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-53

Page 282: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Factores que afectan los Métodos de Control

Altura del del influjo (h inf)

MÉTODOS DE CONTROL

CASO 2:

Si la Ganancia es > que el Vol h-dc´s

h inf = Ldc´s + (Vol. h-´dc´s – Ganan.) = piesCap. an h-tp

Ldc´s

= Longitud de los drillcollars

ó

barras, piesCap. an

h-tp

= Capacidad anular hoyo y tubería, bls/pie

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-54

Page 283: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Factores que afectan los Métodos de Control

Tipo de InflujoA continuación una tabla referencial sobre el Rango

de Valores de Gradientes de Influjo, a fin de tener una estimación de la naturaleza del mismo, por supuesto siempre es necesario el análisis de muestras indicativas en superficie:

MÉTODOS DE CONTROL

Rangos en psi

/ pie:

G inf = 0,1 a 0,15 GAS

G inf = 0,25 a 0,35 PETRÓLEO

G inf > 0,433 AGUA SALADA

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-55

Page 284: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Factores que afectan los Métodos de Control

Tipo de FluidoPodemos concluir entonces, que las Arremetidas

ó Amagos de gas son las más difíciles de controlar, para lo cual mencionaremos sus razones:

La tasa de flujo con la cual entra al pozoLa alta presión anular que se origina debido a la

menor densidad del gasLa habilidad del gas en expandirse mientras se

circulaEl efecto de migración del gas a través del fluido de

perforaciónEl riesgo inminente de la inflamabilidad del gas

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-56

Page 285: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Factores que afectan los Métodos de Control

Tipo de Fluido

o

A continuación, se muestran unos gráficos que nos permite ver el comportamiento del gas

una vez sea circulado hacia la superficie

o

En la primera de ella, podemos observar el comportamiento de la presión anular en la superficie, visible en los manómetros de presión del múltiple o del control remoto del estrangulador (super

choke)

o

En la segunda de ella, se observa la expansión del gas

que se produce a medida que se circula y el comportamiento del incremento de volumen o ganancia de fluido que se obtendría

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-57

Page 286: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Comportamiento de la Presión Anular en Superficie durante la circulación de una Arremetida ó

Kick de Gas

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-58

Page 287: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Curva de la Ganancia del Fluido en el tanquedebido al proceso de Expansión del Gas

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-59

Page 288: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Factores que afectan los Métodos de Control

Tipo de fluido

o

Para las Arremetidas ó

Amagos (Kick) de agua salada, los problemas no son tan severos que las de gas, esto debido a que con este fluido no ocurre expansión

o

Dado que el agua salada tiene una mayor densidad que la del gas, la presión anular en superficie necesaria para balancear la Presión de la Formación ó

Yacimiento será

menor que para una Arremetida de Gas

o

La figura que se anexa, representa un comportamiento de la presión anular para una Arremetida ó

Amago (Kick) de agua salada, nótese que la presión anular disminuye durante la circulación

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-60

Page 289: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Comportamiento de la Presión Anular en Superficie con una Arremetida ó

Kick de Agua

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-61

Page 290: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Factores que afectan los Métodos de Control

Volumen del influjoo

La magnitud de la presión anular en la superficie durante el proceso de Control del Pozo es una variable del Volumen del influjo

o

Un mayor volumen de influjo, origina una Presión inicial de cierre del Revestidor

(PCR (SICP) mayor, este valor incrementará

aún más a medida que el gas se acerca o alcance la superficie

o

De allí, que es de suma importancia realizar un cierre del pozo lo antes posible, esto a fin de obtener menos influjo y por ente menor presión anular.

A continuación, se muestra un gráfica que explica este comportamiento

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-62

Page 291: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Comportamiento de la Presión Anular en relacióncon el Volumen de Influjo

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-63

Page 292: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Factores que afectan los Métodos de Control

Incremento en la densidad del fluido

o

Una vez presente el influjo, la densidad en la mayoría de los casos debe ser aumentada

para controlar el pozo

o

Un incremento de la densidad, afecta el comportamiento de la presión anular en superficie

cuando el influjo se desplaza, sobre todo en el Método del Ingeniero

o

En la figura que se anexa, se observa un comportamiento de las presiones de acuerdo al incremento de la densidad del fluido

en valores de 0,5, 1,0, 2,0 y 3,0 ppg

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-64

Page 293: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Factores que afectan los Métodos de Control

Incremento en la densidad del fluido

o

Cuando el gas alcanza la superficie, la presión anular es mayor

que la presión inicial de cierre del revestidor

PCR (SICP) en las Arremetidas (Kick) de 0,5 y 1,0 ppg

o

Sin embargo, esta tendencia de la presión anular no se evidencia en Arremetidas (Kick) de 2,0 y 3,0 ppg, siendo en esta última menor que la misma PCR (SICP)

o

Todo esto se debe, a la alta compensación en la Presión Hidrostática ejercida por la Densidad de Control, lo cual supera la expansión del gas y minimiza la presión asociada con dicha expansión

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-65

Page 294: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Comportamiento de la Presión Anular debido al efecto del aumento de la Densidad del Fluido de Control

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-66

Page 295: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Factores que afectan los Métodos de Control

Geometría del hoyo

o

Si la geometría del hoyo es ideal (en calibre), la altura del influjo de gas aumenta durante la circulación del mismo a la superficie, esto debido a la expansión en hoyos de diámetros constantes, generando como resultando una mayor presión anular

o

Realmente, las contingencias de Arremetidas (Kick) se presentan con disminuciones en las capacidades volumétricas del anular a medida que el pozo se profundiza, lo cual implica que la altura del influjo disminuya, generando menores presiones anulares en superficie, de allí

que, es importante prestar atención a este efecto durante el procedimiento de Control del Pozo

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-67

Page 296: Manual WellCap IADC

Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Estadísticas actualizadas han demostrado que la mayoría de las Arremetidas (Kick) ó Reventones ocurridos a nivel mundial han ocurrido durante la actividad de meter o sacar la tubería del pozo (en viajes)

La explicación de este hecho, se afianza en la dificultad de controlar un influjo cuando la tubería esta fuera del fondo o en la evidencia de no haber seleccionado un Método de Control adecuado

El objetivo de estos Métodos es el de mantener la Presión de Fondo Constante ligeramente por encima de la Presión de la Formación ó Yacimiento, para evitar que entre más influjos y para permitir la expansión de la burbuja de gas

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-68

Page 297: Manual WellCap IADC

Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Comúnmente en la mayoría de la áreas se utiliza la práctica de regresar al fondo del pozo una vez detectado una Arremetida ó Amago (Kick), por supuesto, esto se traduce en un incremento de la tasa de flujo que en ese momento invade al pozo

Así mismo, si los drill collars ó barras se introducen en el influjo inadvertidamente, la altura del mismo aumenta considerablemente, creando esto un mayor descontrol, de allíque se ha demostrado que el procedimiento correcto es el de cerrar el pozo a la primera indicación de una Arremetida óKick

A continuación, se analizan algunos elementos de interpretación de las presiones de cierre:

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-69

Page 298: Manual WellCap IADC

Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Análisis de la Presiones de Cierre

Cuando la tubería se encuentra fuera del fondo del pozo, una interpretación de las Presiones de Cierre es de vital importancia para una óptima selección el Método de Control

A continuación, una análisis de estas presiones:

o

Variación (incremento) de la PCR (SICP) con el pozo cerrado, significa una migración del gas a la superficie

o

PCR = PCTP (SICP = SIDDP), significa que el influjo esta por debajo de la mecha ó

broca

o

PCR ≠

PCTP (SICP ≠

SIDPP), significa que el influjo esta por encima de la mecha ó

broca

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-70

Page 299: Manual WellCap IADC

Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Velocidad de Migración

Igualmente, es posible conocer en caso de un influjo de gas, un valor estimado de la Velocidad de Migración (Vm)que este puede tener cuando viaja en forma espontánea hacia la superficie.

Por supuesto, para conocer que el mismo viaja a la superficie, es necesario con el pozo cerrado observar en el estrangulador ó choke una variación de la PCR (SICP)

Esta Velocidad de Migración, es fundamental para la toma de decisiones del Método de Control a seleccionar

A continuación su formulación:

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-71

Page 300: Manual WellCap IADC

Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Velocidad de Migración (Vm)

MÉTODOS DE CONTROL

Vm

= Δ

Presión / T

= pie / hrsGf

donde: ΔPresión = Variación de la PCR (SICP), psiT = Tiempo medido de la variación, hrsGf

= Gradiente del fluido, psi

/ pie

Valor referencial: Bajo < 300 pie / hrs, Alto > 500 pie / hrs

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-72

Page 301: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Si concluimos que la mayoría de las Arremetidas óAmagos (kick) se presentan durante los viajes con tubería y esto generalmente sucede por error humano, podemos concretar que el personal Supervisorio del taladro debe estar claro en la selección del Método de Control

Estos Métodos se consideran de Control parcial, dado que sea cual sea su aplicabilidad, siempre es menester regresar al fondo del pozo y desde allí hacer un control total con una circulación completa y una verificación posterior de posibles presiones encerradas ó de posible flujo de retorno

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-73

Page 302: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Algunas empresas reconocen estos Métodos como No Convencionales, es importante recordar, que estos Métodos igualmente son utilizados en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos. A continuación se mencionan los mismos:

o Método Volumétricoo Método de Lubricación y Purgao Método de Arrastre (Stripping)o Método de Circulación con lodo pesadoo Métodos Combinadoso Método de Forzamiento de Fluido (Bull Heading)

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-74

Page 303: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Método Volumétrico

o

Este Método, es utilizado para corregir variaciones de la presión en el espacio anular durante un viaje

o

Igualmente, su implementación puede hacerse cuando por cualquier circunstancia este restringido la circulación normal a través de los jets u orificios de la mecha ó

broca (tapados)

o

También, puede utilizar cuando no exista tubería en el hoyo o en casos de alta velocidad de migración del gas

a la superficie, así

mismo en trabajos de Reacondicionamiento de Pozos

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-75

Page 304: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Método Volumétrico

o

Durante la aplicación de este Método, se registra y mantiene constante la presión en el estrangulador o choke

hasta descargar una cantidad calculada de fluido

en un tanque calibrado, tal que permitamos y garanticemos la expansión del gas

o

Una vez hecho esto, se recalcula la presión que se debe mantener en el estrangulador para controlar la presión en el fondo del pozo, este procedimiento es repetido

o

Cuando el gas llegue a la superficie, es necesario antes de sacar el gas aplicar un nuevo Método ó

técnica que permita Lubricar y Purgar el gas

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-76

Page 305: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Comentarios adicionales del Método VolumétricoEl gas puede tardar varias horas ó quizás días en

llegar a la superficie

Una vez que el gas alcance la superficie no habrá más expansión y la presión en el revestidor puede continuar aumentando por algún tiempo

El perfíl de presión del revestidor es similar al Método del Perforador en su primera circulación

La presión en el fondo del pozo se mantiene ligeramente mayor que la Presión de la Formación o Yacimiento cuando el Método es aplicado

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-77

Page 306: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Comentarios adicionales del Método VolumétricoRecuerde siempre, que la presión del revestidor está

ayudando a balancear la Presión de la Formación óYacimiento, por lo tanto no se debe abrir el estrangulador ó choke para desahogar la presión, ya que esto provocaría la entrada de nuevos influjos al pozo

Cuando el influjo sucede sin tubería en el pozo, la capacidad que debe utilizarse para los cálculos es la volumétrica del hoyo

A continuación, se presentan las formulaciones involucradas y un ejercicio gráfico del Método

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-78

Page 307: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método Volumétrico

Datos requeridos

PCR (SICP) (Presión de Cierre del Revestid.)•

Valor de cierre al momento de la Arremetida ó kick, psi

Gradiente del fluido (Gf)•

Gradiente del fluido en uso, psi / pie

Margen de Seguridad (Ps)•

Valor asumido una sola vez, psi

Margen o Presión de Trabajo (Pt)•

Valor asumido asociado al volumen que se desea descargar, psi

Capacidad anular superior•

Capacidad anular entre el revestidor y la tubería, (Cap. anu. Sup), bls / pie

Hoja de Cálculos

1) Pérdida de Ph

por Barril descargado:

PPh

/ Bls

= Gf

/ Cap. anu. Sup. = psi/bls

2) Ps

= 100 psi

(se asume una sola vez)

3) Pt = 100 psi

(presión de trabajo asumida)

4) Volumen a descargar por Pérdida de Ph

ΔV = Pt / (PPh

/ Bls) = bls

5) Presión del estrangulador (Pest

1….n)

Pest

1 = PCR + Ps

+ Pt

Pest

2 = Pest

1

+ Pt

Pest

n

= Pest

(n-1) + Pt

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-79

Page 308: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método VolumétricoEjemplo -

Datos requeridos

PCR (SICP) = 500 psi•

Valor de presión de cierre al momento de la Arremetida ó kick, psi

Gradiente del fluido (Gf) = 0,4992 psi

/pie•

Equivalente a un fluido de 9,6 ppg

Margen de Seguridad (Ps) = 100 psi•

Valor asumido una sola vez, psi

Presión de Trabajo (Pt) = 100 psi•

Valor asumido asociado al volumen que se desea descargar, psi

Capacidad anular superior •

Cap. anu. Sup = 0,0291 bls

/ pie

Hoja de Cálculos

1) Pérdida de Ph

por Barril descargado:

PPh

/ Bls

= 0,4992 / 0,0291 = 17,2 psi/bls

2) Ps

= 100 psi

(se asume una sola vez)

3) Pt = 100 psi

(presión de trabajo asumida)

4) Volumen a descargar por Pérdida de Ph

ΔV = 100 / 17,2 = 5,8 bls

5) Presión del estrangulador (Pest

1…n)

Pest

1 = 500 + 100 + 100 = 700 psiPest

2 = 700 + 100 = 800 psiPest

3

= 800 + 100 = 900 psiPest

4 = 900 + 100 = 1000 psiPest

5

= 1000 + 100 = 1100 psi

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-80

Page 309: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método Volumétrico -

Procedimiento

1) Permita que la PCR (SICP) incremente al valor calculado de Pest

1

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-81

Page 310: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método Volumétrico -

Procedimiento2) Descargue en un tanque calibrado un valor equivalente a la variación de volumen (ΔV)

calculada = 5,8 bls,

mantenga el valor de Pest

1 = 700 psi

constante durante la descarga de dicho volumen

3) Una vez descargado 5,8 bls

cierre el estrangulador y espere el incremento de la presión en el revestidor

Nota: La presión en el revestidor

aumentará

por migración del gas, en caso contrario es necesario circular linealmente a tasa muy baja a través del estrangulador (choke) para obtener el valor de Pest

1

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-82

Page 311: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método Volumétrico -

Procedimiento

4) Una vez que la presión incremente de Pest

1 a

Pest

2, proceda a abrir el estrangulador para que se descarguen nuevament

e un valor de 5,8 bls

5) Cierre el pozo y repita de nuevo los pasos 4 y 5 con el correspondiente

valor de Pest, todo esto hasta que el gas llegue a la superficie

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-83

Page 312: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método Volumétrico -

Procedimiento

6) Cuando el gas este en la superficie, cierre el pozo inmediatamente, por ninguna causa permita que el pozo quede vacío, esto va a provocar nuevos influjos

7) Preparase para que el gas se descargue del pozo utilizando para ello el Método de Lubricación y Purga

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-84

Page 313: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método Volumétrico –

Análisis Gráfico

5,8 11,6 17,4 23,2 29,00Volumen a descargar, bls

PCR = 500 psi(SICP)

800 psi

900 psi

1000 psi

1100 psi

1200 psi

Pest 1

Pest 2

Pest 3

Pest 4

Pest 5

Pres

ión

en e

l rev

estid

oro

anul

ar, p

si

Gas en expansión

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-85

Page 314: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Método de Lubricación y Purga

o

Una vez que el influjo este en superficie es necesario removerlo, más aún si no se tiene un medio tradicional para circular el fluido del pozo, ej: jets tapados, pozo sin tubería ó

quizás obstrucción debido a un tapón de arena

o

El Método a aplicar es el de Lubricación y Purga, el cual consiste

en bombear fluido al interior del pozo a través de la línea de matar (kill

line) y permitir que lubrique a través del gas, aumentando así

la Presión Hidrostática dentro del pozo

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-86

Page 315: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Método de Lubricación y Purga

o

Al incrementar la Presión Hidrostática (producto de meter fluido), puede ser purgado un volumen de gas equivalente al aumento de esta presión

o

En el proceso se debe medir cuidadosamente el volumen de fluido que se va a bombear al pozo, se recomienda hacerlo desde un tanque calibrado

o

Una vez conocido este volumen, se podrá

tener una estimación del incremento de la Presión Hidrostática y este será

el valor a purgar

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-87

Page 316: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método de Lubricación y PurgaDatos requeridos

PCR (SICP) (Presión de Cierre del Revestidor)•

Valor de cierre al momento de que la Arremetida ó kick llegue a la superficie, psi

Gradiente del fluido (Gf)•

Gradiente del fluido, psi / pie

Margen o Presión de Trabajo (Pt)•

Valor asumido a incrementar, psi

Volumen lubricado por ciclo (Δvol)•

Fluido inyectado por el kill line, bls

Variación de la Presión Hidrostática (ΔPh)•

Aumento de la Ph por volumen lubricado o inyectado por ciclo, psi

Capacidad anular superior•

Capac. anular entre revest.y tubería, bls / pie

Hoja de Cálculos

1)

Asuma un valor de Pt = 200 psi

2)

Inyectando, incremente la presión de cierre en el revestidor

PCR (SICP) el valor de Pt,

3) Variación de la Ph

por Barril inyectado

PPh

/ Bls

= Gf

/ Cap. anu. Sup. = psi

/ bls

4)

Valor inicial y final en el tanque una vez inyectado al pozo e incrementada la presión el valor de Pt, este corresponde al ΔVol

(volumen lubricado por ciclo ó

inyectado)

5) Variación de la ΔPh

por volumen por ciclo

ΔPh

= ΔVol

(bls) x (PPh

/ Bls) = psi

5) Descargue fluido hasta que disminuya la presión el valor de Pt + ΔPh

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-88

Page 317: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método de Lubricación y Purga

Ejemplo -

Datos requeridos

PCR (SICP) = 1200 psi•

Valor de cierre en el momento que la Arremetida o kick llegue a superficie, psi

Valor de la Presión del Revest. a incrementar•

PCR n = PCR + Pt

Gradiente del fluido (Gf) = 0,4992 psi

/pie•

Equivalente a un fluido de 9,6 ppg

Presión de Trabajo (Pt) = 200 psi•

Valor asumido, psi

Capacidad anular superior•

Cap. anu. Sup. = 0,0291 bls

/ pie

Volumen inicial en el tanque calibrado = 50 bls

y final al inyectar 42,8 bls

Hoja de Cálculos

1) PCR n = 1200 + 200 = 1400 psi

2) Volumen inyectado (ΔVol)

ΔVol

inyectado 1 = 50 –

42, 8 = 7,2 bls

3) Valor de la Ph

por cada bls

inyectado

PPh

/ bls

= 0,4992 / 0,0291 = 17,2 psi/bls

4) Variación de la Ph

por volumen por ciclo

ΔPh

= 7,2 x 17,2 = 124 psi

5) Libere gas seco hasta que la Presióndisminuya el valor de:

PCR n = 1400 –

200 –

124 = 1076 psi

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-89

Page 318: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método de Lubricación y Purga

1)

Con el pozo cerrado y el gas en superficie, inyecte fluido a través de kill

line

a baja tasa hasta que el valor de PCR (SICP) actual

aumente al valor seleccionado de Pt = 200 psi

2)

Anote en la tabla anexa el valor de volumen inicial en el tanque y el final, este sería el valor inyectado al pozo (ΔVol)

3)

Espere que el gas lubrique, descargue el mismo hasta que la presión caiga los valores de Pt + el valor ΔPh

calculado

4)

Repita el procedimiento hasta que todo el gas se libere, llevando control con la tabla anexa

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-90

Page 319: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método de Lubricación y PurgaH o ja d e Tra b a jo p a ra Lu b ric a c ió n

Pre s ió n An u la r Ph p o r B a rril Pre s ió n d e Tra b a jo1 2 0 0 lp c 1 7 ,2 lp c /b ls 2 0 0 lp c

Pa s o 3 Pa s o 4 Pa s o 5Au m e n ta r la

p re s ió nVo lu m e n d e l ta n q u e d e v ia je Au m e n to

h id ro s tá tic oD re n a rp re s ió n

a n u la r h a s ta In ic ia l Fin a l Vo l. d eLu b ric a c ió n

( lp c ) h a s ta ( lp c )

1 .4 0 0 5 0 ,0 4 2 ,8 7 ,2 1 2 4 1 .0 7 61 .2 7 6 4 2 ,8 3 6 ,1 6 ,7 1 1 5 9 6 11 .1 6 1 3 6 ,1 2 9 ,9 6 ,2 1 0 7 8 5 41 .0 5 4 2 9 ,9 2 4 ,2 5 ,7 9 8 7 5 6 9 5 6 2 4 ,2 1 9 ,1 5 ,1 8 8 6 6 8 8 6 8 1 9 ,1 1 4 ,7 4 ,4 7 6 5 9 2 7 9 2 1 4 ,7 1 1 ,0 3 ,7 6 4 5 2 8 7 2 8 1 1 ,0 8 ,0 3 ,0 5 2 4 7 6 6 7 6 8 ,0 5 ,6 2 ,4 4 1 4 3 5 6 3 5 5 ,6 3 ,8 1 ,8 3 1 4 0 4 6 0 4 3 ,8 2 ,5 1 ,3 2 2 3 8 2 5 8 2 2 ,5 1 ,6 0 ,9 1 5 3 6 7

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-91

Page 320: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método de Lubricación y Purga

PCR (SICP) = Presión de trabajo (Pt) = psi psi

PPh

/ Bls

= Gf

/ Cap. anu. Sup. = psi/bls

Vol. lubricadoAumentar la PCR (SICP) a un valor de Pt Inicial Final Vol. lubricado

Volumen del tanque de succión (bls) Incremento real de la Ph

Purgar la Presión anular ó

revestidor

hasta:

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-92

Page 321: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Método de Arrastre

o

Se conoce como Arrastre ó

Stripping, el proceso de forzar la tubería con el pozo bajo presión a través de los BOP´s,

siempre y cuando exista suficiente peso en la sarta que permita realizar dicha operación, caso contrario se llamaría Snubbing

ó

Emboque. La formulación para este peso de la sarta (Psarta) es la siguiente:

Psarta

= 0,785 x DE x PCR + F

MÉTODOS DE CONTROL

2

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-93

Page 322: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos de Control (tubería fuera del fondo)

Método de Arrastredonde:

DE = Máximo diámetro externo que pasará

por el empaque ó

goma, pulgsPCR (SICP) = Presión de Cierre del Revestidor, psiF = Peso aproximado de la tubería necesaria para atravesar el empaque o goma del BOP´s

anular (2000 lbs

ó

más)

Existen dos condiciones que pueden estar presentes al momento de arrastrar la tubería al fondo, estas serían: la migración ó la no migración del influjo (en caso de arremetidas de gas), para poder confirmar esto solo es necesario observar si existe ó no incremento de la PCR (SICP)

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-94

Page 323: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Método de Arrastre:

Los distintos tipos de arrastre están asociados a la disponibilidad de los equipos BOP´s, estos son:

Arrastre con BOP´s Anular

Arrastre con BOP´s Anular y de Arietes

Arrastre BOP´s de Arietes y Arietes

Uno de la mejores formas de aplicar este procedimiento de Arrastre es utilizando el BOP´s Anular, para ello se deben cumplir ciertas condiciones de aplicación

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-95

Page 324: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Método de Arrastre: Condiciones de aplicación

La PCR (SICP) no debe ser muy altaControlar el fluido en el tanque del acumuladorReducir la presión de cierre del preventor (BOP´s) anularExaminar la válvula reguladora del preventor (BOP´s)Utilizar un cilindro pequeño como acumulador en la línea de

cierre próxima al preventor (BOP´s) anular Se recomienda un tiempo de 4 min y 30 segs por parada (stand)

de 3 tubos (3 min x tubo y 1,5 min x paradas)Limar partes rugosas o afiladas en las paradasEvitar el uso de protectores en la tuberíaEmplear lubricantes en la parte superior del BOP´s y en la

tuberíaLlenar la tubería mientras se baja

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-96

Page 325: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Método de Arrastre: Equipos requeridos

Preventor ó BOP´s anular y dos de arietesPreventor interno y kelly cock con su llaveManómetros de baja presión en pequeñas escalasTanque de viaje pequeño calibradoTanque auxiliar calibradoReguladores de presión de los preventores ó BOP´s en

condiciones de operatividad

Se anexa una gráfica la cual muestra la disposición de estos equipos en un pozo, igualmente se recomienda una verificación previa (checklist) para una óptima aplicación del Método:

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-97

Page 326: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Disposición de Equipos -

Método de Arrastre

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-98

Page 327: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Método de Arrastre: Check List

Verificar migración del gas, si es posible calcularla Instalar un preventor interno (inside preventer) encima del

kelly cockAbrir kelly cock o válvula de máxima aberturaVerificar presión mínima de cierre del preventor anularPrepararse para que el personal de piso lubrique la tubería y

limen imperfectos en la mismaAlinear tanque de viaje al estrangulador ó chokeAsegurar buena comunicación entre el operador del taladro y

el del estrangulador ó chokeAsegurar el cierre del preventor ó BOP´s de ariete en caso de

falla del preventor ó BOP´s anular

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-99

Page 328: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método de Arrastre con MigraciónDatos requeridos

Margen de Presión de Trabajo (Pt)•

Incremento para permitir expansión

MASP (80 %), Gf

y Gg, Desplazamiento porparada y PCR (SICP): Valores conocidos

previamente

Longitud del influjo hoyo abierto (Linf

h-ab.)•

Valor del influjo debajo de la mecha

Longitud del influjo hoyo-BHA ( Linf

h-bha)•

Valor del influjo introducido el BHA en él

Variación de la Presión de Superficie (ΔPsup)•

Valor por cambio de la Long. del Influjo

Volúmenes a descargar (V1

y V2)•

V1 por desplazamiento. y V2 por expansión

Presión en el estrangulados (Pest) (varias)

Hoja de Cálculos

1)

Asuma un valor de Pt = 50, 100 o 200 psi

2)

MPAPS = hzap

x (Gf

Gg)

3) Linf

h-ab

= Ganancia / Cap.h-ab. = pies

4)

Linf

h-bha

= Ldc´s

+ (Ganancia –

Vol

h-dc´s)

= Cap. anu. h-tp

5)

V1

= Desplazamiento de la pareja, bls

PPh

/ bls

= Gf

/ (Cap. anu. Sup.) = psi

/ bls

V2

= Pt / ( PPh

/ bls

) = bls

6) ΔPsup

= (Linf

h-bha

Linf h-ab) x (Gf –

Gg) = psi

7) Pest

1 = PCR + Pt + ΔPsup

Pest

n = Pest

(n -

1) + Pt

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-100

Page 329: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método de Arrastre con Migración

Datos requeridos

Presión de Trabajo (Pt) = 100 psi

MASP = 1.310 psi

x (80% /100%) = 1048 psi

Gf

= 0,624 psi

/ pie (Dens. equiv. = 12 ppg)

Ggas

= 0,1 o 0,15 psi

/ pie (depende del PVV)

Desplazamiento 1 parada = 2, 3 bls

(TP cerrada)

PCR (SICP) = 500 psi

y Ganancia = 20 bls

Cap. anu. Sup. hoyo-revest.= 0,0489 bls

/ pie•

Cap. anu. h -

ab. = 0,07019 bls

/ pie•

Cap. anu. h -

tp

= 0,0459 bls

/ pie•

Cap. anu. h -

dc´s

= 0,02914 bls

/ pie

Longitud de los drillcollars

(Ldc´s) = 500 pies•

Volumen h –

dc´s

= 14,6 bls

Hoja de Cálculos

1)

Asuma un valor de Pt = 100 psi

2)

MASP = 1048 psi

3) Linf

h -

ab. = 20 / 0,07019 = 285 pies

4)

Linf

h -

bha

= 500 + (20 -

14,6)

= 618 pies

0,0459

5)

V1

= 2,3 bls

por la parada introducida

6)

PPh

/ bls

= 0,624 / 0,0489 = 12,76 psi

/ bls

V2

= 100 / ( 12,76 ) = 7,8 bls

para la Pt en uso

7) ΔPsup

= (618 –

285) x (0,624 –

0,1) = 175 psi

8) Pest

1 = 500 + 100 + 175 = 775 psi

Pest

2 = 775 + 100 = 875 psi

(ver Tabla)

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-101

Page 330: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Método de control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Método de Arrastre con migración - Procedimiento

1)

Con el pozo cerrado introduzca la 1ra parada (stand) de tubería hasta que la PCR (SICP) incremente a Pest

1

2) Cuando se alcance la Pest

1

abra el estrangulador ó

choke

manteniendo constante dicha presión y descargue fluido monitoreando su volumen

hasta que la parada este dentro del pozo, una vez allí

cierre el pozo

3)

Haga los cálculos respectivos según Tabla anexa hasta acumular los primeros 7,8 bls

correspondiente a los primeros 100 psi

de la Presión de trabajo (Pt)

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-102

Page 331: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Método de control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Método de Arrastre con migración - Procedimiento

4)

Baje la 2da parada (stand) y si la presión esta en 775 psi, abra el estrangulador ó

choke

y mantenga dicha presión hasta que la parada (stand) se complete dentro del pozo, cierre el pozo y monitoree el volumen descargado por la parada y por la expansión, tabule y acumule el valor referido para 100 psi

de Presión de Trabajo (Pt)

5)

Repita el procedimiento hasta que se completen los 7,8 bls, posteriormente, deje aumentar la Pest

a un segundo valor (Pest

2)

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-103

Page 332: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

No. de

paradas

PresiónEstrang.

(Pest)(psi)

Volumen inicial en el tanque

(bls)

Volumen final enel tanque

(bls)

Ganancia neta en

el tanque(bls)

Desplaz. de 1

parada(bls/ pie)

Variación por la

expansión(diferencia)

(bls)

Volumen acumulado neto por la expansión

(bls)

Observac.

1 775 20,0 23,4 3,4 2,3 1,1 1,1 Mantenga constante

Pest 1

2 775 23,4 27,8 4,4 2,3 2,1 3,2

3 775 27,8 31,2 3,4 2,3 1,1 4,3

4 775 31,2 35,2 4,0 2,3 1,7 5,0

5 775 35,2 39,8 4,6 2,3 2,3 7,3 Incrementar a Pest 2 y

acumular a 15,6 bls

6 875 39,8 43,2 3,4 2,3 1,1 8,4

7 875 43,2 48,9 5,7 2,3 3,4 11,8

8 875 48,9 54,1 5,2 2,3 2,9 14,7 Incrementar a Pest 3 y

acumular a 23,4 bls

9 975 54,1 58,3 4,2 2,3 1,9 16,6

Método de Arrastre con Migración

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-104

Page 333: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

No. de

paradas

PresiónEstrang.

(Pest)(psi)

Volumen inicial en el tanque

(bls)

Volumen final enel tanque

(bls)

Ganancia neta en

el tanque(bls)

Desplaz. de 1

parada(bls/ pie)

Variación por la

expansión(diferencia)

(bls)

Volumen acumulado neto por la expansión

(bls)

Observac.

Método de Arrastre con Migración

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-105

Page 334: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Método de control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Método de Arrastre sin migración - Procedimiento

o

Para la ejecución de este Método, los cálculos a realizar son iguales al con migración, pero no se hace necesario calcular los volúmenes por desplazamiento de la parada (stand) V1 y el que permite la expansión del gas V2. Esto debido a que no existe migración del gas y por lo tanto no existe ninguna expansión

o

Observar que cuando el BHA se introduzca en el influjo la presión del revestidor

incrementará,

es necesario calcular la pérdida de Ph

al atravesar esa sección y se debe dejar incrementar la presión del estrangulador ó

choke

esa misma pérdida antes de traspasar el influjo.

En caso que durante la ejecución de este Método, se observa un incremento en la presión del revestidor, se deberá

procederá

a cambiar al Método con migración

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-106

Page 335: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Métodos de Circulación con lodo pesado

Su objetivo es circular con un fluido de un valor de tal densidad a la profundidad donde se encuentra la mecha ó broca, que permita regresar al fondo sin necesidad de aplicar el Método de Arrastre ó sea libre al fondo

Para su selección se deben tener ciertos requisitos:No debe existir migración de la burbuja de gasEl gas debe estar por debajo de la mecha o brocaLa densidad a calcular no debe ser superior a laDens. equivalente. max. ó

a cualquier otra densidad que haya podido causar una pérdida de circulación

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-107

Page 336: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Métodos de Circulación con lodo pesado

Los valores de densidad serían los siguientes:

Df

control parcial = Dc

+ Ds

1

+ Ds

2

Dc

= Densidad que controla la PCTP (SIDPP), ppg

Ds

1 = Densidad para compensar la descarga de fluido pesado al bajar la sarta al fondo y meterse en el fluido de menor densidad debajo de la mecha ó

broca, ppg

Ds

2 = Densidad para compensar la entrada de la sarta al influjo de gas y por ende la pérdida de Ph, ppg

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-108

Page 337: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Métodos Combinados

Estos Métodos combinados son una alternativa que permite la aplicación de dos de los Métodos ya referidos y que dependiendo de la situación pudiesen ser implementados:

o

Método Combinado de Volumétrico y Arrastre (Stripping)

o

Método Combinado Fluido Tapón y Arrastre (Stripping)

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-109

Page 338: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Métodos de Forzamiento de Fluidos (Bull Heading)

o

Este Método permite regresar el influjo en el pozo a una formación que lo reciba, la cual se desea que sea la misma formación que lo aportó

o

Más que un Método de Control, pudiese ser considerado un Método de Matar el pozo, ya que el proceso de inyectar fluido pesado a una formación, podría causar daño en la misma si esta fuese productora

o

Existen situaciones donde la aplicación del Bull Heading

ó

Forzamiento se hace casi inminente,

a saber:

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-110

Page 339: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Métodos de Forzamiento de Fluidos – Aplicaciones

Cuando el desplazamiento del influjo por Métodos Convencionales pudieran causar presiones y/o volúmenes excesivos de gas en condiciones de superficie

Durante los procesos de Reparación de PozosCuando se sospecha la presencia de H2S ó CO2Cuando la tubería este totalmente fuera del hoyo y no sea

factible forzar la tubería a través de un ArrastrePara reducir las presiones de superficie previo a la

implementación de otros Métodos de Control de PozoEn pozos submarinos en aguas profundas donde hay un

pequeño margen entre la Presión de Pozo y el Gradiente de Fractura

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-111

Page 340: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Métodos de Forzamiento de Fluidos – Procedimiento

o

Si no existe tubería en el hoyo inicie la circulación con un fluido mas pesado

que supere la Presión de la Formación ó

Yacimiento

o

Si existe tubería en el hoyo, inicie simultáneamente la

circulación por dentro de tubería y por el anular

(kill

line) de manera que ambos frentes vayan parejos en altura (es una relación 2 / 1 aproximadamente) ó

instale empacadura

encima de las perforaciones

o

Observe continuamente el valor de las presiones, deben permanecer estables mientras la fractura aún no se ha iniciado

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-112

Page 341: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Métodos de Forzamiento de Fluidos – Procedimiento

o

Si el valor de presión con la cual bombea aún no fractura, no se desespere esto puedo ser cuestión de tiempo, posteriormente puede incrementar la presión lentamente hasta unas 250 psi

adicionales

o

Una vez que los fluidos y el gas comience a entrar a la formación, apague la bomba y observe las presiones, evalúe para ver si es necesario retomar la circulación

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-113

Page 342: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Método de Forzamiento de Fluido (Bull Heading)Datos requeridos

Con tubería de producción dentro del pozo:•

Capacidad interna de la tubería de producción(Cap. int.tub) y Profundidad de la perforaciones (Pperf)

Volumen total interno de la tubería de producc. (Vol

tub)

Máxima Presión permitida al iniciar el bombeo (MPB)

Densidad equivalente de la formación (Dequi

form)

Presión máxima final permitida que causará

fracturamiento

a la formación (Pfinal

fract)

Presión inicial estática en la cabeza de la tubería de producc. y presión final estática en la cabeza de la tubería de producción (Pini

cab

y Pfinal

cab)

Factor de seguridad de presión que podría fracturar la formación (FSP)

Densidad equiv. de fractura (Dequi

fract) y Ggas

Presión de estallido de la tubería de producción y del revestidor

(Pest

tub

y Pest

rev)

Hoja de Cálculos

.-

Vol

tub

= Cap. int

tub

x Pperf

= bls

.-

MPB = 0,052 x Dequi

fract

x Pperf

Ggas

x Pperf

.-

Pfinal

fract

= 0,052 x (Dequi

fract

Dequi

form) x Pperf

.-

Pini

cab

= MPB –

Pfinal

fract

= psi

.-

Pfinal

cab

= 0 psi

(Una vez desplazada la tubería

Datos del Ejercicio

Cap int

tub

= 0,0152 bls

/ pie•

Pperf

= 11200 pies•

Dequi

fract

= 14.1 ppg•

Dequi

form

= 10,8 ppg•

Ggas

= 0,15 psi

/ pie•

FSP = 500 psi•

Pest

tub

= 8430 psi

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-114

Page 343: Manual WellCap IADC

MÉTODOS DE CONTROL

Hoja de Cálculos

.-

Vol

tub

= 0,0152 x 11200 = 170 bls

.-

MPB = 0,052 x 14,1 x 11200 –

0,15 x 11200 =

MPB = 6532 psi

.-

Pfinal

fract

= 0,052 x (14,1 –

10,8) x 11200 =

Pfinal

fract

= 1922 psi

.-

Pini

cab

= 6532 –

1922 = 4610 psi

.-

Pfinal

cab

= 0 psi

(Una vez desplazada la tubería)

.-

FSP = 500 psi

(factor de seguridad si existe posible de fracturamiento, ver gráfico)

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-115

4610 psi

Tubería de Producc.4 ½”

Empacadura

Profund. de las perforaciones:11200 pies

Fluido de Completación:Salmuera

Gradiente del gas:0,15 psi / pie

Densidad equiv. de formación : 10.8 ppg

Gradiente de fractura = 13.7 ppg

Diagrama

Método de Forzamiento de Fluido (Bull Heading)

Page 344: Manual WellCap IADC

Gráfico de Presiones vs. Volumen

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-116

8000

6000

4000

2000

020 40 60 80 100 120 140 160

Rango operativo de presión de trabajo durante la realización del forzamiento (bull heading)

Estallido de la tuberíade producción (8430 psi)

Presión estática de la tubería que pudiese fracturar la formación

Factor de seguridad de 500 psi utilizable siexiste posibilidad de fracturamiento

Presión estática de la tubería paralograr equilibrar la presión de la formación

4610

1922

65326032

1422

Volumen de tubería de producc. desplazada (bls)

PresIón

Page 345: Manual WellCap IADC

Procedimientos de Control

Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos

Métodos de Forzamiento de Fluidos

Consideraciones adicionales

Deben ser conocidas:Las características y condiciones del hoyo abiertoLos límites de presión del equipo de control de pozo y del

revestidor expuestoEl tipo de influjo (riesgos) y la permeabilidad relativa de

la formaciónLa calidad del revoque (cake) en la formación

permeableLas consecuencias que puede traer un fracturamiento

en hoyo abierto

MÉTODOS DE CONTROL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC V-117

Page 346: Manual WellCap IADC

Módulo VI

Completacióny

Reacondicionamientode

Pozos

Page 347: Manual WellCap IADC

Durante este Módulo VI se describen en forma general los distintos Tipos de Completaciónexistentes y sus diferentes aplicaciones en la Industria, así mismo, las razones y los tipos de reacondicionamiento posibles, las causas, indicaciones, procedimientos de cierre y métodos para el control del pozo durante la actividad de completar (terminar) o reacondicionar

OBJETIVO

Page 348: Manual WellCap IADC

CONTENIDO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Pags

VI-1VI-4VI-5

VI-15VI-21VI-23VI-30VI-35VI-46VI-55VI-58VI-60VI-61VI-72

--

VI-77VI-82

Módulo VI – Completación y Reacondicionamiento de Pozos

• Introducción• Definición de Completación. • Tipos de Completación. Ventajas y Desventajas• Mecanismos de Producción. Descripción• Consideraciones para el Diseño de una Completación. • Equipos mas utilizados en una Completación. Descripción general• Razones para un Reacondicionamiento. Análisis y discusión• Tipos de Reacondicionamiento• Fluidos de Completación y Reacondicionamiento• Preparación para la actividad de reacondicionamiento• Causas de las Arremetidas o Amagos. Análisis y discusión• Indicaciones de las Arremetidas o Amagos. Análisis• Tipos de Operaciones. Descripción general• Cierre del Pozo en trabajos de RA/RC

o Con circulación en el fondoo Durante el viaje

• Técnicas ó Métodos de Control de Pozos • Problemas durante el Control de Pozos

Page 349: Manual WellCap IADC

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

IntroducciónUna vez finalizado el proceso de Perforar un pozo hasta

la formaciones productoras, se inicia el proceso de Completar o Terminar el mismo para su futura producción

Este proceso de Completación o Terminación involucra varias actividades las cuales a su vez requieren de diferentes equipos los cuales cumplen una función especifica durante la vida productora del pozo. El propósito es el de construir una ruta o vía para que los fluidos (petróleo y/o gas) del yacimiento puedan ser manejados y regulados a nivel de superficie

Sin embargo, con el transcurso del tiempo ocurren cambios en la formación y estos equipos se deterioranhaciendo imposible el óptimo manejo de los fluidos producidos a nivel superficial

VI-1

Page 350: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

IntroducciónDe allí que, una de las actividades correctivas cuando se

presenten dichos problemas y poder mantener el flujo, sería la de realizar un “reacondicionamiento” al pozo a fin de realizar una reparación o sustitución a los equipos de completación presentes en el pozo

Esto permitirá reponer el flujo de los fluidos, para lo cual se podría planificar una estimulación o acidificación de una zona, abandonar una zona ya agotada o abrir una zona no explotada a la producción

Así mismo, un servicio de “mantenimiento” se refiere a actividades operacionales que se realizan a través del árbol de navidad (christmas tree) con la tubería de producción aún instalada

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-2

Page 351: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

IntroducciónA estas operaciones se le conoce comúnmente con el

nombre de intervención del pozo. Así mismo, se puede utilizar tubería flexible (coiled tubing), operaciones con cable de acero (guaya fina) y operaciones con unidades snubbing las cuales son de muy alto riesgo

Muchas de las operaciones antes mencionada son similares a las realizadas durante un reacondicionamiento, pero su limitación se encuentra en las herramientas y procedimientos operacionales a seguir debido a las limitación de los diámetros internos de la completaciónexistente.

En este Módulo, se discutirán los distintos aspectos asociados a la Completación de Pozos, así como las razones por la cual se realiza un reacondicionamiento y como atacar en caso de presentarse una Arremetida o Amago

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-3

Page 352: Manual WellCap IADC

Se definen como las actividades que se efectúan, posterior a la perforación del hoyo principal, hasta que se coloca el pozo en producción.

Completación

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-4

Page 353: Manual WellCap IADC

TIPOS DETIPOS DECOMPLETACIONCOMPLETACION

MIOCENOMIOCENO

EOCENOEOCENO

CRETACEOCRETACEO

Con Rejilla.Ampliado yEmpacado

Hoyo Revestido Hoyo Revestido

Hoyo Abierto Hoyo Abierto o Revestido y o Revestido y CaCaññoneadooneado

HoyoHoyo AbiertoAbiertoCLASIFICACICLASIFICACIÓÓN N

Cañoneado y Empacado.

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-5

Page 354: Manual WellCap IADC

CompletaciCompletacióónn a Hoyo Abiertoa Hoyo Abierto

En la completación a hueco abierto o hoyo desnudo, el revestidor de producción se asienta por encima de la zona productora

ZONA PRODUCTORAZONA PRODUCTORA

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-6

Page 355: Manual WellCap IADC

Ventajas de la Completación a Hoyo Abierto

El asentamiento del revestidor de producción en el tope de la zona productora permite la utilización de técnicas especiales de perforación, que minimizan el daño a la formación.

Todo el diámetro del hoyo está disponible para el flujo.

Generalmente no se requiere cañoneo.

Si la zona no se va a cañonear, la interpretación del perfil del hoyo no es crítica.

El hoyo se puede profundizar fácilmente o cambiar a una completación con liner y empacar con grava.

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-7

Page 356: Manual WellCap IADC

Desventajas de la Completación a Hoyo Abierto

No hay forma de regular el flujo hacia el hoyo.

No se puede controlar efectivamente la producción de gas o agua.

Es difícil tratar los intervalos productores en forma selectiva.

Puede requerirse la limpieza periódica del hoyo.

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-8

Page 357: Manual WellCap IADC

ZONA PRODUCTORAZONA PRODUCTORA

CompletaciCompletacióónn a Hoyo Abierto con a Hoyo Abierto con TuberTuberíía Ranuradaa Ranurada

El revestidor de producción es asentado y cementado por encima de la zona productora, y una tubería ranurada se instala al revestidor mediante un colgador.

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-9

Page 358: Manual WellCap IADC

Ventajas de la Completación a Hoyo Abierto con Tubería Ranurada

Disminución del daño a la formación mientras se perfora la zona productora.

Eliminación del costo del cañoneo.

La interpretación de los registros no es crítica.

Posibilidad de usar técnicas especiales de control de arena.

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-10

Page 359: Manual WellCap IADC

Desventajas de la Completación a Hoyo Abierto con Tubería Ranurada

Dificultad para controlar la producción de gas o agua.

Imposibilidad de una estimulación selectiva.

La limpieza no es eficiente.

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-11

Page 360: Manual WellCap IADC

El revestidor se asienta a través de la formación productora y se cementa. Posteriormente, se cañonea para establecer comunicación entré el hoyo y la formación.

CompletaciCompletacióónn a Hoyo Revestido y a Hoyo Revestido y CaCaññoneadooneado

ZONA ZONA PRODUCTORAPRODUCTORA

ZONA ZONA PRODUCTORAPRODUCTORA

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-12

Page 361: Manual WellCap IADC

Ventajas de la Completación a Hoyo Revestido y Cañoneado

Existen facilidades para completación selectiva y para reparaciones en los intervalos productores.

Mediante el cañoneo selectivo se puede controlar con efectividad la producción de gas y agua.

La producción de fluidos de cada zona se puede controlar y observar con efectividad.

Es posible hacer completaciones múltiples.

Se pueden realizar estimulaciones selectivas y se puede profundizar el hoyo, aunque con un diámetro menor.

Se pueden hacer adaptaciones para control de arenautilizando camisas ranuradas y empaques con grava.

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-13

Page 362: Manual WellCap IADC

Desventajas de la Completación a Hoyo Revestido y Cañoneado

Se requiere análisis preciso de los registros y control de la profundidad.

El cañoneo de zonas de gran espesor puede ser costoso.

Reducción del diámetro efectivo del hoyo y de la productividad del pozo.

Requiere un buen trabajo de cementación en los intervalos productores.

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-14

Page 363: Manual WellCap IADC

Mecanismo de ProducciónEs el mecanismo natural o artificial que permitirá la

producción de las arenas seleccionadas en forma individual o conjunta. Su producción dependerá de las características de dichas arenas, así como su presión de yacimiento

Tipos de Completaciones o Terminaciones

MécanicasSencillaSelectivaTérmicaDoble

EspecialesProfundo, desviados ó horizontales, para inyección e

vapor, agua y/o gas, pozos con crudo ácidos (H2S, CO2)

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-15

Page 364: Manual WellCap IADC

Completaciones

Mecánicas

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-16

Page 365: Manual WellCap IADC

Desarrollar en forma acelerada los yacimientos a menor costo, ya que las mismas permiten producir varias arenas usando dos ó más tuberías de producción.

Completación

Doble

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-17

Page 366: Manual WellCap IADC

Tecnología aplicada en áreas donde se requiere optimizar los procesos de producción

Diseño donde el diámetro interno de la tubería de producción es igual o mayor que la camisa de producción a lo largo de su longitud total.

Completaciones

Monobore

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-18

Page 367: Manual WellCap IADC

Profundos / cretProfundos / cretááceosceosAltamente desviados / HorizontalesAltamente desviados / HorizontalesPara inyecciPara inyeccióón de vaporn de vaporPara inyecciPara inyeccióón de agua y/o gasn de agua y/o gasPozos con crudos Pozos con crudos áácidos ( H2S, CO2)cidos ( H2S, CO2)

Completaciones

Especiales

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-19

Page 368: Manual WellCap IADC

368

368

Halliburton

Flow

MeterHalliburtonHalliburtonFlowFlow

MeterMeter

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

Completaciones InteligentesLas completaciones inteligentes (CI) son sistemas integrados de

sensores y dispositivos controlados remotamente, colocados en forma permanente en el pozo, con la capacidad de recolectar datos en tiempo real y la posibilidad de reconfigurar la arquitectura del pozo, sin intervenciones en el mismo

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-20

Page 369: Manual WellCap IADC

Condideraciones para el Diseño

Revestimiento del HoyoReferida a la forma de proteger el hoyo con la tubería

de revestimiento, de acuerdo con la profundidad y tiposde formaciones productoras

Disposición del Equipo de ProducciónDiseño de los equipos de tuberías, empacaduras, niples

etc., conectadas entre sì a fin de permitir la producciónde las zonas con hidrocarburos

Número de zonas productorasCantidad de lentes productivos, los cuales dependen de

su potencial y su profundidad

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-21

Page 370: Manual WellCap IADC

Consideraciones para el Diseño

Factores AmbientalesAquellos que influyen en el sistema o lo limitan, pero acerca

de los cuales no puede hacerse nada, tales como: ubicacióndel pozo, profundidad, presión, temperatura, configuración, mecanismo de producción

Restricciones del entornoFactores que impiden que el sistema funcione todo el

tiempo, tales como: cementación primaria, daño, conificación, corrosión

Recursos disponiblesElementos que ayudan a que el sistema logre sus objetivos,

tales como: tasa de producción, estimulación, reparacionesfuturas, posible inyección de fluidos, seguridad

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-22

Page 371: Manual WellCap IADC

Equipos más utilizados en una Completación

Tubería de producción

Empacaduras

Mangas o camisas de circulación

Niple de asiento

Válvulas de Gas Lift (Mandriles)

Acoples de flujo

Sensores de fondo

Válvulas de seguridad

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-23

Page 372: Manual WellCap IADC

Equipos utilizados para la Producción del Pozo

Árbol de navidad (Flujo Natural)

Balancin (Bombeo Mécanico)

Bomba electrosumergible

Bomba de capacidad progresiva

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-24

Page 373: Manual WellCap IADC

Muestra de Equipos en una Completación

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Válvulas de seguridad

Mandriles de LAG

Empacadura

Mangas deslizantes

Niple de asiento

Tuberíade Producción

5-1/2”

3-1/2”

2-7/8”

Revestidor 7”

Esquema para Revestidor

de 7”

Niples Sellantes

VI-25

Page 374: Manual WellCap IADC

SecciSeccióón Bn B

O.C.T O.C.T

SecciSeccióón An A

O.C.T O.C.T

SecciSeccióón Bn B

O.C.T O.C.T

SecciSeccióón Bn B

O.C.T O.C.T

SecciSeccióón Bn B

O.C.T O.C.T

SecciSeccióón An A

O.C.T O.C.T

SecciSeccióón An A

O.C.T O.C.T

SecciSeccióón An A

O.C.T O.C.T

Árbol de Navidad

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-26

Page 375: Manual WellCap IADC

Bomba Electrosumergble

(BES)

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-27

Page 376: Manual WellCap IADC

Bomba de Cavidad Progresiva (BCP)

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-28

Page 377: Manual WellCap IADC

Bombeo Mecánico

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-29

Page 378: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Razones para un ReacondicionamientoActualmente cuando se realiza una Completación ó

Terminación de un pozo, se diseña tal que se evite ejecutar las actividades de Reacondicionamiento, pero existen varias razones que conllevan a justificar dicho trabajo, a continuación se mencionan algunas de estas:

o Sustituir o reparar equipos dañados (fallas mecánicas)

o Reparar algún daño natural dentro del pozo

o Recompletar otra zona para su producción

o Incrementar

la producción de una zona ya existente

o Convertir el pozo de productor a inyector ó

viceversa.

o Sustituir el equipo de levantamiento artificial

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-30

Page 379: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Razones para un ReacondicionamientoSustituir o reparar equipos dañados (fallas mecánicas)

Los equipos dentro del pozo pueden ser deterioradas por ambientes de: erosión, temperaturas altas o extremas, reacciones químicas o por obstrucción con los fluidos producidos, esto puede finalizar en daño a las empacaduras, mandriles, tubería de producción, bombas, etc, tal que amerite la entrada al pozo

Reparar algún daño natural dentro del pozo

La referencia de daño natural en un yacimiento esta referida a la imposibilidad de que los fluidos contenidos en la roca puedan ser producido, bien por daño de formación cercano al pozo, por producción de arena ópor producción de agua (conificación) o de gas en exceso

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-31

Page 380: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

Daño a la formaciónDaño a la formación

formaciónpozo

revestidor

cemento

zona dañada zona intacta

hoyo

VI-32

Page 381: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Razones para un ReacondicionamientoRecompletar otra zona para su producción

Tal como su nombre lo indica, recompletar otra zona significa el cambio de la zona que originalmente produjo por otra que pudiese estar por ejemplo más arriba y que se encuentra virgen de exposición a la superficie, la razón más común es el agotamiento y por ende el aislamiento de la zona depletada o sin potencial productor de hidrocarburos

Incrementar la producción de una zona ya existente

Esta actividad requiere de operaciones o técnicas especializadas que permitan el incremento sostenido de la producción de la zona existente, dichas técnicas o estimulación podrían ser: acidificación, fracturamientohidráulico, inyección de agua, vapor ó CO2

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-33

Page 382: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Razones para un ReacondicionamientoAbandonar un pozo o taponar una formación

Existen varias razones para aplicar este tipo de reacondicionamiento, por mencionar algunos de ellos: prevenir migración de fluidos, aislar zonas depletadas o agotadas, aislar zona productoras de agua, taponar zona para uso del pozo con otros fines o para recompletar nueva arenas

Sustituir la producción natural por levantamiento artificialSin un yacimiento carece de la energía suficiente para

producir hidrocarburos a una tasa rentable, puede ser requerido implementar un levantamiento artificial tal que garantiza una producción, estos podrían ser con el uso de bombas de succión, electrosumergibles, hidráulicas o usando para tal fin gas lift

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-34

Page 383: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Tipos de ReacondicionamientoDurante la vida productiva de un pozo y dada una de las

razones para la realización de un trabajo de reacondicionamiento, se pueden presentar distintos tipos los cuales estarían asociados a su vez con equipos disponibles en los taladros o equipos adicionales, los cuales se hacen necesarios al momento de tomar la decisión de realizar esta actividad, estos tipos de reacondicionamiento serían:

o Reacondicionamiento convencional

o Reacondicionamiento interno ó

concéntrico

o Reacondicionamiento con cable de acero (wireline)

o

Reacondicionamiento con una unidad o camión de bombeo

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-35

Page 384: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Tipos de ReacondicionamientoA fin de enumerar aspectos de interés y equipos

involucrados en estos Tipos de Reacondicionamiento,mencionaremos a continuación una breve descripción de las actividades operacionales principales y los equipos que se requieren

Reacondicionamiento convencionalActividades generales:

Matar o ahogar el pozoRealizar pruebas de descarga de presiónRetirar árbol de navidad (christmas tree)Instalar equipos de seguridad (BOP´s) y realizar

pruebas convencionalesUtilizar alguna tubería como sarta de trabajo

para realizar el reacondicionamiento

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-36

Page 385: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Tipos de ReacondicionamientoReacondicionamiento convencional

Equipos a utilizar:Impiderreventón anularImpiderreventón de arietesMúltiple de estrangulamientoUnidad acumuladora de presión (koomey)Válvulas de seguridad en la mesa de trabajoTanque de viaje o calibrado

A continuación se muestra el tipo de Taladro que se utiliza para este tipo de Reacondicionamiento convencional

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-37

Page 386: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Tipos de ReacondicionamientoReacondicionamiento convencional

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-38

Page 387: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Tipos de ReacondicionamientoReacondicionamiento interno ó concéntrico

Actividades generales:Realizar el trabajo a través del árbol de navidad y

de la tubería de producciónDe ser necesario, puede utilizarse una tubería

continua (coiled tubing) de pequeño diámetroLiberar presión en caso de existirInstalar un conjunto de BOP´s por encima del

árbol

Equipos a utilizar:Impiderreventón anular y de arietesMúltiple de estrangulamiento y válvulas chicsansAcumuladores de presión o bombas manualesVálvulas de seguridad en la mesa de trabajo

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-39

Page 388: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Tipos de ReacondicionamientoReacondicionamiento interno ó concéntrico

Unidad de Coiled

Tubing

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-40

Page 389: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Tipos de ReacondicionamientoReacondicionamiento interno ó concéntrico

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

Unidad de Coiled

Tubing

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Page 390: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Tipos de ReacondicionamientoReacondicionamiento con cable de acero (wireline)

Actividades generales:Realizarlo a través del árbol de navidadUtilizar cable de acero (wireline) en lugra de

sarta de trabajoLiberar presión en caso de existirInstalar un lubricador

Equipos a utilizar:Ensamblaje de empaqueInstalar un lubricadorVálvulas impiderreventones especiales para uso

con cableBomba pequeña manualVálvulas de seguridad en la mesa de trabajo

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

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Page 391: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Tipos de ReacondicionamientoReacondicionamiento con cable de acero (wireline)

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

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Page 392: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Tipos de ReacondicionamientoReacondicionamiento con una unidad o camión de

bombeo

Actividades generales:Realizarlo a través del árbol de navidadLiberar presión existenteUtilizar la tubería de producción como sarta de

trabajoUtilizar la unidad para matar el pozo

.Equipos a utilizar:

Camión bomba convencionalBomba principal y motorVálvula para el alivio de la presiónLíneas de bombeo probadas

Válvulas de trabajo y válvula chicsans

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

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Page 393: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Tipos de ReacondicionamientoReacondicionamiento con una unidad o camión de

bombeo

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

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Page 394: Manual WellCap IADC

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Fluidos de Completación y Reacondicionamiento

DefiniciónUn fluido de completación se utiliza en el momento

de la completación o recompletación de un pozo y representa un control principal ó primario durante dichas operaciones.

A diferencia del mencionado anteriormente, los fluidos de reacondicionamiento se utilizan durante operaciones tales como la operación de matar a través de la tubería de producción, para desplazamiento del fluido de empaque, para el lavado de las escamas óescombros en la tubería de producción y para llevar las píldoras para pérdida de fluido hacia los orificios obtenidos luego de un cañoneo

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Page 395: Manual WellCap IADC

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Fluidos de Completación y Reacondicionamiento

DefiniciónLos fluidos de reacondicionamiento ofrecen presión

hidrostática para el control principal ó primario de pozo y contribuyen igualmente a sacar los ripios, escamas, arena y contaminantes existentes en el hoyo

Así como los fluidos de completación, los fluidos de reacondicionamiento se han diseñado para minimizar el daño al intervalo productor seleccionado, a menos que se haya decidido abandonar dicho intervalo, esto se traduce en la garantía del uso de un fluido limpio

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Page 396: Manual WellCap IADC

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Fluidos de Completación y Reacondicionamiento

FuncionesLas funciones de los fluidos de completación y

reacondicionamiento se pueden clasificar en dos categorías básicas:

o Funciones activaso Funciones de prevención.

Las funciones activas comprenden la remoción de los materiales a través del pozo, creando una fuerza óresistiendo a fuerzas y transfiriendo la energía ó calor

Las funciones de prevención abarcan inhibir óimpedir la corrosión, cualquier acción bacteriana ó el daño a la formación, entre otras funciones

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Page 397: Manual WellCap IADC

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Fluidos de Completación y Reacondicionamiento

FuncionesLas funciones activas incluyen:

o Control principal o primario de pozo.

o

Circulación y desplazamiento para la remoción de material no deseado y facilitar la colocación ó

circulación del cemento, ácido, píldoras para matar pozos, píldoras gelificadas

ó

arena para realizar un fracturamiento.

o Enfriamiento y lubricación.

o

Operación de las herramientas y equipos de fondo (ej: facilitar la operación de empacaduras

activadas hidráulicamente)VI-49

Page 398: Manual WellCap IADC

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Fluidos de Completación y Reacondicionamiento

FuncionesLas funciones de prevención de los fluidos de

completación y reacondicionamiento incluyen:

o

Minimizar las pérdidas de fluido hacia la formación posible causa de una arremetida ó

amago (kick)

o

Mantener la estabilidad en el tiempo y a diferentes temperaturas.

o

Evitar el daño a la formación, como el causado por el cambio de humectabilidad

o

Evitar la acción de bacterias en el fluido y en la formación, así

mismo evitar la corrosión de los equipos instalados en la completación

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Page 399: Manual WellCap IADC

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Fluidos de Completación y Reacondicionamiento

Propiedades de los FluidosEl ingeniero de fluidos selecciona los diferentes

componentes para un fluido de completación ó de reacondicionamiento, tal que pueda cumplir con las funciones deseadas para cada pozo

El ingeniero de fluidos determina si un fluido cumple con los requerimientos del trabajo y para ello debe medir las siguientes propiedades:

DensidadViscosidadTurbidezpHTemperatura de cristalizaciónTasa de pérdida del fluido

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Page 400: Manual WellCap IADC

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Fluidos de Completación y Reacondicionamiento

Componentes de los FluidosEstos fluidos como todos los fluidos, están constituidos por

un fluido base y un agente densificante. A fin de ajustar a las características específicas del pozo, se hace necesario acondicionarlo y para ello se seleccionan un grupo de aditivos

El Ingeniero de fluidos asignado, puede utilizar un fluido de base aceite ó uno de base de agua, igualmente puede utilizar una salmuera limpia ó quizás otro tipo de fluido base. Es importante que se tomen en cuenta dos requerimientos básicos:

o

Tener las características necesarias para el control de pozoo

Proteger la formación contra el daño permanente a su permeabilidad

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Page 401: Manual WellCap IADC

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Fluidos de Completación y Reacondicionamiento

Tipos de Fluidos

El fluido base posee dos componentes básicos los cuales se refieren a: líquidos ó a gas, es importante una condición idónea para la selección de este fluido base

El agua es la menos costosa en comparación con los fluidos base aceite. Ella puede provenir de distintas fuentes, asaber: agua producida (agua salada), agua dulce, agua para consumo humano, agua salobre tratada proveniente de pantanos, lagos ó agua de mar tratada

En el caso del aceite, es más costoso y puede ser petróleo crudo, diesel (gas oil), aceite mineral ó aceite sintético de base vegetal

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Page 402: Manual WellCap IADC

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Fluidos de Completación y Reacondicionamiento

Tipos de Fluidos

Para el caso de fluido base gas, el nitrógeno se combina con agua y un químico que recibe el nombre de surfactante, esto con el fin de crear una espuma estable

Las espumas se utilizan en los reacondicionamiento de pozos cuando existen presiones de formación muy bajas y por lo tanto no pueden soportar el peso de una columna de base de agua

Otro fluido de completación muy utilizado es la salmuera limpia, constituido principalmente por sales químicas, tales como sodio, cloruro, calcio o cloruro de potasio. Este base no contiene materiales sólidos y su utilización es muy frecuente debido a que minimiza el daño a la formación

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Page 403: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Preparación para un ReacondicionamientoExisten algunas diferencias de las actividades de

Completación y Reacondicionamiento con el de Perforación de Pozos, a continuación se mencionan algunas de ellas a fin de prepararnos en este tipo de actividad :

o Existencia de fluidos libres de sólidoso Puede iniciarse con la actividad de matar el pozoo Posible existencia de gas en la tubería y en el anularo Posible daño a la tubería de produccióno

Dependiendo del tipo de trabajo el equipo de control de pozo varíao Posible no existencia de hoyo abierto o muy pequeñoo

Uso probable de Procedimientos de Métodos de Control distintoso Es posible la no existencia de presiones reducidaso El hoyo es fuente segura de hidrocarburos presentes

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

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Page 404: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Preparación para un ReacondicionamientoUn Programa típico de reparación de un pozo, puede

llevar a una serie de pasos los cuales a manera de guía mencionaremos

Es necesario, antes de su ejecución preparar un Programa de Reacondicionamiento, tal que describa de manera detallada el procedimiento a seguir para matar el pozo y todos los dispositivos de control de pozo que se van a utilizar:

Pasos:o Mate el pozoo Asiente el tapón en la cola de la tuberíao

Coloque la tubería para que exista la comunicación anular por encima de la empacadura

(perfore la tubería o deslice la camisa, etc.)

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

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Page 405: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Preparación para un Reacondicionamiento

o

Circule a través de la tubería y el anular para matar con un fluido de mayor pesoo

Instale las barreras (ej: tapones con línea de acero) según se requierao Elimine el árbol de navidado Conecte los BOP´so Recupere los taponeso

Corte la tubería por encima de la empacadura

según se requierao Recupere la tuberíao Recupere la empacadura

de ser posibleo Efectúe el trabajo remedial según se requierao

Termine el pozo según el programa típico. Si el pozo tiene flujo, ejecute entonces la operación para asentar la empacadura

y el desplazamiento para balancear el fluido requerirá

barreras adicionales

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-57

Page 406: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Causas de las Arremetidas o Amagos Es sabido que entender las Causas y las Indicaciones ó

señales de alerta de las Arremetidas ó Amagos puede ayudar al Supervisor de Pozo y a la cuadrilla a evitarlas ó de llegar a producirse por lo menos minimizar su efecto.

A continuación, se presentan las Causas más comunes de las Arremetidas ó Amagos (kick) durante las operaciones de reacondicionamiento, así como las señales de advertencia yrecomendaciones para manejar una arremetida si llegara a ocurrir

La mayoría de las Arremetidas se pueden eliminar de manera segura y óptima, siempre que el Supervisor del Pozo y el personal del piso del Taladro, hagan seguimiento de las operaciones cuidadosamente y comprenden las acciones necesarias que deben tomar en el caso de una Arremetida

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-58

Page 407: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Causas de las Arremetidas o Amagos Evitar las Arremetidas es en definitiva la mejor opción, sin

embargo, conocer las Causas por la cual dicha contingencia se presenta, es el primer peldaño del concepto conocido como Prevención

Como ya hemos discutido, algunas de estas Causas son:

o Densidad insuficiente del fluido o Suabeo

del pozo (swabbing)o Efecto surgencia (pistoneo)o Mal llenado al extraer la tubería de produccióno Pérdida del fluido hoyo abajoo Sin circulación luego de períodos de cierre de pozoo Poca prevención por desactivación de alarmas

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-59

Page 408: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Indicaciones de las Arremetidas o AmagosEl personal del piso del Taladro, debe vigilar las posibles

indicaciones o señales de una Arremetida o Amago. Dichas indicaciones se mencionan a continuación:

o Volumen incorrecto de llenado del hoyo, al sacar la tubería de producción o sarta de trabajo.o

Volumen incorrecto de desplazamiento cuando se introduce la tubería de producción o sarta de trabajoo Aumento en el flujo de pozo durante la circulacióno Ganancia en los tanques.o Indicios de crudo o gas en la superficieo Disminución de la densidad del fluidoo

Incrementos bruscos en el fresado o lavado, o de la velocidad de perforacióno Incremento en la lectura del indicador de pesoo Flujo de pozo con las bombas apagadas

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-60

Page 409: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Tipos de operacionesExisten diferentes operaciones durante un

Reacondicionamiento los cuales pueden provocar una contingencia de Arremetida o Amagos, a continuación se analizan y discuten algunas de estas:

Empacaduras desasentadaso

En una Completación

pueden existir diferentes tipos de empacaduras, algunas de las cuales se extraen o se suelen dejar en el pozo.

Las mismas pueden desasentarse ó

simplemente halarse por los emsamblajes

de los sellos.

o

Una acumulación de los fluidos de la formación puede quedarse atrapado por debajo de ellos. De allí

que, no existirá

una indicación inmediata en superficie de que el gas esta allí

y esto podría tomar al personal por sorpresa

resultando en un Amago

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-61

Page 410: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Empacadura para asentar con cable de acero (guaya) eléctrica

Empacaduras

de tubería Tapón Puente

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-62

Page 411: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

Elementos Sellantes

Cono

Cuñas

Bloque de Fricción

Elementos de las Empacaduras

VI-63

Page 412: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Tipos de operacionesCañoneo

o

Un procedimiento convencional de Cañoneo, es el de exponer la formación a un fluido dentro del pozo libre de sólidos y de baja viscosidad

o

La zona productora cañoneada y su fluidos

contenidos puede tener una condición de balance con respecto al fluido existente en el pozo,

pero en algunos casos se puede inducir el flujo del pozo una vez

realizado el cañoneo

o

Para lo cual, es menester tener en cuenta que de no dejarse los cañones en el pozo, se requiere realizar un viaje lo cual pudiese en ausencia de las barreras

requeridas culminar con la presencia de una contingencia de Arremetida o Amago en este tipo de actividad

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-64

Page 413: Manual WellCap IADC

Métodos de Cañoneo

Por tubería Por revestidor Transportado

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-65

Page 414: Manual WellCap IADC

Método de Cañoneo

Ph <Py

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-66

Page 415: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Tipos de operacionesPesca

o

Existen varias razones de peso por la cual la actividad de Pesca puede traer como consecuencia posibles contingencia de Arremetidas o Amagos

o

Las mismas están asociadas a:

mayor cantidad de

viajes para recuperar lo dejado, posible suabeos

durante la pesca, no tener por donde realizar la circulación, tiempo de período más largos sin circular el hoyo ó

un efecto surgencia hacia el hoyo

o

De allí

que, todas estas razones son justamente una oportunidad para que los fluidos de la formación se presenten en una situación donde la sarta esta lejos del fondo ó

quizás fuera de el, ó

simplemente se hace imposible circularlos a la superficie

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-67

Page 416: Manual WellCap IADC

BLOQUE DE IMPRESIÓN PESCANTES TIPO SPEAR

ARPONES

PESCANTE MAGNÉTICO

TAPER TAP

Pescantes Internos

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-68

Page 417: Manual WellCap IADC

PESCANTES TIPO OVERSHOT DIE COLLAR

Pescantes Externos

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-69

Page 418: Manual WellCap IADC

ZAPATAS FRESADORAS

JUNK MILL’s

Herramientas Fresadoras

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VI-70

Page 419: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Tipos de operacionesLimpieza de rellenos en el hoyo

o

Una de las actividades rutinarias en un Reacondicionamiento de Pozos es el retirar un relleno del hoyo.

Dicho relleno puede ser producido por: arenas poco consolidadas, partículas de restos de cañoneo, pruebas ó

de un empaque con grava

o

En ocasiones, este impedimento de continuar con el Programa la mayoría de las veces se realiza su limpieza sin incidentes y de manera rápida

o

En caso de limpiar un puente de sólidos lejos del fondo del pozo, pueden existir fluidos de la formación debajo y de manera entrampada,

tal que la presión hidrostática por encima de la sarta sea inadecuada para sostener dichas presiones, formándose así

una contingencia de Arremetida ó

Amago (kick)

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-71

Page 420: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Cierre del pozo en trabajos de RA/RCLa importancia de contener una Arremetida se traduce en

tener un mínimo del volumen del influjo. Esto dado que arremetidas de gran volumen conducen a elevadas presiones de pozo y en superficie

Los Procedimientos de Cierre o contención pueden variar, dependiendo del tipo de equipos en uso y la operación que se esté realizando en el momento de la Arremetida ó Amago, es decir, circulación en el fondo o un viaje

A continuación, se explican los Procedimientos de Cierre que se aplican en un equipo convencional para reacondicionamiento. Dado las condiciones del pozo, se recomienda realizar un Cierre Duro es decir el estrangulador en posición cerrada, aunque en este tipo de actividad no es común asignar un nombre al cierre del pozo

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-72

Page 421: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Cierre del pozo en trabajos de RA/RC

Procedimiento con circulación en el Fondo

Levantar la sarta de trabajo del fondo sin apagar la (s) bomba (s) del fluido en uso, colocarla a nivel de la mesa rotaria

Parar la (s) bomba (s) y observar si existe flujo

Si el pozo fluye, cierre el impiderreventón (BOP´s) anular ó en su defecto el de arietes de tubería

Abrir la válvula que está en la línea del estrangulador(choke line) ó sea la HCR ó en su defecto la válvula mecánica allí situada

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-73

Page 422: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Cierre del pozo en trabajos de RA/RC

Procedimiento con circulación en el Fondo

Registrar las presiones de cierre, a saber:

PCTP (SIDPP)PCR (SICP),Ganancia en los tanques

Notificar al Supervisor del Pozo sobre el cierre y sobre cualquier otro evento de interés

Prepararse para tomar la acción del Control del Pozo

Nota: Para este Cierre es necesario que los equipos BOP´sestén instalados en el trabajo de Reacondicionamiento

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-74

Page 423: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Cierre del pozo en trabajos de RA/RC

Procedimiento durante un viaje

Detener el viaje y colocar la sarta de trabajo a nivel de las cuñas de tubería (lista para el enrosque)

Instalar una válvula de seguridad de máxima abertura (kelly cock) en posición abierta en la sarta de trabajo, luego cerrar dicha válvula

Si el pozo fluye, cierre el impiderreventón (BOP´s) anular ó en su defecto el de arietes de tubería

Abrir la válvula que está en la línea del estrangulador(choke line) ó sea la HCR ó en su defecto la válvula mecánica allí situada

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-75

Page 424: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Procedimiento durante un viaje

Registrar la presión de cierre, a saber:

PCR (SICP),Ganancia en los tanques

Notificar al Supervisor del Pozo sobre el cierre y sobre cualquier otro evento de interés

Prepararse para tomar la acción del Control del Pozo,pero antes debe conectar un dispositivo que permita leer la PCTP (SIDPP) y para ello debe abrir la válvula HCR

Nota: Para este Cierre es necesario que los equipos BOP´sestén instalado en el trabajo de Reacondicionamiento

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-76

Page 425: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Técnicas o Métodos de Control del PozoLos procedimientos para el Control del Pozo, se conocen con

el nombre de: Control de Pozos en Circulación, esto no solo porque se utiliza una bomba, sino también porque existe toda una ruta de circulación para los fluidos, bien sea hacia abajo por la tubería de producción y de regreso hacia arriba por el anular o viceversa

Para acceder a esta ruta se utiliza un estrangulador (choke) ajustable para controlar la presión manométrica correcta a fin de mantener constante la presión de fondo ó en ocasiones ligeramente superior a la presión de la formación

Para el caso de Reacondicionamiento, el procedimiento a aplicar con lleva en ocasiones a realizar el Control sin Circulación, para lo cual la ruta antes mencionada será a nivel de separación de los fluidos de la formación

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-77

Page 426: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Técnicas o Métodos de Control del PozoA continuación, se mencionan algunos de estos Métodos,

los cuales muchos de ellos fueron discutidos en el Módulo correspondiente, incluyendo su procedimiento y sus distintas formulaciones

Sin circulación:o Forzamiento de Fluido (Bull Heading) o Método de presión constante en la tuberíao Método Volumétricoo Lubricación y Purga

Con circulación:o Método de Esperar y Pesar (Ingeniero)o

Método de presión de bombeo constante (SIDPP = 0)o Método de circulación inversa (anular –

tubería)

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-78

Page 427: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Técnicas o Métodos de Control del Pozo

Fluido de Control o de matar

Fluidos producidos Empacadura

Bull Heading

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-79

Page 428: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Técnicas o Métodos de Control del PozoInformación previa para la aplicación de los Métodos

Antes de iniciar cualquier trabajo de Control ó de Matar, es necesario recopilar algunos datos de interés, a continuación se mencionan algunos de estos:

Información del hoyo:Diámetros externos e internos y longitud de la

sarta de trabajoResistencia al Colapso, Estallido, Tensión de la

sarta de trabajo De existir, posición de los cañones en TVD y en

MD, estado de los mismos en cuanto a capacidad para fluir ó no, daño, etc

Diámetro interno y propiedades mecánicas del revestidor (estallido), en caso de empaque, profundidad, tipo, densidad del fluido de empaque

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-80

Page 429: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Técnicas o Métodos de Control del PozoInformación previa para la aplicación de los Métodos

Información de presiones:Presión nominal en el cabezal del pozoPresión de la formaciónPresión de fracturaPresión máxima permitida del revestidor

Es importante elaborar una estrategia que conlleve a una selección óptima del Método a aplicar de acuerdo al tipo de Reacondicionamiento que se este llevando a cabo y el tipo de operación existente

Esto garantizará que la operación de Control ó de Matar sea satisfactoria y pueda retomarse las actividades previstas para optimizar el proceso de producción futura del pozo luego de reacondicionarlo

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-81

Page 430: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Problemas durante el Control de PozoEn ocasiones durante el Control del Pozo, se presentan

algunos inconvenientes los cuales hay que afrontar a fin de restablecer directamente el control de la operación

A continuación, se presenta un análisis y discusión de dichos problemas:

Estrangulador (choke) lavado (erosionado)o

Una forma de detectar el lavado o erosión de un estrangulador, es la de observar que el cierre no es efectivo en cuanto a la paralización de flujo a través del múltiple,

para lo cual la solución inmediata es activar el estrangulador secundario maniobrando las válvulas correspondientes para este direccionamiento

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-82

Page 431: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Problemas de Control de PozoEstrangulador (choke) ltaponado

o

Para el caso de un estrangulador taponado, el indicativo más directo es el incremento de la presión del revestidor

y posteriormente un incremento en la presión de bombeo,

lo cual representa un daño para el pozo por las limitaciones de la presiones internas del mismo

o

La solución inmediata es detener las bombas y cambiar de forma inmediata al estrangulador secundario

con el debido manejo de las válvulas para su direccionamiento

o

Es importante recordar al momento de limpiar el estrangulador taponado, que pudiesen encontrarse presiones entrampadas,

así

como sólidos atrapados los cuales conllevaría a causar lesiones potenciales

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-83

Page 432: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Problemas de Control de PozoFisuras o huecos en la sarta de trabajo

o

Una lenta disminución de la presión de bombeo

al momento de estar realizando una operación de control puede ser confusa para los operadores, esto dado que existen otras indicaciones similares tales como: daño de la bomba en uso, lavado en las conexiones o en el área de las cuñas

o

Una fisura o hueco en la sarta de trabajo, representa una situación que debe ser corregida para continuar con el control del pozo, por lo cual es necesario conocer con exactitud su lugar y por ende remplazar la misma

o

Otro indicación puede presentarse al momento de estar bombeando el fluido con densidad de control, el cual retornaría anticipadamente a la superficie

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-84

Page 433: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Problemas de Control de PozoSarta de trabajo taponada

o

El incremento en la presión de bombeo

cuando una sarta de trabajo esta taponada es la indicación mas inmediata. Dado que no existe comunicación del

interior de la tubería al anular , la presión del revestidor

permanecerá

invariable,

pudiendo en ocasione

s disminuir un poco debido a la reducción del flujo de retorno

o

Para esta contingencia se debe paralizar la bomba y proceder a cerrar el pozo

a través del estrangulador (choke). Una forma de tratar de destaponar, sería la de presurizar la sarta para lo cual se debe realizar con mucho cuidado

o

En caso de no tener éxito, debe iniciarse con el Método Volumétrico

y planificar el cañoneo de la sarta

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-85

Page 434: Manual WellCap IADC

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Problemas de Control de Pozo

En conclusión, cambios inesperados en la presión de bombeo ó en la presión del revestidor deben ser monitoreados continuamente antes de tomar algún tipo de decisión

Es importante siempre observar ambas presiones y evaluar antes de reaccionar. Un movimiento de los valores de ambas presiones (sarta y revestidor) puede ser probable que el problemas sea del lado del revestimiento

En caso de que la presión de la bomba cambie sin alterarse la presión del revestidor, es probable que el problemas este en el lado de la sarta de trabajo

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

VI-86

Page 435: Manual WellCap IADC

Módulo VII

Problemas Especiales

Page 436: Manual WellCap IADC

PROPÓSITO

Este Módulo VI, se discuten y analizan los distintos Problemas Especiales que pueden presentarse antes o durante el manejo de una Arremetida ó Amago (Kick), tal que permita a los Supervisores y al personal presente en el Taladro, identificar, dar respuestas ósolucionar los mismos, a fin que la contingencia sea controlada exitosamente con el fin de retomar los procesos operacionales nuevamente

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Page 437: Manual WellCap IADC

CONTENIDO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Pags

VII-1VII-4VII-7VII-11VII-13VII-15VII-17VII-20VII-20VII-24

-

Módulo VII – Problemas Especiales

• Análisis de problemas especiales

o Presión reducida de bombeo (PRB) no disponibleo Presiones de cierre o Indicadores de fallas mecánicaso Control de pozo con pérdida parcial de circulacióno Control de pozo con pérdida total de circulacióno Cambio de bombas o Taponamiento de los jets o chorros de la barrenao Problemas con el estranguladoro Válvula flotadora en la sarta de perforacióno Guía general en pozos horizontales

• Evaluación final del evento

Page 438: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Presión Reducida de Bombeo no disponible

o

Existen varias ocasiones donde es común encontrarse con que la Presión Reducida de Bombeo (PRB) no ha sido actualizada en días

o

Las propiedades del fluido, algunos de lo

s componentes de la sarta, el tamaño del hoyo y la profundidad del mismo pueden haber cambiado lo suficiente como para no tomar valores los PRB no actualizados

(solo último valor de PRB disponible)

o

Existen procedimientos que nos permiten determinar el valor correcto de esta presión, los cuales se hacen de la siguiente forma:

PROBLEMAS ESPECIALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VII-1

Page 439: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Presión Reducida de Bombeo no disponible

o

Abrir el estrangulador (choke) ligeramente (1/8) certificando que el pozo este fluyendo a través del

mismo, la PCR (SICP) podrá

bajar entre 50 a 100 psi

o

Colocar la bomba lentamente y ajuste el

estrangulador (choke) de manera de mantener

constante

el valor de la PCR (SICP) tomada

o

Aumente la bomba hasta obtener la Velocidad Reducida de Bombeo (VRB) que haya seleccionado y ajuste el estrangulador (choke) para mantener constante la PCR (SICP)

PROBLEMAS ESPECIALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VII-2

Page 440: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Presión Reducida de Bombeo no disponible

o

Una vez colocada la VRB seleccionada, observe la Presión de Circulación

a esa tasa, esta será

la Presión Inicial de Circulación (PIC ó

ICP)

o

Determine la Presión Reducida de Bombeo (PRB) de la siguiente forma:

PRB = PIC –

PCTP

o

Recuerde que la PCTP (SIDPP) debe estar estabilizada, a fin de garantizar que el valor de PRB sea lo más cercano posible a su valor real

PROBLEMAS ESPECIALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VII-3

Page 441: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Presiones de cierre

o

Una vez presente la contingencia de influjo, es necesario asegurarse que las Presiones de Cierre deban ser las correctas

y para ello las mismas deben estar estabilizadas

o

Esto minimizaría los problemas durante las tareas de Control de Pozos, por lo que se recomienda registrar las mismas cada 5 minutos hasta que se estabilicen

o

Existen algunos factores que afectan el tiempo de demora del pozo para alcanzar el equilibrio y las presiones, estos son:

características de la formación y su presión, profundidad, tipo de fluido y tipo de influjo

o

En conclusión, por estos factores es imposible predecir con exactitud

el tiempo de estabilización de las presiones de cierre

PROBLEMAS ESPECIALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VII-4

Page 442: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Presiones de cierre

o

El valor de la Densidad de Control (KMW) se obtiene preferiblemente de la PCTP (SIDPP) una vez se haya estabilizado, también puede tenerse de la PCR (SICP) pero su cálculo depende de otros elementos de exactitud

o

Una entrada de nuevos influjos se tendrá

si al colocar la velocidad reducida de bombeo (VRB) no tengamos estabilizada la PCR (SICP), ya que esta la mantendríamos constante a un valor incorrecto

o

Si los valores finales de las presiones no se tienen estabilizados, podríamos tener un valor de Densidad de Control (KMW) muy poco denso o viceversa, lo cual produciría un nuevo influjo o quizás fracturar la formación

PROBLEMAS ESPECIALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VII-5

Page 443: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Presiones de cierre

o

En general, se asume que las presiones de cierre serán correctas, si se cumplen de manera óptima todos los procedimientos de cierre antes explicados

o

Generalmente el valor de la presión de cierre en la tubería PCTP (SIDPP) es menor que el del revestidor

PCR (SICP),

esto dado que la densidad del influjo (ej: gas) es menor que la densidad del fluido con el que se perfora

o

Si el influjo es líquido y su densidad es mayor que la densidad del fluido con el que se perfora, la presión de cierre en la tubería PCTP (SIDPP) tendrá

un valor mayor que la presión de cierre del revestidor

PCR (SICP), esto es común en operaciones de reacondicionamiento

PROBLEMAS ESPECIALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VII-6

Page 444: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Indicadores de Fallas Mecánicas

o

Una indicación potencial de fallas mecánicas, pueden estar referidas a cambios que ocurren durante el control del pozos con las presiones de la tubería y del revestidor

o

La tabla que se muestra a continuación, muestra como pueden ser identificados algunos de estos problemas y que su basamento esta relacionado con observar el compartimiento de las presiones

o

Es importante recordar, que antes de realizar cualquier movimiento de algún equipo durante el control (ej: estrangulador ó

choke) es necesario interpretar la situación

y se recomienda parar las bombas, cerrar el pozo y anotar las presiones en la tubería y en el revestidor

para proceder a evaluar la situación

PROBLEMAS ESPECIALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VII-7

Page 445: Manual WellCap IADC

PROBLEMAS ESPECIALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Indicadores de Fallas Mecánicas

Problemas Presión en la tubería (psi)

Presión en el revestidor

(psi)Pérdida de Circulación

Estrangulador (choke) taponado

Fuga en el estrangulador (choke)

Orificio ó

Jets taponado

Orificio ó

Jets óerosionado

Hueco en la sarta (washout)

Sin cambio

Sin cambio

Sin cambio

VII-8

Page 446: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Control de Pozo con Pérdida Parcial

o

Una pérdida de circulación, se define como una entrada de fluido desde el pozo hacía la formación, bien por condiciones naturales o bien inducidas

o Estas pérdidas pueden clasificarse como:

Parcial con tendencia a SeveraTotal

o

Una fluctuación en la presión manométrica o una disminución en el nivel de los tanques, representa un primer indicio de una posible pérdida de circulación. Si la pérdida es considerada parcial se pueden intentar varias soluciones que en muchos casos resuelven el problema, a saber:

PROBLEMAS ESPECIALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VII-9

Page 447: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Control de Pozo con Pérdida Parcial

1)

Manteniendo el mezclado de fluido, se debe continuar con el proceso de control, la presión aplicada sobre la zona de pérdida se reducirá

cuando el influjo este por encima de esta

2)

Reduciendo el caudal de circulación seleccionado para el control y estableciendo una nueva presión de circulación disminuirá

las pérdidas por fricción en el espacio anular

3)

En caso de que el influjo se encuentre por debajo de la zona de pérdida, se podría colocar una píldora de fluido pesado para intentar controlar el influjo

y luego solucionar el problema de la pérdida con material especial, es importante tener en consideración que es posible que los orificios de la mecha ó

broca se tapone

PROBLEMAS ESPECIALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VII-10

Page 448: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Control de Pozo con Pérdida Total de retorno

o

Un control de las Arremetidas o Amagos sería eficaz solo si puede circular el pozo, en caso de una pérdida total de retorno puede darse el caso que en todo el pozo haya gas, de allí

que un problema potencial futuro sería un reventón subterráneo

o

El objetivo principal es detener o reducir la pérdida para poder controlar el pozo, para ello debemos identificar la zona de pérdida y una vez identificada puede intentarse lo siguiente:

1)

Una compañía de cementacón

podría intentar colocar un tapón plástico para controlar la zona de pérdida de circulación

PROBLEMAS ESPECIALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VII-11

Page 449: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Control de Pozo con Pérdida Total de retorno

2) Un tapón de barita podrá

aislar el pozo por sobre la zona del influjo y deberá

decantarse una vez desplazado dentro del pozo. En influjos de agua puede demorar más en decantarse que en influjos de gas

3) En influjos de agua, se puede colocar un tapón de gasoil –

bentonita. El gasoil actúa como un

transporte de la bentonita y esta se asienta formando un cemento de arcilla espesa. Este tipo de tapón puede debilitarse con el tiempo, de allí, que cuando se necesita por varios días, es recomendable colocar un tapón de cemento sobre el de bentonita

PROBLEMAS ESPECIALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VII-12

Page 450: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Cambio de bombas

o

La velocidad y caudal seleccionado para el control de un pozo es de vital importancia en dicha operación, de allí

que, cuando se tiene problema con la bomba en uso se debe reemplazar por otra disponible en el Taladro

o

Para realizar el cambio es recomendable tener disponible la velocidad reducida de bombeo o circulación de la bomba a operar y que pueda generar la misma presión reducida de circulación, en caso de no ser así

es necesario recalcular dicho valor y redimensionar los valores finales de presión

o

Para obtener el mejor resultado y evitar la entrada de un nuevo influjo, se recomienda utilizar el siguiente procedimiento:

PROBLEMAS ESPECIALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VII-13

Page 451: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Cambio de bombas

1)

Disminuir la velocidad y parar la bomba manteniendo constante la presión del revestidor

del momento. Cerrar el pozo

a través del estrangulador ó

choke

2)

Colocar la bomba de relevo a la velocidad reducida de bombeo, manteniendo la presión del revestidor

igual a la presión obtenida una vez cerrado el pozo

3)

Observar la presión registrada la cual será

la presión de circulación igual a la anterior ó

recalculada

según sea el caso

4)

Dependiendo la etapa de control, continuar con el mismo y dependiendo el Método de Control que se esté

utilizando realizar los ajustes ó

cálculos necesarios

PROBLEMAS ESPECIALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VII-14

Page 452: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Taponamiento de los jets de la Mecha ó Broca

o

Un incremento repentino de la presión de circulación con poco ó

ningún cambio en la presión del revestidor, es una señal que un orificio ó

jets de la mecha pudiese estar taponado parcialmente

o

Si este es el caso, debemos parar la bomba y cerrar el pozo. Evaluada la situación, se debe colocar la bomba nuevamente y analizar su valor, de ser muy alta dicha presión debemos seleccionar una valor menor de la velocidad reducida de bombeo, recordar que en la 1ra etapa del Método del ingeniero, es necesario corregir la relación de la emboladas contra la presión

para así

continuar con el remanente de la operación y determinar el nuevo valor de la presión final de circulación PFC (FCP)

PROBLEMAS ESPECIALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VII-15

Page 453: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Taponamiento de los jets de la Mecha ó Broca

o

Si el taponamento

de los orificios ó

jets de la Mecha ó

Broca es completo y no se tiene ningún tipo de circulación, se pueden intentar las siguientes acciones:

Si al cerrar el pozo, existe claramente una migración del gas y la misma puede ser considerada alta, podemos aplicar el Método Volumétrico

Se debe prender y apagar la bomba en forma intermitente para tratar de lograr destaponar los jets de la Mecha ó Broca

Una posible solución es perforar un hueco en la tubería ó tratar de volar un jets ó orificios de la Mecha ó Broca

PROBLEMAS ESPECIALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC VII-16

Page 454: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Problemas con el estrangulador ó choke

o

Cuando se circulan partículas abrasivas a alta velocidad a través del estrangulador ó

choke, puede ocasionar una erosión del mismo

lo cual afectaría los valores de presión en la tubería y en revestidor

o

Una manera de identificar sería, una disminución gradual en la presión del revestidor

seguido por una disminución de la presión de la tubería

y los manómetros no responden correctamente al cierre del estrangulador ó

chpke

o

Esto puede generar una situación de desbalance de presión con un aumento adicional en el volumen de los tanques

si no es posible mantener la presión en la tubería de perforación

PROBLEMAS ESPECIALES

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IADC VII-17

Page 455: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Problemas con el estrangulador ó choke

o

Otro problema que se puede presentar es el taponamiento del estrangulador ocurre cuando se circulan a través de él arcillas hinchables y chiclosas, esto se puede identificar por: un aumento gradual de las presiones (tubería y revestidor), incorrecta respuesta manométrica al tratar de regular el estrangulador ó

choke, ruido y vibración ocasionado por dichas partículas

o

Presentes los problemas con el estrangulador, se recomienda ejecutar las siguientes acciones:

Parar las bombas y cerrar el pozo inmediatamente

Aislar el estrangulador ó choke en uso a través del conjunto de válvulas del múltiple

PROBLEMAS ESPECIALES

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IADC VII-18

Page 456: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Problemas con el estrangulador ó choke

Si se dispone de otro estrangulador ó choke, se debe alinear las válvulas del múltiple para utilizarlo y continuar con las operaciones de control

De no disponer de otro estrangulador ó choke, se debe reparar el dañado para luego continuar con las operaciones de control

Se recomienda durante este tiempo observar las presiones principalmente la del revestidor, un incremento abrupto es indicativo de la migración del influjo en caso de ser gas, para lo cual debemos evaluar y estar preparados para tomar nuevas acciones de Control

PROBLEMAS ESPECIALES

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IADC VII-19

Page 457: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Válvula flotadora en la Sarta de Perforación

o

A fin de evitar el efecto de tubo en “U”

entre el anular y la tubería, muchas empresas utilizan una válvula flotadora colocada en la sarta de perforación

para cuando se realizan trabajos con presión, en pozos direccionales ó

al utilizar herramientas de medición mientras se perfora (MWD)

o

Otra política es utilizarla en diferentes intervalos del pozo, más que todo donde se esperen altas tasas de penetración (ej: hoyo superficial), para lo cual en caso de tener un influjo la presión de la tubería sería igual a cero

y se hace necesario conocer su valor para realizar los cálculos involucrados en la selección del Método de Control. A continuación, se mencionan varias formas de conocer dicho valor

PROBLEMAS ESPECIALES

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IADC VII-20

Page 458: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Válvula flotadora en la Sarta de Perforación

o

Presurizar la tubería de manera escalonada con pequeños incrementos de presión, arrancando y parando la bomba. La presión en la tubería aumentará

en cada encendido y perderá

presión si se abre la válvula flotadora. Este último valor representa la presión de cierre en la tubería de perforación PCTP (SIDPP)

o

Utilizando bombas especiales para Cementación, presurizar lentamente la tubería de perforación

vigilando el manómetro de presión, cuando se abra la válvula puede notarse una pequeña disminución de dicha presión interna y un ligero aumento en la presión del revestidor

PROBLEMAS ESPECIALES

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IADC VII-21

Page 459: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Válvula flotadora en la Sarta de Perforación

o

Coloque la bomba

a la velocidad reducida de bombeo, manteniendo la presión en el revestidor

PCR (SICP).

Una vez obtenido dicho valor de emboladas (strokes) seleccionadas para el control, observe la presión en el manómetro esta sería la presión inicial de circulación PIC (ICP) y luego reste el valor de presión reducida de bombeo PRB y se obtendrá

el valor de la presión de cierre en la tubería de perforación PCTP (SIDPP)

PCTP (SIDPP) = PIC –

PRB

o

Con una bomba para Cementación operada a bajas emboladas (strokes) debe bombearse a un equivalente de 1 ½

bpm,

luego detener la bomba y observar la presión en el revestidor

PCR (SICP).

PROBLEMAS ESPECIALES

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IADC VII-22

Page 460: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Válvula flotadora en la Sarta de Perforación

o

Repetir hasta que abra el flotador y será

cuando el valor de la presión de cierre del revestidor

PCR (SICP) aumente ligeramente. La presión de cierre de la tubería de perforación PCTP (SIDPP) se obtiene restando el incremento de la presión del revestidor

PCR (SIDPP) al valor observado en la tubería, luego purgar la presión en exceso del revestidor

hasta alcanzar su valor original o dentro de una margen de 100 psi

PROBLEMAS ESPECIALES

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IADC VII-23

Page 461: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Guías de Control de Pozos Horizontales

o

Esta sección tiene como propósito, marcar las diferencias que pueden existir en relación con las Operaciones de Control de Pozos Horizontales o de Alto Ángulo con respecto a los Pozos Verticales

o

Igualmente, se analizan y se darán recomendaciones

sobre la Prevención y Detección de las Arremetidas o Amagos (kick), Cierre de Pozo y la Migración del Gas, sobre las diferentes Operaciones de Control y las Arremetidas de Gas Libre

o

Todo esto con el fin de tomar acciones que vayan al Control óptimo del Pozo y evitar así

complicaciones de mayor grado en esta contingencia

PROBLEMAS ESPECIALES

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IADC VII-24

Page 462: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Guías de Control de Pozos Horizontales

Prevención de arremetidas ó Amagos (kick)o

En la Prevención y Detección para este tipo de pozo, se pueden utilizar las mismas técnicas que para los Pozos Verticales, sin embargo, existen algunas diferencias que hay que tomar en cuenta:

La intensidad de la Arremetida ó Amago (kick) es mayor debido a la mayor exposición de la sección del pozo en la formación productora

Los efectos ó presiones de suabeo y surgencia son mayores en este tipo de pozo, de allí que, es importante cuidar: la reología de los fluidos, la velocidad de sacada la cual debe ser menor que la de pozos verticales y el llenado del pozo

PROBLEMAS ESPECIALES

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IADC VII-25

Page 463: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Guías de Control de Pozos Horizontales

La densidad equivalente de circulación (ECD) es mayor en pozos horizontales o de alto ángulo, de allí que, al detener la circulación existe una mayor reducción de la presión equivalente de fondo

Cierre del Pozo y Migración de Gaso

En relación con el Cierre del Pozo y la Migración del Gas

es importante tener en cuenta lo siguiente:

Se recomienda el Cierre del Pozo Rápido para minimizar el Volumen de la Arremetida óAmago (kick)

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IADC VII-26

Page 464: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Guías de Control de Pozos Horizontales

Influjos situadas en la sección horizontal causarán presiones de cierre casi iguales en la tubería PCTP (SIDPP) y en el revestidor PCR (SICP). Valores de PCTP (SIDPP) y de PCR (SICP) iguales a cero no significa que no exista influjo

La formulación utilizada para calcular el Gradiente del Influjo en este tipo de pozo no es correcta, por lo tanto no la utilice

No existe un Método alternativo simple para uso en el campo. Una vez que el influjo de gas pase la sección horizontal se reconocerá por un incremento continuo de la presión del revestidor

PROBLEMAS ESPECIALES

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IADC VII-27

Page 465: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Guías de Control de Pozos Horizontales

Si la sección del hoyo, tiene un ángulo menor de 90°, existe la posibilidad de migración del gas durante el cierre del pozo. En general, el valor de la velocidad de migración se desestima

Se puede considerar que no se produce migración si:

.-

El ángulo del hoyo es mayor de 90°

ó

más

.-

El gas se disuelve en un fluido base aceite

.-

El gas está

atrapado como pequeñas burbujas en el fluido debido a la alta fuerza de gel

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IADC VII-28

Page 466: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Guías de Control de Pozos Horizontales

Operaciones para Controlar el Pozoo

En las operaciones de Control de este tipo de Pozo, es conveniente resaltar que el Método del Ingeniero no presenta grandes ventajas sobre el Método del Perforador

o

El fluido con densidad de Control (KMW), no reduce las presiones en la zapata y en la superficie, solo hasta que abandone la sección de alto ángulo u horizontal

o

Es posible que ya el gas haya entrado al revestidor

ó

haya salido del pozo, de allí

que no hay que esperar que la Densidad de Control (KWM) este lista, se puede comenzar con el Método del Perforador y luego cambiar al del Ingeniero cuando se tenga su valor

PROBLEMAS ESPECIALES

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IADC VII-29

Page 467: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Guías de Control de Pozos Horizontales

Arremetidas ó Amagos de Gas Libre en la Sección de Hoyos mayores de 90°

o

Arremetidas ó

Amagos de Gas Libre producidas en estas secciones del hoyo, presentan el problema de quedar atrapada en el fondo del pozo cuando la circulación es detenida

o

Mejores prácticas y estudios de casos reales han demostrado que el gas permanecerá

atrapado a menos que la velocidad anular producida con el caudal seleccionado para el Control del Pozo produzca valores entre 100 a 150 pies/min, los cual son valores mayores que los reducidos utilizados normalmente en operaciones de Control

PROBLEMAS ESPECIALES

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IADC VII-30

Page 468: Manual WellCap IADC

Problemas Especiales

Guías de Control de Pozos Horizontales

Arremetidas ó Amagos de Gas Libre en la Sección de Hoyos mayores de 90°

o

Se recomienda incrementar gradualmente las tasas de circulación por un corto período

hasta sacar el gas atrapado

o

Dependiendo del volumen del influjo y de la longitud de la sección del hoyo, este procedimiento quizás sea necesario repetirlo varias veces hasta logra el objetivo

o

Si el procedimiento no extrae todo el gas atrapado, se debe considerar la posibilidad de realizar un forzamiento (bull

heading) directo a la formación expuesta

PROBLEMAS ESPECIALES

CI-PACP-S-S -

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IADC VII-31

Page 469: Manual WellCap IADC

…En tiempos

de cambiosaquellos

que

aprenden

continuamente

heredanel futuro...

…Los que

consideranque

ya

todo

lo han

aprendido

se encontrarán

equipadospara

vivir

en un mundo

que

ya

no existe

Eric Hoffer

Muchas Gracias