Descargar para leer sin conexión
![7-17
MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS
Cuando la tubería de perforación está llena del
fluido de control pesado (905 golpes), la presión en
el medidor de la tubería de perforación debería estar
mostrando la Presión de Circulación final (832 psi
[57.37 bar]). Mantenga constante esa presión en el
medidor de presión de la tubería de perforación hasta
que el fluido de control pesado haya circulado por
todo el pozo y se apaguen las bombas después de la
operación de control.
AJUSTES DE PRESIÓN
A medida que se está circulando la surgencia,
mantenga la presión de la tubería de perforación según
la presión programada. de la tubería de perforación.
Una regla general para este tiempo de retraso es de
esperar aproximadamente dos segundos por cada mil
pies de profundidad del pozo. Muchos factores afectan
el tiempo de retraso, entonces sólo se debería hacer
otra corrección después de que haya pasado suficiente
tiempo, si no se nota ningún cambio.
A medida que el gas empieza a salir por el
estrangulador, la presión de la tubería de revestimiento
podría empezar a cambiar.
LA SURGENCIA EN LA SUPERFICIE
En los amagos de gas, primero la presión de
la tubería de revestimiento y luego la presión de la
tubería de perforación (después del tiempo de retraso
para los cambios de un medidor a otro) empezarán a
disminuir a medida que la surgencia empieze a salir
por el estrangulador. Se debe ajustar rápidamente el
estrangulador para hacer que la presión de la tubería
de revestimiento vuelva al valor que tenía antes de
que el gas alcanzara el estrangulador. Es aconsejable
guardar un registro escrito de la presión de la tubería
de revestimiento como referencia. Después de que la
presión de la tubería de revestimiento vuelve al valor
apropiado, y después de que haya pasado suficiente
tiempo para que la presión se estabilice en todo el
sistema, el control vuelve al medidor de la tubería de
perforación para las correcciones de presión que sean
necesarias. Cuando el líquido que sigue a la surgencia
pasa por el estrangulador, empezará a subir la presión
de la tubería de revestimiento. Ajuste nuevamente la
presión de la tubería de revestimiento al último valor
registrado para la misma.
En nuestro ejemplo, tratamos de estabilizar la
presión de la tubería de revestimiento a 1200 psi
(82.74 bar) para mantener la presión de la tubería de
perforación en 832 psi (57.37 bar).
El gas esta saliendo a través del estrangulador, la Presión de casing
También lo hará la presión de la tubería de perforación /
tubería.
Una acción correcta impide un mayor influjo; si la presión
de la tubería de revestimiento empieza a cambiar, ajuste
rápidamente el estrangulador.
Si reacciona correctamente, las fluctuaciones en la presión
de la tubería de perforación/tubería serán mínimas.
No deje que ésto pase, si la presión en la tubería de
revestimiento disminuye.
(832)
Presión de la Tubería
de Revestimiento
Presión de la Tubería
de Perforación
2
(250)
Presión de la Tubería
de Revestimiento
Presión de la Tubería
de Perforación
3
Presión de la Tubería
de Revestimiento
Presión de la Tubería
de Perforación
(832)
4
Presión de la Tubería
de Revestimiento
Presión de la Tubería
de Perforación
(832)
5
24
3000
832 1300
ContadordeGolpesoEmboladas
Bomba
PresióndelaBomba
Tuberíadeperforación/
Tubería/Standpipe
PresióndelEstrangulador
Tuberíaderevestimiento/
CabezadelPozo
Velocidad,Stks/min
Golpes/Emboladas
1
Cuando el fluido
que sigue a la
surgencia pasa
por el
estrangulador,
empezará a subir
la presión en la
tubería de
revestimiento.](https://image.slidesharecdn.com/mtodoscontrolpozosejerciciosyejemplos-231019133106-f3b7316b/85/Metodos-Control-Pozos-Ejercicios-y-Ejemplos-pdf-18-320.jpg)
![7-20
CAPÍTULO7
Ajuste la presión
de circulación de
la tubería de
perforación de la
ICP a la FCP a
medida que los
fluido más densos
son bombeados al
trépano.
A. Presión de Circulación Inicial (ICP)psi = SIDPPpsi + Presión de Tasa de Control (KRP)psi
= 520 + 770
= 1290 psi
Presión de Circulación Inicial (ICP)bar = SIDPPbar + Presión de Tasa de Control (KRP)bar
= 35.85 + 53.09
= 88.08 bar
B. Presión de Circulación Final (FCP)psi = KRPpsi x KMWpsi ÷ OMWppg
= 770 x 13.5 ÷ 12.5
= 832 psi
Presión de Circulación Final (FCP)bar = KRP kg/m³ x KMWpar ÷ OMW kg/m³
= 53.09 x 1618 ÷ 1498
= 57.34 bar
C. El volumen interno de la sarta de perforación )generalmente se expresa en golpes o emboladas de bombeo).
D. Se debe ajustar la presión que está circulando en la tubería de perforación de la ICP a la FCP a medida
que los fluidos más densos se bombean al trépano. Generalmente los ajustes en la presión se calculan como
psi por punto de peso del fluido.
Ajuste por Corrección de la Densidad / presión psi/pt = (ICP - FCP) ÷ ([KMW - OMW] ÷ 10)
= (1290 - 832) ÷ ([13.5 - 12.5] ÷ 10)
= 45.8 psi/pt
Ajuste por Corrección de la Densidad/Presión bar/10 kg/m³ = (ICP - FCP) ÷ ([KMW - OMW] ÷ 10)
= (88.08 - 57.34) ÷ ([1618 - 1498] ÷ 10)
= 0.023 bar/10 kg/m³
Nota: se puede expresar gráficamente el programa de la presión de la tubería de perforación tal como se muestra.
2. La circulación se inicia al bombear el fluido de peso original, tomando los retornos a través del estrangulador
que está controlado como para mantener la presión en la tubería de revestimiento constante tal como se
detalla en la parte de este capítulo sobre Conectar la Bomba.
3. Después de que la bomba haya alcanzado la tasa de control deseada, manteniendo la contrapresión con el
estrangulador, en el valor de la presión de cierre de la tubería de revestimiento estabilizada, anote y registre
la presión de circulación inicial, leyendo por directa, la ICP. Compárela con la ICP calculada y, si existe una
diferencia de más de 50 psi (3.45 bar), investíguela.
4. Manteniendo la presión de la tubería de perforación a la ICP establecida y la tasa de la bomba tal como en
el Paso 3, empiece a agregar peso a las fosas activas. A medida que cada punto de incremento de peso en el
fluido (un punto es igual a una décima de libra por galón) va entrando a la tubería de perforación, se le debe
informar al operador del estrangulador. En el formulario de datos se registra el tiempo y el conteo total de
los golpes de la bomba junto con el nuevo peso del fluido que entra. El número de golpes para que este
fluido más pesado llegue al trépano se calcula (por medio de agregar la capacidad interna total de la sarta
de perforación expresada en golpes de la bomba al total del conteo de golpes cuando se empezó a ingresar
el nuevo peso del fluido) y se registra en la hoja de trabajo. Cuando este fluido más pesado llega al trépano,
se ajusta el estrangulador por la cantidad del Ajuste de Corrección de la Densidad/Presión la cual, en este
ejemplo, es 45.8 psi/pt (0.023 bar/10 kg/m³).](https://image.slidesharecdn.com/mtodoscontrolpozosejerciciosyejemplos-231019133106-f3b7316b/85/Metodos-Control-Pozos-Ejercicios-y-Ejemplos-pdf-21-320.jpg)
![7-28
CAPÍTULO7
PERFORACIÓN BAJO BALANCE UBD)/
PRODUCCIÓN MIENTRAS PERFORA (PWD)
Los pozos UBD o PWD se desvían de las
metodologías estándar para su control, porque
dependen mucho de los equipos de superficie para
mantener el control del pozo, en vez de la presión
hidrostática de la columna del fluido. Se permite que
el pozo fluya, y ese flujo se tolera hasta cierto punto.
Se debe notar que esta técnica no es adecuada para
todas las áreas. Los pozos que tienen un potencial de
flujo elevado o presiones y temperaturas altas deben
ser perforados con las técnicas y procedimientos para
controlar pozos convencionales. La UBD/PWD tiene
varias ventajas:
w Provee información sobre la producción y el
reservorio mientras se perfora.
w Minimiza potenciales daños por la presión
hidrostática o fluido de perforación en la
formación.
w Reduce o elimina las complicaciones en las
potenciales zonas de pérdida de circulación.
La base para la UBD/PWD o sea, perforar
mientras está fluyendo el pozo, se fundó en las técnicas
de perforación con aire. En la UBD/PWD se usan
condiciones de sub balance UBD/PWD (es decir, una
presión combinada hidrostática y circulante menor
que la presión de la formación). En algunas áreas, esto
requiere fluidos de baja densidad, tales como agua,
salmueras o aceites. En formaciones con presiones
por debajo de lo normal se puede inyectar gas
(generalmente nitrógeno) en el sistema de circulación
para reducir la presión hidrostática efectiva.
La perforación continúa cuando se entra en una
formación productora, a no ser que las presiones o
tasas de producción lleguen a ser demasiado grandes.
En este punto generalmente se controla el pozo
utilizando técnicas de control convencionales.
Con la introducción de los equipos de UBD,
perforar mientras fluye el pozo (por tanto, PWD),
se convirtió en una realidad para muchos pozos
horizontales. Mucha de la tecnología UBD/PWD
es la misma que las técnicas de perforar con aire,
con la excepción de los equipos clasificados para
presiones más altas y las instalaciones de producción/
almacenamiento en el lugar.
PERFORANDO SIN RETORNO
Perforar sin ningún retorno es común en muchas
áreas como en la Tiza de Austin debido a las fracturas
en la formación. En algunas áreas, las fracturas son
tan grandes que perforar dos o tres días sin ningún
retorno o con retornos limitados puede ser rutinaria.
Parece que la salmuera de campo es el fluido de uso
preferente dado que se puede echar en la fosa de reserva
o en los tanques de fluidos. Si la salmuera disminuye,
se aminoran las velocidades de la perforación y el
bombeo, hasta que se pueda obtener suficiente agua y
continuar con la perforación normal.
SEPARADOR DE LODO-GAS INADECUADO
En los pozos UBD/PWD los separadores de gas
(separadores de lodo-gas) a veces se sobrecargan y [el
lodo-gas] se escapa a los tanques de separación. Se debe
disminuir el tamaño del estrangulador lentamente
hasta que el gas deja de salir de la línea del flujo del
separador. Si parece que se está descontrolando, se
puede cerrar el pozo y decidir de controlar el pozo.
AMAGO O KICK EXTENDIDO
Extender un amago o una surgencia es una
técnica que en la Tiza de Austin mantiene el pozo bajo
control por medio de perforar mientras que fluye.
Se descubrió que la mayoría de los pozos quedaban
arruinados después de encontrar un amago o kick
porque la manera aceptada era de bombear 10 ppg
(1198 kg/m³) de salmuera por el hoyo para controlar
la presión. Se encontró que aparentemente cada
fractura a través de la Tiza de Austin parecía estar
agotada o con una presión por debajo de la normal.
Al avanzar con la perforación, sin usar ningún fluido
de control pesado y controlando la formación por
medio de usar la contrapresión en el estrangulador,
se podía perforar el pozo hasta la próxima fractura.
Al llegar a la siguiente fractura, que se supone que
tiene una presión por debajo de la normal, la presión
actual invadía la zona agotada, lo cual resultaba en
una reducción en la presión en la superficie. Esta
técnica ha llegado a ser común en algunas áreas que
tienen este tipo de fracturas verticales. Esta es una
técnica que funciona en algunas áreas, pero no en
todas. Los planes para controlar un pozo tienen que
ser específicos para el área y el pozo.
PRODUCCIÓN DE MUCHO PETRÓLEO
Una gran producción de petróleo o gas en un
pozo UBD/PWD puede llevar a complicaciones, pero
esto rara vez es un problema. Se puede cerrar el pozo
hasta que se pueda disponer de más capacidad de
almacenamiento en el lugar o de camiones cisternas
para transportar el petróleo al mercado.
Los equipos para
UBD han hecho
que la perforación
mientras fluye el
pozo una realidad
para muchos
pozos horizontales.](https://image.slidesharecdn.com/mtodoscontrolpozosejerciciosyejemplos-231019133106-f3b7316b/85/Metodos-Control-Pozos-Ejercicios-y-Ejemplos-pdf-29-320.jpg)
![7-31
MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS
CABEZALES GIRATORIOS / DE CONTROL
El cabezal giratorio, originalmente fue diseñado
para perforar con aire con límites operativos en rangos
de baja presión (menos de 500 psi (34.48 bar). Si la
presión se incrementaba más, el operador tendría que
operar a través del espacio anular. Con el incremento
de la actividad de la perforación horizontal UBD/
PWD, se creó la necesidad de cabezales giratorios
o de control que pudieran controlar la presión al
perforar con insuficiente contrapeso. Han ocurrido
varios accidentes con el cabezal giratorio al poner
demasiada presión en la goma de dicho cabezal. Esto
hizo que fuesen necesarios que los cabezales giratorios
y de control, que tenemos hoy en día sean mejores
y mas seguros, de los cuales, varios modelos pueden
sostener una presión estática de hasta 5000 psi (344.75
bar).
Las siguientes son consideraciones especiales para
obtener un rendimiento óptimo de los cabezales
giratorios y de control. Cuando piden estos equipos,
se debería especificar que sean del tipo Kelly.
Generalmente se recomienda mantener por lo menos
un juego adicional de elementos de sellado en el sitio
en todo momento, en caso de tener que reemplazar
uno o más de los mismos. Se recomienda que la unidad
de cierre para el cabezal giratorio sea independiente de
la unidad de cierre principal.
TIPOS KELLY
w Tri-Kelly - El Tri-Kelly es quizás el tipo kelly
óptimo porque tiene tres lados y una esquina lisa y
redondeada, lo cual da una vida de deslizamiento
más larga.
w Hex-Kelly - El Hex-Kelly es más común que el tri-
kelly. Sin embargo, las esquinas filosas sí cortan un
poco la goma del deslizador y acortan su vida de
desgaste.
w Square-Kelly [Kelly Cuadrado] - El Kelly Cuadrado
es quizás el menos deseable. La experiencia en
el campo ha demostrado que es difícil lograr un
buen sellado utilizando esta forma con un cabezal
giratorio.
GOMAS PARA DESLIZAMIENTO (STRIPPING)
w Se usan gomas naturales de deslizamiento para perf-
oración con aire, gas y a base de agua. Están disp-
onibles en diseños para presión alta o presión baja.
w Hay gomas de deslizamiento de poliuretano
disponibles para perforación con fluidos a base de
aceite.
w Se pueden diseñar otros compuestos de elastómeros
a medida, basados en las condiciones y los
requerimientos de operación.
PRUEBAS DE PRESIÓN
Se deben realizar las pruebas de presión siguiendo
los procedimientos de pruebas del fabricante del
cabezal giratorio.
ANULAR DOBLE
Cuando empezó la perforación horizontal, los
cabezales giratorios no eran adecuados para manejar
la presión, entonces los operadores empezaron a usar
el anular doble. Con el avance hacia los cabezales
giratorios para alta presión, el uso de este preventor está
declinando. El anular doble también está restringido
por la altura de la subestructura en muchos equipos
de perforación.
CONSIDERACIONES ESPECIALES -
POZOS CON ÁNGULOS
PRONUNCIADOS / HORIZONTALES Y
UBD/PWD
El representante del operador debe capacitar a
todas las cuadrillas de los equipos de perforación antes
de perforar la curva. Ellos necesitan entender que
quizás se cierre el pozo en cualquier momento y a
menudo parece ser más serio de lo que realmente lo
es. Hay que probar los equipos de superficie antes de
perforar la curva (además de las pruebas normales)
y las cuadrillas deben entender que los equipos para
prevenir los reventones sí funcionarán. Es bueno
mostrarles el informe de la prueba para fortalecer su
confianza. Asegúrese que todos conozcan cuáles son
sus puestos y responsabilidades.
Se deben realizar reuniones oportunas sobre la
seguridad. Las tareas de la cuadrilla para los pozos
horizontales son similares a las de los pozos verticales
En todas las operaciones se requiere seguridad y
en la mayoría los puestos de trabajo durante un
amago o kick son iguales. Por ejemplo, en muchos
pozos UBD/PWD, el representante del operador
generalmente está en el estrangulador, el perforador
está en el freno y el jefe de cuadrilla de perforadores
está en los controles del acumulador. El torrero o
enganchador está en los tanques de separación para
bombear el petróleo y el fluido cuando sea necesario
y para informarle al perforador acerca de cualquier
problema que ocurra. El puesto del motorista es
típicamente en las bombas y la válvula del fluido de
control en caso de alguna emergencia. Los ayudantes
deben ayudar al torrero o motorista, a ver si hay
alguna fuga alrededor de los equipos de prevención
de reventones e informarle al perforador. Si hay un
ingeniero de lodos en el sitio, él puede ayudar al
torrero a cambiar el petróleo y el fluido de perforación
por medio del uso de las bombas.
Asegúrese que los números telefónicos de
Demasiada
presión en el la
goma del cabezal
giratorio puede
causar accidentes
con el cabezal
giratorio.](https://image.slidesharecdn.com/mtodoscontrolpozosejerciciosyejemplos-231019133106-f3b7316b/85/Metodos-Control-Pozos-Ejercicios-y-Ejemplos-pdf-32-320.jpg)
![7-33
MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS
sección sobre los pozos Horizontales y Desviados,
en estas condiciones los incrementos en la fricción
e incrementos en la presión hidrostática no son
lineales (psi/pies [bar/m]).
w Pérdidas por fricción anular. La forma tradicional
de pensar coloca la fricción anular a tasas
de circulación lentas en valores mínimos. Éstas
generalmente se desechan. Sin embargo, con los
diámetros más pequeños, esto puede ser varios
cientos de psi (bar) y deben ser tomados en cuenta.
Esto se puede tratar de manera similar a la fricción
en la línea del estrangulador en los preventores
de reventones submarinos, es decir, la presión del
estrangulador se ajusta más bajo por la cantidad de
fricción.
w Tecnologías de MWD/LWD. Varios arreglos de
instrumentos transmiten la presión de fondo
mientras circula. La diferencia entre la presión
hidrostática y la presión anular de circulación
informada, da la pérdida por fricción anular real.
Esto se trata a igual que arriba.
w Propiedades de los fluidos. Las propiedades de
fricción varían según el tipo de fluido, tiempo de
circulación y velocidad.
Obviamente que si se toma en cuenta todo lo
anterior, una hoja de cálculo electrónico sofisticada
quizás sea más beneficioso que los cálculos típicos
para las hojas de trabajo. En aquellas aplicaciones, o
cuando se puede anticipar que habrán pérdidas, se
deberían considerar hojas de cálculo específicos para
el pozo que toman en cuenta lo de arriba.
CONSIDERACIONES SOBRE LA
TUBERÍA FLEXIBLE (COILED TUBING)
Las técnicas para controlar pozos y los principios
que fueron comentados en este capítulo, por lo general
no están limitados por el tipo de unidad. Según la
geometría del pozo y el tipo de unidad, quizás no sea
necesario hacer ninguna modificación a los cálculos.
Sin embargo, este no es el caso con las unidades con
tubería flexible, que tiene tubería en el carrete en la
superficie. Si se utiliza la técnica de Esperar y Pesar, se
debe aplicar la fórmula para determinar la presión de
circulación en cualquier punto. Quizás requiera varios
barriles (o m³) o varios cientos de golpes bombeados
antes de que el incremento en la hidrostática del fluido
de control empiece a bombearse verticalmente. Esto
resulta en un incremento en la fricción de circulación
a medida que se bombean en la campana del carrete y
a través del resto de la sarta en espiral. El incremento
en la presión hidrostática no ocurre sino hasta que
el fluido de control es bombeado verticalmente por
la tubería flexible al pozo. Se puede usar el siguiente
cálculo (tal como se comentó previamente) para calcular
la presión de circulación en varios puntos.
Presión de Circulación = ICP +
(incremento en la Fricciónpsi/pie or bar/m x MD) -
(Incremento en la Hidrostáticapsi/pie or bar/m x TVD)
Se puede describir el Método Volumétrico como
un medio para proveer una expansión controlada del
gas durante su migración. Se puede usar desde el
momento en que se cierra el pozo después de un
amago o kick, hasta que se pueda poner en marcha
un método de circulación y se pueda usar, para
traer un amago o kick de gas a la superficie sin
usar una bomba. A igual que con otros métodos de
presión constante en el fondo del hoyo, el Método
Volumétrico está basado en los principios de la Ley de
Gas. Cambia la presión por volumen en el momento
apropiado para mantener una presión en el fondo
de hoyo que es igual a, o un poquito más alta que,
la presión de la formación con el amago o kick, sin
exceder la presión de fractura de la formación.
La intención del Método Volumétrico no es la
de controlar el amago de un reventón, sino más bien
es un método para controlar las presiones de fondo
y en la superficie hasta que se puedan iniciar los
procedimientos de control. En los casos de amagos
descomprimidos, se puede usar este método para traer
el influjo a la superficie. Y, siempre y cuando que no
se permita el ingreso de ningún flujo adicional, las
técnicas volumétricas se pueden usar para reemplazar
el gas con fluido para que el pozo vuelva a tener el
control de la presión hidrostática.
Los efectos del gas que va migrando por el hoyo
hacia arriba, ya se ha comentado previamente en este
manual en la Teoría de las Surgencias o Amagos o
también llamados Kick. La preocupación principal es
que el gas que migra puede causar incrementos en la
presión en la superficie, en el fondo y en todo el pozo
que, a su vez, podrían causar la falla de los equipos en
la superficie o de la tubería de revestimiento, o una
falla en la formación con las resultantes pérdidas de
retornos y posiblemente un reventón subterráneo. El
Método Volumétrico reduce estas presiones altas por
medio de una purga sistemática de fluido para permitir
la expansión del gas.
El método vol-
umétrico permite
una expansión
controlada del gas
durante su
migración.
MÉTODO VOLUMÉTRICO PARA
CONTROLAR POZOS](https://image.slidesharecdn.com/mtodoscontrolpozosejerciciosyejemplos-231019133106-f3b7316b/85/Metodos-Control-Pozos-Ejercicios-y-Ejemplos-pdf-34-320.jpg)
![7-35
MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS
Se puede tratar la burbuja de gas que va subiendo
como una presión en la superficie con respecto al
fluido que está debajo de ella. Este concepto también
se puede usar en los cálculos para determinar las
presiones en la burbuja de gas o las presiones en el
fondo del hoyo. La presión del fondo del hoyo es la
suma de la presión de la burbuja de gas en el fondo,
el Pbg, mas la presión hidrostática de la columna del
fluido debajo del gas.
520
820
Ann. = 0.05618 bbl/pie
12.5 ppg
5000'
Ann. = 0.0503 bbl/pie
7450'
10000'
Amago o Kick de gas
FBHP = 7020 psi
Condiciones iniciales
2000
1500
1000
500
20 40 60 80 100
Perfil típico de la presión de la tubería de
revestimiento cuando se puede usar la SIDP para
controlar la FBHP y geometría del hoyo uniforme
Purgar el lodo del espacio anular a una tasa
(Velocidad reducida de bombeo), como para
mantener la SIDP entre 620 a 670 psi
50 psi de Margen para Trabajar
100 psi de sobre equilibrio
El incremento en la presión
del estrangulador es igual a la
disminución en la presión
hidrostática.
Presión mínima del estrangulador para
equilibrar la FBHP
Tamaño De La Burbuja De Gas, Barriles (Kick De Gas + Expansión)
Presión
Del
Estrangulador,
psi
820 SICP
(2) El perfil de la presión en el espacio anular:
Las presiones anulares que se experimentan durante
un procedimiento de control volumétrico correctamente
ejercido serán muy parecidas a las presiones vistas en la
primera circulación en el Método del Perforador.
(3) Fluido para purgar: El Método Volumétrico
permite una expansión de gas controlada para que
no haya ningún influjo adicional y las presiones se
mantengan por debajo de la fractura de la formación.
Esto se hace por medio de purgar cantidades calculadas
de fluidos del espacio anular.
BHP = Pbg + HP del fluido debajo del gas o BHP = Pbg + (Hm x MW x Factor de Conversión)
BHPpsi = Pbgpsi + HPpsi del fluido debajo del gas o BHPpsi = Pbgpsi + (Hmpie x MWppg x 0.052)
BHPbar = Pbgbar + HPbar del fluido debajo del gas o BHPbar = Pbgbar + (Hmmm x MWkg/m³ x 0.0000981)
3. Determinación de la Presión en el Fondo del Hoyo.
(1) BHP = HPlodo - HPinflujo del amago o kick + SICP
o cuando el amago o kick está en posición tal como se muestra en el dibujo en la página 7-34.
BHPpsi = ([TVD - H] X MWppg x 0.052) + Hpie x densidad del gasppg x 0.052) + SICPpsi
BHPbar = ([TVD - H] X MWkg/m³ x 0.0000981) + Hm x densidad del gas kg/m³ x 0.00000981) + SICPbar
Se puede tratar
la burbuja de gas
que va subiendo
como una presión
en la superficie
con respecto al
fluido debajo de
ella.](https://image.slidesharecdn.com/mtodoscontrolpozosejerciciosyejemplos-231019133106-f3b7316b/85/Metodos-Control-Pozos-Ejercicios-y-Ejemplos-pdf-36-320.jpg)
![7-39
MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS
Mida
cuidadosamente
el fluido purgado
del pozo y calcule
su equivalente en
densidad
hidrostática.
En el ejemplo dado, supóngase que la cuadrilla
ha recibido órdenes de bajar hasta el fondo, deslizando
(stripping) antes de poner en marcha un método de
circulación. Durante la operación de deslizamiento,
la tubería estará en movimiento, podría haber una
migración de gas y el fluido se purgaría a través del
estrangulador. Para llevar a cabo esta operación en
forma segura se debe diseñar un plan o programa para
controlar la presión vs el volumen.
Supóngase que el pozo está cerrado con una
presión de 600 psi en la tubería de revestimiento
(Casing). Al diseñar un programa de purga, se escoge
un margen de seguridad y un margen de trabajo.
En este ejemplo nosotros usamos 100 psi (5.89 bar)
para cada uno de los dos. Es decir, no se abrirá el
estrangulador para hacer una purga hasta permitir que
la presión en la tubería de revestimiento suba a 800 psi
(55.16 bar). Durante la primera purga, se mantendrá
la presión en la tubería de revestimiento entre 700 a
800 psi (48.27 a 55.16 bar).
Es necesario medir cuidadosamente cualquier
fluido que se purgue del pozo y estimar su equivalente
en presión hidrostática. Se colocará al menos una
válvula de contrapresión en la tubería para que el
desplazamiento total sea el de la totalidad del diámetro
exterior.
0.00802bbls/pie x 90’ = 0.72 bbls/parada o tiro
0.00412 m³/m x 27.43m = 0.113 m³/parada o tiro
El equivalente del fluido del pozo en presión en la
tubería de revestimiento abierta:
0.65psi/pie ÷ 0.04794bbls/pie = 13.6 psi/bbl
0.14695bar/m ÷ 0.025m³/m = 5.88 bar/m³
El equivalente de presión en el espacio anular de la
tubería de revestimiento/tubería:
0.65psi/pie ÷ 0.04441bbls/pie = 14.6 psi/bbl
0.14695bar/m ÷ 0.02316m³/m = 6.34 bar/m³
Con esta información, se crea un programa
de deslizamiento/purga (vea arriba). Utilizando un
cuadro, los siguientes pasos describen el procedimiento
cuando se desliza la tubería continuamente en el
pozo.
1. Deslice hacia el pozo sin purgar el fluido hasta que la
presión en la tubería de revestimiento se incremente
en 200 psi o 13.79 bar (100 psi [6.89 bar] para el
margen de seguridad y 100 psi [6.89 bar] para el
margen de trabajo) de 600 psi (41.37 bar) a 800 psi
(55.16 bar).bar) to 800 psi (55.16 bar).
2. Una vez que la presión en la tubería de revestimiento
haya alcanzado 800 psi (55.16 bar), la misma se
utiliza como guía para la tasa de purga. En tanto
haya tubería que esté bajando en el pozo, continúe
purgando a una tasa (a un ritmo de purgado) como
para mantener la presión en el estrangulador entre
700 y 800 psi (48.27 y 55.16 bar). Después de
purgar el equivalente de 100 psi (6.89 bar) de presión
hidrostática del fluido por encima del desplazamiento
de la sección cruzada de la tubería, 13.6 psi/bbl,
entonces 100 psi ÷ 13.6 = 7.4 bbls (suponiendo que
hay gas debajo de la tubería) permita que la presión
de la tubería de revestimiento se incremente en otros
100 psi.
3. En este momento, deje de usar la presión de la tubería
de revestimiento como control. A medida que se baja
la tubería en el pozo, purgue cuidadosamente sólo la
cantidad del desplazamiento de la tubería (0.72 bbls
[0.15 m³] por cada 90’ [27.4 m] de parada) a medida
que baja al pozo. Se permite que la presión en la
tubería de revestimiento se incremente. Si la presión
de la tubería de revestimiento no se ha incrementado
por 100 psi (6.89 bar) después de que se baja la
parada o tiro y se coloca en las cuñas, cierre el
estrangulador y arme la siguiente parada o tiro.
Continúe purgando solamente el desplazamiento de
la tubería cuando se baja la parada conectada.
4. Cuando la presión de la tubería de revestimiento
se ha incrementado a 900 psi (62.06 bar), el
MÉTODOVOLUMÉTRICOMIENTRASSEDESLIZA
NoHayExpansión
UseelTanquedeManiobrasparaelControldelVolumen
Sepermitequelapresióndelatuberíade
revestimientoincrementedebidoalamigración,por
mediodepurgarsolamentelacantidaddelodoque
seaigualaldesplazamientototaldelatubería.
(Nosepermitelaexpansióndegas)
Expansión
UseelControldelaPresióndelaTuberíadeRevestimiento
Mantengalapresióndelestranguladorconstantemientras
purga6,1bblsdelododelespacioanular,permitiendoquela
expansióndelgasneutralicelosefectosdelamigración.n
100psi
100psi
100psi
100psi
100psi
1600
1400
1200
1000
800
600
7800
7700
7600
7500
7400
7300
10
10 20 30 40 50
Sepermitelaexpansióndelgas(Bblspurgadosalolargodeldesplazamientodelatubería)
Bleed
Migrate
Presióndelfondodelhoyo
Upperlimitofworkingmargin
Lowerlimitofworkingmargin
csg.pressurereadtobalanceFBHP
Calculate@16.41psi/bbl
7.4bbls.
7.4bbls.
7675psi
100psiWorkingMargin
7575psi
FBHP
100psisobreequilibrio
100psisobreequilibrio
100psidemargendetrabajo
723psiparaequilibrarlaFBHP
7.53bbls
(Haciendostripping)
PresióndelaTuberíadeRevestimiento
MOVIMIENTO DE TUBERÍA BAJO
PRESIÓN / (STRIPPING) Y ALGUNAS
CONSIDERACIONES VOLUMÉTRICAS](https://image.slidesharecdn.com/mtodoscontrolpozosejerciciosyejemplos-231019133106-f3b7316b/85/Metodos-Control-Pozos-Ejercicios-y-Ejemplos-pdf-40-320.jpg)
![7-43
MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS
Pueden surgir varias complicaciones de bajar por
etapas hasta el fondo. Primero, no se puede controlar
el pozo hasta que el amago de reventón esté fuera
del hoyo y se acondicione toda la columna de fluido.
Segundo, si el influjo es gas, migrara, se expandiría
y desplazaría el fluido del pozo, resultando en una
pérdida hidrostática que podría llevar a que un
influjo adicional entre al hoyo. Asimismo, si se corre
demasiada tubería, el fluido pesado desplazado por la
maniobra de la tubería reducirá la presión hidrostática
y puede permitir que el pozo fluya. Si la tubería se
está maniobrando, hasta que se nota que el pozo está
fluyendo, el influjo adicional y las presiones de cierre
más altas pueden causar más complicaciones. Si el
influjo es gas y está por debajo de la punta de la sarta,
el mantener las presiones de circulación programadas
sin usar las correcciones volumétricas para la expansión
del gas puede llevar a un mayor influjo y el desastre.
Se debe hacer hincapié en que los incrementos en los
niveles de los fluidos en las fosas (que no se deba al
desplazamiento de la tubería, el material pesado o los
productos químicos para tratar el sistema de fluidos
durante la circulación) es probablemente debido a la
migración y la expansión del gas.
Deslizamiento es mover una tubería hacia adentro
o hacia afuera de un pozo contra la presión del pozo
cuando la fuerza de esa presión es menos que el
peso de la tubería que se está deslizando. Recuerde
que puede haber un influjo adicional y/o presiones
excesivas si la presión no se controla y se corrige para
el desplazamiento de la tubería que se está deslizando
y la expansión del gas.
Tenga cuidado cuando está deslizando [la tubería].
Si no se mantiene el peso de tubería necesario
(al maniobrarlo hacia adentro o hacia afuera bajo
presión), la tubería puede salir disparada del pozo.
Pueden haber complicaciones con el deslizamiento
debido a que algunos preventores son ayudados en
varios grados por la presión en el hoyo. Asimismo, el
factor de desgaste en los elementos de sellado puede
llevar a una falla de elemento y el venteo de la presión
hasta la plataforma del equipo de perforación. Si
ocurre una fuga en el preventor, esto podría llevar a
una falla rápida de un elemento de sellado y/o del
preventor y podría perjudicar la operación. También
existe la posibilidad de que se abra el preventor
equivocado si la velocidad excede a la precaución.
Se debe ejecutar toda la operación de deslizamiento
cuidadosamente, informando a todo el personal sobre el
mismo y familiarizándolos con sus responsabilidades.
Las políticas y los procedimientos varían para los
deslizamientos. Los procedimientos que se dan aquí
cubren los elementos esenciales del deslizamiento con
equipos que normalmente están disponibles en los
equipos de perforación, aunque por lo general es
mejor conseguir una cuadrilla regular de deslizamiento
(Stripping) o inserción de tubería a presión.
Dependiendo de la presión, la tubería, los collares
y las roscas de unión quizás no se deslicen por su propio
peso, sino que requieren una fuerza para jalarlos
(insertar a presión). Se puede calcular la fuerza que
se requiere para empujar la tubería hacia abajo (hacer
snubbing) a través de los preventores contra las presiones
del pozo y la fricción del preventor, como sigue:
Swt = (0.7854 x D² x P) + F
Donde:
Swt = Peso estimado para deslizar por el hoyo
0.7854 = π ÷ 4
D = diámetro del portamecha más grande o cuplas de
bs en pulgadas (mm) o de goma de preventor
P = presión del espacio anular en psi (bar)
F = peso aproximado de la tubería que debe deslizarse
por la goma del empaque
BPV
Fuerza
Presión
Área
Fuerza del
preventor
de reventones
contra la
Tubería
Fuerza es igual al área x presión
Se debe realizar
el stripping
cuidadosamente,
estando todo el
personal
informado y
familiarizado con
sus responsabi-
lidades.
DESLIZAMIENTO (STRIPPING)](https://image.slidesharecdn.com/mtodoscontrolpozosejerciciosyejemplos-231019133106-f3b7316b/85/Metodos-Control-Pozos-Ejercicios-y-Ejemplos-pdf-44-320.jpg)
![7-44
CAPÍTULO7
Nota: El tipo de preventor, tipo de elemento,
tubería de sellado para toda la área del elemento,
presión de cierre, presión del hoyo, tipo de fluido,
lubricación, condición de la tubería y los elementos
del preventor, todos afectan la fuerza necesaria para
deslizar la tubería por un preventor. Por ejemplo, con
una presión de cierre mínima y sin presión en el pozo
se requieren aproximadamente 2000 libras (907.2 kg)
para mover una tubería de perforación de 5” por un
preventor anular Hydril 13-5/8” cerrado.
El peso de la sarta debe ser mayor que la fuerza
calculada o fuerza que se requerirá para bajar (peso de
inserción con presión). La ecuación muestra por qué
quizás sea necesario empezar la maniobra con unas
paradas o tiros deslizando a través de los arietes, en
vez de con el preventor del espacio anular. Cuando
se usa un ariete para el deslizamiento a través de
ellos, la junta de la herramienta, nunca está en el
preventor, entonces el término D es menor. Basado
en esta ecuación, obviamente es difícil conseguir que
los primeros collares entre en el hoyo si hay algo de
presión anular.
Se han usado cuñas viajeras para empujar la
tubería [en el hoyo]. Esto es peligroso porque la
tubería podría deslizarse hacia arriba y empezar a
descargar fuera del hoyo. Tenga cuidado cuando inicia
las operaciones de deslizamiento. Si la tubería no
es lo suficientemente pesada como para bajar en
el hoyo contra la presión del pozo, tiene que estar
restringida en todo momento al deslizarla, hasta que
tenga suficiente peso para vencer las fuerzas hacia
arriba.
Cuando está deslizando hacia adentro o afuera
del hoyo es necesario tener un flotador o preventor de
reventones interior en la sarta. También debería haber
una válvula de seguridad en la caja abierta a medida
que se jala / baja un tiro o parada. Se pueden usar dos
válvulas de seguridad. Una está en la sarta y la otra
ya sea, se saca de la última junta jalada o se coloca
en la siguiente que va a correr. Estas válvulas deben
estar colocadas en el caso de que falle el flotador
o el preventor de reventones interior, para que se
pueda cerrar la sarta. Se deben dejar las válvulas de
seguridad abiertas para que la tubería no se presurice
imprevistamente.
Los principios de desplazamiento son los mismos
en el deslizamiento /inserción con presión que en
los procedimientos normales de las maniobras, con
excepción de la presión. Cuando está deslizando en el
hoyo, el fluido se desplazará afuera del hoyo y cuando
está deslizando afuera de hoyo, se debe bombear
fluido en el hoyo. Hay que probar los arreglos para
hacer esto antes de comprometerse con las operaciones
de deslizamiento. El desplazamiento es importante
porque una falla en el sistema de desplazamiento
causará ya sea una pérdida de circulación o que
se incremente el tamaño del amago de reventón y
posiblemente podría resultar en ambas situaciones.
Las operaciones de deslizamiento requieren de
excelentes comunicaciones entre el operador del
estrangulador y el perforador. A medida que la rosca
de unión se acerca al piso, el perforador debe informar
al operador del estrangulador que la tubería irá más
lentamente y se detendrá. El operador del estrangulador
debe dictar la tasa general del movimiento de la
tubería, dado que él será responsable por mantener las
presiones lo más cerca posible a los cálculos.
Algunos operadores cierran el banco de
acumuladores y deslizan utilizando las bombas de los
acumuladores para la presión. Esta técnica es mala
dado que las bombas se usan demasiado erráticamente.
Un mejor procedimiento sería el de cerrar la mitad del
banco y mantenerlo como reserva o apagar ya sea las
bombas eléctricas o las de aire y mantener un tipo de
bomba como reserva.
El preventor anular es el mejor cabezal de
deslizamiento que generalmente se encuentra en el
equipo de perforación. Es más rápido y más fácil
de usar el preventor anular que los arietes o una
combinación de ambos. Hay límites y algunos puntos
especiales que hay que verificar antes de usar el
preventor anular.
ANTES DE USAR EL PREVENTOR ANULAR
1. Verifique el reservorio del acumulador para ver si
tiene fluido.
2. Si no hay gas presente, se debe relajar la presión
de cierre del preventor anular hasta que el
preventor tenga una pequeña fuga cuando mueve
la tubería para [así] proveer lubricación. Recuerde
que cualquier fluido que se ventee del pozo
para lubricar el empaque debería ser atrapado en
un tanque de maniobras. Las características de
los preventores anulares varían; se debe usar la
presión de cierre recomendada por el fabricante
para ajustar la presión si no se puede ver la parte
superior del preventor anular. Si hay gas debajo
de los BOP, se debe hacer un sello a prueba de
fugas.
3. Asegúrese que la válvula reguladora de presión
para el preventor anular aliviará la presión de
vuelta por la válvula. Esta válvula es clave para
Cuando está
deslizando hacia
adentro y hacia
afuera es
necesario tener un
flotador o
preventor de
reventones en el
interior de la sarta.
DESLIZAMIENTO CON EL
PREVENTOR ANULAR](https://image.slidesharecdn.com/mtodoscontrolpozosejerciciosyejemplos-231019133106-f3b7316b/85/Metodos-Control-Pozos-Ejercicios-y-Ejemplos-pdf-45-320.jpg)
![7-61
MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS
UN BREVE REPASO DE LOS TRES MÉTODOS PRINCIPALES PARA CONTROLAR UN POZO EN CIRCULACIÓN
EL POZO SE HA CERRADO CON UN AMAGO DE REVENTÓN. SE REGISTRA EL TAMAÑO DEL AMAGO DE REVENTÓN, LA SIDPP ESTABILIZADA Y LA SICP.
EL MÉTODO DEL PERFORADOR
1. Empiece a circular el lodo original al incrementar lentamente la bomba a la tasa de control mientras que usa el estrangulador
para mantener la presión de la tubería de revestimiento en el valor del cierre.
2. Compare la presión de la bomba a la presión inicial de circulación calculada (ICP). Si no es igual, investigue.
3. Circule el influjo afuera del pozo a la tasa de control, manteniendo una presión constante en la bomba, con el estrangulador.
4. Ya sea continúe circulando de una fosa aislada o cierre simultáneamente la bomba y el estrangulador para evitar de atrapar
alguna presión o influjo adicional. (La SIDPP debería ser igual a la SICP).
5. Incremente el peso en el sistema activo hasta la densidad calculada para el fluido de control.
6. Circule la tubería de perforación con fluido de control a la tasa de control, mientras que usa el estrangulador para mantener
la presión de la tubería de revestimiento constante a su último valor de cierre.
7. Cuando el fluido de control llega al trépano, cambie de control, de la presión de la tubería de revestimiento al control con la
presión de la bomba (debería ser igual a la Presión de Circulación Final que fue calculada). Mantenga la presión de la bomba
constante con el estrangulador hasta que el pozo esté lleno de fluido de control.
8. Apague la bomba y verifique a ver si hay flujo; cierre el estrangulador y verifique si hay algún incremento en la presión.
MÉTODO DE ESPERAR Y PESAR
1. Cierre el pozo luego del amago y registre la SIDPP y la SICP, estabilizadas.
2. Calcule la densidad de control e incremente el peso en el sistema activo hasta la densidad calculada.
3. Calcule la ICP y la FCP, grafique el programa de presiones que deberá controlar por etapas, en la tubería de perforación.
4. Si las presiones de cierre se incrementan significativamente debido a la migración de gas, utilice el Método Volumétrico por
medio de purgar lodo del espacio anular, manteniendo una presión constante en la tubería de perforación.
5. Empiece a circular el fluido de control pesado, por medio de incrementar lentamente la bomba a la tasa de control , usando
el estrangulador para mantener la presión de la tubería de revestimiento en el valor del cierre.
6. Al cabo de haber puesto en línea la bomba a la tasa programada , compare la presión de la bomba a la presión inicial de
circulación calculada (ICP). Si no es igual, investigue y vuelva a calcularla, si fuese necesario.
7. Desplace la sarta de perforación con el fluido de control pesado, ajuste la presión de la tubería de perforación según el
programa que fue calculado utilizando el estrangulador.
8. Cuando el lodo de control alcanza el trépano, la presión de circulación debería estar en la FCP que fue calculada.
9. Mantenga la FCP utilizando el estrangulador mientras que bombea a la tasa de control, hasta que el amago de reventón haya
salido del pozo y el espacio anular esté lleno de fluido de control pesado.
10. Apague la bomba y verifique a ver si hay flujo; cierre el estrangulador y verifique si hay algún incremento en la presión.
MÉTODO CONCURRENTE
1. Empiece a circular el lodo original al incrementar lentamente la bomba a la tasa de control mientras que usa el estrangulador
para mantener la presión de la tubería de revestimiento en el valor del cierre.
2. Compare la presión de la bomba a la presión inicial de circulación calculada (ICP). Si no es igual, investigue.
3. Empiece a incrementar el peso en las fosas activas mientras bombea. Se debe registrar cada punto de incremento en el peso
del fluido junto con el conteo de los golpes de la bomba en este momento.
4. Se calcula el total de los golpes para lograr que cada unidad de incremento en el peso del lodo llegue hasta el trépano.
5. A medida que cada punto de lodo más pesado llega al trépano, se ajusta el estrangulador para reducir la presión de
circulación por:
(ICP - FCP) ¸ [(KMW - OMW) X 10]
6. Cuando el lodo de control llega al trépano, la presión de circulación debería estar en la FCP que fue calculado.
7. Mantenga la FCP utilizando el estrangulador mientras que bombea a la tasa de control hasta que el amago de reventón haya
salido del pozo y el espacio anular esté lleno del fluido de control pesado.
8. Apague la bomba y verifique a ver si hay flujo; cierre el estrangulador y verifique si hay algún incremento en la presión.](https://image.slidesharecdn.com/mtodoscontrolpozosejerciciosyejemplos-231019133106-f3b7316b/85/Metodos-Control-Pozos-Ejercicios-y-Ejemplos-pdf-62-320.jpg)
Más contenido relacionado
Similar a Métodos Control Pozos Ejercicios y Ejemplos.pdf
Métodos Control Pozos Ejercicios y Ejemplos.pdf
- 1.
- 2. Se requieren matemáticas básicas paratoda operación de controlar un pozo. MÉTODOS PARA CONTROLAR POZOS 7-1 ay muchas técnicas para controlar un pozo. Ya sea que haya ocurrido una surgencia durante la perforación o el reacondicionamiento o si hay que controlar un pozo vivo, los fundamentos son los mismos. Estos métodos mantienen la presión en el fondo del pozo al nivel deseado, lo cual normalmente es igual a o por encima de la presión de la formación para así evitar un mayor influjo del fluido de la formación. En los pozos vivos, no siempre es deseable matar el pozo, sino más bien, controlar la presión en un nivel que se pueda manejar y que sea seguro. Algunas técnicas proveen las métodos para la circulación de un fluido de control o para que el pozo alcance el nivel deseado de control de presión. Otras técnicas de bombeo permiten que se bombee un fluido en el pozo sin retornarlo a la superficie. Las técnicas que no tienen que ver con el bombeo permiten controlar la presión de la formación y/o permiten que una herramienta entre o salga del pozo con deslizamiento. Todas estas técnicas tienen metas comunes: controlar el influjo de la formación que está produciendo y evitar también la pérdida de circulación. La diferencia en estos métodos está en si se incrementa el peso H
- 3. 7-2 CAPÍTULO7 marcha los procedimientosde control correctos hasta que se pueda empezar con la operación de matar el pozo (a no ser que se indique de otra manera). Durante cualquier operación para controlar un pozo, la recolección de datos y la documentación son herramientas valiosas, ayudando a organizar la operación y a dar confianza a aquellos que están realizando el trabajo. La cuadrilla puede saber qué está pasando y sentir que tienen el control de la situación. Pero el tener la documentación apropiada es uno de los aspectos más descuidados de las operaciones para controlar pozos. Registros claros y concisos son esenciales para asegurar que se mantenga la presión apropiada y que se puedan identificar y evaluar las tendencias. Se deben documentar los sucesos inusuales. Las soluciones a muchas complicaciones son evidentes cuando hay buenos registros que ilustran el problema. Las presiones de circulación, el volumen bombeado (muchas veces expresado en golpes de la bomba), las propiedades del fluido (por ejemplo, su densidad y viscosidad), los cambios en las fosas y la posición del estrangulador deberían ser todos anotados. El cuadro abajo es un ejemplo de lo mínimo que se debería registrar. del fluido y si habrá circulación dentro del pozo. Los principios en este capítulo están bien establecidos y funcionan igualmente bien en todas las aplicaciones (perforación, rehabilitación, terminación) donde ameritan. Este capítulo habla sobre diferentes Métodos de mantener una Presión Constante en el Fondo del Hoyo para controlarlo y los métodos para la respuesta con estrangulador. Si la meta es la de retirar el fluido del brote o surgencia, hay dos técnicas para evitar que haya un influjo adicional. El primero es el de agregar suficiente contrapresión en la columna actual de fluido para igualar la presión de la formación. El segundo es el de mantener suficiente contrapresión y desplazar el fluido original en el pozo más un fluido que sea lo suficientemente denso como para igualar o sobrepasar la presión de la formación. Nota: La Presión de Cierre en la Tubería de Perforación (SIDPP), la Presión de Cierre en el Tubing (SITP) y la Presión de Cierre de Tubería Flexible (SICTP) se refieren todas a la misma presión, la presión que está del lado de la bomba en el tubo en forma de U. La Presión Encerrada en el cabezal de la Tubería de revestimiento (SIWHAP) se refiere a la presión del lado del estrangulador en el tubo en forma de U. Aunque estos términos se pueden intercambiar entre sí, se presenta el uso más común basado en las aplicaciones específicas. Además, las técnicas que se presentan en esta sección suponen que se conocen las presiones de cierre correctas y que se han puesto en Uno de los aspectos más descuidados en las operaciones para controlar un pozo es la documentación apropiada. CÓMO DOCUMENTAR EL CONTROL DEL POZO HojadeDatosparaOperacionesdeControldePozos HORA GOLPESO VOLUMEN PRESIÓNDE CIRCULACIÓN TEÓRICO PRESIÓNDE CIRCULACIÓN REAL AJUSTEDELAPRESIÓN +/-PSI@STKS.ADJGOLPESDESPUÉS PRESIÓN ACTUALDELA TUBERÍADE REVESTIMIENTO DENSIDADY VISCOSIDAD DELFLUIDO QUEENTRA DENSIDADY VISCOSIDAD DELFLUIDO QUESALE POSICIÓNDEL ESTRANGULADOR, %ABIERTO NIVEL DELA PILETA. COMENTARIOS
- 4. 7-3 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS BOMBA Pileta ANNULAR RAM RAM RAM HCR TUBERÍA DE REVESTIMIENTO DIÁMETROEXTERIOR – 9-5/8” DIÁMETRO INTERIOR – 8.835” PESO – 40 lbs/pie GRADO – N-80 RESISTENCIA INTERNA (100%) – 5750 psi LARGO TVD (PROF. VERTICAL) – 5000 pie LARGO MD (PROF. MEDIDA) – 5000 pie EN ESTE CAPÍTULO SE USARÁN ESTOS DATOS DEL POZO A NO SER QUE SE INDIQUE LO CONTRARIO. BOMBA #1 – 6” × 16” Duplex BARRILES POR EMBOLADA – 0.157 bbls/stk BOMBA #2 – 5-1/2” × 16” Duplex BARRILES POR EMBOLADA – 0.126 bbls/stk PRESIÓN MÁXIMA DE LA BOMBA – 3950 psi MÁXIMA PRESIÓN DEL CONJUNTO BOP – 10000 psi VOLUMEN EN PILETAS ACTIVAS – ? bbls VOLUMEN EN LÍNEA DE SUPERFICIE – 3.5 bbls PESO ACTUAL DEL LODO – 12.5 ppg PESO DEL LODO EN LA PILETA DE RESERVA – 11.7 ppg TUBERÍA DE PERFORACION DIÁMETRO EXTERIOR – 4-1/2” DIÁMETRO INTERIOR – 3.826” PESO – 16.6 lbs/pie CAPACIDAD – 0.01422 bbls/pie LARGO – 9450 pie PORTAMECHAS DIÁMETRO EXTERIOR – 6-1/2” DIÁMETRO INTERIOR – 2.8125” CAPACIDAD – 0.00768 bbls/pie LARGO – 550 pie DIÁMETRO DEL POZOZ – 8-1/2” trépano con tres jets de 10/12¨ PROFUNDIDAD DEL POZO TVD (Prof. Vertical) – 10000 pie MD (Prof. Medida) – 10000 pie PRUEBA DE INTEGRIDAD/ADMISIÓN O FRACTURA PESO DEL LODO DURANTE LA – 10.0 ppg PRUEBA DE INTEGRIDAD/ADMISIÓN O FRACTURA PRESIÓN DE PRUEBA – 1600 psi PROFUNDIDAD DE LA PRUEBA (ZAPATA O ZONA DÉBIL) TVD – 5030 pie 1. USE LA BOMBA #1 VELOCIDAD DE LA TASA DE CONTROL DE POZO – ________ spm PRESIÓN DE LA BOMBA – ________ psi 2. GOLPES PARA DESPLAZAR LA TUBERÍA – 905 stks 3. GOLPES DESDE FONDO HACIA ARRIBA – 3323 stks 4. GOLPES, CIRCULACIÓN TOTAL – 4228 stks BOMBA #1 A VELOCIDAD LENTA DE BOMBEO PRESIÓN SPM BPM (PSI) 16 2,50 350 24 3,75 770 32 5,00 1.350 USE LA BOMBA #1 A 24 SPM SIDP – 520 psi SICP – 820 psi ICP – 1290 psi FCP – 832 psi VOLUMEN DE LA SURGENCIA O GANANCIA – 16 bbls
- 5. 7-4 CAPÍTULO7 Si se mantienela presión en o a través del estrangulador se controla la presión en todo el pozo. Hay tres métodos comunes que se usan para la circulación en el control de pozos. Son el Método del Perforador, el Método de Esperar y Pesar y el Método Concurrente. Las diferencias entre los mismos son cuándo hay que circular la surgencia y sacarla del pozo, y cuándo bombear el fluido de control si se ha decidido que se matará el pozo. Todos éstos son métodos a presión constante en el fondo del pozo. Esto significa que después de que se cierra el pozo, hasta el momento en que se lo controla, la presión en el fondo del pozo debe mantenerse en, o un poco por encima de la presión de la formación. Si se puede lograr esto sin perder la circulación y sin una falla de los equipos, se puede controlar el pozo sin la toma de más fluido desde la formación. Se debe conocer lo siguiente bien a fondo, antes de iniciar alguna técnica para controlar un pozo. RESPUESTA DEL ESTRANGULADOR Es esencial tener conocimientos sobre lo que hay que esperar en cualquier operación de control de pozo. Si se mantiene la presión en o a través del estrangulador, se controla la presión en todo el pozo. Respuestas inapropiadas pueden llevar a un influjo adicional, fallas en la formación y/o los equipos. Hay varios momentos críticos en los que se debe tomar una acción apropiada: w El arranque de la bomba: A medida que se conecta la bomba, se impondrá un incremento en la presión que se sentirá en todo el sistema. A medida que la presión en la tubería de revestimiento comienza a incrementarse, se debe abrir rápidamente el estrangulador de su posición cerrada para permitir que el fluido se purgue a través del mismo, pero sólo hay que abrirlo lo suficiente para que la presión se mantenga constante. Si la presión del hoyo se incrementa demasiado, pueden haber pérdidas o daños en la formación. Si se deja que las presiones bajen por debajo del valor del cierre, puede haber un influjo adicional. Esto se explica con más detalle, más adelante en esta sección. w Ajustes apropiados del estrangulador: Una vez que la bomba está funcionando a la velocidad correcta, se hacen los ajustes para mantener la presión de circulación apropiada. Si cree que la presión de la tubería de perforación está demasiada alta, hay que determinar la cantidad en exceso con la mayor exactitud posible. Esta es la cantidad de presión que debe ser purgada desde la tubería de revestimiento, por medio de ajustes con el estrangulador. Hay que determinar la presión que se debe purgar de la tubería de revestimiento para poder corregir la presión de circulación en la tubería de perforación. Se puede determinar esto con la calculadora, el incremento de la línea en Determine el Ajuste del Estrangulador PUMP Determine el Ajuste del Estrangulador Ajuste el Estrangulador Lentamente Determined por la Presión Determinada Asegúrese que se hace el Cambio PUMP PUMP Cómo determinar el ajuste del estrangulador TÉCNICAS DE CIRCULACIÓN
- 6. 7-5 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS Los cambios en lapresión y en la velocidad de la circulación se sienten en todo el sistema de circulación del pozo. el medidor o en su cabeza. Recién al conocer esto se ajusta cuidadosamente la calibración del estrangulador hacia una posición más abierta. Si la presión de circulación está demasiada baja, se usa el mismo procedimiento, con excepción de que se ajusta el estrangulador hacia una posición más cerrada. w Quizás uno de los errores más comunes es mirar el manómetro del indicador de posición del estrangulador y suponer que cada incremento ajustará la presión por la misma cantidad. La tasa del flujo y las pérdidas de presión a través de un orificio no son lineales. A medida que se incrementa o se disminuye el orificio del estrangulador, la escala del indicador del estrangulador no representa los ajustes calibrados de la presión. La escala en el indicador del estrangulador sólo muestra la posición relativa de apertura y hacia qué lado se está moviendo el estrangulador - abierto o cerrado. Los ajustes en la presión deben hacerse cuidadosamente utilizando la presión en el manómetro y no en el indicador de apertura del estrangulador. w Gas en el estrangulador: Tipo de fluido, tasa de flujo y el tamaño de los estranguladores están relacionados con el mantenimiento de las presiones correctas. Si un tipo de fluido diferente pasa por el estrangulador, su coeficiente de fricción y tasa de flujo ya sea incrementará o disminuirá. Este es el caso cuando el gas choca contra o sigue el fluido por el estrangulador. Puede haber una caída repentina en la presión del estrangulador. Si esto ocurre, la presión disminuirá en todo el pozo, lo cual potencialmente puede causar otro amago de reventón. w Se debe registrar la presión durante todas las operaciones. Si la presión disminuye repentinamente, consulte el valor registrado y de inmediato ajuste el estrangulador hacia la posición más cerrada hasta que se obtenga el último valor registrado. Dé suficiente tiempo de retraso para corregir la presión en todo el sistema y reajústelo según sea necesario. w A medida que el gas (que tiene una densidad muy baja) sale por el estrangulador, lo reemplaza el líquido. Esto subsiguientemente resulta en un incremento en la presión de circulación en la tubería de perforación. Determine la cantidad del incremento en la tubería de perforación y ajuste el estrangulador hacia la posición más abierta para bajar la presión de la tubería de perforación hasta el valor programado. Se puede repetir este paso varias veces mientras está circulando el gas por el estrangulador. w Flujo de gas por el estrangulador: El gas requiere una abertura de orificio de un tamaño mucho más pequeño que un líquido, para mantener la misma presión. Cuando el fluido que sigue el gas golpea contra el estrangulador, resulta en un incremento repentino en la fricción y en el incremento de la presión. Este incremento en la presión puede causar una falla en la formación. Consulte de inmediato con el cuadro de registro de la presión y ajuste la presión de la tubería de revestimiento hasta el último valor registrado (antes de que el fluido chocara contra el estrangulador) mediante el ajuste del estrangulador hacia la posición más abierta. Dé suficiente tiempo de retraso para corregir la presión en todo el sistema y reajuste según sea necesario. w Apagado de la bomba: Si el pozo, aún está vivo (no se bombeará ningún líquido para matar el pozo por el momento) y se lo tiene que cerrar , los objetivos son no provocar presiones atrapadas durante el pare de la bomba ni permitir que más fluido de la formación entre al pozo. Cuando se disminuye la velocidad de la bomba, la presión de la circulación decae y el flujo por el estrangulador disminuye. Si empieza a caer la presión de la tubería de revestimiento, ajuste el estrangulador hacia la posición más cerrada, para mantener el último valor registrado antes de que la bomba salga de línea. A medida que la velocidad de la bomba se reduce nuevamente, la presión volverá a caer y es necesario ajustar el estrangulador nuevamente. Una vez que la bomba se detiene, quizás haya que cerrar rápidamente el estrangulador para mantener una presión programa. Si la presión cae por debajo de los valores programados, puede que haya un influjo adicional. Por otra parte, las presiones altas pueden provocar un derrumbe de la formación. TIEMPO DE RETRASO/TRÁNSITO Imagínese al sistema de circulación del pozo como un tubo en forma de U. Esto significa que la presión de la tubería de revestimiento y de la tubería de perforación están muy relacionadas entre sí, y las señales de presión mas los cambios en la velocidad de circulación se sienten en todo el sistema. En el control de pozos, este es un concepto importante. Esta dos presiones informan acerca de la presión en el pozo. Si la presión de la tubería de perforación cambia de los valores programados (para mantener una presión constante en el fondo de hoyo) se debe corregir. Esto se logra por mediante la variación de la presión en superficie, manipulando el estrangulador. Cuando se cambia la presión del estrangulador, se inicia una ola de presiónes que se sentirá en todo el sistema de circulación. No producirá una respuesta inmediata en el medidor de presión de la tubería de perforación, sino que se retrasará. Se debe tomar
- 7. 7-6 CAPÍTULO7 en cuenta esteretraso en el tránsito antes de tratar de cambiar nuevamente la presión en la tubería de perforación. Se puede aplicar una regla general: Espere aproximadamente dos segundos por cada 1000’ (304.8 m) de largo de la sarta que está en el pozo. Por ejemplo: en un pozo de 10000’ (3048 m) , toma aproximadamente veinte segundos antes de que se vea un cambio de presión en el medidor de la tubería de perforación, hecho en el estrangulador o tubería de revestimiento. Esto es aproximadamente diez segundos para que el cambio viaje desde el estrangulador por el espacio anular hasta la punta de la tubería de perforación y otros diez segundos para que suba por la tubería de perforación de regreso a la superficie. En los pozos más profundos, puede pasar un buen rato antes de sentir el cambio en todo el sistema. Si se hacen cambios adicionales durante este tiempo de retraso, puede haber una sobre corrección, resultando en un influjo adicional o la pérdida de circulación. Esta es un regla general, es una aproximación para establecer el tiempo de retraso. Una vez que se haya hecho la corrección, encuentre el tiempo aproximado de la demora en ver el cambio, haga una nota de la diferencia en el tiempo. Se debería señalar que muchas cosas afectan este tiempo de retraso. La compresibilidad del gas demorará este tiempo de respuesta. Algunos factores tales como la velocidad de la circulación, el tipo de fluido y la compresibilidad del fluido también tendrán un efecto. El punto es que debemos darnos cuenta que las respuestas no son instantáneas. CONECTANDO UNA BOMBA Se pueden cometer errores cuando se elige la velocidad de la bomba para circular y sacar una surgencia. El procedimiento para arrancar la bomba es también un momento crítico. Recuerde que una velocidad de bombeo más lenta resulta en menos fricción anular y minimiza la presión contra la formación. A medida que disminuye el diámetro y la capacidad hidráulica entre la tubería de perforación y la tubería de revestimiento, también debería hacerlo la velocidad de la bomba. Una velocidad demasiada alta puede resultar en una sobrepresión sobre la formación hasta el punto de dañarla o fracturarla. Y cuando el gas llega a la superficie, los equipos separadores pueden llegar a sobrecargarse. El tiempo de circulación adicional a velocidades más lentas bien podría valer la pena cuando se compara con las complicaciones que podrían resultar. Abajo hay algunas sugerencias para simplificar los primeros minutos de una operación de control de un amago. Recuerde que debemos mantener una presión constante en el fondo del hoyo mientras conectamos la bomba. 1. Comunicaciones. Asegúrese que las comunicaciones entre los operadores de la bomba y del estrangulador son buenas y que hayan hablado acerca de cómo van a reaccionar ante las operaciones del otro. 1 Cambio de la posicióndel estrangulador 4 - 8 El cambio en la presión transita por el sistema 9 El cambio en la presión se registra en el medidor de la bomba después del tiempo de tránsito BOMBA 7 8 6 4 5 2 Pulso de Presión, va en dirección opuesta 3 El cambio en la presión se registra en el medidor de presión del manifold de control Ajuste del estrangulador Una velocidad de bombeo demasiado alto puede resultar en una sobrepresión de la formación hasta el punto de dañarla o fracturarla.
- 8. 7-7 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS 2. Arranque lentamentela bomba. Se debe ir incrementando la velocidad de las bombas lentamente, o por etapas. Este proceso debería tomar varios minutos y se debería haber hablado acerca de ello antes de arrancar la bomba. Los equipos de perforación que tienen bombas mecánicas, bombas de velocidad constante o equipos de perforación sin un estrangulador hidráulico corren un riesgo adicional de tener fallas en la formación o los equipos. En los equipos de perforación que tienen bombas mecánicas, no se puede conectar la bomba lentamente. Su velocidad más lenta está en la marcha en vacío, que muchas veces es la velocidad del control. Si se usa un estrangulador manual, quizás éste no se pueda abrir o cerrar con suficiente rapidez durante el arranque de la bomba. En cualquiera de los casos, el procedimiento del arranque es de abrir el estrangulador inmediatamente antes de arrancar la bomba. Esto puede permitir que el pozo fluya y que haya otro influjo, pero es preferible a derrumbar la formación debido a oleajes de presión incontroladas. Después de que la bomba haya alcanzado su velocidad, se debe volver a ajustar la presión de la tubería de revestimiento al valor que tenía antes del arranque de la bomba. Otra posibilidad es la de equipar el standpipe con un bypass y un estrangulador. Este se abriría antes de arrancar la bomba. Luego se conectaría la bomba y el estrangulador se cerraría gradualmente para desviar más fluido por la sarta. Esto controlaría el flujo del fluido de manera similar a los equipos de perforación que pueden conectar una bomba con la lentitud / velocidad deseada para minimizar las fluctuaciones o reducciones en la presión que se sienten en todo el pozo. 3. Al inicio hay que mantener la presión en la tubería de revestimiento constante. Se debe mantener la presión de la tubería de revestimiento (estrangulador) constante (en el valor correcto de cierre) mientras que la bomba alcanza la velocidad de la tasa de control de pozo. La excepción de esto es en los casos donde existen presiones elevadas por fricción en el anular/estrangulador/línea de control. Se habla de este caso en la sección de Complicaciones. Si se permite que la presión de la tubería de revestimiento disminuya mientras que la bomba alcanza su velocidad, también disminuirá la presión en el fondo del hoyo. Esto podría resultar en más influjo por el amago de la surgencia. Si la bomba se conecta y el estrangulador no se abre o no se opera con suficiente rapidez, un incremento rápido en la presión podría llevar a la falla de la formación y/o equipos del pozo. Se debe evitar cualquiera de estos hechos, pero un amago secundario es preferible antes que una falla de la formación o del equipamiento del pozo. Operador del Estrangulador Mantiene la presión del estrangulador según el valor apropiado. Controlador de la Bomba Conecta la bomba lentamente o en etapas, según las indicaciones Comunicaciones BOMBA Si se permite que la presión de la tubería de revestimiento disminuya mientras que la bomba alcanza la velocidad programada, la presión en el fondo del hoyo también disminuirá.
- 9. 7-8 CAPÍTULO7 Recuerde que lapresión de la tubería de revestimiento es contrapresión. Tan pronto como la bomba esté conectada y andando a la velocidad de la tasa de control de pozo, devuelva la presión de la tubería de revestimiento a su valor apropiado. 4. Normalmente la Presión de Circulación que se ve en el medidor de la bomba la llaman la Presión de Circulación Inicial o ICP. Esta es una combinación de presión para circular el pozo a una velocidad dada y evitar que el pozo fluya. Matemáticamente, esto se puede expresar como ICP = SIDPP + KRP, donde SIDPP es la presión de cierre de la tubería de perforación y KRP es la presión de la bomba a la tasa de control de pozo deseada. Si se usan procedimientos apropiados para el arranque y hay una diferencia significativa entre el valor real de la ICP y el valor calculado, se debe tomar una decisión acerca de si se usa el valor real o si se detiene la bomba, se evalúa, y empieza de nuevo. 5. Mantener la Tasa de control de pozo. Una vez que se elige la velocidad de la tasa de control de pozo, no se debe cambiar. Si se cambia la velocidad de la bomba, entonces se deben cambiar también tales cálculos como la presión de circulación inicial, la presión final de circulación y el cuadro o gráfico de la presión. El Método del Perforador es una técnica utilizada para circular y sacar los fluidos de la formación del pozo, independientemente de si se controla el pozo o no. A menudo se usa para quitar las surgencias, descomprimido durante un retorno (trépano a superficie). El Método del Perforador es sencillo y directo. Es importante entender las técnicas y las ideas que se usan en el Método del Perforador, porque otros métodos de control de pozos, incorporan muchos de sus principios. En ciertos casos, sin embargo, el Método del Perforador puede causar presiones algo más elevadas en la tubería de revestimiento respecto de otras técnicas además requiere más tiempo para ahogar el pozo. Es ideal para ser aplicado durante las maniobras. Una vez que vuelve el fondo, la columna del fluido anular circula y se quita el influjo. También se usa donde no se necesitan o no están disponibles los materiales para incrementar el peso. Además, se usa para quitar amagos de surgencias de gas, donde las altas tasas de migración pueden causar problemas durante el pozo cerrado. También se puede usar donde hay recursos limitados de personal y/o equipos. Sin embargo, no se usa a menudo en aquellos pozos donde se anticipa o se espera que habrá una pérdida de circulación. Antes del Arranque Conectando la Bomba Superficie Submarina Bomba a la Velocidad de la tasa de control de pozo Arranque de la bomba y presión en el estrangulador Una vez que se elige la velocidad de la tasa de control de pozo, no se debe cambiar. METODO DEL PERFORADOR
- 10. 7-9 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS Con el Métododel Perforador, el primer amago se circula y se saca del pozo. Luego, si el pozo está con un balance por debajo de lo normal, se reemplaza el fluido con uno que ejerza más presión que el de la formación (que el de la surgencia). A continuación está el procedimiento para el Método del Perforador: 1. Cierre el pozo después del amago. 2. Registre las Presiones de Cierre en la Tubería de perforación (SIDPP) y de Cierre de la Tubería de revestimiento (SICP), estabilizadas. 3. De inmediato circule y saque el fluido invasor (la surgencia) del pozo. 4. Al terminar esto, cierre el pozo por segunda vez. 5. Si es necesario, se incrementará el peso del fluido (la densidad). 6. Se circula el pozo por segunda vez con un fluido nuevo y más pesado para recuperar el control hidrostático. EJEMPLO DE UN PROBLEMA El pozo fue cerrado después de un amago y se registran el SIDPP, SICP y la ganancia. Usando los datos del pozo de la página 7-3 y la siguiente información, se explicará el Método del Perforador. La Velocidad de la tasa de control de pozo es 24 spm La Presión de la tasa de control de pozo is 770 psi (53.09 bar) Bomba, 6” × 16” (152.4mm × 406.4mm) duplex Peso del Fluido en el Hoyo 12.5 ppg (1498 kg/m³) SIDPP (Presión Directa) es 520 psi (35.85 bar) SICP (Presión Anular) es 820 psi (56.54 bar) PARA INICAR LA CIRCULACIÓN Haga que la bomba alcance la velocidad de tasa de control de pozo (24 spm) a la vez que mantiene la tubería de revestimiento o contrapresión constante. (O a la presión programada versus la velocidad de la bomba, como es en casos submarinos u hoyos estrechos). Esto mantendrá constante la presión en el fondo del hoyo, evitará que fluya el pozo y minimizará las posibilidades de daños a la formación. En este ejemplo, después de que la bomba alcance la velocidad requerida, se debe ajustar el valor de la tubería de revestimiento a 820 psi (56.54 bar). LA PRIMERA CIRCULACIÒN Cuando la bomba está funcionando a la Velocidad de la tasa de control de pozo y se haya ajustado la presión del tubería de revestimiento con el estrangulador al valor correcto (la misma presión de cuando el pozo estaba cerrado y en los valores programados para hoyos submarinos y estrechos), el punto del control se cambia al medidor de presión en la tubería de perforación. En este momento la presión de la tubería de perforación se llama la Presión de Circulación (CP), o en otros métodos se llama Presión de Circulación Inicial (ICP). Es la combinación de la SIDPP y la presión de la bomba a esta velocidad reducida. En este ejemplo, la Presión de Circulación es de 1290 psi (88.95 bar). Velocidad,Stks/min 0 Bomba Presión de la Bomba Tubería de perforación / Tubería / Standpipe Presión del Estrangulador Tubería de revestimiento / Cabeza del Pozo Golpes / Emboladas Contador de Golpes o Emboladas 0 520 820 Mantenga la presión de la tubería de revestimiento constante al conectar la bomba. Si mantiene la presión en el fondo del hoyo se evita que fluya el pozo a la vez que minimiza las posibilidades de daños a la formación.
- 11. 7-10 CAPÍTULO7 La Presión deCirculación se mantiene constante por medio del estrangulador, y la velocidad de la bomba se mantiene constante a la Velocidad de la tasa de control de pozo hasta que la surgencia haya circulado y salido del hoyo. Si el amago es gas, quizás sea necesario hacer algunos ajustes a la presión para mantener la Presión de Circulación apropiada. Por lo general, a medida que la surgencia se expande, desplaza el fluido y resulta en una pérdida de presión hidrostática, lo cual es compensada por el incremento en la presión de la tubería de revestimiento. Si el amago es de pura agua salada o petróleo, es necesario hacer algunos ajustes en la presión. AJUSTES A LA PRESIÓN A medida que se está circulando la surgencia, mantenga la presión de la tubería de perforación según la presión programada. Si la presión de la tubería de perforación no es correcta, debe ser ajustada a su valor correcto. Para hacer esto, determine la cantidad de presión (alta o baja) que se debe corregir. No haga una estimación. Es típico que los pequeños cambios de menos de 50 psi (3.45 bar) no son tomados en cuenta, a no ser que las presiones bajas o excesivas sean críticas. La cantidad de presión que se requiere debe ser agregada o restada del valor de la tubería de revestimiento (contrapresión). Se debe tomar en cuenta el tiempo de retraso para que este cambio en la presión se refleje en el medidor de la tubería de perforación. Recuerde que una regla general para este tiempo de retraso es la de esperar aproximadamente dos segundos por cada mil pies de profundidad del pozo. Muchos factores afectan el tiempo de retraso, entonces sólo después de que haya pasado suficiente tiempo se debe pensar en hacer otra corrección si no se ha visto una respuesta. LA SURGENCIA EN LA SUPERFICIE En los amagos de gas, al salir del pozo , primero la presión de la tubería de revestimiento y luego la presión de la tubería de perforación (después de que haya pasado el tiempo de retraso para los cambios de un medidor a otro) empezará a disminuir Una vez que la bomba alcanza la velocidad de circulación programada, se anota la presión de circulación. Esta es la presión que se debe mantener. 24 22 1290 820 Contador de Golpes o Emboladas Velocidad,Stks/min Bomba Presión de la Bomba Tubería de perforación / Tubería / Standpipe Presión del Estrangulador Tubería de revestimiento / Cabeza del Pozo Golpes / Emboladas Contador de Golpes o Emboladas Bomba Presión de la Bomba Tubería de perforación / Tubería / Standpipe Presión del Estrangulador Tubería de revestimiento / Cabeza del Pozo Golpes / Emboladas 24 1200 870 Velocidad,Stks/min Golpes / Emboladas Si la presión cae por debajo de donde debería estar, se debe hacer un ajuste. Una regla general para el tiempo de atraso es la de esperar aprox- imadamente dos segundos por cada mil pies de profundidad de pozo.
- 12. 7-11 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS a medida quela surgencia empieza a pasar por el estrangulador. Se debe ajustar rápidamente el estrangulador para que la presiónde la tubería de revestimiento vuelva al valor que tenía antes de que el gas entrara al estrangulador. Es aconsejable mantener un registro escrito de la presión de la tubería de revestimiento (casing) como referencia. Después de que la presión de la tubería de revestimiento vuelve al valor apropiado y después de que haya pasado suficiente tiempo para que la presión se estabilice en todo el sistema, cambie otra vez a la presión del medidor de la tubería de perforación (sondeo) y haga las correcciones necesarias. Cuando el fluido que sigue a la surgencia atraviesa por el estrangulador, podría haber un incremento en la presión de la tubería de revestimiento. De nuevo, ajuste la presión de la tubería de revestimiento o casing al último valor registrado. UNA VEZ QUE HA SALIDO LA SURGENCIA Si hay que incrementar el peso del fluido después de que el amago haya sido circulado y salido, hay dos opciones básicas. La primera es la de cerrar el pozo otra vez. Nuevamente el punto de control es la presión de la tubería de revestimiento mientras que aminora la velocidad de la bomba y se detiene la misma. Debe mantenerse constante a medida que cambia la velocidad de la bomba. Si se permite que la presión de la tubería de revestimiento se disminuya por debajo de la SICP, podría surgir otro amago (si el pozo está con un balance por debajo de lo normal). Si se ha sacado todo el influjo, la hidrostática en el espacio anular debería ser igual a la hidrostática en la sarta de perforación. Ambas presiones deben ser aproximadamente iguales, cerca del valor original de la 1. para los ajustes de presión, determine primero cuánta presión necesita 2. luego ajuste la presión de la tubería de revestimiento sólo por esa cantidad 3. deje pasar suficiente tiempo de retraso y evalúe la situación de nuevo 3000 Contador de Golpes o Emboladas Bomba Presión de la Bomba Tubería de perforación / Tubería / Standpipe Presión del Estrangulador Tubería de revestimiento / Cabeza del Pozo Velocidad,Stks/min Golpes / Emboladas 24 Cuando el gas empieza a salir por el estrangulador, la presión de la tubería de revestimiento empezará a cambiar. (820) Presión de la Tubería de Revestimiento Presión de la Tubería de Perforación La presión tiene que subir 100 psi 1 (820-920) Presión de la Tubería de Revestimiento Presión de la Tubería de Perforación Incrementar la tubería de revestimiento por la cantidad en que está baja 2 La presión de la tubería se incrementará después de que se incremente la presión en la tubería de revestimiento Presión de la Tubería de Revestimiento Presión de la Tubería de Perforación (920) 3 Si se deja caer la presión de la tubería de revestimiento por debajo de la SICP original, podría aparecer otra surgencia.
- 13. 7-12 CAPÍTULO7 SIDPP. Si laspresiones no son parecidas, quizás haya entrado otro influjo en el pozo. Asimismo, hay que controlar los incrementos en la presión. Esto es una señal de que otro influjo entró al pozo y está migrando. La segunda opción es la de seguir circulando. Si es posible, alíniese a una pileta más pequeña para seguir circulando, mientras se prepara otra pileta con un fluido densificado o de control. Esta técnica puede aminorar las posibilidades de que se atasque o aprisione la sarta, al mantener el fluido en movimiento. En cualquiera de los casos, en este momento hay que hacer un mínimo de dos cálculos: 1) La Densidad de Ahogo y 2) Los cantidad de Golpes o Emboladas al Trépano. Si la presión en el fondo del pozo se mantiene constante a medida que se bombea el fluido de ahogo o de control al trépano, cambia la presión de circulación. Para determinar qué presión de circulación hay que mantener, se debería preparar un cuadro de cantidad de emboladas de la bomba seleccionada vs. la presión. Una vez que el fluido de control llega al trépano, a partir de ese punto, deberá mantener constante la presión de circulación a lo largo del resto de la operación. Por ese motivo, se llama la Presión Final de Circulación o FCP. 1. Si se deja caer la presión de la tubería de revestimiento abruptamente también lo hará la presión de la tubería de perforación / tubería, luego del tiempo de retraso 2. Para evitar que esto pase, si la presión de la tubería de revestimiento empieza a cambiar rápidamente ajuste el estrangulador. 3. Si usted reacciona apropiadamente, las fluctuaciones en la presión de la tubería de revestimiento y tubería de perforación serán mínimas. Presión de la Tubería de Revestimiento Presión de la Tubería de Perforación Presión de la Tubería de Revestimiento Presión de la Tubería de Perforación Presión de la Tubería de Revestimiento Presión de la Tubería de Perforación Presión de la Tubería de Revestimiento Presión de la Tubería de Perforación 0 3400 520 520 Contador de Golpes o Emboladas Bomba Presión de la Bomba Tubería de perforación / Tubería / Standpipe Presión del Estrangulador Tubería de revestimiento / Cabeza del Pozo Velocidad,Stks/min Golpes / Emboladas 1 2 3 4 Si se va a cerrar el pozo, mantenga la presión de la tubería de revestimiento por lo menos igual a la presión original de cierre de la tubería de perforación / tubería. Si se mantiene constante la presión en el fondo del pozo a medida que se bombea el fluido de ahogo hacia el trépano, la presión de circulación cambia.
- 14. 7-13 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS Los cálculos paraesto se explican más adelante en el capítulo sobre los Fundamentos para Controlar un Pozo. Pero, en este ejemplo, el fluido de control o pesado será de 13.5 ppg (1618 kg/m³) y la presión final de circulación (FCP) de 832 psi (57.37 bar). El fluido de control debe prepararse antes de que se inicie la segunda circulación. INICIANDO LA SEGUNDA CIRCULACIÓN El procedimiento para arrancar la segunda circulación es idéntico al procedimiento para arrancar la primera, con excepción del valor numérico de la presión que se mantiene en la tubería de revestimiento. Si no ha habido ningún influjo adicional, esencialmente la presión en el anular (SICP) debería ser igual a la presión de cierre por directa (SIDPP). Un vez que se haya incrementado el peso del fluido, la circulación debería empezar de nuevo por medio de mantener la presión de la tubería de revestimiento constante en los valores programados, que en este ejemplo son de 520 psi (35.85 bar). Cuando la bomba está a la Velocidad de la tasa de control de pozo (24 spm) y usted mantiene la presión de la tubería de revestimiento constante, estará empezando a desplazar el fluido más pesado hacia la sarta de perforación. Es necesario seguir el cuadro preparado para la presión vs. golpes y hacer los ajustes según sean requeridos. Esta acción protege contra una surgencia secundaria mientras que el fluido de control circula. Si ya hubo un segundo amago, deberá mantener las presiones correctas. Una segunda opción es la de mantener la presión en la tubería de revestimiento constante (sólo si está seguro de que no hay nada de influjo en el pozo) mientras el fluido de control pesado llega al trépano. En este ejemplo, lleva 905 golpes. La presión de la tubería de perforación cambiará a medida que el fluido de control desplaza el fluido viejo. No mantenga la presión de la tubería de perforación constante en este momento. Debería estar cambiando debido a los cambios en la presión por la fricción, y a los cambios en la presión hidrostática a medida que el fluido original es desplazada por el fluido de control. Un cuadro preparado para la presión vs. golpe (o volumen) indicará el valor apropiado. Mantenga la presión de la tubería de revestimiento a medida que la bomba es conectada. 24 22 520 Contador de Golpes o Emboladas Bomba Presión de la Bomba Tubería de perforación / Tubería / Standpipe Presión del Estrangulador Tubería de revestimiento / Cabeza del Pozo Velocidad,Stks/min Golpes / Emboladas 24 905 520 832 Contador de Golpes o Emboladas Bomba Presión de la Bomba Tubería de perforación / Tubería / Standpipe Presión del Estrangulador Tubería de revestimiento / Cabeza del Pozo Velocidad,Stks/min Golpes / Emboladas Mantenga la presión apropiada a medida que el fluido de control es bombeado al trépano. Un cuadro de presión vs. golpe ayudará a proteger contra una surgencia secundaria mientras está circulando el fluido de control.
- 15. 7-14 CAPÍTULO7 EL FLUIDO DECONTROL DENSIFICADO LLEGA AL TRÉPANO Luego que la tubería de perforación se llenó del fluido de control pesado (905 golpes), la presión de circulación deberia haber cambiado gradualmente de la presión de circulación inicial (comúnmente llamada la Presión de Circulación Inicial, (CPI) a la Presión de Circulación Final (FCP). En este ejemplo, la presión debería ser de 832 psi (57.37 bar). La circulación debe continuar manteniendo la FCP constante hasta que el fluido de control pesado llegue a la superficie. A medida que el fluido de control se bombea por el espacio anular, un incremento en la presión hidrostática hace incrementar la presión de la tubería de perforación. Se deben hacer los ajustes necesarios al estrangulador para mantener la FCP. Gradualmente, se saca toda la contrapresión a medida que el fluido de control (incrementando la presión hidrostática anular) circula por el espacio anular. Una vez que el fluido de control pesado llega a la superficie, se puede cerrar el pozo por tercera vez. La presión de la tubería de perforación y la tubería de revestimiento debería ser cero. Si, después de 15 a 30 minutos, la presión está en cero, el pozo podría estar controlado. Abra el estrangulador para ver si hay algún flujo. Si las presiones no bajaron a cero, o si se detecta algún flujo, empiece a circular de nuevo. El problema puede ser que el fluido de control pesado no es consistente en todo el pozo. Podría haber otro amago de reventón en el hoyo o quizás se utilizó un fluido de control insuficiente. Aun cuando el pozo esté controlado, tenga en cuenta que puede haber alguna presión atrapada bajo el preventor de reventones cerrado, Proteja siempre al personal cuando abre un preventor de reventones que estuvo cerrado. REVISIÓN DEL MÉTODO DEL PERFORADOR PARA CONTROLAR UN POZO 1. El pozo está cerrado. 2. Registre las presiones de la Tubería de perforación (SIDPP) y de la tubería de revestimiento (SICP), pozo cerrado. 3. Inicie la circulación manteniendo la presión de la tubería de revestimiento constante (SICP constante) hasta que la bomba esté en la tasa seleccionada de control de pozo. 4. Cuando la velocidad de la bomba ha alcanzado la tasa de control de pozo, registre la presión de la tubería de perforación y manténgala constante haciendo los ajustes necesarios al estrangulador. La presión de la tubería de perforación debería ser igual a la suma de la SIDPP y la presión de la tasa de control de pozo de la bomba. 5. La presión en la tubería de perforación y la velocidad de la bomba se deben mantener constante hasta que la surgencia haya sido circulada y esté fuera del pozo. 6. Luego se cierra (o se circula) el pozo y se incrementa el peso del fluido. 7. Se prepara un fluido más pesado y se empieza la circulación de nuevo. Ya sea, se sigue un cuadro de presión o la presión de la tubería de revestimiento se mantiene constante (suponiendo que no haya ningún influjo adicional, hasta que A medida que el espacio anular se llena con el fluido de control, se nota una tendencia de ajustar gradualmente el estrangulador para mantener las presiones de circulación correctas. La presión de la tubería de revestimiento debería disminuir hasta un valor insignificante, siempre y cuando que no haya habido ningún influjo adicional. 24 4200 832 Contador de Golpes o Emboladas Bomba Presión de la Bomba Tubería de perforación / Tubería / Standpipe Presión del Estrangulador Tubería de revestimiento / Cabeza del Pozo Velocidad,Stks/min Golpes / Emboladas 0 5400 Contador de Golpes o Emboladas Bomba Presión de la Bomba Tubería de perforación / Tubería / Standpipe Presión del Estrangulador Tubería de revestimiento / Cabeza del Pozo Velocidad, Stks/min Golpes / Emboladas Quizás se necesiten más golpes de los calculados para obtener un fluido de control consistente en la superficie, después de lo cual se deben apagar las bombas, cerrar el pozo y controlarlo para ver si incrementa la presión. Si no se ve ningún incremento en la presión, el pozo debería estar controlado. Proteja siempre al personal cuando abre un preventor de reventones cerrado.
- 16. 7-15 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS la tubería deperforación esté llena del nuevo fluido pesado. 8. Cuando la tubería de perforación se llenó con el fluido pesado, se debe mantener la Presión Final de Circulación (FCP) hasta que el espacio anular haya sido desplazado con el fluido de control. El Método de Esperar y Pesar es una combinación de diferentes ventajas y desventajas inherentes a los métodos de control de pozo manteniendo constante la presión del fondo (BHP). El Método de Esperar y Pesar mata la surgencia en el tiempo más corto y mantiene los rangos de presiones del pozo y de la superficie más bajas que cualquier otro método. Necesita de buenas instalaciones de mezclado para pesar el fluido, cuadrillas completas y ayuda adicional de la supervisión. En la mayoría de los equipos de perfor-ación marinos todo esto está disponible, así como en las operaciones profundas o geopresurizadas en tierra. Para algunas de las empresas este es el método que prefieren para controlar un pozo. En el Método de Esperar y Pesar, el pozo se cierra después de un amago. Se registran las presiones estabilizadas y el volumen de la ganancia registrada en superficie. El peso del fluido se incrementa antes de empezar a circular, de ahí el nombre, Esperar y Pesar. Luego, el fluido pesado se circular por el pozo, manteniendo la densidad y las presiones correctas, durante el control del pozo. En la práctica real, es raro controlar un pozo en una sola circulación debido al desplazamiento ineficiente del fluido por el espacio anular. Esto es una realidad con cualquier método que emplee para controlar un pozo. A continuación están los procedimientos para Esperar y Pesar: 1. Se cierra el pozo después del amago. 2. Se registran las Presiones de la Tubería de perforación (SIDPP) y la Tubería de revestimiento (SICP) estabilizadas. 3. Se densifica el lodo hasta el peso calculado para el fluido de control. 4. Cuando las piletas activas están densificadas, empieza la circulación. 5. Se sigue una tabla de presión de circulación, versus el volumen de fluido bombeado de control por el pozo. EJEMPLO DE UN PROBLEMA Nuevamente usaremos el ejemplo de la página 7-3. El pozo es cerrado después de un amago y se registra la siguiente información: La Velocidad de la tasa de control de pozo es = 24 spm La Presión de la tasa de control de pozo es = 770 psi (53.09 bar) Bomba, 6” × 16” (152.4 mm × 406.4 mm) Duplex Peso del Fluido en el Pozo 12.5 ppg (1498kg/m³) SIDPP (Presión Directa) es = 520 psi (35.85 bar) SICP (Presión Anular) es = 820 psi (56.54 bar) Emboladas de Superficie a Trépano = 905 strokes Emboladas de Trépano a Superficie = 3323 strokes Emboladas de Superficie a Superficie (Circulación completa) = 4228 strokes 0 0 520 820 Contador de Golpes o Emboladas Bomba Presión de la Bomba Tubería de perforación / Tubería / Standpipe Presión del Estrangulador Tubería de revestimiento / Cabeza del Pozo Velocidad,Stks/min Golpes / Emboladas Mantenga la presión de la tubería de revestimiento constante cuando está conectando una bomba. Es raro controlar un pozo en una sola circulación debido al desplazamiento ineficiente del fluido en el espacio anular. MÉTODO DE ESPERAR Y PESAR
- 17. 7-16 CAPÍTULO7 CONECTANDO LA BOMBA Unavez que se haya escogido la velocidad de la tasa de control de pozo, no se la debe cambiar. Si se cambia la velocidad de la bomba, entonces se debe volver a calcular la presión de circulación inicial, intermedia y final. En este ejemplo, la presión de la tubería de revestimiento es de 820 psi (56.54 bar) y se debe mantener mientras que la bomba alcanza la velocidad de la tasa de control de pozo. Si se permite que la presión en la tubería de revestimiento disminuya mientras la bomba alcance la velocidad, la presión en el fondo del pozo también caerá. Esto podría resultar en más influjo del amago de reventón. Si la bomba es conectada y no se abre el estrangulador, o si no se opera con suficiente rapidez, entonces un incremento rápido en la presión puede llevar a fracturas en la formación o fallas en los equipos del pozo. Recuerde que la presión de la tubería de revestimiento es una contrapresión. Tan pronto como la bomba esté conectada y funcionando a la velocidad de la tasa de control de pozo, regrese la presión de la tubería de revestimiento al valor apropiado. PARA INICIAR LA CIRCULACIÓN Cuando la bomba haya alcanzado la velocidad de la tasa de control de pozo y se haya ajustado la presión de la tubería de revestimiento con el estrangulador a la misma presión que tenía antes de arrancar la bomba, el control se cambia a la presión de la tubería de perforación, que en este momento se llama la Presión de Circulación Inicial (ICP). Esto es meramente la combinación de la SIDPP y la presión de la bomba a esa velocidad. En el ejemplo arriba, la ICP es de 1290 psi (88.95 bar). PROGRAMA DE PRESIÓN Durante el cuadro de tiempo o cantidad de golpes de la bomba que le lleva al fluido de control llenar la tubería de perforación, la presión de la tubería de perforación debería disminuir de la Presión de Circulación Inicial (ICP) a la Presión de Circulación Final (FCP). Una vez que la bomba alcanza la velocidad de circulación programada, se anota la Presión de Circulación Inicial. 24 22 820 1290 ContadordeGolpesoEmboladas Bomba PresióndelaBomba Tuberíadeperforación/ Tubería/Standpipe PresióndelEstrangulador Tuberíaderevestimiento/ CabezadelPozo Velocidad,Stks/min Golpes/Emboladas asdfsaf (820) (732-832) Presión de la Tubería de Revestimiento La presión tiene que subir 100 psi Presión de la Tubería de Perforación Dé tiempo de retraso suficiente para verificar el ajuste por directa, y reevaluar la situación. Es su responsabilidad la de mantener una presión de circulación correcta a medida que se bombea el fluido de control hacia el trépano (ICP y FCP) y hacia arriba por el espacio anular (manteniendo la FCP, constante). Se deben hacer los ajustes en la presión según la necesidad. 24 1200 832 830 Contador de Golpes o Emboladas Bomba Presión de la Bomba Tubería de perforación / Tubería / Standpipe Presión del Estrangulador Tubería de revestimiento / Cabeza del Pozo Golpes / Emboladas Velocidad,Stks/min Si la presión cae por debajo de lo planeado, se debe hacer un ajuste. Determine cuánta presión se necesita para el ajuste. Ajuste la presión de la tubería de revestimiento sólo por esa cantidad. 1 Increase Casing by amount low (820-920) (650) Presión de la Tubería de Revestimiento Presión de la Tubería de Perforación 2 (920) (732-832) Presión de la Tubería de Revestimiento Presión de la Tubería de Perforación Incrementar la tubería de revestimiento por la cantidad que está baja 3 La presión de circulación inicial es la combinación de la SIDPP y la presión de la bomba a esa velocidad.
- 18. 7-17 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS Cuando la tuberíade perforación está llena del fluido de control pesado (905 golpes), la presión en el medidor de la tubería de perforación debería estar mostrando la Presión de Circulación final (832 psi [57.37 bar]). Mantenga constante esa presión en el medidor de presión de la tubería de perforación hasta que el fluido de control pesado haya circulado por todo el pozo y se apaguen las bombas después de la operación de control. AJUSTES DE PRESIÓN A medida que se está circulando la surgencia, mantenga la presión de la tubería de perforación según la presión programada. de la tubería de perforación. Una regla general para este tiempo de retraso es de esperar aproximadamente dos segundos por cada mil pies de profundidad del pozo. Muchos factores afectan el tiempo de retraso, entonces sólo se debería hacer otra corrección después de que haya pasado suficiente tiempo, si no se nota ningún cambio. A medida que el gas empieza a salir por el estrangulador, la presión de la tubería de revestimiento podría empezar a cambiar. LA SURGENCIA EN LA SUPERFICIE En los amagos de gas, primero la presión de la tubería de revestimiento y luego la presión de la tubería de perforación (después del tiempo de retraso para los cambios de un medidor a otro) empezarán a disminuir a medida que la surgencia empieze a salir por el estrangulador. Se debe ajustar rápidamente el estrangulador para hacer que la presión de la tubería de revestimiento vuelva al valor que tenía antes de que el gas alcanzara el estrangulador. Es aconsejable guardar un registro escrito de la presión de la tubería de revestimiento como referencia. Después de que la presión de la tubería de revestimiento vuelve al valor apropiado, y después de que haya pasado suficiente tiempo para que la presión se estabilice en todo el sistema, el control vuelve al medidor de la tubería de perforación para las correcciones de presión que sean necesarias. Cuando el líquido que sigue a la surgencia pasa por el estrangulador, empezará a subir la presión de la tubería de revestimiento. Ajuste nuevamente la presión de la tubería de revestimiento al último valor registrado para la misma. En nuestro ejemplo, tratamos de estabilizar la presión de la tubería de revestimiento a 1200 psi (82.74 bar) para mantener la presión de la tubería de perforación en 832 psi (57.37 bar). El gas esta saliendo a través del estrangulador, la Presión de casing También lo hará la presión de la tubería de perforación / tubería. Una acción correcta impide un mayor influjo; si la presión de la tubería de revestimiento empieza a cambiar, ajuste rápidamente el estrangulador. Si reacciona correctamente, las fluctuaciones en la presión de la tubería de perforación/tubería serán mínimas. No deje que ésto pase, si la presión en la tubería de revestimiento disminuye. (832) Presión de la Tubería de Revestimiento Presión de la Tubería de Perforación 2 (250) Presión de la Tubería de Revestimiento Presión de la Tubería de Perforación 3 Presión de la Tubería de Revestimiento Presión de la Tubería de Perforación (832) 4 Presión de la Tubería de Revestimiento Presión de la Tubería de Perforación (832) 5 24 3000 832 1300 ContadordeGolpesoEmboladas Bomba PresióndelaBomba Tuberíadeperforación/ Tubería/Standpipe PresióndelEstrangulador Tuberíaderevestimiento/ CabezadelPozo Velocidad,Stks/min Golpes/Emboladas 1 Cuando el fluido que sigue a la surgencia pasa por el estrangulador, empezará a subir la presión en la tubería de revestimiento.
- 19. 7-18 CAPÍTULO7 CONTINÚE CIRCULANDO Una vezque el amago de reventón está fuera del pozo, mantenga la Presión de Circulación Final en 832 psi (57.37 bar), hasta que el fluido de control pesado llegue a la superficie. VOLVIENDO A CERRAR EL POZO Si las presiones de circulación no han caído por debajo de los valores programados y la surgencia ya no está, entonces se puede volver a cerrar el pozo. Las presiones de la tubería de perforación y la tubería de revestimiento deberían estar en cero (observar 15 a 20 minutos). si la presión está en cero, el pozo está controlado. si no está en cero, empiece a circular nuevamente. El problema podría ser que la densidad del fluido de control no está consistente en todo el pozo o quizás haya otro amago en el pozo. A medida que el espacio anular se llena con el fluido de control, se nota una tendencia de ajustar gradualmente el estrangulador para mantener las presiones de circulación correctas. La presión de la tubería de revestimiento debería disminuir hasta un valor insignificante, siempre y cuando no haya habido un influjo adicional. Podría requerir más golpes que aquellos que circularon para subir un fluido de control consistente a la superficie, después de lo cual, se deben apagar las bombas, cerrar el pozo y controlarlo por si se incrementa la presión. Si no se ve ningún incremento en la presión, el pozo debería estar controlado. Si el pozo está controlado y se abre el BOP, tenga en cuenta que podría haber presión atrapada debajo del BOP. REVISIÓN DEL CONTROL DE ESPERAR Y PESAR 1. Se cierra el pozo después de una surgencia y se registra la información sobre la SIDPP, SICP estabilizadas y el tamaño de la surgencia. 2. El primer cálculo debería ser el de la densidad del fluido de control. 3. El resto de la hoja de trabajo se completa mientras que se incrementa la densidad del fluido en las piletas o fosas activas. 4. Cuando está listo para circular, la bomba se pone a la velocidad de la tasa de control, mientras se mantiene la tubería de revestimiento apropiado (contrapresión) con el estrangulador ajustable. 5. Mantenga la presión de la tubería de perforación (o tubería) de acuerdo con el cuadro de presión. Todos los ajustes de presión empiezan con el ajuste de la tubería de revestimiento (contrapresión) desde el estrangulador. Se debe registrar cada ajuste en la presión. 6. Cuando el fluido pesado alcanza el trépano, mant- enga la presión de la tubería de perforación (o tubería) en la Presión de Circulación Final hasta que el fluido de control pesado regresa a la superficie. 7. Si la presión de la tubería de perforación no es correcta, se debe ajustar a su valor apropiado. Para hacer esto, determine la cantidad de presión (alta o baja) que se debe corregir. No lo estime. Generalmente no se consideran los pequeños cambios de menos de 50 psi (3,45 bar) a no ser que la presión baja o excesiva sea crítica). Se debe sumar o restar la cantidad de presión que se necesita del valor de la tubería de revestimiento (contrapresión). Se debería tomar en cuenta el tiempo de retraso para que este cambio en la presión se refleje en el medidor. Cuando gas o líquido que sigue al gas empieza a pasar por el estrangulador, se debe estabilizar la presión de la tubería de revestimiento en el último valor que fue registrado. Una vez que se estabilizan las presiones, entonces se debe ajustar la presión de la tubería de perforación (o tubería) y mantenerlo a su valor apropiado hasta que se haya controlado el pozo. 24 4200 832 Contador de Golpes o Emboladas Bomba Presión de la Bomba Tubería de perforación / Tubería / Standpipe Presión del Estrangulador Tubería de revestimiento / Cabeza del Pozo Velocidad,Stks/min Golpes / Emboladas 0 5400 Contador de Golpes o Emboladas Bomba Presión de la Bomba Tubería de perforación / Tubería / Standpipe Presión del Estrangulador Tubería de revestimiento / Cabeza del Pozo Velocidad,Stks/min Golpes / Emboladas Tal ves tomara mas emboladas que las calculadas para tener un fluido de control homogéneo en la superficie, antes de parar la bomba, el pozo debe monitorear se por incremento de presión. Si no se incrementa la presión probablemente el pozo esta controlado Cuando usa el método de esperar y pesar, el primer cálculo debería ser la densidad del fluido de control.
- 20. 7-19 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS PROBLEMA DE EJEMPLO Nota:El procedimiento delineado abajo es para usar en pozos verticales donde las profundidades medidas son esencialmente las mismas que la profundidad vertical real. A igual que con los procedimientos de los Métodos de Esperar y Pesar y del Perforador, el tratamiento especial que requieren los pozos con ángulos elevados se puede encontrar más adelante en este capítulo. Ahora en el siguiente Método Concurrente se usarán los mismos datos sobre el pozo y la surgencia que se usaron en los ejemplos anteriores para el Método del Perforador y el Método de Esperar y Pesar. 1. El pozo se cerró ante una surgencia. El tamaño de la surgencia o ganancia, la presión de cierre en la tubería de perforación (SIDPP) y la presion de cierre en la tubería de revestimiento (SICP) están registradas en una hoja de trabajo. En este momento hay suficientes datos disponibles para realizar los cálculos estándares para el control del pozo. Peso de Lodo de Control (KMW)ppg = (SIDPPPSI ÷ TVDpie ÷ 0.052) + Peso Original del Lodo (OMW)ppg = (520 ÷ 10000 ÷ 0.052) + 12.5 = 13.5 ppg Peso de Lodo de Control (KMW)kg/m³ = (SIDPPbar ÷ TVDm ÷ 0.0000981) + Peso Original del Lodo (OMW) kg/m³ = (13.85 ÷ 3048 ÷ 0.0000981) + 1498 = 1618 kg/m³ Al Método Concurrente, que involucra pesar el fluido mientras se está en el proceso de circular y sacar el amago del pozo, también se le ha llamado el Método de Circular y Pesar o el Método de Incrementar el Peso Lentamente. Es un método primario para controlar pozos con una presión de fondo constante Para ejecutar el Método Concurrente se requiere hacer algo de contabilidad y cálculos, mientras está en el proceso de circular y sacar el amago del pozo, porque podrían haber densidades diferentes e intervalos irregulares en la sarta Dado que hay que hacer algunos de los cálculos muy rápidamente, a menudo el personal operativo ha optado por el Método del Perforador o el Método de Esperar y Pesar, rechazando el Método Concurrente por ser demasiado complicado. El siguiente diálogo y ejemplos demuestran cómo se puede realizar la recolección de los datos necesarios y los cálculos subsiguientes de manera sencilla . No es una tarea tan grande como para causar un rechazo inmediato para tomar en cuenta del Método Concurrente. Normalmente los registros de los datos se lleva de manera centralizada en el panel del operador del estrangulador en el plataforma del equipo de perforación. La recolección de los datos necesarios resulta ser una herramienta muy valiosa en cuanto a ayudar organizar las operaciones de control y dar confianza a los que están haciendo el trabajo. En resumen, ellos pueden saber qué está pasando y sentir que están controlando la situación. Se necesita registrar dos columnas de datos, además de lo que normalmente se lleva (es decir, los cambios de presión que se requieren a medida que cambia el peso del fluido versus cuándo los diferentes fluidos entran a la sarta y llegan el trépano). Algunos operadores requieren que los datos para el Método Concurrente se registren aun cuando tienen la intención de usar el Método del Perforador o el Método de Esperar y Pesar. De esta manera, estando los datos necesarios siempre disponibles, se puede recurrir al Método Concurrente en caso de problemas en el proceso de incrementar el peso del fluido sin tener que cerrar y luego volver a establecer la circulación. (Es durante el arranque y el cierre que es más probable que ocurran pérdidas de circulación o amagos secundarios). Por lo tanto, en vista de las potenciales ventajas ofrecidas por el Método Concurrente, se recomienda que se mantengan registros adecuados durante el proceso de circular y sacar cualquier amago o surgencia. En esta sección se usa una muestra de la hoja de trabajo y se ofrece como guía. Algunas operaciones requieren que se registren los datos concurrentes del método aun cuando tengan la intención de usar otros métodos. MÉTODO CONCURRENTE
- 21. 7-20 CAPÍTULO7 Ajuste la presión decirculación de la tubería de perforación de la ICP a la FCP a medida que los fluido más densos son bombeados al trépano. A. Presión de Circulación Inicial (ICP)psi = SIDPPpsi + Presión de Tasa de Control (KRP)psi = 520 + 770 = 1290 psi Presión de Circulación Inicial (ICP)bar = SIDPPbar + Presión de Tasa de Control (KRP)bar = 35.85 + 53.09 = 88.08 bar B. Presión de Circulación Final (FCP)psi = KRPpsi x KMWpsi ÷ OMWppg = 770 x 13.5 ÷ 12.5 = 832 psi Presión de Circulación Final (FCP)bar = KRP kg/m³ x KMWpar ÷ OMW kg/m³ = 53.09 x 1618 ÷ 1498 = 57.34 bar C. El volumen interno de la sarta de perforación )generalmente se expresa en golpes o emboladas de bombeo). D. Se debe ajustar la presión que está circulando en la tubería de perforación de la ICP a la FCP a medida que los fluidos más densos se bombean al trépano. Generalmente los ajustes en la presión se calculan como psi por punto de peso del fluido. Ajuste por Corrección de la Densidad / presión psi/pt = (ICP - FCP) ÷ ([KMW - OMW] ÷ 10) = (1290 - 832) ÷ ([13.5 - 12.5] ÷ 10) = 45.8 psi/pt Ajuste por Corrección de la Densidad/Presión bar/10 kg/m³ = (ICP - FCP) ÷ ([KMW - OMW] ÷ 10) = (88.08 - 57.34) ÷ ([1618 - 1498] ÷ 10) = 0.023 bar/10 kg/m³ Nota: se puede expresar gráficamente el programa de la presión de la tubería de perforación tal como se muestra. 2. La circulación se inicia al bombear el fluido de peso original, tomando los retornos a través del estrangulador que está controlado como para mantener la presión en la tubería de revestimiento constante tal como se detalla en la parte de este capítulo sobre Conectar la Bomba. 3. Después de que la bomba haya alcanzado la tasa de control deseada, manteniendo la contrapresión con el estrangulador, en el valor de la presión de cierre de la tubería de revestimiento estabilizada, anote y registre la presión de circulación inicial, leyendo por directa, la ICP. Compárela con la ICP calculada y, si existe una diferencia de más de 50 psi (3.45 bar), investíguela. 4. Manteniendo la presión de la tubería de perforación a la ICP establecida y la tasa de la bomba tal como en el Paso 3, empiece a agregar peso a las fosas activas. A medida que cada punto de incremento de peso en el fluido (un punto es igual a una décima de libra por galón) va entrando a la tubería de perforación, se le debe informar al operador del estrangulador. En el formulario de datos se registra el tiempo y el conteo total de los golpes de la bomba junto con el nuevo peso del fluido que entra. El número de golpes para que este fluido más pesado llegue al trépano se calcula (por medio de agregar la capacidad interna total de la sarta de perforación expresada en golpes de la bomba al total del conteo de golpes cuando se empezó a ingresar el nuevo peso del fluido) y se registra en la hoja de trabajo. Cuando este fluido más pesado llega al trépano, se ajusta el estrangulador por la cantidad del Ajuste de Corrección de la Densidad/Presión la cual, en este ejemplo, es 45.8 psi/pt (0.023 bar/10 kg/m³).
- 22. 7-21 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS 5. Los ajustesal estrangulador que se describen en el Paso 4 se repiten a medida que cada punto de incremento en el peso del fluido llega al trépano. Después de que el último fluido de control esté en el trépano, la presión de la tubería de perforación debería estar en la presión que se calculó para la circulación final, la cual se debe mantener hasta que se haya recobrado el fluido de control pesado en los retornos en la superficie. Estando el pozo lleno del fluido de control pesado, verifique para ver si el pozo está controlado. Al utilizar el Método Concurrente tal como se describe resultará algo de contrapresión adicional por encima de la requerida para equilibrar la presión poral de la formación. Esto se debe a que no se permite ninguna disminución en la presión de la tubería de perforación en tanto el fluido más pesado alcanza el trépano. En la mayoría de los casos, esto no debería ser un problema porque sólo alcanza 100 psi (6.89 bar) o menos. Sin embargo, si se puede incrementar el peso de fluido rápidamente, o en el caso de los pozos profundos, quizás sea deseable controlar la tasa del incremento en el peso del fluido para limitar la cantidad de contrapresión. En el problema del ejemplo, si todos los incrementos que se requieren en el peso incrementado estuviesen adentro de la sarta antes de que fuese tiempo de hacer un ajuste en la disminución de la presión, el exceso de la contrapresión alcanzaría a aproximadamente 275 psi (18.96 bar). Una manera de evitar este exceso de contrapresión sería el de incrementar el peso sólo parcialmente, digamos a 12.8 ppg (1534 kg/m³), luego mantener el peso que entra a 12,8 ppg (1534 kg/m³) hasta que pase por el trépano. La presión de circulación aproximada debería estar entonces a 1.060 psi (73.87 bar) y el exceso de la contrapresión estaría limitado a menos de 100 psi (6.89 bar). A continuación se resumen las ventajas del Método Concurrente. w Se puede empezar la circulación inmediatamente después de haber determinado las presiones estabilizadas en la superficie. Esto podría mantener libre a la tubería además de evitar la necesidad de emplear el Método Volumétrico para evitar un incremento excesivo en la presión de la superficie debido a la migración de gas que podría ocurrir durante el tiempo que se necesita para pesar el fluido de las piletas para el Método de Esperar y Pesar. w La circulación puede continuar a lo largo de la operación de control dado que no se requiere ningún período de cierre para incrementar el peso del fluido en las piletas. Esto podría ser beneficioso en aquellos pozos donde la circulación ayuda a mantener la tubería libre y ayuda a evitar que el hoyo se empaque alrededor de la sarta de perforación. w No hay ningún apagado ni arranque de bombas programados (como lo hay en otros métodos) reduciendo así la probabilidad de una surgencia secundaria o el ejercer una contrapresión excesiva que podría resultar en una pérdida de circulación. 1200 1000 1300 1100 800 900 Nuevo Peso del Lodo en ppg Nuevo Peso del Lodo @ Emboladas Nuevo Peso del Lodo @ Trépano - Presión DP - Nuevo Peso del Lodo 12.5 0 905 1290 12.6 50 955 1244 12.7 1198 12.8 290 1195 1153 12.9 1107 13.0 1061 13.1 530 1435 1015 13.2 770 1675 969 13.3 924 13.4 890 1795 878 13.5 1010 1915 832 Presión de Circulación Inicial = 1290 Presión de Circulación Final = 832 Cuadro de presión para el método concurrente. Si usa el método concurrente, quizás resulte en una contrapresión adicional por encima de la requerida para equilibrar la formación.
- 23. 7-22 CAPÍTULO7 w El MétodoConcurrente provee un método sistemático para tratar las variaciones en el peso del fluido, ya sea más pesado o más liviano, sin interrumpir la circulación. Se pueden aplicar estas técnicas en los Métodos del Perforador o Esperar y Pesar como una manera de afinar la cantidad de contrapresión que se mantendrá, asegurándose de que no ingrese ningún fluido adicional de la formación, o que no ocurra ninguna falla en la formación. Esto podría ser especialmente beneficioso en aquellos equipos de perforación que tienen una capacidad limitada para mezclar fluidos y el incremento en el peso del fluido es de 1.0 ppg (119 kg/m³) o más. EMBOLADASPRESIÓNDEPRESIÓNDE AJUSTEDEPRESIÓNFLUIDOENTRADA FLUIDOSALIDA POSICIÓNESTRANGULADORNIVELDE HORAOVOLUMEN CIRC.TEÓRICA CIRC.ACTUAL +/-PSI@AJUSTEDEEMBOLADASPRES.DESPUÉSPESO/VISCOSIDADPESO/VISCOSIDAD%ABIERTO PILETASCOMENTARIOS: 0200 Shut In 520 820 12.5 48 12.5 5555 0 +16 Surgencia, presiones de cierre estabilizadas 0205 50 1290 820 12.5 50 12.5 57 40 +16 Empezar la circulación por estrangulador a 24 0210 170 1290 -46 1075 1244 820 12.6 52 12.5 60 40 +16 12.6 inicio en hoyo 0215 290 1290 -92 1195 1152 830 12.8 54 12.5 58 40 +16 12.8 inicio en hoyo 0225 530 1290 -136 1435 1016 840 13.1 56 12.5 58 38 +17 13.1 inicio en hoyo 0235 770 1290 -46 1675 970 850 13.2 58 12.5 60 36 +18 13.2 inicio en hoyo 0245 890 1290 --92 1795 878 870 13.4 58 12.5 60 36 +19 13.4 inicio en hoyo 0250 1010 1290 -46 1915 832 870 13.5 56 12.5 58 35 +20 13.5 inicio en hoyo 0253 1075 1244 860 13.5 54 12.5 58 40 +22 1º ajuste de presión DP a 12.6 en el trépano 0258 1195 1152 860 13.5 54 12.5 6 42 +23 2º ajuste de presión DP a 12.8 en el trépano 0303 1435 1016 865 13.5 52 12.5 54 44 +24 3º ajuste de presión DP a 13.1 en el trépano 0318 1675 970 870 13.5 52 12.5 54 45 +26 4º ajuste de presión DP a 13.2 en el trépano 0328 1915 878 870 13.5 52 12.5 54 46 +28 5º ajuste de presión DP a 13.4 en el trépano 0333 2500 832 880 13.5 54 12.5 54 50 +29 6º ajuste de presión DP a 13.5 en el trépano 0400 2750 932 +136 3405 900 13.2 54 12.5 54 55 +31 Barita linea plugada. 13.2 In. 0438 3300 832 -136 3655 1250 13.5 54 0 25 +80 Lodo Entrada de vuelta a 13.5 0500 3405 968 200 13.5 54 12.5 50 70 0 12.5 ppg en el estrangulador 0505 3655 832 350 13.5 52 12.5 60 65 0 Presión DP ajustado a 13.2 en el trépano 0515 3810 832 150 13.5 52 12.5 50 85 0 13.5 de vuelta en el trépano 0522 120 13.5 52 100 0 13.5 de vuelta a la superficie Es necesario registrar la información en el método concurrente. TUBERÍADE REVESTIMIENTO Hoja de Datos Operativos para el Control de Pozos
- 24. 7-23 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS CONSIDERACIONES: DESVIADOS/ HORIZONTALES Las mejorastecnológicas en los instrumentos, herramientas y técnicas han hecho que la perforación horizontal sea algo rutinaria en alguna áreas. Sin embargo, durante muchos años para controlar un pozo, a raíz de problemas relacionados con ángulos pronunciados, los pozos direccionales eran ignorados en su mayoría. Aunque la física para el control de pozos no cambia, hay algunas consideraciones cuando se tratan los amagos en pozos muy desviados. Las consideraciones para los métodos de presión constante en el fondo, para los pozos con ángulos pronunciados son: w Cálculo de la presión de la fricción basados en profundidades medidas. w Cálculo de la presión hidrostática basado en profundidad vertical real. w Selección del mejor método para controlar el pozo. El Método de Esperar y Pesar utiliza una tabla de valores calculados para predeterminar los cambios en la presión en el medidor de la tubería de perforación a medida que se bombea el fluido de control pesado desde la superficie hasta el trépano. Estos cambios son causados principalmente por dos variables. w Un incremento en el peso del fluido de control por la sarta, lo cual disminuye la presión. w Presión por fricción adicional (resistencia al flujo) que se incrementa en la sarta debido a la circulación de un fluido más pesado. En un pozo vertical, se requieren algunos cálculos básicos para graficar los valores de presión disminuidos y los golpes de la bomba cuando se prepara un programa de presión. Se hacen dos supuestos. El primero es que el largo de la columna del Lodo de Control Pesado se incrementa en la misma cantidad para cada incremento en los golpes de la bomba. Esto es correcto si la sarta no tiene ningún cambio en el diámetro interior (ID) de los tubulares, la tubería de perforación (TP), las extra-pesadas (HW) y los portamechas (DC). El segundo supuesto es que la altura vertical real de la columna del fluido de control pesado incrementa en la misma cantidad para cada incremento en los golpes de la bomba. Esto es verdad si el pozo es vertical y el primer supuesto es correcto. Si se usan las hojas de control de Esperar y Pesar estándares en pozos sumamente desviados, los cálculos podrían resultar en la imposición de una contrapresión más elevada de la requerida para equilibrar la presión de la formación. En algunos casos esto puede llegar a ser tanto como 500 psi (34.48 bar). En la hoja de control de Esperar y Pesar estándar, los cálculos predicen la presión de la tubería de presión desde la ICP hasta la FCP basado en los golpes de la bomba (el volumen a la profundidad medida), tratando el incremento en la hidrostática y la fricción como una simple relación lineal. Es decir, el cambio en la presión se mantiene constante para cada incremento de volumen bombeado desde la superficie hasta el trépano. Agua Zona Productiva MD para Cálculos de Presión por Fricción TVD para Cálculos de Presión Hidrostática Lecho del Mar Vertical Direccional Horizontal Punto Horizontal Punto de Arranque Presión de Circulación Inicial Presión de Circulación Final Presiones de pozos rectos versus pozos con ángulos pronunciados Los cálculos en una hoja de control de esperar y pesar estándar podría resultar en una contrapresión más elevada de la requerida para equilibrar la formación.
- 25. 7-24 CAPÍTULO7 En pozos horizontalessumamente desviados se debe tratar la relación de la hidrostática y la fricción por separado, con la fricción basada en la profundidad medida y la hidrostática en la profundidad vertical real (TVD). Es posible lograr el pleno efecto de la presión hidrostática con los varios cientos de golpes que todavía quedan para bombear el fluido de control hasta el trépano (y el incremento resultante en la fricción). Si esta presión adicional no es aceptable, se debe usar un programa para compensar por el aspecto direccional del pozo. El programa de presión para un pozo sumamente desviado u horizontal sólo tendrá un programa de presión lineal en la parte vertical desde la superficie hasta el punto de arranque o KOP. Luego, desde el KOP hasta el trépano, los cálculos están basados en los datos direccionales (TVD y MD). El programa de presión del pozo horizontal tiene un cambio en la presión lineal para la sección vertical, un programa para el radio desde el KOP hasta el horizontal y luego un cuadro de presión lineal desde el punto horizontal hasta el trépano. Los cálculos se hacen complejos, usando varios grupos de datos direccionales y largo medidos. A continuación se encuentran los cálculos necesarios. Repita el #3 durante varios largos iguales a lo largo de la curva de un pozo direccional para graficar cuál debería ser la presión de circulación. (Esto funciona también para las profundidades o largos de tubería vertical, horizontal y en espiral). Quizás note que cuando el largo horizontal es significativo (es tan largo como/más largo que la parte vertical del pozo), que la CPKOP quizás esté por debajo del valor FCP y luego se incrementa a la FCP debido a un incremento en la fricción. Esto se debe al incremento en la presión hidrostática sobre la TVD, sin agregarle la fricción de la KOP hasta el trépano en la sección horizontal. 1. Calcule el Incremento en el Gradiente de Fricción de la Circulación (psi/pie o bar/m) Incremento en Fricciónpsi/pie = (FCPpsi - Presiónpsi de Tasa de Control Original) ÷ Largo de la sartapie Incremento en Fricciónbar/m = (FCPbar - Presiónbar de Tasa de Control Original) ÷ Largo de la sartam 2. Calcule el Incremento en el Gradiente de la Presión Hidrostática (psi/pie o bar/m) Incremento en Hidrostáticapsi/pie = SIDPPpsi ÷ TVDpie del pozo Incremento en Hidrostáticabar/m = SIDPPbar ÷ TVDm del pozo O, Incremento en Hidrostáticapsi/pie = (KWMppg - OWMppg) x 0.052 Incremento en Hidrostáticabar/m = (KWMkg/m³ - OWMkg/m³) x 0.00000981 El cálculo de arriba supone que se reunirá el fluido de control o que se usará un fluido de control calculado para ser más pesado que el actual. 3. Calcule la Presión de Circulación (CP) a una profundidad dada (requiere tanto la profundidad MD como la TVD) CP = ICP + (Incremento en la Fricción x MD) - (Incremento en la Hidrostática x TVD) CPpsi = ICPpsi + (Incremento en Fricciónpsi/pie x MDpie) - (Incremento en Hidrostáticopsi/pie x TVDpie) CPbar = ICPbar + (Incremento en Fricciónbar/m x MDm) - (Incremento en Hidrostáticobar/m x TVDm) En pozos horizontales sumamente desviados se debe tratar la relación de la hidrostática y la fricción por separado.
- 26. 7-25 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS De este diálogo,surgen algunas preguntas. ¿Son necesarios los pasos adicionales? y ¿el Método de Esperar y Pesar es la mejor selección? Si la diferencia de presión entre los golpes hasta el punto de arranque en un programa de presión estándar y la presión calculada en la CPKOP es más de 100 psi (6.89 bar), entonces probablemente esté justificado. Si es menos de 100 psi (6.89 bar), quizás sea mejor usar sólo el método estándar para calcular el programa de presión, a no ser que esté cerca a la MASP (Máxima Presión de Superficie Permisible), o quizás tenga complicaciones de pérdida de circulación. Factores tales como el tamaño de la surgencia, la MASP y SICP podrían indicar que se grafiquen las presiones con exactitud y se adhiera estrictamente a las mismas. El cuadro de abajo muestra las diferencias siguiendo una grafica estándar o recta para la presión del pozo (ICP a FEP) versus la presión requerida por los cálculos. En este ejemplo no se requieren cálculos especiales para cambiar la presión desviada cuando el ángulo promedio es menos de 60º y/o la intensidad del amago es menos de 1,0 ppg (130 kg/m³). En general, mientras más elevado sea el ángulo y/o el incremento en el fluido de control pesado, mayor es la necesidad por un cuadro de presión detallado para evitar una sobre presión del pozo. A continuación hay un método sencillo para determinar la disminución que se requiere en la presión para equilibrar o exceder apenas la presión de la formación mientras bombea el fluido de control desde la superficie hasta el trépano en un pozo desviado. La solución gráfica que se ofrece en la página 143 simplifica lo que de otra manera requeriría numerosos cálculos detallados. Primero es necesario graficar la ICP y la FCP vs. los golpes (o volumen) en papel gráfico. Después, hay que determinar cuál es la mayor discrepancia. Esto ocurrirá alrededor del final del incremento en el ángulo. El cálculo # 3 en la página 144 predecirá la CP. De la MD, se pueden determinar y graficar el volumen y los golpes. Luego se puede determinar la diferencia en la presión. Una de las principales ventajas del Método de Esperar y Pesar es que en los hoyos rectos resulta en presiones más bajas en la superficie anular cuando el fluido de control pesado sube por el espacio anular antes de que un influjo de gas llegue a la superficie. Esto resulta en un incremento de la presión hidrostática anular y, por lo tanto, requiere menos presión en la superficie (contrapresión en el estrangulador) para equilibrar la presión en la formación. En los pozos horizontales, o los que El tamaño del amago de reventón, MASP y SICP pueden indicar que se grafiquen las presiones con exactitud y se adhiera estrictamente a las mismas. COMPARACIÓN DE LA MÁXIMA DISCREPANCIA EN LA PRESIÓN VS LA GRÁFICA DE PRESIÓN PARA POZOS RECTOS Y CON ÁNGULO PRONUNCIADO PRESIÓN DE CIRCULACIÓN CALCULADO A EOB TVD INTENSIDAD ÁNGULO PROMEDIO MÉTODO DEL POZO MÉTODO DE POZO SI ES MÉTODO DE MD A EOB DEL AMAGO EN GRADOS RECTO PTO. A DESVIADO PTO. B POZO RECTO, A - B PIES PIES PPG DEGREES PSI PSI PSI 12000 7654 1.0 60 878 825 53 5786 1.0 75 804 721 83 3910 1.0 90 738 622 116 7654 2.0 60 1156 1051 105 5786 2.0 75 1008 841 167 3910 2.0 90 876 643 233 7654 3.0 60 1435 1276 159 5786 3.0 75 1212 961 251 3910 3.0 90 1014 659 355 15000 9154 1.0 60 959 900 59 6563 1.0 75 828 757 95 3910 1.0 90 738 583 155 9154 2.0 60 1319 1200 119 6563 2.0 75 1104 914 190 3910 2.0 90 876 635 241 9154 3.0 60 1679 1500 179 6563 3.0 75 1356 1071 285 3910 3.0 90 1054 652 402 LOS CÁLCULOS USAN 11,5 PPG PARA EL FLUIDO ORIGINAL, 3º/100 PIES DE TASA DE INCREMENTO EN EL ÁNGULO, 2000 PIES A KOP.
- 27. 7-26 CAPÍTULO7 tienen ángulos sumamentepronunciados, el efecto del incremento en la presión hidrostática no se logra hasta que el fluido de control empieza a subir por la parte vertical del hoyo, es decir, por encima del Punto Horizontal (HOP). Si el volumen de la sarta de perforación más el volumen de espacio anular de la TD hasta el HOP es mayor que el volumen en el espacio anular del HOP hasta la superficie, entonces el influjo circulará y saldrá antes de que el fluido más pesado empiece a controlar el espacio anular, Las presiones en la superficie ya habrán alcanzado su valor más alto (a igual que en el Método de Perforador). En este caso, el principal beneficio del Método de Esperar y Pesar es la oportunidad de controlar el pozo en una circulación. Otros beneficios, tales como una menor presión en la superficie que en el Método del Perforador, quizás no se pueda realizar plenamente o podría falta por completo. Se debería considerar el Método del Perforador como una opción viable dado que el fluido de control pesado no está en la parte vertical del pozo antes de que el influjo circula y sale. El Método del Perforador se adapta bien para controlar pozos horizontales. Ofrece la sencillez por encima de otros métodos (especialmente, a la luz del diálogo anterior de cómo calcular el programa del cambio en la presión en el Método de Esperar y Pesar). También minimiza el tiempo de cierre y quita el influjo en menos tiempo que el Método de Esperar y Pesar, sin necesidad de seguir ningún cuadro complejo de presión. Independientemente de qué método se usa para circular y controlar el pozo (E y P, Perforador, Concurrente) o si se usa la aplicación del pozo desviado, la ICP y FCP serían iguales. La diferencia entre los cálculos para controlar pozos verticales y pozos desviados/horizontales ocurre entre la ICP y la FCP, estando la mayor discrepancia al final del incremento del ángulo. Los cálculos para los pozos desviados/horizontales serán muy parecidos a las presiones de circulación que ocurren durante la segunda circulación del Método del Perforador. Los pozos con ángulos pronunciados y los pozos horizontales pueden mostrar un comportamiento inesperado después de que se haya circulado y sacado el amago de reventón. Un motivo de esto es el derrumbamiento o agrandamiento en las secciones de lutita, mientras que las secciones de arena podrían estar relativamente en calibre (debido a la costra de fluido que se va formando en la cara de las arenas permeables). Estas secciones de derrumbes irregulares pueden resultar en cavidades con acumulación de gas al circular y sacar el influjo. A velocidades de circulación más lentas, el gas migra a estas secciones. Una vez que se cree que el pozo está controlado, es normal abrir los preventores de reventones y circular del fondo hacia arriba para limpiar el pozo. Típicamente, esto se hace a tasas de circulación más elevadas (por ejemplo, flujo turbulento). Esto puede proveer un trabajo eficiente de barrera y sacar el gas de las cavidades lavadas. El gas se expandirá libremente y pronto aparecerá en la superficie como: w Un incremento en la tasa del retorno del fluido, en el sensor de flujo. w Un incremento en la fosa, indicado por el PVT. w Fluido severamente cortado con gas. Obviamente, bajo estas condiciones, se debe cerrar el pozo de nuevo y circularlo por el estrangulador y el separador de fluido-gas. Es posible que este gas sea suficiente para causar otro amago de reventón de la formación si no se cierra y se controla. Dado que el fluido ya está en el peso de control, se debería usar el Método del Perforador para terminar de circularlo. Resista la tentación de incrementar el peso del fluido. Se podría necesitar otra circulación a tasas de bombeo más elevadas para terminar con la limpieza de cualquier cavidad de gas que quede. Para controlar los pozos horizontales, hay que tomar en cuenta las diferencias entre la TVD, y la MD y como la sección horizontal afectará la detección de amagos de reventón y los esfuerzos para controlar el pozo y los cálculos, tal como se ilustra arriba. Éstos incluyen: w Mientras las formaciones productivas estén expuestas, las capacidades potenciales de flujo se incrementan enormemente. Esto puede resultar en influjos más grandes, mayores riesgos de pérdida de circulación y complicaciones con los equipos de superficie. w Los amagos o kicks son más difíciles de detectar en la parte horizontal donde primero ocurren. La única defensa podría estar en la parte vertical del pozo. Las condiciones del pozo deben estar supervisadas cada minuto cuando están en zonas de posible presión alta. El perforador tiene que estar alerta para incrementos en la velocidad de penetración, cambios en la presión de la bomba, etc. La cantidad de influjo puede ser mucho mayor de lo parece en primera instancia. w La diferencia entre la SIDPP y la SICP será mínima, a no ser que el tamaño del influjo sea mayor que el volumen horizontal, o si el influjo se extiende a la parte vertical. w Existe la posibilidad de que la surgencia entre a los puntos débiles o a las fracturas a lo largo del hoyo horizontal, dando lecturas de presión en la superficie que no son confiables. Cuando se cierra el pozo, supervíselo para ver si tiene fluctuaciones o El método del perforador es muy adecuado para controlar los pozos horizontales.
- 28. 7-27 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS una disminución enla SIDPP o SICP. Es posible que haya una pérdida de circulación inmediatamente después de un amago de reventón y podría llevar a un reventón subterráneo y que la tubería se atasque en la sección horizontal. w El gas quizás no migre o puede migrar más lentamente en la sección horizontal que en la sección vertical o curvada. Asimismo, cuando está circulando el influjo, en tanto que sigue en la sección lateral, no deberá haber ninguna expansión (siempre y cuando que la presión en el fondo del hoyo siga constante). Una vez que está en la sección vertical, la expansión y los ajustes en la presión serán más frecuentes para mantener una presión constante en el fondo del hoyo. w En la sección horizontal, el gas puede quedarse en la parte superior o arriba en el hoyo, especialmente si la sección tiene alguna cavidad para atrapar el gas en la parte superior. Este gas quizás no circule y salga y puede ser un problema mientras extrae la tubería, sacando así este gas a la parte vertical. w El orden de la sarta en un pozo horizontal quizás sea a la inversa de la perforación convencional. Es decir, los portamechas están cerca de la superficie, la HWDP (tubería de perforación extra pesada) debajo de los portamechas, y la tubería de perforación y las herramientas debajo de la HWDP. Todo esto afecta los volúmenes anulares y las velocidades mientras que están circulando un influjo, con velocidades (y potencial de expansión) más elevadas. w El gas podría estar más extendido debido a la parte horizontal y el derrumbe del hoyo. Sin embargo, una vez que llega a la sección vertical, especialmente en el área de los portamechas, el influjo se alargará debido al espacio libre y más pequeño en el espacio anular. La velocidad por el estrangulador puede incrementarse rápidamente, incrementando la presión en el estrangulador. En ese momento quizás haya que ajustar rápidamente el estrangulador para mantener la presión correcta en el fondo del hoyo y para minimizar la presión en la zapata de la tubería de revestimiento y en las formaciones más débiles. w Cuando está calculando la densidad del fluido de ahogo, la profundidad apropiada es importante. Aunque el pozo quizás tenga una profundidad medida (MD) que sea varios miles de pies más largos que la profundidad vertical real (TVD), se sigue usando la TVD para calcular este fluido de control. Asimismo, la MD se usa para calcular los volúmenes para cualquiera de los dos tipos de pozo. Aunque esto parece sencillo, las cosas sencillas han resultado en muchos reventones. w Si ocurre alguna condición como, por ejemplo, la pérdida de circulación u otros problemas relacionados con el control de un pozo, quizás sea necesario detener el control y evaluar nuevamente el mejor método para controlar el pozo. La seguridad del personal siempre debe ser la parte más importante del proceso de planificación y ejecución para un control de pozo. w Se dejan fluir los pozos durante la perforación con Insuficiente contrapeso / producción mientras están perforando (UBD/PWD). El control de estos pozos podría dañar su futura producción. Sin embargo, se puede cerrar el pozo y calcular el fluido de control pesado. Si el pozo tiene fracturas verticales, el pozo todavía podría fluir, dado que el fluido de control podría haber entrado en una fractura que estaba vacía o agotada. Acumulación De Recortes Cavidades De Gas El pozo horizontal puede crear complicaciones. El gas quizás no migre o puede migrar más lentamente en la sección horizontal.
- 29. 7-28 CAPÍTULO7 PERFORACIÓN BAJO BALANCEUBD)/ PRODUCCIÓN MIENTRAS PERFORA (PWD) Los pozos UBD o PWD se desvían de las metodologías estándar para su control, porque dependen mucho de los equipos de superficie para mantener el control del pozo, en vez de la presión hidrostática de la columna del fluido. Se permite que el pozo fluya, y ese flujo se tolera hasta cierto punto. Se debe notar que esta técnica no es adecuada para todas las áreas. Los pozos que tienen un potencial de flujo elevado o presiones y temperaturas altas deben ser perforados con las técnicas y procedimientos para controlar pozos convencionales. La UBD/PWD tiene varias ventajas: w Provee información sobre la producción y el reservorio mientras se perfora. w Minimiza potenciales daños por la presión hidrostática o fluido de perforación en la formación. w Reduce o elimina las complicaciones en las potenciales zonas de pérdida de circulación. La base para la UBD/PWD o sea, perforar mientras está fluyendo el pozo, se fundó en las técnicas de perforación con aire. En la UBD/PWD se usan condiciones de sub balance UBD/PWD (es decir, una presión combinada hidrostática y circulante menor que la presión de la formación). En algunas áreas, esto requiere fluidos de baja densidad, tales como agua, salmueras o aceites. En formaciones con presiones por debajo de lo normal se puede inyectar gas (generalmente nitrógeno) en el sistema de circulación para reducir la presión hidrostática efectiva. La perforación continúa cuando se entra en una formación productora, a no ser que las presiones o tasas de producción lleguen a ser demasiado grandes. En este punto generalmente se controla el pozo utilizando técnicas de control convencionales. Con la introducción de los equipos de UBD, perforar mientras fluye el pozo (por tanto, PWD), se convirtió en una realidad para muchos pozos horizontales. Mucha de la tecnología UBD/PWD es la misma que las técnicas de perforar con aire, con la excepción de los equipos clasificados para presiones más altas y las instalaciones de producción/ almacenamiento en el lugar. PERFORANDO SIN RETORNO Perforar sin ningún retorno es común en muchas áreas como en la Tiza de Austin debido a las fracturas en la formación. En algunas áreas, las fracturas son tan grandes que perforar dos o tres días sin ningún retorno o con retornos limitados puede ser rutinaria. Parece que la salmuera de campo es el fluido de uso preferente dado que se puede echar en la fosa de reserva o en los tanques de fluidos. Si la salmuera disminuye, se aminoran las velocidades de la perforación y el bombeo, hasta que se pueda obtener suficiente agua y continuar con la perforación normal. SEPARADOR DE LODO-GAS INADECUADO En los pozos UBD/PWD los separadores de gas (separadores de lodo-gas) a veces se sobrecargan y [el lodo-gas] se escapa a los tanques de separación. Se debe disminuir el tamaño del estrangulador lentamente hasta que el gas deja de salir de la línea del flujo del separador. Si parece que se está descontrolando, se puede cerrar el pozo y decidir de controlar el pozo. AMAGO O KICK EXTENDIDO Extender un amago o una surgencia es una técnica que en la Tiza de Austin mantiene el pozo bajo control por medio de perforar mientras que fluye. Se descubrió que la mayoría de los pozos quedaban arruinados después de encontrar un amago o kick porque la manera aceptada era de bombear 10 ppg (1198 kg/m³) de salmuera por el hoyo para controlar la presión. Se encontró que aparentemente cada fractura a través de la Tiza de Austin parecía estar agotada o con una presión por debajo de la normal. Al avanzar con la perforación, sin usar ningún fluido de control pesado y controlando la formación por medio de usar la contrapresión en el estrangulador, se podía perforar el pozo hasta la próxima fractura. Al llegar a la siguiente fractura, que se supone que tiene una presión por debajo de la normal, la presión actual invadía la zona agotada, lo cual resultaba en una reducción en la presión en la superficie. Esta técnica ha llegado a ser común en algunas áreas que tienen este tipo de fracturas verticales. Esta es una técnica que funciona en algunas áreas, pero no en todas. Los planes para controlar un pozo tienen que ser específicos para el área y el pozo. PRODUCCIÓN DE MUCHO PETRÓLEO Una gran producción de petróleo o gas en un pozo UBD/PWD puede llevar a complicaciones, pero esto rara vez es un problema. Se puede cerrar el pozo hasta que se pueda disponer de más capacidad de almacenamiento en el lugar o de camiones cisternas para transportar el petróleo al mercado. Los equipos para UBD han hecho que la perforación mientras fluye el pozo una realidad para muchos pozos horizontales.
- 30. 7-29 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS CABEZA ROTATORIA CONFUGA Un cabezal giratorio con fuga es serio y debe ser reparado. Se puede o no cerrar el pozo. Si no lo cierra, se debe detener la perforación hasta reparar el preventor. (Las bombas se pueden dejar en marcha a criterio del operador). Se debe cerrar el preventor anular o el ariete de la tubería (o ambos) y se debe aliviar la presión del área entre el cabezal giratorio y el preventor de reventones cerrado. Luego se reemplaza el elemento del cabezal giratorio. Recuerde que el pozo está produciendo y hay presión debajo del preventor de reventones que está cerrado. Hay fluidos inflamables y existe la posibilidad de que haya fugas en el preventor de reventones cerrado y consecuentemente que haya una explosión. PERFORAR A TRAVÉS DEL PREVENTOR ANULAR Si se alcanza el límite de presión del cabezal giratorio, se puede continuar con la perforación utilizando el preventor anular del mismo modo que el cabezal giratorio. Mantenga la tubería bien lubricada y la presión de cierre al mínimo necesario para que selle. Sin embargo, recuerde que la vida útil del empaque disminuirá y, si falla, el resto de la columna del preventor de reventones debe ser adecuada como para proveer el control necesario al pozo. EXTRACCIÓN DE LA TUBERÍA Hay básicamente dos opciones si es necesario extraer la sarta de un pozo UBD/PWD. La primera es usar una unidad de amarre o snubbing para sacar la tubería bajo presión y/o mientras el pozo está fluyendo. La segunda opción requiere que el pozo esté estático. Esto hace que sea necesario que la tubería se saque hasta la sección curvada o vertical y que el pozo circule con un fluido que tenga suficiente densidad para evitar que el pozo fluya. El área amarilla es el área productiva. Los pozos horizontales cortan más áreas productivas; una buena razón para perforar horizontalmente. El área amarilla es la nuestro objetivo. Un pozo horizontal abarcar mas área de ese objetivo, y ese es una razón de los pozo horizontales. Si se produce demasiado petróleo o gas en un pozo UBD/ PWD puede llevar a complicaciones.
- 31. 7-30 CAPÍTULO7 Si ocurre unamago o un kick mientras se está extrayendo la tubería de este punto, se puede probar bajar deslizando (stripping) hasta el fondo de la tubería de revestimiento y circular un fluido más pesado. Otra técnica es la de bullhead (regresar el fluido pesado) hasta el fondo de la tubería de revestimiento justo por encima de hoyo abierto, luego verificar si fluye. Si la columna hidrostática en la tubería de revestimiento es adecuada para estabilizar el pozo, se puede continuar con la extracción. Si no se puede estabilizar el pozo, quizás haya que aplicar alguna técnica convencional para controlar el pozo. CONEXIONES DE LA TUBERÍA Si se permite que el pozo fluya, se deben usar dispositivos para proteger contra el contraflujo. A menudo se utiliza una serie de válvulas de contrapresión (BPV). Si una falla, hay otra para evitar que los fluidos de la formación venteen por la tubería hasta la plataforma del equipo de perforación. Puede haber una acumulación de presión y oleajes durante una conexión y los mismos pueden sobrepasar los límites seguros del diseño. Mantenga el tiempo de la conexión al mínimo. Si se usa solamente una BPV, el tiro o parada que se va a armar deberá tener colocada una válvula de seguridad, hasta que pueda ser conectado y armada. TÉCNICAS DE INYECCIÓN En algunas regiones es normal inyectar gas, espuma o fluido de peso liviano para reducir la presión hidrostática para lograr tasas elevadas de penetración y/o para evitar daños a la formación. Esto se puede hacer inyectando por la sarta, en la tubería de revestimiento, o por las sartas secundarias de la corrida de tubería, sartas de tubería de revestimiento. Las tasas de inyección se pueden variar para controlar la presión y la tasa de flujo en la superficie. Los equipos básicos consisten de un separador de lodo-gas, una línea para quemar gas, líneas de flujo, tanques de separación y bombas para transportar el petróleo a tanques de fractura o almacenamiento y circular el fluido de vuelta a los tanques para ser usado de nuevo. Se puede usar una unidad de Gas Natural Comprimido (GNC) para recolectar el gas en ves de quemarlo. En una locación en tierra, es importante la iluminación nocturna. Por lo general el torrero o el enganchador trabaja en los tanques de separación y necesita buena iluminación en ese lugar. Se pueden armar los equipos de UBD/PWD con dispositivos muy sofisticados, incluyendo zarandas, controladores de arena, separadores de gas, múltiples líneas de quema, flotadores automáticos e indicadores en los tanques y luces de advertencia. Los reglamentos estatales y federales pueden dictar lo mínimo necesario, pero es la seguridad la que dicta el arreglo máximo de los equipos. A menudo los equipos UBD/PWD hacen que una ubicación en tierra parezca una refinería en miniatura. Cuando un operador construye una ubicación o especifica la ubicación de los equipos, se debe tomar en cuenta los vientos prevalecientes cuando están ubicando las líneas de quema. Es importante el acceso de los camiones cisternas - se debe construir un lugar para que puedan dar vuelta para tener acceso a los tanques de almacenamiento de fluidos y petróleo. Deben haber caminos para todo tipo de clima cuando el pozo entra en la parte horizontal. En algunas áreas, esto quizás no sea una preocupación seria. A continuación hay una norma y la disposición de la ubicación de UBD/PWD. Ubicación Estándar Fosa de Reserva Pasarela Zarandas Generador Agua dulce Tanque de Combustible Tarimas Para Tubería Torre De Perforación Trailer Para El Jefe De Equipo Motores Del Malacate Trailer Para El Consultor Bombas De Lodo Ubicación Con Unidad Pwd Fosa De Quema Lugar Para Dar Vuelta Los C Bombas Pwd Generador Control Geológico Retorno Agua Dulce Pileta O Fosa Doble De Reserva Agua Para Lavar En Este Lugar. Bomba Para La Fosa De Reserva Válvula De Cambio Tanque Petróleo Fresco Tanque Petróleo Fresco Tanque Petróleo Fresco Tanque De Separación Pasarela Del Separador De Gas Torre De Perforación Zarandas Agua Dulce Gener- ador Comb- ustible Tanque De Salmuera De 10 Libras Tanque De Salmuera De 10 Libras Trailer Del Operador Direccional Y Mwd Trailer Del Jefe De Equipo Trailer Del Consultor Sistema De Estrangulación O Comandos Del Choke Lugar Para Dar Vuelta Los C En algunas regiones es normal inyectar gas, espuma o fluidos de peso liviano para reducir la presión hidrostática para una alta penetración. EQUIPOS UBD/PWD
- 32. 7-31 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS CABEZALES GIRATORIOS /DE CONTROL El cabezal giratorio, originalmente fue diseñado para perforar con aire con límites operativos en rangos de baja presión (menos de 500 psi (34.48 bar). Si la presión se incrementaba más, el operador tendría que operar a través del espacio anular. Con el incremento de la actividad de la perforación horizontal UBD/ PWD, se creó la necesidad de cabezales giratorios o de control que pudieran controlar la presión al perforar con insuficiente contrapeso. Han ocurrido varios accidentes con el cabezal giratorio al poner demasiada presión en la goma de dicho cabezal. Esto hizo que fuesen necesarios que los cabezales giratorios y de control, que tenemos hoy en día sean mejores y mas seguros, de los cuales, varios modelos pueden sostener una presión estática de hasta 5000 psi (344.75 bar). Las siguientes son consideraciones especiales para obtener un rendimiento óptimo de los cabezales giratorios y de control. Cuando piden estos equipos, se debería especificar que sean del tipo Kelly. Generalmente se recomienda mantener por lo menos un juego adicional de elementos de sellado en el sitio en todo momento, en caso de tener que reemplazar uno o más de los mismos. Se recomienda que la unidad de cierre para el cabezal giratorio sea independiente de la unidad de cierre principal. TIPOS KELLY w Tri-Kelly - El Tri-Kelly es quizás el tipo kelly óptimo porque tiene tres lados y una esquina lisa y redondeada, lo cual da una vida de deslizamiento más larga. w Hex-Kelly - El Hex-Kelly es más común que el tri- kelly. Sin embargo, las esquinas filosas sí cortan un poco la goma del deslizador y acortan su vida de desgaste. w Square-Kelly [Kelly Cuadrado] - El Kelly Cuadrado es quizás el menos deseable. La experiencia en el campo ha demostrado que es difícil lograr un buen sellado utilizando esta forma con un cabezal giratorio. GOMAS PARA DESLIZAMIENTO (STRIPPING) w Se usan gomas naturales de deslizamiento para perf- oración con aire, gas y a base de agua. Están disp- onibles en diseños para presión alta o presión baja. w Hay gomas de deslizamiento de poliuretano disponibles para perforación con fluidos a base de aceite. w Se pueden diseñar otros compuestos de elastómeros a medida, basados en las condiciones y los requerimientos de operación. PRUEBAS DE PRESIÓN Se deben realizar las pruebas de presión siguiendo los procedimientos de pruebas del fabricante del cabezal giratorio. ANULAR DOBLE Cuando empezó la perforación horizontal, los cabezales giratorios no eran adecuados para manejar la presión, entonces los operadores empezaron a usar el anular doble. Con el avance hacia los cabezales giratorios para alta presión, el uso de este preventor está declinando. El anular doble también está restringido por la altura de la subestructura en muchos equipos de perforación. CONSIDERACIONES ESPECIALES - POZOS CON ÁNGULOS PRONUNCIADOS / HORIZONTALES Y UBD/PWD El representante del operador debe capacitar a todas las cuadrillas de los equipos de perforación antes de perforar la curva. Ellos necesitan entender que quizás se cierre el pozo en cualquier momento y a menudo parece ser más serio de lo que realmente lo es. Hay que probar los equipos de superficie antes de perforar la curva (además de las pruebas normales) y las cuadrillas deben entender que los equipos para prevenir los reventones sí funcionarán. Es bueno mostrarles el informe de la prueba para fortalecer su confianza. Asegúrese que todos conozcan cuáles son sus puestos y responsabilidades. Se deben realizar reuniones oportunas sobre la seguridad. Las tareas de la cuadrilla para los pozos horizontales son similares a las de los pozos verticales En todas las operaciones se requiere seguridad y en la mayoría los puestos de trabajo durante un amago o kick son iguales. Por ejemplo, en muchos pozos UBD/PWD, el representante del operador generalmente está en el estrangulador, el perforador está en el freno y el jefe de cuadrilla de perforadores está en los controles del acumulador. El torrero o enganchador está en los tanques de separación para bombear el petróleo y el fluido cuando sea necesario y para informarle al perforador acerca de cualquier problema que ocurra. El puesto del motorista es típicamente en las bombas y la válvula del fluido de control en caso de alguna emergencia. Los ayudantes deben ayudar al torrero o motorista, a ver si hay alguna fuga alrededor de los equipos de prevención de reventones e informarle al perforador. Si hay un ingeniero de lodos en el sitio, él puede ayudar al torrero a cambiar el petróleo y el fluido de perforación por medio del uso de las bombas. Asegúrese que los números telefónicos de Demasiada presión en el la goma del cabezal giratorio puede causar accidentes con el cabezal giratorio.
- 33. 7-32 CAPÍTULO7 emergencia estén colocadosen varias ubicaciones y que todo el mundo en el sitio sepan dónde están. Cuando ocurre el primer amago o kick, con el petróleo y gas que fluyen a la superficie, tiembla el equipo de perforación, las líneas de fluyo saltan hacia arriba y abajo, y las llamas de la quema, pueden ser una experiencia aterradora. Una capacitación adecuada puede ser la mejor preparación para este tipo de experiencia. En los pozos UBD/PWD, se recomienda que la parte horizontal tenga dos representantes del operador trabajando en turnos de doce horas. Esto se debe a que, la mayoría de las veces, los pozos que están fluyendo requieren supervisión adicional en la plataforma. MODIFICACIONES EN EL CUADRO DE PRESIÓN Los cálculos y el tratamiento del cuadro de presión desde la ICP hasta la FCP son una simplificación exagerada de lo que realmente está pasando en las presiones de circulación. En la mayoría de los casos esto resulta en mantener la presión un poco más alta contra la formación a medida que se bombea el fluido de control al trépano. Los factores que generalmente no se toman en cuenta en las hojas de trabajo para controlar pozos son: w Las diferencias en el ID para la fricción de la circulación (BHA, sartas usadas, etc.). Una pequeña diferencia en el diámetro puede hacer una gran diferencia en la fricción. w Los cálculos del cambio en la presión suponen que cada golpe mueve el fluido la misma distancia. Si el BHA tiene un ID menor que la tubería de arriba, cada golpe de la bomba desplazará el fluido una distancia mayor de lo que haría si estuviera en la tubería con el mayor diámetro. w La fricción por los motores, las herramientas y el trépano. Las pérdidas por la presión de la fricción por los motores de fondo y las herramientas de registro generalmente están bien documentados a las tasas de bombeo óptimos, pero no necesariamente es así a las tasas de control (lento). Se pueden hacer cálculos para negar estas pérdidas de presión, resultando en una disminución menor de psi/pie (bar/m) a medida que se bombea el líquido de control. w Inclinación del hoyo. Tal como se comentó en la 1300 to Lodo de control llenando el espacio anular 1200 1100 1000 900 800 0 200 400 600 800 1000 1200 A B C D D A B C C Lodo de control hasta parte superior de los portamechas o drill collar Lodo de control hasta el Trépano Lodo de control después que pasó por el trépano EMBOLADAS DE LA BOMBA FCP 832psi Esquema de presión en DP por método estándar (ICP-FCP) /Total de Emboladas al trépano = psi/100 stks 100 CDPP Min.para Equilibra FBHP Ajustado por: CDPP=ICP-Incremento Hidrostático + Incremento en Fricción ICP 1,290psi PRESION DE LA BOMBA Disparidad Máxima en B = 44psi (Demasiada contrapresión) ICP = 1290 FCP = 832 A = 814 B = 788 C = 831 D = 833 Gráfico Estándar ICP a FCP versus la distribución actual de la presión. Asegúrese que los números telefónicos de emergencia estén colocados en varios lugares.
- 34. 7-33 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS sección sobre lospozos Horizontales y Desviados, en estas condiciones los incrementos en la fricción e incrementos en la presión hidrostática no son lineales (psi/pies [bar/m]). w Pérdidas por fricción anular. La forma tradicional de pensar coloca la fricción anular a tasas de circulación lentas en valores mínimos. Éstas generalmente se desechan. Sin embargo, con los diámetros más pequeños, esto puede ser varios cientos de psi (bar) y deben ser tomados en cuenta. Esto se puede tratar de manera similar a la fricción en la línea del estrangulador en los preventores de reventones submarinos, es decir, la presión del estrangulador se ajusta más bajo por la cantidad de fricción. w Tecnologías de MWD/LWD. Varios arreglos de instrumentos transmiten la presión de fondo mientras circula. La diferencia entre la presión hidrostática y la presión anular de circulación informada, da la pérdida por fricción anular real. Esto se trata a igual que arriba. w Propiedades de los fluidos. Las propiedades de fricción varían según el tipo de fluido, tiempo de circulación y velocidad. Obviamente que si se toma en cuenta todo lo anterior, una hoja de cálculo electrónico sofisticada quizás sea más beneficioso que los cálculos típicos para las hojas de trabajo. En aquellas aplicaciones, o cuando se puede anticipar que habrán pérdidas, se deberían considerar hojas de cálculo específicos para el pozo que toman en cuenta lo de arriba. CONSIDERACIONES SOBRE LA TUBERÍA FLEXIBLE (COILED TUBING) Las técnicas para controlar pozos y los principios que fueron comentados en este capítulo, por lo general no están limitados por el tipo de unidad. Según la geometría del pozo y el tipo de unidad, quizás no sea necesario hacer ninguna modificación a los cálculos. Sin embargo, este no es el caso con las unidades con tubería flexible, que tiene tubería en el carrete en la superficie. Si se utiliza la técnica de Esperar y Pesar, se debe aplicar la fórmula para determinar la presión de circulación en cualquier punto. Quizás requiera varios barriles (o m³) o varios cientos de golpes bombeados antes de que el incremento en la hidrostática del fluido de control empiece a bombearse verticalmente. Esto resulta en un incremento en la fricción de circulación a medida que se bombean en la campana del carrete y a través del resto de la sarta en espiral. El incremento en la presión hidrostática no ocurre sino hasta que el fluido de control es bombeado verticalmente por la tubería flexible al pozo. Se puede usar el siguiente cálculo (tal como se comentó previamente) para calcular la presión de circulación en varios puntos. Presión de Circulación = ICP + (incremento en la Fricciónpsi/pie or bar/m x MD) - (Incremento en la Hidrostáticapsi/pie or bar/m x TVD) Se puede describir el Método Volumétrico como un medio para proveer una expansión controlada del gas durante su migración. Se puede usar desde el momento en que se cierra el pozo después de un amago o kick, hasta que se pueda poner en marcha un método de circulación y se pueda usar, para traer un amago o kick de gas a la superficie sin usar una bomba. A igual que con otros métodos de presión constante en el fondo del hoyo, el Método Volumétrico está basado en los principios de la Ley de Gas. Cambia la presión por volumen en el momento apropiado para mantener una presión en el fondo de hoyo que es igual a, o un poquito más alta que, la presión de la formación con el amago o kick, sin exceder la presión de fractura de la formación. La intención del Método Volumétrico no es la de controlar el amago de un reventón, sino más bien es un método para controlar las presiones de fondo y en la superficie hasta que se puedan iniciar los procedimientos de control. En los casos de amagos descomprimidos, se puede usar este método para traer el influjo a la superficie. Y, siempre y cuando que no se permita el ingreso de ningún flujo adicional, las técnicas volumétricas se pueden usar para reemplazar el gas con fluido para que el pozo vuelva a tener el control de la presión hidrostática. Los efectos del gas que va migrando por el hoyo hacia arriba, ya se ha comentado previamente en este manual en la Teoría de las Surgencias o Amagos o también llamados Kick. La preocupación principal es que el gas que migra puede causar incrementos en la presión en la superficie, en el fondo y en todo el pozo que, a su vez, podrían causar la falla de los equipos en la superficie o de la tubería de revestimiento, o una falla en la formación con las resultantes pérdidas de retornos y posiblemente un reventón subterráneo. El Método Volumétrico reduce estas presiones altas por medio de una purga sistemática de fluido para permitir la expansión del gas. El método vol- umétrico permite una expansión controlada del gas durante su migración. MÉTODO VOLUMÉTRICO PARA CONTROLAR POZOS
- 35. 7-34 CAPÍTULO7 Hay varias situacionesen que se podría aplicar el Método Volumétrico. w La sarta está fuera del hoyo w Las bombas no pueden operar debido a algún malfuncionamiento mecánico o eléctrico w La sarta está taponada w Hay un período de cierre como para incrementar el peso del fluido de perforación antes de usar Esperar y Pesar, o para reparaciones en los equipos de superficie (estrangulador, tubería, mezcladores de fluido, etc.) w Un derrumbe en la sarta de perforación que impide el desplazamiento del amago o kick por uno de los métodos de circulación w La sarta está a una distancia considerable del fondo y el amago del reventón está por debajo de la sarta w Se acumula presión en la tubería de revestimiento en un pozo de producción o inyección debido a una fuga en la tubería o el empaque w Durante operaciones de deslizamiento (stripping) o intervención con presión. Por lo general se puede determinar la necesidad de usar el Método Volumétrico por el comportamiento de la presión en la tubería de revestimiento tan pronto como apenas unos minutos después de que se ha cerrado el pozo. Si la presión en la tubería de revestimiento no se incrementa después de unos 30 minutos, probablemente no hay ningún gas asociado con el amago o kick. (con excepción de los pozos con fluido a base de aceite o que están sumamente desviados, donde la solubilidad o el ángulo del hoyo puede impedirlo o hay una migración lenta.) Si la presión de la tubería de revestimiento sigue incrementándose por encima de la presión de cierre original, hay gas. Existe la posible necesidad de usar el Método Volumétrico cuando hay demoras en iniciar un método de circulación principal. 1. La Ley del Gas. Normalmente se usa la Ley de Boyle a los fines de controlar pozos (ignora los efectos de la temperatura y los factores de la compresibilidad del gas). LEY DE BOYLE P1 x V1 = P2 x V2 Donde: P1 = la presión en la posición 1; V1 = el volumen en la posición 1; P2 = la presión en la posición 2; y V2 el volumen en la posición 2. La Ley de Boyle describe la relación presión/ volumen del gas. Si el gas se expande (incrementando el volumen) la presión adentro del gas disminuirá. Esto es precisamente la acción tomada con el Método Volumétrico. Se deja expandir la burbuja de gas por medio de purgar un volumen calculado de fluido en la superficie, reduciendo así las presiones en el hoyo. 2. La Teoría de la Burbuja Única. Se utiliza en el comentario sobre el control de pozos por su simplicidad. También se supone que un amago de reventón o kick viene desde la profundidad total del pozo. En realidad, un amago de reventón puede estar extendido, en forma de muchas burbujas, a lo largo de miles de pies o metros, lo cual significa que a la hora en que se cierra el pozo se ha permitido una expansión considerable de gas. Esto significa que hay una SICP más baja. Nota. Por lo general se estima la densidad del gas de 1.25 a 2.75 ppg (150 a 330 kg/m³) siendo 2.2 ppg (264 kg/m³) la norma para pozos de 10000 pies (3048 m). A medida que el gas se expande, su densidad disminuye. Un gas muy poco profundo podría ser menos de 0.25 ppg (30 kg/m³). GAS SITP SICP H MW MW BHP TVD Hm Altura de lodo por encima del gas Nomenclatura: BHP = presión de fondo, psi (bar) HP = presión hidrostática psi (bar) SITP = presión de cierre en la , psi (bar) SICP = presión de cierre en la tubería de revestimiento, psi (bar) MW = peso de lodo, ppg (kg/m³) l = laltura de la columna de lodo por encima del gas, pie (m) H = altura de la burbuja de gas, pie (m) Hm = altura del lodo debajo del gas, pie (m) Ptg = presión encima del gas, psi (bar) Pbg = presión en el fondo del gas, psi (bar) TVD = profundidad vertical real, pie (m) Se usa la teoría de una sola burbuja en los comentarios sobre el control de pozos por su simplicidad.
- 36. 7-35 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS Se puede tratarla burbuja de gas que va subiendo como una presión en la superficie con respecto al fluido que está debajo de ella. Este concepto también se puede usar en los cálculos para determinar las presiones en la burbuja de gas o las presiones en el fondo del hoyo. La presión del fondo del hoyo es la suma de la presión de la burbuja de gas en el fondo, el Pbg, mas la presión hidrostática de la columna del fluido debajo del gas. 520 820 Ann. = 0.05618 bbl/pie 12.5 ppg 5000' Ann. = 0.0503 bbl/pie 7450' 10000' Amago o Kick de gas FBHP = 7020 psi Condiciones iniciales 2000 1500 1000 500 20 40 60 80 100 Perfil típico de la presión de la tubería de revestimiento cuando se puede usar la SIDP para controlar la FBHP y geometría del hoyo uniforme Purgar el lodo del espacio anular a una tasa (Velocidad reducida de bombeo), como para mantener la SIDP entre 620 a 670 psi 50 psi de Margen para Trabajar 100 psi de sobre equilibrio El incremento en la presión del estrangulador es igual a la disminución en la presión hidrostática. Presión mínima del estrangulador para equilibrar la FBHP Tamaño De La Burbuja De Gas, Barriles (Kick De Gas + Expansión) Presión Del Estrangulador, psi 820 SICP (2) El perfil de la presión en el espacio anular: Las presiones anulares que se experimentan durante un procedimiento de control volumétrico correctamente ejercido serán muy parecidas a las presiones vistas en la primera circulación en el Método del Perforador. (3) Fluido para purgar: El Método Volumétrico permite una expansión de gas controlada para que no haya ningún influjo adicional y las presiones se mantengan por debajo de la fractura de la formación. Esto se hace por medio de purgar cantidades calculadas de fluidos del espacio anular. BHP = Pbg + HP del fluido debajo del gas o BHP = Pbg + (Hm x MW x Factor de Conversión) BHPpsi = Pbgpsi + HPpsi del fluido debajo del gas o BHPpsi = Pbgpsi + (Hmpie x MWppg x 0.052) BHPbar = Pbgbar + HPbar del fluido debajo del gas o BHPbar = Pbgbar + (Hmmm x MWkg/m³ x 0.0000981) 3. Determinación de la Presión en el Fondo del Hoyo. (1) BHP = HPlodo - HPinflujo del amago o kick + SICP o cuando el amago o kick está en posición tal como se muestra en el dibujo en la página 7-34. BHPpsi = ([TVD - H] X MWppg x 0.052) + Hpie x densidad del gasppg x 0.052) + SICPpsi BHPbar = ([TVD - H] X MWkg/m³ x 0.0000981) + Hm x densidad del gas kg/m³ x 0.00000981) + SICPbar Se puede tratar la burbuja de gas que va subiendo como una presión en la superficie con respecto al fluido debajo de ella.
- 37. 7-36 CAPÍTULO7 Cada barril (o m³ ) de fluido que se purga del espacio anular hace que: A. El gas se expanda equivalente a un barril (m³); B. Se disminuya el fluido hidrostático en el espacio anular; C. Se disminuyan las presiones en el hoyo; D. La presión de la tubería de revestimiento en la superficie debería mantenerse igual (se mantienen constante intencionalmente mientras se purga con el estrangulador). La cantidad de fluido que se purgará es la expansión de gas que se requiere para regresar la BHP a la presión de la formación más el sobre equilibrio deseado. Se recomienda usar un estrangulador manual. Asimismo, en este método es sumamente importante la medición del volumen. Donde sea posible, se sugiere que el fluido retorne de un separador de gas a un pequeño tanque de desplazamientos. Note que es importante purgar el fluido del espacio anular a una tasa que permita mantener la presión en la tubería de revestimiento constante. La presión de la tubería de revestimiento se mantendrá constante sólo mientras se purga fluido. En otros momentos, se permite que la presión de la tubería de revestimiento se incremente, reflejando los efectos de la migración. Así, se logra el control volumétrico con una serie de pasos que hace que la presión en el fondo del hoyo suba y baje sucesivamente. Paso 1. Deje que el gas migre y que las presiones en el hoyo incrementen. Paso 2. Purgue el fluido (manteniendo la presión en la tubería de revestimiento constante) y las presiones del hoyo disminuyan. Los paso se repiten hasta que el gas llega a la superficie o se inicien otras operaciones de control. De esta manera, se mantiene la presión en el fondo del hoyo dentro de un rango de valores que son lo suficientemente altos como para evitar otro influjo, pero lo suficientemente bajos como para evitar que la formación se fracture. Método Volumétrico Durante El Deslizamiento De La Sarta (Stripping) Sin Expansión Use el Tanque de Maniobras para el Control del Volumen. Se permite que la presión de la tubería de revestimiento incremente debido a la migración por medio de purgar sólo la cantidad de lodo que sea igual al desplazamiento total de la tubería (No se permite la expansión de gas) Expansión Use para el Control,la Presión de laTubería de Revestimiento Mantenga la presión del estrangulador constante mientras purga 6,1 bbls de lodo del espacio anular, permitiendo que la expansión del gas neutralice los efectos de la migración. 100 psi ¸ 6.1 bbl = 16.39 psi/bbl 1.0 bbl ¸ 0.03962 = 25.24 1 /bbl 25.24 1 X 12.5 ppg X 0.65 = 16.41 psi/bbl 100 psi 100 psi 100 psi 100 psi 100 psi 1600 1400 1200 1000 800 600 7800 7700 7600 7500 7400 7300 10 10 20 30 40 50 Expansión de Gas Permitida (Bbls purgados durante el desplazamiento de la tubería) Expansión SinExpansión Presión Del Fondo Del Hoyo Upperlimitofworkingmargin Lowerlimitofworkingmargin csg.pressure readtobalanceFBHP Calculate@16.41psi/bbl 6.1bbls. 6.1bbls. 7675psi 100psimargendetrabajo 7575psi FBHP 100psisobreequilibrio 100psisobreequilibrio 100 psi de margen de trabajo 723 psi para equilibra la FBHP 7.53bbls (deslizamiento continuo - no se detiene) Presión de la Tubería de Revestimiento El control volumétrico utiliza una serie de pasos para hacer que suba y baje sucesivamente la presión en el fondo del hoyo.
- 38. 7-37 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS Los siguientes ejemplosilustran algunas situaciones comunes donde el Método Volumétrico se aplica. Suponga que se ha determinado que hay gas asociado con el amago de reventón; las presiones en la superficie se incrementan a medida que el gas migra, subiendo por el pozo. SARTA EN EL FONDO, LA SARTA NO TIENE UNA VÁLVULA DE CONTRAPRESIÓN Ésta es la aplicación más sencilla del Método Volumétrico porque se puede usar la presión de la tubería de perforación / tubería cerrada para controlar directamente la presión en el fondo del hoyo. No se necesita hacer ningún cálculo. El medidor de la presión del tubo vertical o la tubería de perforación será la guía para el control. Teóricamente, se puede purgar el fluido líquido del espacio anular para que la SIDPP siga igual. La presión del espacio anular en la superficie se incrementará por la cantidad de presión hidrostática que es purgada. Se continúa con este proceso hasta que el gas llega a la superficie. Una vez que el gas está en la superficie, no purgue el gas a no ser que se incremente la SIDPP. Si la SIDPP no se incrementa, y se purga el gas, esto podría permitir más influjo de la formación. Con el gas en la superficie y la SIDPP estabilizada, es todo lo que se puede hacer hasta que se puedan comenzar con otras técnicas para controlar el pozo (es decir, un método de circulación a una presión constante en el fondo del hoyo o el Método de Lubricar y Purgar, que se comentará luego). Dado que es casi imposible operar un estrangulador para que la tasa de purga mantenga la SIDPP exactamente, se impone un factor de seguridad. permitiendo que la SIDPP/SICP se incremente por la migración del gas. El sobre equilibrio asegura que se impone suficiente presión en el fondo del hoyo contra la formación con el amago de reventó para evitar más influjo de la formación y para compensar por los pequeños al operar el estrangulador. La cantidad de sobre equilibrio generalmente oscila entre 50 a 200 psi (3.45 a 13.79 bar). La selección está influenciada por la tolerancia permitida por la diferencia entre la SICP y la presión de integridad estimada que se calculó (MASP). Por ejemplo, si la presión de integridad estimada es de 1.050 psi (72.4 bar) y la SICP es de 800 psi (55.16 bar), entonces probablemente no se permitiría más de 100 psi (6.89 bar) de sobre equilibrio, a no ser que fuese seguro que partes del influjo estuviesen encima de la zona débil. 520 820 5000' 4070 psi 9450' 6963 psi 10000' 12.5ppg Espacioanular=.02915b/ft Espacioanular=.05618b/ft LOT=4290 MASP=1040 Espacioanular=.05053b/ft 16 bbls Gas = 57 psi = 549' FBHP = 7020 psi Condiciones Iniciales 620 885 5000' 4135 psi 9362' 9846' 6,970 psi 7,020 psi BHP = 7120 psi 484' 50 psi 154' Migration 670 916 4166 psi 6973psi@9317' 7020psi@9769' BHP = 7170 psi 451' 47 psi 231' Migration 670 849 4099 psi 6779psi@9124' 6812psi@9450' BHP = 7170 psi 326' 33 psi 550' 358 psi 16.5 bbls 670 979 4229 psi @ 5000' 4262 psi @5526' BHP = 7170 psi 526' 26.56 bbls 670 972 3890 psi 3920 psi BHP = 7170 psi 510' 28.65 bbls 670 1504 1534 psi 1441 psi 3920 psi 3770 psi BHP = 7170 psi BHP = 7020 psi 1303' 73.22 bbls 520 1411 1420' 79.80 bbls Gas migra para establecer sobre equilibrio = 100 psi Gas migra para establecer margen de trabajo = 50 psi Gas por encima de DC Si FBHP está equilibrada Parte superior del gas en la superficie Parte superior del gas en la zapata Parte inferior del gas en la zapata (empieceaverificar) P r e s i ó n d e l a b u r b u j a de gas en el fondo 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 820 16 20 30 40 50 60 70 80 90 Presiónrequeridaenlatuberíaderevestimientoparamantenerelsobreequilibriode150psi PresióndelatuberíaderevestimientorequeridoparaequilibrarlaFBHP Gas en la superficie con la BHP equilibrado en = 1400 psi SICP & 79.5 bbls Gas en la superficie1505 psi 75.0 bbls Mantener 150 psi encima de la FBHP Tamaño del amago del reventón,bbls (incluyendo la expansión) @11.57psi/bbl Presión De La Tubería De Revestimiento, psi Arriba: se pueden generar perfiles de presión a escala para estimar la máxima expansión del gas y su presión. Abajo: técnica volumétrica - expansión controlada para mantener una BHP constante. Se impone un factor de seguridad dado que el estrangulador no puede mantener la tasa de la purga a la SIDPP.
- 39. 7-38 CAPÍTULO7 Gradiente de Fluidopsi/pie = Densidad del Fluidoppg x 0.052 = 12.5 x 0.052 = 0.65 psi/pie Gradiente de Fluido bar/m = Densidad del Fluidokg/m³ x 0.0000981 = 1498 kg/m³ x 0.0000981 = 0.14695 bar/m Distancia de la Migración del Gaspie = Incremento en la Presiónpsi ÷ Gradiente del Fluidopsi/pie = 100 ÷ 0.65 = 154 pies Distancia de la Migración del Gasbar/m = Incremento en la Presiónbar ÷ Gradiente del Fluidobar/m = 6.89 bar ÷ 0.14695 bar/m = 46.9 m Esto representa la distancia desde el fondo del pozo hasta el fondo del influjo. Luego se puede estimar la presión en el fondo del hoyo al agregar la presión dentro del gas más la hidrostática del fluido debajo del gas. Asimismo, la presión hidrostática del influjo contribuye a la presión en el fondo del hoyo y puede ser tomada en cuenta. Se puede usar la ley de Boyle para demostrar que el incremento de 100 psi (6.89 bar) es igual a aproximadamente 0.71 bbls (0.113m³) de fluido en el espacio anular, tal como se muestra por: P1V1 = P2V2 7.475 psi X 52.25 bbl = (7.475 psi - 100) x V2 V2 = 52.96 bbls de gas La cantidad de expansión es de: 52.96 bbls - 52.25 bbls = 0.71 bbls P1V1 = P2V2 515.4 bar x 8.3 m³ = (515.4 bar - 6.89 bar) x V2 V2 = 8.413 m³ de gas La cantidad de la expansión debería haber sido: 8.3 m³ de gas - 8.413 m³ = 0.113 m³ En esta técnica, la presión de la tubería de revestimiento debe compensar la ausencia del fluido que es purgado del pozo. Si se deja que la presión del fondo del hoyo regrese a sus 7475 psi (515.4 bar) originales, debería haber habido una purga de 0.71 barriles (0.113 m³) de fluido mientras compensaba por la presión hidrostática del fluido purgado. La presión hidrostática de los 0.71 barriles (0.113 m³) mientras estaba en el pozo hubiese ejercido aproximadamente 15 psi (1 bar). Entonces, la presión de la tubería de revestimiento ahora tendrá que ser los 600 psi (41.37 bar) originales más 15 psi (1 bar) y ahora debería ser de 615 psi (42.4 bar). Se debería notar que si se hubiese permitido disminuir la presión de la tubería de revestimiento a 600 psi (41.37 bar) sin compensar por la presión hidrostática perdida debido a la expansión que la presión en el fondo del hoyo se hubiese visto reducido a por debajo de la presión de la formación, permitiendo así que hubiese un influjo adicional en el pozo. Cuando se abre el estrangulador para purgar fluido, dos cosas están sucediendo simultáneamente: 1) se está expandiendo la burbuja de gas y 2) está migrando el influjo. Ambos afectan la presión hidrostática en el pozo y deben ser tomadas en cuenta cuando se aplica el Método Volumétrico en el campo. LA SARTA ESTÁ FUERA DEL POZO O TAPONADA Donde no es posible/confiable usar presión de tubería / tubería de perforación cerrada para controlar las condiciones en el hoyo, se requiere usar la presión de la tubería de revestimiento o del espacio anular. El siguiente es un ejemplo: DATOS DEL POZO Profundidad: 11500 pies (3505.2 m) Tubería de revestimiento: 7 5/8” (193.67 mm) a 10000 pies (3048 m), 24 libras/pie (0.017 kg/m), 0.04794 bbls/pie (0.025 m³/m) de capacidad Tubería: 2 7/8 (73.03 mm), 10.4 libras/pie (15.48 kg/m), 0.00353 bbls/pie (0.00184 m³/m), desplazamiento, 0.00449 bbls/pie (0.00234 m³/m) de capacidad. Fuera del fondo, influjo descomprimido debajo de la tubería. Densidad del flujo: 12.5 ppg (1498 kg/m³) SCIP: 600 psi (41.37 bar) Incremento final en la fosa después de cierre: 52.25 bbls (8.3 m³) BHP de la formación: 7475 psi (515.4 bar) Supóngase que mientras está cerrado, usted está esperando órdenes, la presión de la tubería de revestimiento se incrementa de 600 a 700 psi (41.37 a 48.27 bar). Dado que el pozo se ha mantenido cerrado y la tubería no se ha movido, se puede suponer que el influjo ha comenzado a migrar hacia arriba. La BHP total es ahora 7.475 + 100 = 7575 psi (515.4 + 6.89 = 522.3 bar). Se puede hacer una estimación de la distancia de la migración. La Ley de Boyle: P1V1 = P2V2
- 40. 7-39 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS Mida cuidadosamente el fluido purgado delpozo y calcule su equivalente en densidad hidrostática. En el ejemplo dado, supóngase que la cuadrilla ha recibido órdenes de bajar hasta el fondo, deslizando (stripping) antes de poner en marcha un método de circulación. Durante la operación de deslizamiento, la tubería estará en movimiento, podría haber una migración de gas y el fluido se purgaría a través del estrangulador. Para llevar a cabo esta operación en forma segura se debe diseñar un plan o programa para controlar la presión vs el volumen. Supóngase que el pozo está cerrado con una presión de 600 psi en la tubería de revestimiento (Casing). Al diseñar un programa de purga, se escoge un margen de seguridad y un margen de trabajo. En este ejemplo nosotros usamos 100 psi (5.89 bar) para cada uno de los dos. Es decir, no se abrirá el estrangulador para hacer una purga hasta permitir que la presión en la tubería de revestimiento suba a 800 psi (55.16 bar). Durante la primera purga, se mantendrá la presión en la tubería de revestimiento entre 700 a 800 psi (48.27 a 55.16 bar). Es necesario medir cuidadosamente cualquier fluido que se purgue del pozo y estimar su equivalente en presión hidrostática. Se colocará al menos una válvula de contrapresión en la tubería para que el desplazamiento total sea el de la totalidad del diámetro exterior. 0.00802bbls/pie x 90’ = 0.72 bbls/parada o tiro 0.00412 m³/m x 27.43m = 0.113 m³/parada o tiro El equivalente del fluido del pozo en presión en la tubería de revestimiento abierta: 0.65psi/pie ÷ 0.04794bbls/pie = 13.6 psi/bbl 0.14695bar/m ÷ 0.025m³/m = 5.88 bar/m³ El equivalente de presión en el espacio anular de la tubería de revestimiento/tubería: 0.65psi/pie ÷ 0.04441bbls/pie = 14.6 psi/bbl 0.14695bar/m ÷ 0.02316m³/m = 6.34 bar/m³ Con esta información, se crea un programa de deslizamiento/purga (vea arriba). Utilizando un cuadro, los siguientes pasos describen el procedimiento cuando se desliza la tubería continuamente en el pozo. 1. Deslice hacia el pozo sin purgar el fluido hasta que la presión en la tubería de revestimiento se incremente en 200 psi o 13.79 bar (100 psi [6.89 bar] para el margen de seguridad y 100 psi [6.89 bar] para el margen de trabajo) de 600 psi (41.37 bar) a 800 psi (55.16 bar).bar) to 800 psi (55.16 bar). 2. Una vez que la presión en la tubería de revestimiento haya alcanzado 800 psi (55.16 bar), la misma se utiliza como guía para la tasa de purga. En tanto haya tubería que esté bajando en el pozo, continúe purgando a una tasa (a un ritmo de purgado) como para mantener la presión en el estrangulador entre 700 y 800 psi (48.27 y 55.16 bar). Después de purgar el equivalente de 100 psi (6.89 bar) de presión hidrostática del fluido por encima del desplazamiento de la sección cruzada de la tubería, 13.6 psi/bbl, entonces 100 psi ÷ 13.6 = 7.4 bbls (suponiendo que hay gas debajo de la tubería) permita que la presión de la tubería de revestimiento se incremente en otros 100 psi. 3. En este momento, deje de usar la presión de la tubería de revestimiento como control. A medida que se baja la tubería en el pozo, purgue cuidadosamente sólo la cantidad del desplazamiento de la tubería (0.72 bbls [0.15 m³] por cada 90’ [27.4 m] de parada) a medida que baja al pozo. Se permite que la presión en la tubería de revestimiento se incremente. Si la presión de la tubería de revestimiento no se ha incrementado por 100 psi (6.89 bar) después de que se baja la parada o tiro y se coloca en las cuñas, cierre el estrangulador y arme la siguiente parada o tiro. Continúe purgando solamente el desplazamiento de la tubería cuando se baja la parada conectada. 4. Cuando la presión de la tubería de revestimiento se ha incrementado a 900 psi (62.06 bar), el MÉTODOVOLUMÉTRICOMIENTRASSEDESLIZA NoHayExpansión UseelTanquedeManiobrasparaelControldelVolumen Sepermitequelapresióndelatuberíade revestimientoincrementedebidoalamigración,por mediodepurgarsolamentelacantidaddelodoque seaigualaldesplazamientototaldelatubería. (Nosepermitelaexpansióndegas) Expansión UseelControldelaPresióndelaTuberíadeRevestimiento Mantengalapresióndelestranguladorconstantemientras purga6,1bblsdelododelespacioanular,permitiendoquela expansióndelgasneutralicelosefectosdelamigración.n 100psi 100psi 100psi 100psi 100psi 1600 1400 1200 1000 800 600 7800 7700 7600 7500 7400 7300 10 10 20 30 40 50 Sepermitelaexpansióndelgas(Bblspurgadosalolargodeldesplazamientodelatubería) Bleed Migrate Presióndelfondodelhoyo Upperlimitofworkingmargin Lowerlimitofworkingmargin csg.pressurereadtobalanceFBHP Calculate@16.41psi/bbl 7.4bbls. 7.4bbls. 7675psi 100psiWorkingMargin 7575psi FBHP 100psisobreequilibrio 100psisobreequilibrio 100psidemargendetrabajo 723psiparaequilibrarlaFBHP 7.53bbls (Haciendostripping) PresióndelaTuberíadeRevestimiento MOVIMIENTO DE TUBERÍA BAJO PRESIÓN / (STRIPPING) Y ALGUNAS CONSIDERACIONES VOLUMÉTRICAS
- 41. 7-40 CAPÍTULO7 control cambia nuevamenteal medidor en la tubería de revestimiento. Mientras continúa deslizando, mantenga la presión de la tubería de revestimiento entre 800 y 900 psi (55.16 y 62.06 bar) hasta notar un incremento de 7.4 bbls (1.13 m³). En este punto, cambien nuevamente el control a la medición del desplazamiento de la tubería. Los pasos se repiten hasta que la tubería se haya corrido hasta el fondo o el gas haya llegado a la superficie. POSICIÓN DEL INFLUJO Para la mayoría de las técnicas volumétricas no es práctico tomar en cuenta cada cambio en la geometría. La simplicidad y un margen prudente de seguridad y trabajo mejorarán la oportunidad de tener una operación exitosa. Cuando se está deslizando la sarta hacia el pozo (bajando haciendo stipping dentro del pozo), se debe tomar en cuenta qué sucede cuando el BHA esta dentro del cuerpo principal del gas. A medida que el gas se desplaza o migra alrededor del BHA, se incrementa su largo vertical y podría resultar en una disminución en la presión hidrostática efectiva. Muchos operadores simplifican la cuestión por medio de usar el espacio anular entre la tubería y la tubería de revestimiento para los cálculos de psi/bbl (bar/m³). Aunque esto podría resultar en presiones un poco más elevadas si hay una sección larga de hoyo abierto, recuerde que la mayor parte de la expansión ocurrirá más cerca a la superficie. PRESIÓN EQUIVALENTE AL FLUIDO EN EL POZO En el ejemplo, se utilizó el volumen de la tubería de revestimiento abierto para ilustrar cómo equivaler el fluido retirado del pozo con la pérdida de presión hidrostática. Un enfoque más conservador hubiese sido el de usar el espacio anular de la tubería / tubería de revestimiento. A igual que los márgenes de seguridad, esto debe ser una decisión específica para cada pozo. Algunas de las consideraciones que hay que tomar en cuenta son las estimaciones de la posición de la burbuja, las presiones máximas permisibles, la cantidad de hoyo abierto en relación con el asiento de la tubería de revestimiento, la geometría del pozo y el tamaño de la tubería que se deslizará adentro. CÓMO SELECCIONAR LOS MÁRGENES DE SEGURIDAD Y TRABAJO La selección de los márgenes apropiados de seguridad y trabajo debe ser específico para cada pozo. Por ejemplo, la presión de la integridad de la formación podría ser una preocupación. Si, en el ejemplo de arriba, la presión estimada para la integridad de la formación fuese de 1200 psi (82.74 bar), la selección de un margen total de 200 psi (13.79 bar) probablemente sería seguro dado que 1200 - 800 = 400 psi (82.74 — 55.16 = 27.58 bar), lo cual sería una tolerancia amplia. Si la presión de la tubería de revestimiento no se incrementa después de bajar unas paradas (aproximadamente tres paradas en el ejemplo) podría significar que ya está entrando fluido en el pozo y que se ha excedido la presión de fractura. Una vez que se haya establecido que está entrando fluido en el pozo, se puede continuar con el deslizamiento por medio de continuar con la purga de justo la cantidad de fluido como para igualar el desplazamiento total de la tubería. En esta situación, menos entraría a la fuerza en la formación y las pérdidas podrían parar una vez que el gas sube por encima del punto de fractura. DESLIZAMIENTO CON TUBERÍA DE PEQUEÑO DIÁMETRO El procedimiento de deslizamiento en el ejemplo es muy adecuado para condiciones con tamaños de tubería más grandes e influjos de gas de 50 bbls (7.95 m³) o menos. Cuando se usa una tubería más pequeña a la de 2-3/8” (60.33 mm) de OD en amagos de reventón que son mayores a 50 bbls (7.95 m³), un procedimiento que es un poquito diferente (y más sencillo) ha tenido éxito. Usando el mismo ejemplo: 1. Establezca los márgenes de seguridad / trabajo a igual que antes. 2. Purgue un volumen de fluido (en este caso usamos los 6.1 bbls o 0.97 m³ más conservadores) del pozo que sea igual a la presión hidrostática del margen de trabajo (100 psi o 6.89 bar) mientras que mantiene la presión de la tubería de revestimiento constante en 800 psi (55.16 bar). 3. Cierre el estrangulador y continúe deslizando sin purgar hasta que la presión de la tubería de revestimiento se incrementa por los 100 psi (6.89 bar) del margen de trabajo (a 900 psi o 62.06 bar). El incremento en la presión de la tubería de revestimiento es causado por los efectos de la migración y la compresión del gas por el volumen de la tubería que se desliza en el pozo. (Esto elimina la necesidad de coordinar la purga con el movimiento de la tubería y la medición de los barriles purgados para así compensar por el total del desplazamiento de la tubería). 4. Después de alcanzar la Presión de la Tubería de Revestimiento Cerrado deseado (900 psi), Para escoger los márgenes de seguridad y de trabajo apropiados, hay que hacerlo en base a cada caso.
- 42. 7-41 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS comience a purgarfluido nuevamente del pozo a una tasa que permite mantener firme la presión de la tubería de revestimiento dentro de los límites del margen de trabajo (800/900 psi) hasta 6.1 bbls por encima de la sección cruzada. Repita los pasos 3 y 4 hasta que la tubería está en el fondo o el gas está en la superficie. El Método de Inyectar y Purgar a menudo es una continuación del Método Volumétrico y se utiliza una vez que el fluido del amago de reventón llega al cabezal del pozo. También se usa si las perforaciones o los puertos giratorios de la tubería están taponados o la tubería está llena de arena o taponada, y no es factible circular porque las presiones se elevarían en el pozo y comenzarían a alcanzar los valores máximos clasificados para el cabezal del pozo. En el Método de Lubricar y Purgar, el fluido se bombea en el pozo y se permite que caiga por el espacio anular. Se debe dar suficiente tiempo para que el fluido empiece a afectar (incrementar) la presión hidrostática en el espacio anular. Dado que se le agregó una presión hidrostática al pozo, se puede sacar o purgar una contrapresión que sea igual al incremento por la hidrostática. Para empezar a lubricar y purgar, el fluido se debe bombear al pozo. Este fluido debe medirse cuidadosamente. Del número de golpes de la bomba o de la medición del volumen bombeado, se puede calcular la altura del fluido cuando está en el hoyo. Una vez que se conoce la altura, se puede determinar el incremento que se ha generado por la presión hidrostática. Este valor es lo que se purgará en la superficie. EJEMPLO Presión en la superficie (SICP) es de 4650 psi (320.62 bar) ID de la tubería de revestimiento = 0.004” (152.5 mm) OD de la tubería = 2-7/8” (73.03 mm) Peso del fluido = 9.0 ppg 1078 kg/m³ La bomba es una Gardner Denver PZ9 con una producción o rendimiento de 0.044 bbl/stk (0.007 m³/stk) En este ejemplo, prenderíamos la bomba lo suficiente como para superar un poco las presiones del hoyo. Esto requiere una bomba de alta presión. La bomba hace que el fluido entre en el pozo, lo cual incrementa las presiones. Por lo tanto, se deben limitar la presión y el fluido inyectado normalmente a un incremento de 200 psi (137.9 bar) por encima de la presión de cierre. Cuando se inyectó el fluido, hizo falta 195 golpes para incrementar la presión en la tubería de revestimiento en 200 psi (13.79 bar): a 4850 psi (334,4 bar). Se puede calcular el volumen bombeado en el pozo: 195 stks x 0.044 bbl/stk = 8.58 bbls 195 stks x 0.007 m³/stk = 1.365 m³ Bombee (Inyecte) fluido al pozo Permita que el fluido caiga Purgue presión de la bomba Purgue el incremento en la presión hidrostática Presión hidrostática ganada. Proceso de lubricar y purgar El método de lubricar y purgar a menudo es una continuación al método volumétrico. INYECTAR Y PURGAR (LUBRICACIÓN)
- 43. 7-42 CAPÍTULO7 Queremos evitar laspresiones excesivas en todo momento. Sin embargo, debemos esperar hasta que el fluido caiga por el espacio anular entes de que podamos purgar los 200 psi (13.79 bar) de presión de inyección y regresar la presión de la tubería de revestimiento a las 4650 psi (320.62 bar). Si no esperamos que el fluido caiga, podemos perder fluido y la presión hidrostática del pozo cuando empezemos a purgar. Sólo recién después de que pase suficiente tiempo se puede purgar el incremento en la presión por la inyección. La espera para que caiga el fluido depende de la geometría del pozo, del tipo de fluido y de la sección por la cual tiene que atravesar en su caída. Esto puede llevar de 15 a 30 minutos o más, según el tipo de fluido y la geometría del pozo. Después, podemos calcular cuánto fue el incremento en la presión hidrostática cuando bombeamos líquido en el pozo y luego purgamos un monto equivalente de contrapresión. Primero, hay que calcular la altura del volumen bombeado. 8.58 bbls ÷ 0.027 bbl/pie = 318’ 1.365 m³ ÷ 0.01408 m³/m = 97.9 m. Ahora calcule el incremento en la presión hidrostática. 9.0 ppg x 0.052 x 318’ = 149 psi (aprox. 150 psi) 1078kg/m³ x 0.0000981 x 97.9 m = 10.3 Los 150 psi (10.3 bar) de incremento en la presión hidrostática se resta de la presión actual de 4650 psi (320.62 bar) en la tubería de revestimiento y luego se purga la presión de la tubería de revestimiento hasta ese valor. 4560 psi - 150 psi = 4500 psi 320.62 bar - 10.3 bar = 310.32 bar El procedimiento, de la inyección del fluido, de la espera para que mantenga la presión hidrostática, y luego de la purga de la presión de la tubería de revestimiento, se repite hasta que el espacio anular esté lleno de fluido y el valor de la tubería de revestimiento sea 0 psi. Si el pozo no tuviera suficiente contrapeso, se debe reemplazar el espacio que ocupa el gas en el hoyo con un fluido lo suficientemente pesado como para compensar el insuficiente contrapeso de la presión (eso quizás no sea posible determinar y no se pueda predecir. Algunos de los peores reventones han ocurrido durante los viaje o maniobras. Si el peso del fluido no es lo suficientemente pesado como para operar sin formar un amago de reventón, esta descompresión durante el viaje, estaría indicada porque el hoyo no aceptaría la cantidad apropiada de fluido de llenado. Los amagos de reventón durante un viaje, generalmente resultan de la falla en detectar una descompresión. Una vez que se haya determinado que un influjo entró en el hoyo (debido al llenado inapropiado o la detección de flujo) y se cierra el pozo, las presiones deben ser bajas. Una vez cerrado, se puede usar el stripping o snubbing para controlar el pozo a la vez que se incorporan correcciones volumétricas a la presiones que se mantienen durante la circulación en el viaje de regreso al fondo. Las correcciones volumétricas compensan por los cambios en el largo del amago de reventón a medida que cambia la geometría del hoyo y debido al desplazamiento de fluido fuera del pozo por la expansión del gas. Si se ignoran estas consideraciones, la presión hidrostática puede bajar lo suficiente como para permitir que entre más influjo en el pozo. Si es posible, se considera que hacer stripping nuevamente hasta el fondo es la mejor opción. El viaje de regreso al fondo y cuáles son las presiones que hay que mantener versus el incremento en el volumen pueden ser complejos por los múltiples tamaños de tubería y la geometría del pozo. Una vez que está en el fondo, y circula el fondo arriba, utilizando el Método del Perforador, se debería recuperar el control hidrostático del pozo. Aunque no está recomendado, el concepto de bajar por etapas hasta el fondo es usar un fluido mucho más pesado de lo que se requiere a esa profundidad para sobre compensar por el amago de reventón en el hoyo. Esto debería tomar en cuenta la profundidad donde estará circulando, el efecto que tendrá un fluido más pesado y el ECD en la zapata de la tubería de revestimiento, o las zonas débiles en el hoyo. Después de haber circulado el fluido pesado, el pozo se mantiene estático por la hidrostática adicional. En este punto generalmente se abre el preventor y se corre una cantidad predeterminada de tubería en el pozo. El proceso de circular un fluido pesado y luego maniobrarlo de vuelta a una profundidad predeterminada se repite hasta que la tubería esté de regreso en el fondo. Cada circulación utiliza un fluido pesado menos denso hasta que esté en el fondo, donde se circula el peso apropiado de lodo. Algunos de los peores reventones han ocurrido durante viajes. AMAGOS DE REVENTÓN, CUANDO LA TUBERÍA NO ESTÁ TOCANDO FONDO
- 44. 7-43 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS Pueden surgir variascomplicaciones de bajar por etapas hasta el fondo. Primero, no se puede controlar el pozo hasta que el amago de reventón esté fuera del hoyo y se acondicione toda la columna de fluido. Segundo, si el influjo es gas, migrara, se expandiría y desplazaría el fluido del pozo, resultando en una pérdida hidrostática que podría llevar a que un influjo adicional entre al hoyo. Asimismo, si se corre demasiada tubería, el fluido pesado desplazado por la maniobra de la tubería reducirá la presión hidrostática y puede permitir que el pozo fluya. Si la tubería se está maniobrando, hasta que se nota que el pozo está fluyendo, el influjo adicional y las presiones de cierre más altas pueden causar más complicaciones. Si el influjo es gas y está por debajo de la punta de la sarta, el mantener las presiones de circulación programadas sin usar las correcciones volumétricas para la expansión del gas puede llevar a un mayor influjo y el desastre. Se debe hacer hincapié en que los incrementos en los niveles de los fluidos en las fosas (que no se deba al desplazamiento de la tubería, el material pesado o los productos químicos para tratar el sistema de fluidos durante la circulación) es probablemente debido a la migración y la expansión del gas. Deslizamiento es mover una tubería hacia adentro o hacia afuera de un pozo contra la presión del pozo cuando la fuerza de esa presión es menos que el peso de la tubería que se está deslizando. Recuerde que puede haber un influjo adicional y/o presiones excesivas si la presión no se controla y se corrige para el desplazamiento de la tubería que se está deslizando y la expansión del gas. Tenga cuidado cuando está deslizando [la tubería]. Si no se mantiene el peso de tubería necesario (al maniobrarlo hacia adentro o hacia afuera bajo presión), la tubería puede salir disparada del pozo. Pueden haber complicaciones con el deslizamiento debido a que algunos preventores son ayudados en varios grados por la presión en el hoyo. Asimismo, el factor de desgaste en los elementos de sellado puede llevar a una falla de elemento y el venteo de la presión hasta la plataforma del equipo de perforación. Si ocurre una fuga en el preventor, esto podría llevar a una falla rápida de un elemento de sellado y/o del preventor y podría perjudicar la operación. También existe la posibilidad de que se abra el preventor equivocado si la velocidad excede a la precaución. Se debe ejecutar toda la operación de deslizamiento cuidadosamente, informando a todo el personal sobre el mismo y familiarizándolos con sus responsabilidades. Las políticas y los procedimientos varían para los deslizamientos. Los procedimientos que se dan aquí cubren los elementos esenciales del deslizamiento con equipos que normalmente están disponibles en los equipos de perforación, aunque por lo general es mejor conseguir una cuadrilla regular de deslizamiento (Stripping) o inserción de tubería a presión. Dependiendo de la presión, la tubería, los collares y las roscas de unión quizás no se deslicen por su propio peso, sino que requieren una fuerza para jalarlos (insertar a presión). Se puede calcular la fuerza que se requiere para empujar la tubería hacia abajo (hacer snubbing) a través de los preventores contra las presiones del pozo y la fricción del preventor, como sigue: Swt = (0.7854 x D² x P) + F Donde: Swt = Peso estimado para deslizar por el hoyo 0.7854 = π ÷ 4 D = diámetro del portamecha más grande o cuplas de bs en pulgadas (mm) o de goma de preventor P = presión del espacio anular en psi (bar) F = peso aproximado de la tubería que debe deslizarse por la goma del empaque BPV Fuerza Presión Área Fuerza del preventor de reventones contra la Tubería Fuerza es igual al área x presión Se debe realizar el stripping cuidadosamente, estando todo el personal informado y familiarizado con sus responsabi- lidades. DESLIZAMIENTO (STRIPPING)
- 45. 7-44 CAPÍTULO7 Nota: El tipode preventor, tipo de elemento, tubería de sellado para toda la área del elemento, presión de cierre, presión del hoyo, tipo de fluido, lubricación, condición de la tubería y los elementos del preventor, todos afectan la fuerza necesaria para deslizar la tubería por un preventor. Por ejemplo, con una presión de cierre mínima y sin presión en el pozo se requieren aproximadamente 2000 libras (907.2 kg) para mover una tubería de perforación de 5” por un preventor anular Hydril 13-5/8” cerrado. El peso de la sarta debe ser mayor que la fuerza calculada o fuerza que se requerirá para bajar (peso de inserción con presión). La ecuación muestra por qué quizás sea necesario empezar la maniobra con unas paradas o tiros deslizando a través de los arietes, en vez de con el preventor del espacio anular. Cuando se usa un ariete para el deslizamiento a través de ellos, la junta de la herramienta, nunca está en el preventor, entonces el término D es menor. Basado en esta ecuación, obviamente es difícil conseguir que los primeros collares entre en el hoyo si hay algo de presión anular. Se han usado cuñas viajeras para empujar la tubería [en el hoyo]. Esto es peligroso porque la tubería podría deslizarse hacia arriba y empezar a descargar fuera del hoyo. Tenga cuidado cuando inicia las operaciones de deslizamiento. Si la tubería no es lo suficientemente pesada como para bajar en el hoyo contra la presión del pozo, tiene que estar restringida en todo momento al deslizarla, hasta que tenga suficiente peso para vencer las fuerzas hacia arriba. Cuando está deslizando hacia adentro o afuera del hoyo es necesario tener un flotador o preventor de reventones interior en la sarta. También debería haber una válvula de seguridad en la caja abierta a medida que se jala / baja un tiro o parada. Se pueden usar dos válvulas de seguridad. Una está en la sarta y la otra ya sea, se saca de la última junta jalada o se coloca en la siguiente que va a correr. Estas válvulas deben estar colocadas en el caso de que falle el flotador o el preventor de reventones interior, para que se pueda cerrar la sarta. Se deben dejar las válvulas de seguridad abiertas para que la tubería no se presurice imprevistamente. Los principios de desplazamiento son los mismos en el deslizamiento /inserción con presión que en los procedimientos normales de las maniobras, con excepción de la presión. Cuando está deslizando en el hoyo, el fluido se desplazará afuera del hoyo y cuando está deslizando afuera de hoyo, se debe bombear fluido en el hoyo. Hay que probar los arreglos para hacer esto antes de comprometerse con las operaciones de deslizamiento. El desplazamiento es importante porque una falla en el sistema de desplazamiento causará ya sea una pérdida de circulación o que se incremente el tamaño del amago de reventón y posiblemente podría resultar en ambas situaciones. Las operaciones de deslizamiento requieren de excelentes comunicaciones entre el operador del estrangulador y el perforador. A medida que la rosca de unión se acerca al piso, el perforador debe informar al operador del estrangulador que la tubería irá más lentamente y se detendrá. El operador del estrangulador debe dictar la tasa general del movimiento de la tubería, dado que él será responsable por mantener las presiones lo más cerca posible a los cálculos. Algunos operadores cierran el banco de acumuladores y deslizan utilizando las bombas de los acumuladores para la presión. Esta técnica es mala dado que las bombas se usan demasiado erráticamente. Un mejor procedimiento sería el de cerrar la mitad del banco y mantenerlo como reserva o apagar ya sea las bombas eléctricas o las de aire y mantener un tipo de bomba como reserva. El preventor anular es el mejor cabezal de deslizamiento que generalmente se encuentra en el equipo de perforación. Es más rápido y más fácil de usar el preventor anular que los arietes o una combinación de ambos. Hay límites y algunos puntos especiales que hay que verificar antes de usar el preventor anular. ANTES DE USAR EL PREVENTOR ANULAR 1. Verifique el reservorio del acumulador para ver si tiene fluido. 2. Si no hay gas presente, se debe relajar la presión de cierre del preventor anular hasta que el preventor tenga una pequeña fuga cuando mueve la tubería para [así] proveer lubricación. Recuerde que cualquier fluido que se ventee del pozo para lubricar el empaque debería ser atrapado en un tanque de maniobras. Las características de los preventores anulares varían; se debe usar la presión de cierre recomendada por el fabricante para ajustar la presión si no se puede ver la parte superior del preventor anular. Si hay gas debajo de los BOP, se debe hacer un sello a prueba de fugas. 3. Asegúrese que la válvula reguladora de presión para el preventor anular aliviará la presión de vuelta por la válvula. Esta válvula es clave para Cuando está deslizando hacia adentro y hacia afuera es necesario tener un flotador o preventor de reventones en el interior de la sarta. DESLIZAMIENTO CON EL PREVENTOR ANULAR
- 46. 7-45 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS el movimiento delpaquete del preventor por las roscas de unión. Debe funcionar de manera que evite rasgar el empaque. 4. Las líneas para cerrar el anular deben ser cortas y lo suficientemente grandes en diámetro como para permitir que el fluido de cierre se mueva. El uso de una pequeña botella de acumulador en la línea de cierre cerca del preventor anular es una verdadera ventaja para evitar el desgaste durante el deslizamiento. 5. Los preventores anulares quizás dejen que las gomas de los protectores les atraviesen. Se deben quitar cuando está deslizando hacia adentro. Cuando está deslizando hacia afuera, se deberían usar técnicas de deslizamiento anulares para arietes para así evitar la posibilidad de fugas (a medida que los diseños acanalados se deslizan por el anular) o que se caigan las gomas del protector (si no pasan por el empaque). 6. Limite la velocidad de la tubería. Pase las roscas de unión lentamente por el preventor. Un segundo por pie es una buena tasa para recordar y todavía más lenta en las roscas de unión. Al fin y al cabo, es el operador del estrangulador que debería fijar la velocidad. 7. Roscas de unión o cuellos de tuberías filosas o ásperas crean un desgaste excesivo en los elementos anulares. 8. Utilice un lubricante en un tazón encima del preventor anular cuando está deslizando hacia adentro. El aceite soluble y agua, una suspensión de bentonita y agua son todos buenos lubricantes. DESLIZANDO EN EL HOYO CON EL PREVENTOR ANULAR Cuando está deslizando en el hoyo, se tendrá que liberar fluido del hoyo en una cantidad que sea igual al total del área de la sección cruzada (desplazamiento / capacidad) de la tubería. La manera más fácil de hacerlo es la de mantener la presión anular constante cuando vuelve al hoyo para que la tubería desplace la cantidad correcta de fluido, con excepción de cualquier desplazamiento de un amago de reventón o migración de gas que va hacia arriba. Verifique la cantidad de fluido desplazado en un tanque de maniobras. Si los volúmenes desplazados no corresponden a los cálculos, hay que hacer ajustes en la presión. Si la presión del estrangulador se mantiene constante antes de la purga, cuando la tubería entra al amago de reventón el largo del amago de reventón se incrementará debido al espacio libre reducido entre la tubería y el hoyo. Por lo tanto, se debe corregir la presión del estrangulador. Esta corrección, con un ejemplo, se describe bajo el Método Volumétrico para Válvula De Contrapresión Niple De Tope Válvula De Seguridad Paso 1: arme el niple de tope y la válvula de contrapresión. Instale una válvula de seguridad abierta encima de la tubería. LÍNEA DE CONTROL ANULAR RAM RAM RAM LÍNEA DEL ESTRANGULADOR BOMBA TANQUE DE MANIOBRAS Paso 2: baje lentamente la tubería en el hoyo. Pase cuidadosamente cada rosca de unión por el preventor. Verifique la válvula de regulación anular en el acumulador para estar seguro que está funcionando y que la presión regulada al acumulador se mantiene constante. A medida que empieza a incrementar la presión de la tubería de revestimiento (o anular), purgue la presión en exceso (encima de la de inicio) (método volumétrico). LÍNEA DE CONTROL ANULAR LÍNEA DEL ESTRANGULADOR BOMBA TANQUE DE MANIOBRAS RAM RAM RAM Paso 3: Asiente y llene la tubería. Instale una válvula de seguridad en una parada nueva, retire la válvula de seguridad de la parada en las cuñas, arme la tubería. Repita la secuencia nuevamente, empezando con el Paso 2. DESLIZAMIENTO TÍPICO CON EL PROCEDIMIENTO ANULAR Al deslizarse hacia adentro, se tendrá que liberar una cantidad de fluido del hoyo que sea igual al total del área de la sección cruzada de la tubería.
- 47. 7-46 CAPÍTULO7 Controlar un Pozo.Como consideración práctica, a no ser que la operación del deslizamiento vaya a tomar varios días o si las presiones anulares están demasiadas altas, quizás sea mejor ignorar las correcciones volumétricas. El potencial de cometer errores o que haya problemas es quizás mayor cuando trata de corregir la presión anular en demasía, ignorando las correcciones volumétricas. DESLIZANDO FUERA DEL HOYO CON EL ANULAR Si se utiliza un flotador del tipo que se bombea para abajo, asegúrese de que esté asentado antes de empezar a jalar la tubería. Recuerde de mantener abiertas las válvulas de seguridad cuando está jalando la tubería en caso de que haya una fuga en el flotador, no incrementará la presión en la tubería. Cuando está deslizando hacia fuera del hoyo, habrá que bombear el fluido en el espacio anular para mantener lleno el hoyo. Hay varias maneras de hacer esto, pero la mejor manera es la de hacer los arreglos para circular por la columna del preventor de reventones desde la línea de control hasta la línea del estrangulador. Una bomba de un cementador, generalmente funciona mejor que la bomba del equipo de perforación. La contrapresión, que inicialmente está a aproximadamente 100 psi (6,89 bar) más que la presión de la tubería de revestimiento, se mantiene desde el estrangulador. A medida que la tubería se jala, el llenado por la circulación encima de la parte superior debería ser automático. El fluido debería ser tomado de un sólo tanque que tiene un sistema de medición exacto. Después de cada parada, se debe comparar el desplazamiento total de la tubería con el fluido que realmente fue tomado por el pozo. La presión de la tubería de revestimiento debería mantenerse constante y se pueden hacer las correcciones en el volumen que se está bombeando en el hoyo por medio de ajustar el estrangulador. La bomba debe quedar prendida a lo largo de la actividad. Cuando está deslizando fuera del hoyo, la presión de la tubería de revestimiento debería disminuir a medida que se sacan los portamechas del fluido del amago de reventón. Sin embargo, la migración del gas hacia arriba y algo de arrastre hacia arriba tenderán a incrementar la presión en la tubería de revestimiento. De nuevo, se hacen las correcciones a la presión de la tubería de revestimiento según el Método Volumétrico. Cada tres o cuatro paradas o tiros, quizás sea necesario usar los arietes de la tubería para deslizar las gomas de la tubería por un preventor anular abierto. Si es posible, libere la presión entre el ariete de la tubería y el preventor anular antes de abrir el preventor anular. De nuevo, deben haber buenas comunicaciones entre el operador del estrangulador y el perforador. Mientras está deslizando hacia afuera, en algún punto no habrá suficiente peso de la tubería para que la tubería se quede en el pozo contra la presión del hoyo. Tome las previsiones necesarias y emita las advertencias para proteger a la cuadrilla. Paso 1: Empiece a circular a través del hoyo con 100 psi más de presión que la presión encerrada. Instale la válvula de seguridad y empiece a jalar la tubería lentamente. Paso 2: verifique para asegurar que el preventor anular no tiene fuga y que el hoyo está recibiendo lodo. Pase las roscas de unión cuidadosamente por la goma. Verifique el regulador anular. Paso 3: Asiente la tubería en las cuñas. Verifique el desplazamiento del lodo y la presión anular. Saque la parada o tiro e instale la válvula de seguridad. Repita la secuencia de nuevo, empezando con el Paso 1. DESLIZAMIENTO TÍPICO HACIA AFUERA CON EL PROCEDIMIENTO ANULAR Cuando está deslizando hacia afuera, habrá que bombear el fluido en el espacio anular para mantener lleno el hoyo. RAM RAM RAM LÍNEA DE CONTROL ANULAR LÍNEA DEL ESTRANGULADOR BOMBA TANQUE DE MANIOBRAS RAM RAM RAM LÍNEA DE CONTROL ANULAR LÍNEA DEL ESTRANGULADOR BOMBA TANQUE DE MANIOBRAS RAM RAM RAM LÍNEA DE CONTROL ANULAR LÍNEA DEL ESTRANGULADOR BOMBA TANQUE DE MANIOBRAS
- 48. 7-47 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS DESLIZAMIENTO EN ELHOYO CON ARIETES PARA TUBERÍA Las operaciones con presiones altas a través de los conjuntos de preventores de reventones especiales para deslizar la sarta, utilizan las técnicas de deslizamiento de ariete a ariete. Se pueden usar los arietes para tubería para deslizar la tubería de manera muy similar que con el preventor anular, con excepción de que hay que usar dos arietes para tubería para pasar las cuplas o uniónes. El empaque en los bloques de arietes para tubería es adecuado y seguirá estirándose y sellándose durante un largo período de deslizamiento. En las operaciones de deslizamiento se debe reducir la presión en el lado de los arietes que cierra, para evitar que el empaque alrededor de la tubería se queme a medida que la tubería pasa, deslizándose. No hay reglas estrictas sobre la presión en el lado de los arietes que cierra, pero a menudo se usa 400 psi (27.58 bar). Otras recomendaciones varían entre 100 a 500 psi (6.89 a 34.48 bar). Cuando utiliza arietes para el deslizamiento, se debería usar el ariete superior para manejar mejor el desgaste del empaque. Si los arietes en la parte inferior se mantienen como una válvula maestra, o ariete de seguridad, el deslizamiento de ariete a ariete necesitaría una columna de cuatro arietes, o se requeriría un preventor anular en lugar de un juego de arietes. Los arietes de deslizamiento deben estar separados con suficiente espacio para que las cuplas o uniónes no interfieran con cualquiera de los arietes cuando ambos están cerrados. Esto requiere un solo ariete con un espaciador en la columna. En los deslizamientos, no se deberían usar los arietes adyacentes en grupos de a dos o de a tres. Se puede verificar la presión constante en el espacio anular por medio de cálculos volumétricos cada tantas paradas o tiros, si es necesario, o si esa es la política de operaciones. Se deben practicar y usar cálculos. Hasta 100 psi (6.89 bar) de presión en el pozo no permitirá que 93 pies (28.3 m) de tubería de 4-1/2 pulgadas (114.3 mm) 16.6 ppf (24.6 kg/m? se deslice por su propio peso. LN BPV BOMBA TANQUE DE MANIOBRAS LN BPV BOMBA TANQUE DE MANIOBRAS LN BPV BOMBA TANQUE DE MANIOBRAS LN BPV BOMBA TANQUE DE MANIOBRAS LN BPV BOMBA TANQUE DE MANIOBRAS LN BPV BOMBA TANQUE DE MANIOBRAS LN BPV BOMBA TANQUE DE MANIOBRAS Paso 1: estando el pozo cerrado con un ariete ciego, baje la tubería hasta que el ensamble BPV/LN esté justo por encima del ariete ciego. Use una válvula de seguridad abierta en cada parada, mantenga la presión del espacio anular constante por medio de liberar lodo por el estrangulador. PROCEDIMEINTO TÍPICO AFUERA CON ARIETES PARA TUBERÍA Paso 2: Cierre el ariete de deslizamiento superior; Utilizando bombas, incremente la presión entre los arietes hasta la presión del pozo. Paso 3: abra el ariete ciego. Baje la siguiente rosca de unión a la columna hasta que esté justo por encima del ariete de deslizamiento superior. Paso 4: cierre el ariete de deslizamiento inferior. Purgue la presión entre los dos arietes. Abra los arietes superiores. Paso 5: baje la tubería hasta que la rosca de unión esté justo por debajo del ariete de deslizamiento superior. Paso 6: cierre los arietes superiores y el estrangulador; utilizando bombas, incremente la presión entre los arietes hasta la presión del pozo. Paso 7: abra el ariete inferior y baje la tubería hasta que la rosca de unión esté justo por encima del ariete de deslizamiento superior y repita la secuencia empezando con el Paso 4. Cuando utiliza arietes para correr el cable periódicamente, se debe usar el ariete superior para que soporte el mayor desgaste.
- 49. 7-48 CAPÍTULO7 DESLIZAMIENTO HACIA AFUERADEL HOYO CON ARIETES PARA TUBERÍAS Se debería usar el ariete de deslizamiento superior para que soporte la mayoría del desgaste. Empiece por asegurarse que el flotador esté aguantando correctamente. Asimismo, mantenga una válvula de seguridad abierta en la caja de la cupla o unión. Cada parada o cada tantas paradas, verifique el desplazamiento según la tabla y compárelo con el volumen de fluido que se está desplazando. Si hay un rechazo significativo de aceptar fluido por parte del pozo, entonces se pueden usar los cálculos volumétricos dentro de los límites para corregir el desplazamiento. LN BPV BOMBA TANQUE DE MANIOBRAS LN BPV BOMBA TANQUE DE MANIOBRAS LN BPV BOMBA TANQUE DE MANIOBRAS LN BPV BOMBA TANQUE DE MANIOBRAS LN BPV BOMBA TANQUE DE MANIOBRAS Paso 1: circule por la columna manteniendo la presión del pozo en el estrangulador. Utilizando el ariete de deslizamiento superior, eleve lentamente la tubería hasta que la siguiente cupla inferior esté justo por debajo del ariete de deslizamiento superior. A medida que se eleva la tubería, el lodo bombeado por el hoyo debería desplazarse automáticamente en el hoyo. PROCEDIMEINTO TÍPICO PARA DESLIZAR HACIA AFUERA CON ARIETES PARA TUBERÍA Paso 2: detenga la tubería y cierre el ariete de deslizamiento inferior. Apague la bomba y purgue la presión entre los arietes de deslizamiento. Paso 3: abra el ariete superior, levante o saque la cupla por encima del ariete superior. Paso 4: cierre el ariete de deslizamiento superior. Incremente la presión; utilizando bombas, circule el área entre los arietes hasta la presión del pozo. Paso 5: abra el ariete de deslizamiento inferior. Repita la secuencia, empezando con el Paso 1. Antes de empezar, asegúrese que el flotador en la sarta de trabajo se sostiene correctamente.
- 50. 7-49 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS Las unidades deinserción contra presión (Unidades de Snubbing) y la tubería flexible (Coiled Tubing) son especiales para estos casos y se aprovechan de los principios de deslizamiento. Ambas unidades pueden deslizar e insertar contra presión. Deslizamiento (Stripping) significa mover la tubería hacia adentro o hacia fuera de un pozo contra presión, cuando el peso de la tubería es mayor que la fuerza que hay que superar. Esto se logra por medio de ensambles especiales de cuñas y gatos hidráulicos en las unidades de inserción con presión y por el cabezal del inyector de la tubería en las unidades de tubería flexible. Se mantiene el control de la presión por medio de ensambles especiales de deslizamiento. Una unidad de inserción contra presión (la unidad de snubbing) puede funcionar hasta los límites de las especificaciones del BOP. La única limitación es el esfuerzo para superar el área de la sección transversal de la tubería y la presión del pozo. A veces se requieren unidades más grandes para insertar contra presión una tubería grande contra presiones elevadas en el pozo. Una vez que la tubería tenga suficiente peso en el pozo, se deja de forzar (se deja de hacer snubbing) y se empieza a deslizar (empieza a hacer stripping). Las unidades de inserción contra presión (las unidades de snubbing) se usan para las actividades correctivas debido a su tamaño, portabilidad y capacidad de manejar cualquier presión inesperada. Ayudan a las torres de perforación durante tales complicaciones como tuberías atascadas, o estar fuera del pozo cuando hay un amago de reventón, y para liberar una tubería de perforación taponada durante una operación de control. Son lo suficientemente compactos como para entrar adentro de la mayoría de las torres de perforación y proveen seguridad adicional porque proveen preventores de reventones adicionales. La unidad típica de tubería flexible pueden deslizarse con presiones de hasta 5000 psi (344.75 bar) en condiciones normales. Generalmente se corre la tubería flexible con una o más válvulas de contrapresión en la sarta. En todo caso, dado que la tubería se cierra en las válvulas de la bomba, todo el área de la cruce de sección está expuesta a la presión del pozo cuando se toma en cuenta la fuerza requerida para insertar con presión. El cabezal inyector de la unidad de tubería flexible provee la fuerza necesaria para mover la tubería adentro o afuera del pozo bajo presión. Las unidades de Snubbing y de Coiled Tubing, pueden deslizar la tubería flexible hacia dentro de la tubería de perforación o la tubería de revestimiento. Esto tiene muchas aplicaciones. En las operaciones correctivas, es posible deslizar la tubería adentro de la sarta de la tubería que está produciendo y luego controlar el pozo. En los pozos donde la circulación no es posible en la tubería o la tubería de perforación (tiene arena, la sarta o el trépano está tapado, etc.) estas unidades pueden deslizarse adentro de estas sartas, sacar la obstrucción y luego controlar la tubería / tubería de perforación y el pozo. Hable e instruya acerca de los procedimientos y las operaciones realizadas por las unidades de inserción a presión y de tubería flexible con todo el personal que está involucrado. El personal no autorizado debe mantenerse lejos del área donde una de estas unidades esté funcionando. Al igual que con cualquier operación especial, se requiere de supervisión apropiada. La empresa de servicios provee personal capacitado y experimentado para manejar la tarea, sin embargo, si surge alguna complicación, o si se usan técnicas que no son seguras o apropiadas, se debería detener la operación hasta resolver las complicaciones. Las unidades de tubería de pequeño diámetro, también pueden deslizar la tubería en un pozo. Se usa una sarta de tubería, que muchas veces se llama tubería de “macarrones” o de “espagueti”, como una sarta de trabajo dentro de la sarta de la tubería de producción existente. A los fines de la practicidad, el equipo de tubería de pequeño diámetro, no puede forzar contra presión esta tubería en el pozo. Según el tipo del pozo, se podría justificar el uso de técnicas de deslizamiento/ volumétricas. Hay cuatro escenarios básicos. w Pozos productores de gas o petróleo, que están fluyendo al hacer viajes adentro. En este caso, rara vez se requieren de técnicas volumétricas. A medida que entra el desplazamiento de acero, el estrangulador de producción permite hacer la compensación para la presión. Si se acumula demasiada presión, se puede aminorar o detener la velocidad del viaje hasta alcanzar niveles aceptables. w Pozo de gas cerrado. El pozo de gas cerrado rara vez presenta un problema con el deslizamiento hacia adentro. A medida que el desplazamiento de la tubería comprime el gas, la presión excesiva en el pozo empezará a inyectar el gas de nuevo en la formación. Si esto es aceptable, no se necesitará ningún control volumétrico en la superficie. Si esto no es aceptable, a medida que se incrementa la presión, se purga la presión excesiva (gas) del estrangulador para mantener un nivel predeterminado. Podría surgir una condición inaceptable cuando hay una separación de gas y hasta puede dañar la formación si se bombea de vuelta. De nuevo, se mantiene una presión determinada a medida que se maniobra con la tubería, purgando la presión en exceso. Las unidades para insertar con presión pueden trabajar con tanta presión como la clasificación de los BOP. CONCENTRIC TECHNIQUES
- 51. 7-50 CAPÍTULO7 En algunas áreas, hacerbullheading (regresar fluidos de la formación a la formación) es una forma común para controlar los pozos antes de reacondicionarlos. w Pozo petrolero cerrado. Si el petróleo de la formación original tiene asfaltenos, finos, etc., y podría causar daños a la formación (por ejemplo, taponamiento o ponteo) si se vuelve a inyectar en la formación, se pueden usar técnicas volumétricas / de deslizamiento para mantener la presión relativamente constante. wPozo lleno de fluido. Si al tratar de controlar un pozo y no tiene éxito, se puede deslizar una sarta de control hasta el fondo y acondicionar o reemplazar el fluido con otro (es decir, fluido de control o de terminación). Al deslizar la tubería de vuelta al fondo se debería usar técnicas volumétricas / de deslizamiento si la minimización de posibles daños a la formación es una preocupación. Los escenarios anteriores requieren información detallada sobre la formación y las características del fluido producido. Si se usarán técnicas volumétricas / de deslizamiento, entonces se deben mantener las presiones predeterminadas y se debe controlar de cerca el nivel de líquido en los tanques. Se deberían hacer las correcciones en la presión correspondiente a los cambios en el nivel del tanque según los cálculos (es decir, incremento o pérdida). En algunas áreas, el bullheading, llamado también deadheading, es una manera común para controlar un pozo en reacondicionamiento. Esta técnica funciona cuando no hay obstrucciones en la tubería y se puede lograr la inyección en la formación sin exceder ninguna limitación de presión. Al hacer el bullheading, se bombean los fluidos del pozo de vuelta en el reservorio, desplazando la tubería o la tubería de revestimiento con suficiente cantidad de fluido de control. El bullheading se aplica en algunas circunstancias de perforación, principalmente si se toma un amago de reventón de H2S. Aquí quizás sea preferible bombearlo de nuevo a la formación, en lugar de traerlo a la superficie. En operaciones de reparación, el bullheading tiene aplicaciones limitadas y está sujeto a muchos problemas, como los siguientes: wLos fluidos de la formación que tenga una alta viscosidad podrían ser difíciles de empujarlos y tomar mucho tiempo para regresarlos. wSe deben conocer y no exceder las presiones de reventón de la tubería de revestimiento. Al empujar el fluido por la tubería, quizás haya que aplicar algo de presión en la tubería de revestimiento para que la tubería no reviente y además verificar la hermeticidad de la zona de empaque. wEl gas podría presentar un problema serio de migración. Si sucediera un problema con la migración de gas, generalmente se recomienda agregar viscosificadores al fluido de control. wUna baja permeabilidad en el reservorio podría necesitar que se exceda la presión de fractura. C M M W BOMBA FOSA Presión Presión / velocidad de la bomba Condición de la tubería Nivel del fluido ¿Fractura de la formación? Baleos / formación vs Velocidad del Inyector Condición del empaque Condición Del Espacio Anular Tasa de migración del gas ¿Punto de control? ¿Sobre desplasamiento? ¿Tiene suficiente fluido? ¿Tiene suficiente peso? Tipo(s) de fluido(s) producido(s) Consideraciones para hacer bullheading BULLHEADING (REGRESAR LOS FLUIDOS AL RESERVORIO)
- 52. 7-51 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS No se puede considerarque un pozo esté controlado hasta que el fluido de control haya desplazado el fluido anterior o de la formación en la tubería de revestimiento. PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR EL BULLHEADING 1. Estando el pozo cerrado, determine la presión de la tubería (si está por hacer bullheading por la tubería de revestimiento, determine la presión de la tubería de revestimiento). 2. Prepare un borrador con un cuadro de presión, utilizando los golpes de la bomba versus la presión de la bomba. Empiece con 0 golpes y la SITP en el inicio del cuadro. A medida que se acelera la bomba lo suficiente como para superar la presión del pozo, el fluido empezará a comprimir los gases o fluidos en el pozo hasta que la formación empieza a aceptarlo. Esta presión puede ser de varios cientos de psi (bar) por encima de la SITP- Tenga cuidado de no sobrepasar ninguna presión máxima. Bombee a las velocidades programadas. Normalmente se conecta la bomba lentamente, luego, una vez que se haya establecido la inyección, se lleva a la tasa de control deseada y luego se la va deteniendo a medida que se cree que el fluido de control está llegando al la formación. Cuando inyecta los fluidos producidos en la formación, la hidrostática adicional del fluido de control bombeado hará disminuir la presión en la tubería. Registre los valores de presión real en el cuadro respecto al volumen o intervalos de golpes apropiados hasta llegar al final de la tubería/ trépano. 3. Una vez que el fluido de control empieza a entrar en la formación, dado que generalmente no es el mismo tipo de fluido, se verá un incremento en la presión de la bomba. Detenga la bomba, a no ser que se haya aprobado un sobre desplazamiento; cierre el pozo y supervíselo. Si todavía se observa algo de presión, entonces el gas pudo haber migrado más rápido , de lo que se lo estaban bombeando hacia abajo, o el fluido de control no tenía densidad suficiente . Se puede usar la técnica de lubricar y purgar, o un método de circulación inversa o normal. Se debe recordar que no se puede considerar que el pozo esté controlado hasta que el fluido de control haya desplazado completamente el fluido anterior. Otra técnica de bullheading, que se usa principalmente en la perforación, requiere que se bombee en el espacio anular y que no se permita que haya ningún retorno por la tubería de perforación. Tal como se mencionó, este método tendría aplicaciones en situaciones como presencia de gases corrosivos o amagos de reventón que son demasiado grandes para subir a la superficie, o donde los equipos en la superficie no podrían soportar la presión máxima anticipada que podrían recibir. Se debe recordar que la decisión de regresar fluidos a la formación (hacer bullheading) durante la perforación se debe tomar de antemano, como parte del procedimiento de cierre. Si hay alguna demora antes de tomar la decisión de usar esta técnica, el gas podría migrar hacia arriba y disminuir las posibilidades de empujar el amago de reventón de nuevo a la formación que lo produjo. Al bombear así, es decir, incrementando la presión en el hoyo, podría resultar en una fractura en la formación en la zapata u otros puntos débiles en el sistema. Rango de presión de trabajo durante el bullhead Presión estática que fracturaría la formación Máxima presión de bombeo con un factor de seguridad de 150 psi Presión estática de la tubería para equilibrar la presión de formación. PRESIÓN EN LA SUPERFICIE (psi) VOLUMEN DETUBERÍA DESPLAZADO (bbls) 70 60 50 40 30 20 10 0 3500 3350 3200 3000 2500 2000 1500 1000 0 500
- 53. 7-52 CAPÍTULO7 Perforación cubierta de lodo permiteperforar a la vez que maneja una pérdida de circulación severa en un entorno excesivamente presurizado. La Perforación Cubierta de Lodo permite continuar con la perforación a la vez que maneja una pérdida de circulación severa en un entorno excesivamente presurizado y mantener el control del pozo. Se utiliza donde no se pueden circular los retornos de vuelta a la superficie. También se usa si la presión en el espacio anular en la superficie se aproxima a los límites operativos, con una pérdida excesiva de fluido de perforación, o si se excede la capacidad para manejar el fluido en la superficie. En las técnicas cubiertas de lodo, la parte superior del espacio anular se carga con un fluido pesado y viscoso llamado una cubierta de lodo. La presión hidrostática que ejerce la cubierta de lodo empuja los fluidos de perforación, los fluidos de la formación y los recortes de la perforación a la zona más débil que está expuesta en el hoyo abierto, y la perforación continúa mientras se bombea un fluido más liviano que el peso del control, compatible con la formación, por la sarta de perforación. La perforación cubierta de lodo no requiere equipos en la superficie para manejar y procesar el fluido en la superficie. Sí requiere presiones elevadas en la tubería de perforación/ bomba para generar suficiente fuerza para equilibrar la presión de la formación e inducir y mantener la inyección del fluido en la zona más débil. La perforación cubierta de lodo ofrece ventajas donde no se pueden perforar la formación utilizando los métodos (PWD o en producción) convencionales o con insuficiente contrapeso de lodo. VENTAJAS DE LA PERFORACIÓN CUBIERTA DE LODO w Elimina el tiempo perdido y dinero gastado en combatir la pérdida de circulación. w Reduce la presión de superficie en el espacio anular. w Es menos complejo que la perforación en sub balance (Produciendo). w Elimina los hidrocarburos, H2S en la superficie w Minimiza los requerimientos de procesamiento de fluidos en la superficie. w Requiere menos planificación ambiental que la perforación en sub balance (PWD). DESVENTAJAS DE LA PERFORACIÓN CUBIERTA DE LODO (MUDCAP DRILLING) w Necesita más planificación que la perforación convencional. w Los requerimientos logísticos se incrementan en comparación con la perforación convencional. w Las operaciones de perforación y maniobras son más complejas que con la perforación convencional. w Necesita equipos de bop giratorios con presión más alta que la perforación convencional y PWD. w Requiere presiones de bombeo más altas que podría requerir modificaciones en el equipo de perforación existente o la selección de una bomba alternativa. w Incrementa la necesidad de personal altamente capacitado y competente. w Incrementa la posibilidad de que la sarta de perforación se atasque en el punto de inyección ya sea por la presión diferencial o recortes/ empaquetamiento. w Incrementa la posibilidad de daños a la formación. w No se pueden obtener muestras de los recortes de perforación y fluidos debido al cierre del pozo en la superficie. Hay varias técnicas de perforación con cubierta de lodo, incluyendo presurización y sin presurización. En la presurizada, se mantiene una presión entre 150 a 200 psi (10.34 a 13.79 bar) en el espacio anular. La perforación con cubierta de lodo presurizada permite que el control de la presión del espacio anular indique los cambios en el fondo del hoyo. Se mantiene la presión contra un preventor de reventones principal giratorio o de control, al cual muchas veces lo llaman el Dispositivo de Control Giratorio (RCD). En la técnica no presurizada, se mantiene la presión en el espacio anular en cero. Esto no permite controlar la presión en el espacio anular. Se puede esperar que el nivel del fluido en el espacio anular vaya a subir y bajar a medida que avanza la perforación. La presión hidrostática de la cubierta de lodo se mantiene por medio de variar la densidad y la altura de la cubierta de lodo en el espacio anular y quizás sea necesario bombear más fluido pesado y viscoso en el espacio anular. En la técnica de la cubierta de lodo flotante, han ocurrido pérdidas de circulación, pero la perforación procede con el fluido en el espacio anular que busca un nivel de equilibrio. La cubierta de lodo es el nivel de equilibrio hasta el nivel de perforación. En las técnicas anteriores, el fluido de la cubierta de lodo generalmente es el lodo de perforación con propiedades tixotrópicas y suficiente densidad para dar una presión hidrostática que sea mayor que las presiones en los poros de la formación. La viscosidad debe ser alta para minimizar la migración de gas y tener la capacidad de quedarse en el espacio anular. Generalmente, el fluido de la cubierta de lodo está PERFORACIÓN CUBIERTA DE LODO (MUDCAP DRILLING)
- 54. 7-53 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS Dado que se bombeael fluido de perforación en la formación, el costo es un factor importante en la selección de fluidos. ubicada dentro de una sección revestida en el espacio anular. Se puede anticipar que habrán algunas pérdidas de la cubierta de lodo en la formación y el diseño del fluido de la cubierta de lodo debería tratar de minimizar los daños a la formación. El fluido de perforación que se inyecta por la sarta generalmente es un fluido claro que produce menos presión hidrostática que la presión de la formación. Dado que el fluido de perforación se bombea en la formación, el costo es un factor importante en la selección del fluido óptimo de perforación. Otro factor es la compatibilidad con los fluidos de la formación. A menudo se usan fluidos claros con una densidad y viscosidad mínimas. Sin embargo, con una torsión excesiva o acumulación de recortes, quizás sea necesario incrementar la viscosidad del fluido de perforación. Se debe seleccionar cuidadosamente los polímeros y agentes de viscosificación (por ejemplo, la bentonita) dado que ambos pueden causar daños irreversibles de matriz a las formaciones fracturadas. En la perforación con cubierta de lodo es normal utilizar equipos clasificados para presiones más altas. La tubería de revestimiento y el cabezal del pozo deberían estar clasificados para las presiones máxima previstas en la superficie más las presiones aplicadas en la superficie por el efecto de regresar (hacer bullheading) los fluidos de la formación en formaciónes con agua dulce. Otras consideraciones sobre la presión incluyen las provisiones o ubicación de una línea de purga entre el Dispositivo de Control Giratorio (RCD) y la columna de preventores de reventones para aliviar la presión atrapada. Se incorporan válvulas de contrapresión sin puertos en la sarta para evitar el flujo hacia dentro de la tubería de perforación. Por lo general se corre un mínimo de dos válvulas tipo esfera o tipo dardo por debajo de las herramientas MWD/LWD, moneles o motores al pozo. Se debe tomar en cuenta las propiedades y resistencias a la abrasión de estos accesorios. Al maniobrar, es común que ocurra un fenómeno de presión atrapada llamado chorro al usar algunos dispositivos de control giratorio (RCD), aunque no es tan severo como en la perforación con producción. El chorro es el resultado de la incapacidad de las elementos de goma, de sellar completamente alrededor de las ranuras en las cuplas o juntas, mientras están maniobrando para salir del hoyo. Fluidos atrapados se liberan en el hoyo, cuando se extrae la cupla o junta por encima del elemento de sellado. La cantidad de volumen que expulsa está en directa proporción con las presiones debajo del dispositivo RCD. Se puede instalar un Top Hat u otro dispositivo de venteo secundario arriba de estos tipos de RCD para ventear los líquidos, gas o H2S alejándolo de la plataforma del equipo de perforación. Si una RCD tiene más de un elemento de sellado, por lo general no hay chorro, dado que eso ocurre entre los elementos. Algunos equipos y consideraciones adicionales son los siguientes: w Las cuplas o uniones no deberían tener bandas ásperas / duras, bordes filosos o ranuras múltiples profundas. Los portamechas con diseño en espiral y los componentes del BHA desgastan los equipos de sellado de la RCD y no se recomienda su uso. w Use un BHA corto para limitar el tiempo fuera del hoyo (recogida) mientras cambia el BHA durante las maniobras. w Las maniobras son una preocupación y se deberían usar trépanos de larga vida para minimizar las maniobras. PUMP Bomba RCD Bomba Línea del estrangulador Línea de Matar (de inyección) Punto De Convergencia Columna del BOP Cubierta de lodo
- 55. 7-54 CAPÍTULO7 El control delpozo durante la perforación con cubierta de lodo está limitado a mantener una presión predeterminada en el espacio anular. w Las herramientas MWD/LWD y PWD con pulso positivo generalmente proveen mejor rendimiento en la perforación con cubierta de lodo que las herramientas con pulsos negativos. w Se pueden usar bombas químicas para inyectar un barrido de gases de combustión de oxígeno e inhibidores de corrosión si se usa agua dulce como el fluido de perforación. Se puede usar un bactericida para evitar que se forme H2S de las bacterias del fluido y del hoyo. w Durante las conexiones la purga de la presión de las presiones elevadas en la tubería de perforación es una preocupación. El venteo de la presión debe ser confiable y fácil. w Hay que controlar continuamente el espacio anular - ya sea por nivel de presión o de líquido. w Se deberían mantener volúmenes adicionales de fluido de control en el sitio debido a la cantidad de inyección y bullheading involucrados. Es normal que durante la perforación con cubierta de lodo, el Control del Pozo se limite a mantener una presión predeterminada en el espacio anular, similar a la perforación con insuficiente contrapresión. Si la presión se incrementa, no reaccione excesivamente. Levante la sarta del fondo y revise la tendencia de los parámetros de perforación. Si las presiones en el espacio anular se incrementan o se acercan a los límites de operación previamente fijados o los límites de presión de la RCD, cierre el preventor del espacio anular y purgue la presión entre la RCD y el preventor del espacio anular. Bombee lodo adicional por el espacio anular para incrementar el tamaño y la presión hidrostática de la cubierta de lodo. Para evaluar la diferencia de la presión del fondo del pozo (BHP), verifique la SIDPP por medio de usar procedimientos para obtener el valor de la SIDPP con un flotador en la sarta (vea el capítulo sobre las Complicaciones). Si la SIDPP es igual que la SIDPP inicial, quizás haya entrado demasiado fluido de la formación en el espacio anular y/o el largo de la cubierta de lodo se redujo. Las acciones correctivas se limitan a regresar fluido de cubierta de lodo adicional por el espacio anular hasta que las presiones alcancen los límites de la tendencia previa y/o incrementar la densidad del fluido de perforación. Si se va a controlar el pozo, generalmente se usa el método de control bullhead o sea regresar los fluidos a la formación. Por lo general, los procedimientos estándar para controlar un pozo no se aplican debido a la posibilidad de pérdida de circulación en la formación y la incapacidad de empujar o desplazar una columna entera de fluido pesado de control. Las maniobran exigen un mayor estado de vigilancia. Quizás sea necesario maniobrar bajo presión y se deben determinar los cálculos del punto de equilibrio de la flotabilidad para el deslizamiento. A continuación están las prácticas para las maniobras: w Quite la presión en el espacio anular por medio del bullheading de fluidos de cubierta de lodo por el espacio anular, según sea necesario. w Purgue la presión de la tubería de perforación. Asegúrese que están aguantando los flotadores. w Controle el espacio anular mientras maniobra. w Una vez que la tubería de perforación se jala hasta la zapata de la tubería de revestimiento, llene la sarta con lodo de control pesado para quitar la presión diferencial de las válvulas de contrapresión. w Evalúe la condición del pozo y asegúrese que la presión esté estática o que el nivel de la cubierta de lodo es constante. Proceda a sacar la sarta (POOH) y, si es posible, bombee el desplazamiento de cada tiro o parada (incluyendo el BHA si se aplica) mientras jala. Si no es posible, circule por la columna del preventor de reventones y controle el llenado de cerca. w Una vez que la parte superior del BHA está por debajo de la RCD, cierre el preventor anular, verifique a ver si tiene presión y retire o abra el elemento de empaque de la RCD. w Jale el BHA y sáquelo del hoyo. w Cuando el trépano haya pasado completamente los arietes ciegos, cierre los arietes ciegos. Si es posible, purgue la presión atrapada, luego abra el anular. w Controle la presión debajo de los arietes ciegos mientras cambia el BHA. Verifique que no se haya acumulado ninguna presión debajo del preventor de reventones. Si existe presión, bombee fluidos de control en el pozo hasta que la presión sea cero. Abra los arietes ciegos. w Corra o meta el BHA en el hoyo. Según la política, se puede o no instalar el elemento de empaque de la RCD en este momento. w Llene la tubería de perforación al menos cada 10 tiros o paradas mientras maniobra en el hoyo. w Si no se ha instalado el elemento de empaque de la RCD, instálelo cuando el BHA esté en la zapata de la tubería de revestimiento. w A medida que se baja más tubería, se desplaza mas fluido de la cubierta de lodo y el espacio anular quizás muestre señales de presión o flujo. w Cuando los registros marcan una situación importante de sub balance y que ello implique insuficiente contrapresión en una sección de hoyo abierto, se debería usar un lubricador que sea capaz de cubrir el largo total de las herramientas de registros electricos.
- 56. 7-55 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS Durante una circulación inversa, lamayor parte de la presión de circulación de la bomba, se ejerce en el espacio anular. Como modulador de las maniobras, el correr revestimiento es otra área de preocupación. A veces se terminan los pozos con insuficiente contrapresión con un revestimiento sin cementar para reducir los daños en la formación del cemento. Se pueden usar Empaques Externos para Tuberías de Revestimiento (ECP) para aislar una zona. Según los objetivos de la terminación, se puede usar un revestimiento sólido o ranurado. El revestimiento sólido se corre de la misma manera que en los pozos convencionales. Controle el espacio anular durante su corrida. La presión del oleaje de fluido creado por la corrida del revestimiento puede hacer que el fluido de la cubierta de lodo anular sea empujada hacia abajo y quizás a la zona de pérdida. Si esto sucede, el pozo podría empezar a fluir en la superficie. Asimismo, cuando el revestimiento está por debajo del nivel de la cubierta de lodo, el desplazamiento de fluidos más livianos hacia arriba podría dejar que fluya el pozo. Se debería cerrar el preventor anular o los arietes de la tubería de revestimiento y bombear el fluido de la cubierta de lodo hasta obtener las presiones deseadas en el espacio anular. Es más difícil correr un revestimiento ranurado porque existe una comunicación entre el ID del revestimiento (a través de las ranuras) y el espacio anular. Con el revestimiento ranurado que cruza los preventores de reventones, no se puede cerrar el pozo. Se puede minimizar la posibilidad de esta complicación al tener un cruce entre el revestimiento y la válvula de seguridad y que haya una válvula de seguridad en una unión de la tubería de perforación. Si es necesario, se puede instalar y correr este ensamble por el preventor de reventones y cerrar el preventor de reventones. Las presiones del oleaje serán menos que aquellas de un revestimiento convencional debido a la comunicación entre el ID del revestimiento y el espacio anular. Sin embargo, todavía hay que controlar el espacio anular y mantenerlo lleno en todo momento. Tal como lo indica el nombre, la circulación inversa es la inversión de la circulación normal o dirección normal de la bomba de control del pozo. La bomba está alineada para bombear hacia abajo por el espacio anular de la tubería de revestimiento y los retornos se toman por la sarta a un manifold por el estrangulador. VENTAJAS DE LA CIRCULACIÓN INVERSA w Es la ruta más corta o más rápida para circular algo hasta la superficie. w Hace que el problema ingrese a la tubería más fuerte desde el inicio. w Muchas veces el fluido anular (fluido de empaque) es lo suficientemente denso como para controlar la formación, lo cual minimiza los requerimientos para mezclar y pesar el fluido. DESVENTAJAS DE LA CIRCULACIÓN INVERSA w Los porcentajes más grandes de las pérdidas por la presión de la fricción se encuentran en el diámetro más pequeño. Generalmente, esto sería en la tubería. Al invertir la circulación, la mayor parte de la presión que la bomba ahora tiene para circular se ejerce en el espacio anular. Al perforar, las formaciones débiles quizás no soporten la presión adicional. En las operaciones de mantenimiento y reparación, una tubería de revestimiento débil o mala podría fallar, o si se tratan de tener tasas elevadas (lo cual resulta en presiones elevadas) la tubería llena de gas y/o tubería débil puede derrumbarse por la diferencial de la presión. w Por lo general no se recomienda la circulación inversa donde existe el peligro de taponar los puertos de circulación, perforaciones o boquillas del trépano en la sarta con recortes o desechos dentro del pozo y donde existe la posibilidad de perder circulación o que se atasque la tubería. w Si la tubería está llena de gas, quizás hayan dificultades para establecer y mantener las tasas y presiones de circulación debido a su naturaleza expansiva y compresiva. El operador del estrangulador debería anticipar que un pequeño ajuste podría crear grandes cambios en la presión de circulación. w Si hay fluidos de diferentes densidades a través del sistema de circulación, el cálculo de las presiones que se deben mantener se puede volver complejo. w Si hay gas en el espacio anular, podría migrar hacia arriba con más rapidez que la velocidad de bombeo. La adición de viscosificadores podría reducir este problema, pero se incrementará la presión de la bomba. CIRCULACIÓN INVERSA
- 57. 7-56 CAPÍTULO7 En aquellas áreas dondela perforación con aire es una práctica aceptada, el agua es escasa y generalmente no se encuentra en el sitio. w Si existe la posibilidad de la presencia de gas con H2S, asegúrese que el gas va dirigido por la tubería, los equipos de separación y quema apropiados. Los fundamentos de la circulación inversa son esencialmente los mismos que los de cualquier método cuyo objetivo sea el mantener la presión constante en el fondo del hoyo. Difiere en que ninguna tasa de circulación o presión es predeterminada. Se debe incrementar la velocidad de la bomba, estabilizar la presión en el fondo del hoyo y establecer una presión de circulación. También difiere en, que en lugar de usar la presión de la tubería para controlar la presión en el fondo del hoyo, se usa el medidor en la tubería de revestimiento. En vez de usar la contrapresión o la presión del estrangulador de la tubería de revestimiento, se ejerce la contrapresión de y el estrangulador funciona en base a la sarta o tubería de perforación. Se debería notar que si el gas no está ya en la superficie, llegará a la superficie mucho más rápido que con la circulación regular. Muchas veces, cuando se abre un puerto de circulación en la tubería, los fluidos en el espacio anular harán como si fuera un tubo en U. Esto podría necesitar que se bombee a una velocidad muy rápida para llenar el espacio anular, sólo para tratar de alcanzar el nivel de fluido que baja. Se puede minimizar este problema por medio de mantener cerrado el estrangulador de la tubería hasta que se puede iniciar el procedimiento para arrancar la bomba. Al conectar la bomba, la presión de la tubería debe mantenerse constante. Esto quizás no sea fácil cuando la sarta de la tubería está llena de gas. Una vez que la bomba esté funcionando a la velocidad deseada (tomando en cuenta también el tiempo que lleva para estabilizarse en todo el sistema), la presión de la tubería de revestimiento (ahora de la bomba) se mantiene constante hasta que se haya desplazado la tubería. Esto es muy parecido al Método del Perforador. Pueden surgir complicaciones cuando el fluido anular no tiene la densidad apropiada para controlar la formación. Se debe considerar si se debe circular y desplazar la tubería y el espacio anular y luego incrementar el peso, o incrementar el peso y circular utilizando una técnica de Pesar y Esperar. Si el fluido de empaque es demasiado pesado, puede haber una pérdida de fluido y daños en la formación. Si la tubería está llena de gas de la formación, no se puede calcular con exactitud los cambios en la presión de la fricción a medida que el fluido de control circula hacia arriba. En estas circunstancias, se puede calcular el incremento que se estima para la hidrostática en la tubería y se disminuye la presión en el estrangulador por esa cantidad. Prepare un cuadro de la presión que hay que mantener, versus los golpes, y úselo como una guía. Una hoja del cuadro estándar de presión de control ayudará a graficar la presión. Por lo general, un amago de reventón se define como la intrusión no deseada de líquido o gas en el hoyo. Los principios de la perforación con aire permite los amagos de reventón hasta que la formación esté produciendo a una tasa lo suficientemente grande como para que se tenga que dejar de perforar con aire o las condiciones ya no sean seguras. Cuando las tasas del influjo son demasiadas altas, se podría tomar la decisión de llenar el hoyo con fluido o agua y controlar el pozo. En muchas áreas, es muy raro cerrar el pozo, a no ser que haya una falla de los equipos, o si se encuentran presiones y producción más altas de las esperadas. (Esto impide que se incremente la presión en el hoyo y la zapata de la tubería de revestimiento). Según regiones y las prácticas aceptadas en el área, la técnicas para controlar un pozo pueden diferir. En algunas áreas el cambiar de la inyección de aire a la inyección de agua (recibiendo todavía los retornos por medio de la línea de desalojo) es una práctica común. En otras áreas, se puede usar agua, pero lo retornos se reciben en la línea del estrangulador. En otras áreas, los pozos se cierran completamente y el hoyo lo llenan por medio de bombear a través de una línea de control (utilizando un método similar al de Lubricar y Purgar). En las áreas donde la perforación con aire es una práctica aceptada, una consideración común cuando es necesario controlar el pozo es la de ahorrar agua. Muchas veces el agua es escasa y no siempre se encuentra en el sitio. En algunas áreas se usa agua dulce, pero muchas veces es salmuera producida de pozos que están en el área. Ésta se debe transportar y almacenar en tanques o fosas de almacenamiento. Las provisiones son limitadas y se hacen esfuerzos para reducir las pérdidas en el hoyo. Ya sea que se reciban los retornos por medio de una línea de desalojo o por la línea del estrangulador, la mayoría de las técnicas de control bombean agua por la sarta de perforación hasta el trépano. Se usa una tasa de bombeo alta debido al vacío en la sarta de perforación. El vacío es simplemente la formación de producción que jala una succión en la tubería de perforación. También hay una enorme diferencial entre el peso del agua que se está bombeando y los gases de la formación en el espacio anular. Por estos motivos, el agua se bombea a una tasa alta por la sarta de perforación. En muchas áreas es común disminuir la tasa de bombeo justo antes de que se calcula que CONTROL DE POZOS CON PERFORACIÓN CON AIRE
- 58. 7-57 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS La economía de laperforación con aire se arruinaría si se llenara el hoyo con agua y se realizara una prueba de filtración. el agua llega al trépano para evitar un incremento repentino (u oleaje) de presión en la bomba. De aquí en adelante, se pueden usar diferentes técnicas. Estas técnicas dependen principalmente de la geología, las gradientes de fractura estimadas o conocidas de la formación, qué equipos están disponibles o que se pueden armar y qué funciona mejor para esa área. La técnica más sencilla es la de continuar bombeando a una tasa alta. Una vez que se haya acumulado suficiente hidrostática de agua en el espacio anular, la formación deja de fluir y el pozo está controlado. Otra técnica que da un control más preciso de la presión es la de circular por un estrangulador. Dado que el sistema del estrangulador tiene un diámetro más pequeño que la línea de desalojo, al circular por el estrangulador se impondrá más contrapresión en el pozo. Esa contrapresión adicional quizás sea suficiente para evitar que fluya el pozo o quizás haya que usar una técnica de estrangulación. Las técnicas de estrangulación utilizan diferentes variaciones para mantener la equivalencia de la presión hidrostática del agua para recobrar el control del pozo. En esta técnica, tan pronto como el agua pasa por el trépano, se cierra el estrangulador lo suficiente como para ejercer la hidrostática del agua como una contrapresión. A medida que el agua se circula hacia arriba en el hoyo, se disminuye gradualmente la contrapresión por el incremento que se calculó para la hidrostática del agua. Se debería señalar que los gases de la formación también ejercen una presión extra sobre la presión hidrostática. Por este motivo, generalmente se usa un factor de seguridad para evitar que el pozo acumule más presión que el peso equivalente del agua que se usó. (Recuerde, el agua podría ser salmuera y pesar más que el agua dulce.) El factor de seguridad es el peso del agua que se está usando menos el peso estimado para los gases de la formación. Supóngase que en un pozo hay que meter lodo utilizando una salmuera de 9.3 ppg (1114 kg/m³) y los gases estimados de la formación (incluyendo el rocío de los líquidos de la formación) se calculó que eran 2 ppg (240 kg/m³). Para calcular la presión equivalente para empezar a sostener: 9.3 ppg - 2.0 ppg = 7.3 ppg (1114 - 240 = 874 kg/m³) y se multiplica por la profundidad (TVD) y por 0.052 (0.0000981) para dar la hidrostática o contrapresión equivalente para usar inicialmente en el estrangulador a medida que la salmuera empieza a subir desde el trépano. Se puede calcular y estimar el incremento en la presión hidrostática del volumen, los golpes bombeados, el tiempo requerido, y disminuir la presión en el estrangulador por ese monto. Esto se puede hacer fácilmente por medio de la grafica de un cuadro de la presión que hay que mantener, versus los golpes bombeados. Una hoja de cuadro estándar para la presión de control es suficiente, pero recuerde que es la presión del estrangulador la que deberá considerar para el control y además graficar, no la presión de la tubería o de la tubería de perforación. Muchas operaciones de perforación con aire no utilizan bombas de fluido, entonces un medidor de presión en la tubería de perforación no es un equipo requerido. Si llega a ser necesario controlar el pozo utilizando un método convencional (del Perforador, Pesar y Esperar, etc.) entonces estos medidores sí son necesarios. Otra técnica utiliza el mismo principio de quitar la contrapresión a medida que se incrementa la hidrostática, con excepción de que la presión no se aplica en el estrangulador hasta calcular que el agua está en la zapata de la tubería de revestimiento. Y luego, sólo se mantiene el equivalente de la hidrostática de la zapata hasta la superficie. A medida que se incrementa la hidrostática encima de la zapata, se purga el equivalente por el estrangulador. Esta última técnica de estrangulación está basada en muchos factores desconocidos. Muchas veces el personal en el sitio no conoce o conoce la fractura de la formación o la fuerza de la formación en la zapata de la tubería de revestimiento. La economía de perforar con aire se arruina si se llena el hoyo con agua para realizar una prueba de filtración. Por lo tanto, en muchas áreas esto no se realiza. Poco se conoce acerca de la integridad estructural de la formación, o la calidad del sellado entre el cemento y la tubería de revestimiento. Debido a esto, muchas personas solían (y en muchas áreas todavía lo hacen) usar un regla general para la presión que había que mantener en el estrangulador. Esta regla general es tomar la mitad de la profundidad de la tubería de revestimiento y usar esa cifra como las psi de presión que hay que mantener. En otras palabras, si la tubería de revestimiento estuviese fijada en 500’ (152.4 m), entonces la contrapresión que había que mantener sería de 250 psi (17.2 bar). Cualquiera sea el método que se use, se logra una ventaja al usar la contrapresión. Si el influjo es gas y está a una tasa lo suficientemente alta, puede producir un rocío del fluido de control. En muchas regiones el agua es muy preciada y quizás este rocío no se pueda recuperar. Al mantener la contrapresión por el estrangulador, se detiene la tasa de expansión, permitiendo que las pequeñas gotas de agua vuelvan a caer por el hoyo y reducir el rocío que se forma y además la cantidad de agua que se pierde. Una vez que el fluido haya llegado a la superficie, generalmente el pozo está controlado debido a la presión hidrostática del agua. Si el pozo sigue fluyendo, se deben usar técnicas de circulación convencionales.
- 59. 7-58 CAPÍTULO7 En los pozosde diámetros reducidos, más del 90 por ciento del largo del hoyo se perfora con trépanos que tienen diámetros de menos de 7”. Cuando se produce de zonas u hoyos múltiples, el control del pozo generalmente se limita a uno o más de los siguientes procedimientos seleccionados en base a cada caso. w Barreras mecánicas. Si es posible aislar la zona se pueden usar técnicas convencionales. Cada zona de producción puede ser controlada por separado. Se pueden colocar tapones mecánicos para lograr el aislamiento. w Barreras de fluido. Se pueden colocar tapones, píldoras o cemento en diferentes partes por toda la zona de producción para lograr su aislamiento o controlar su presión. Según el tipo de pozo (por ejemplo, de gas) esto solo quizás no sea suficiente para mantener cierto grado de seguridad. w Intervención en un pozo vivo. Se utilizan tuberías flexibles (Coiled Tubing) y unidades de inserción contra presión (Snubbing Unit) en los pozos que tienen múltiples zonas. También se usan para colocar barreras mecánicas o realizar un control que circula en las zonas productoras. w Control bullhead. Según la integridad y las características de la zona, se puede usar el bullheading. Es difícil determinar la zona que está tomando fluido y si el ímpetu del fluido que va hacia abajo está desplazando los fluidos producidos de vuelta a la formación. Este tema sobre los Hoyos con Diámetros Reducidos está basado en las técnicas y aplicaciones de perforación, cuyos principios y sugerencias son las mismas que se aplican a todas las demás operaciones de espacios anulares pequeños. Los Hoyos con Diámetros Reducidos se refieren a aquellos pozos donde más del 90 por ciento del largo del hoyo se perfora con trépanos cuyos diámetros son de menos de 7” (177,8 mm), o que se perforan con trépanos más pequeños que aquellos de un hoyo convencional a la misma profundidad. Los Hoyos con Diámetros Sumamente Reducidos son aquellos que están en el rango de las 4” (101,6 mm). Las preocupaciones del control de pozo para los espacios anulares con diámetros reducidos versus las configuraciones convencionales de estos ambientes, se enfocan en la elevada presión por fricción en el espacio anular mientras está bombeando; la mayor probabilidad de descompresión con un amago de reventón , los efectos de un pequeño amago de reventón que implica ganar una excesiva altura vertical y también la rapidez de la evacuación del espacio anular que ello resulta. Control de pozos multilaterales TERMINACIÓN MÚLTIPLE Y CONS- IDERACIONES MULTILATERALES CONSIDERACIONES CON LOS HOYOS DE DIÁMETROS REDUCIDOS
- 60. 7-59 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS Una preocup- ación para controlarpozos con un espacio anular con diámetro reducido versus las config- uraciones convencionales es la elevada presión por fricción anular, mientras se bombea. Una fricción anular elevada puede llevar a pérdidas de fluido mientras está circulando. Si resulta una falla en la formación, puede disminuir la columna de líquido, permitiendo que haya un amago de reventón. Es posible perforar en condiciones con insuficiente contrapeso con ECD elevados (pérdida de presión por fricción anular) que impiden que el pozo fluya. Sin embargo, si se apagan las bombas, podría existir la posibilidad de que el pozo fluya. Si está utilizando tubería con juntas, entonces el tiempo de conexión debería ser mínimo. Tal como se comentó anteriormente, la selección de las tasas de bombeo puede ser crítica. La tasa de la velocidad del control y las presiones deben mantener la fricción anular manejable. Se recomienda el uso de herramientas con sensores en el hoyo (siempre y cuando estén disponibles en tamaños más pequeños) para determinar la presión por fricción anular. Si no están disponibles, entonces se pueden hacer los cálculos hidráulicos correspondientes (preferentemente con el uso de programas de computación). Debido a las distancias libres más pequeña, se incrementa dramáticamente la posibilidad de que haya una descompresión. Se deben hacer y seguir los cálculos para las velocidades del viaje o maniobras en cierta profundidad. En algunas instancias, quizás no sea posible maniobrar y salir del hoyo sin que exista una alta posibilidad de una descompresión. Cada barril o m³ de influjo se extenderá hacia arriba muchas veces más, ganando alturas mayores que las que ganaría en los pozos que tienen diámetros mayores. Esto podría resultar en una SICP inicial más alta y en presiones más altas en los puntos débiles a lo largo del hoyo (considerando que el influjo esté por debajo de esos puntos). Se deben hacer todos los esfuerzos para minimizar el tamaño del amago de reventón. El influjo sube a la superficie mucho más rápido y tiene el potencial para una expansión muy elevada a medida que viaja hacia arriba. Si esto no se detecta en un principio, esta posibilidad, rápidamente podría evacuar el fluido que está encima del influjo a medida que expande. Cuando está circulando por el estrangulador, se podrían experimentar tasas elevadas del flujo de gas en el estrangulador, lo cual requiere una respuesta rápida a medida que el influjo expande. DETECCIÓN DE AMAGOS DE REVENTÓN Mientras está perforando, la detección de los amagos de reventón es básicamente igual entre las técnicas para Hoyos con Diámetros Reducidos y las Estándares (es decir, la ROP, el incremento en el flujo, el incremento en las fosas o piletas, disminución en la presión de la bomba, incremento en la velocidad de la bomba, apariciones de gas/petróleo, cambios en el peso de la sarta). Sin embargo, se debe actuar de inmediato ante la presencia de un amago de reventón, porque un incremento mucha mas pequeño de flujo, un incremento más pequeño en la fosa, durante las etapas iniciales. Caso contrario puede desencadenar en un descontrol. Cuando está maniobrando, las mismas señales de advertencia se aplican como en los pozos convencionales (es decir, el hoyo recibe menos del llenado calculado, el hoyo no recibe ningún fluido para llenarse, el pozo empieza a fluir, hay un incremento en las fosas). A continuación se dan algunas indicaciones para detectar un amago de reventón en un hoyo con diámetro reducido. w Use siempre una hoja de registro de viajes. w Calcule el desplazamiento de la tubería con exactitud. w Calcule el llenado teórico. w Mida el tanque de maniobras con exactitud. w Registre los valores reales. w Compárelos contra los valores teóricos. w Considere usar un tubo en U para el sobre peso que afecta a varios llenados. w Considere el bombearlo para sacarlo hasta una profundidad donde no existe el potencial para que se descomprima. EQUIPOS PARA DETECTAR LOS AMAGOS DE REVENTÓN Además de los equipos existentes para detectar los amagos de reventón (sensores en la línea de flujo, totalizador del volumen de la fosa, tanques de maniobras, contadores de golpes, medidores de presión, indicadores de torsión/arrastre) considere los siguientes. PAQUETE DE SENSORES / UNIDAD DE ANÁLISIS DE DATOS w Contadores de Golpes w Flujos entrantes por bomba w Presión del Tubo Vertical w Presión de la Tubería de Revestimiento w Presión del Niple de Campana w Flujos salientes por cada línea w Densidad del Lodo que Entra w Densidad del Lodo que Sale w Nivel de Porcentaje de Gas en el Lodo. w Nivel de Lodo en cada tanque w Indicadores de profundidad w Herramientas MWD/LWD
- 61. 7-60 CAPÍTULO7 Después de quecada miembro del equipo haya recibido sus instrucciones y responsabilidades de trabajo, entonces se puede empezar con el trabajo. Se puede verificar la información que se recolecta durante esa fase para ver si hay algún desvío fuera de lo normal. Estos desvíos pueden ser lo suficientemente sutiles como para que pudiera parecer ser insignificante informar sobre los mismos. Todos los cambios, no importa cuán insignificantes, deben ser informados a un supervisor. Si tiene dudas, comuníquese. Recuerde que el control del pozo es un esfuerzo de equipo. Este capítulo mencionó las principales opciones para controlar un pozo. Cada pozo es único, entonces hay que elaborar los planes para controlar el pozo y de contingencia en base a cada caso. Las técnicas tales como el Método del Estrangulador Bajo, Control Dinámico y de Ímpetu, etc., son técnicas específicas y más avanzadas. No han sido incluidas en esta sección. El potencial para que se usen mal, se entiendan mal y la pérdida de vida, equipos y recursos es elevado y se debe ejercer sumo cuidado. Estas técnicas sólo deben usarlas el personal que ha sido capacitado especialmente para este tipo de trabajo en particular. Existen métodos comprobados para controlar pozos. Estos métodos tienen ventajas y limitaciones. La presión, el tipo de amago de reventón, los problemas para controlar el pozo, la ubicación, el tipo de equipo de perforación y pozo afectan la selección del método apropiado para controlar un pozo. A menudo se incorporan varios (Bullheading, Circulación Inversa y del Perforador) se incorporan en una operación para controlar un pozo. Los dos factores más importantes para seleccionar el método son experiencia y sentido común. t Piense en los seis métodos para controlar el pozo como herramientas. ü Método del Perforador ü Esperar y Pesar ü Concurrente ü Volumétrico ü Lubricar y Purgar ü Bullheading Escoja sus herramientas según los datos específicos del pozo. Cada pozo es único, entonces hay que elaborar los planes para controlar el pozo y de contingencias en base a cada caso. RESUMEN COMUNICACIONES OTRAS TÉCNICAS DE CONTROL
- 62. 7-61 MÉTODOSPARACONTROLARPOZOS UN BREVE REPASODE LOS TRES MÉTODOS PRINCIPALES PARA CONTROLAR UN POZO EN CIRCULACIÓN EL POZO SE HA CERRADO CON UN AMAGO DE REVENTÓN. SE REGISTRA EL TAMAÑO DEL AMAGO DE REVENTÓN, LA SIDPP ESTABILIZADA Y LA SICP. EL MÉTODO DEL PERFORADOR 1. Empiece a circular el lodo original al incrementar lentamente la bomba a la tasa de control mientras que usa el estrangulador para mantener la presión de la tubería de revestimiento en el valor del cierre. 2. Compare la presión de la bomba a la presión inicial de circulación calculada (ICP). Si no es igual, investigue. 3. Circule el influjo afuera del pozo a la tasa de control, manteniendo una presión constante en la bomba, con el estrangulador. 4. Ya sea continúe circulando de una fosa aislada o cierre simultáneamente la bomba y el estrangulador para evitar de atrapar alguna presión o influjo adicional. (La SIDPP debería ser igual a la SICP). 5. Incremente el peso en el sistema activo hasta la densidad calculada para el fluido de control. 6. Circule la tubería de perforación con fluido de control a la tasa de control, mientras que usa el estrangulador para mantener la presión de la tubería de revestimiento constante a su último valor de cierre. 7. Cuando el fluido de control llega al trépano, cambie de control, de la presión de la tubería de revestimiento al control con la presión de la bomba (debería ser igual a la Presión de Circulación Final que fue calculada). Mantenga la presión de la bomba constante con el estrangulador hasta que el pozo esté lleno de fluido de control. 8. Apague la bomba y verifique a ver si hay flujo; cierre el estrangulador y verifique si hay algún incremento en la presión. MÉTODO DE ESPERAR Y PESAR 1. Cierre el pozo luego del amago y registre la SIDPP y la SICP, estabilizadas. 2. Calcule la densidad de control e incremente el peso en el sistema activo hasta la densidad calculada. 3. Calcule la ICP y la FCP, grafique el programa de presiones que deberá controlar por etapas, en la tubería de perforación. 4. Si las presiones de cierre se incrementan significativamente debido a la migración de gas, utilice el Método Volumétrico por medio de purgar lodo del espacio anular, manteniendo una presión constante en la tubería de perforación. 5. Empiece a circular el fluido de control pesado, por medio de incrementar lentamente la bomba a la tasa de control , usando el estrangulador para mantener la presión de la tubería de revestimiento en el valor del cierre. 6. Al cabo de haber puesto en línea la bomba a la tasa programada , compare la presión de la bomba a la presión inicial de circulación calculada (ICP). Si no es igual, investigue y vuelva a calcularla, si fuese necesario. 7. Desplace la sarta de perforación con el fluido de control pesado, ajuste la presión de la tubería de perforación según el programa que fue calculado utilizando el estrangulador. 8. Cuando el lodo de control alcanza el trépano, la presión de circulación debería estar en la FCP que fue calculada. 9. Mantenga la FCP utilizando el estrangulador mientras que bombea a la tasa de control, hasta que el amago de reventón haya salido del pozo y el espacio anular esté lleno de fluido de control pesado. 10. Apague la bomba y verifique a ver si hay flujo; cierre el estrangulador y verifique si hay algún incremento en la presión. MÉTODO CONCURRENTE 1. Empiece a circular el lodo original al incrementar lentamente la bomba a la tasa de control mientras que usa el estrangulador para mantener la presión de la tubería de revestimiento en el valor del cierre. 2. Compare la presión de la bomba a la presión inicial de circulación calculada (ICP). Si no es igual, investigue. 3. Empiece a incrementar el peso en las fosas activas mientras bombea. Se debe registrar cada punto de incremento en el peso del fluido junto con el conteo de los golpes de la bomba en este momento. 4. Se calcula el total de los golpes para lograr que cada unidad de incremento en el peso del lodo llegue hasta el trépano. 5. A medida que cada punto de lodo más pesado llega al trépano, se ajusta el estrangulador para reducir la presión de circulación por: (ICP - FCP) ¸ [(KMW - OMW) X 10] 6. Cuando el lodo de control llega al trépano, la presión de circulación debería estar en la FCP que fue calculado. 7. Mantenga la FCP utilizando el estrangulador mientras que bombea a la tasa de control hasta que el amago de reventón haya salido del pozo y el espacio anular esté lleno del fluido de control pesado. 8. Apague la bomba y verifique a ver si hay flujo; cierre el estrangulador y verifique si hay algún incremento en la presión.