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INDICE
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1. PRESIONES Y PRINCIPIOS GENERALES 1
1.1 Presin hidrosttica 3
1.2 Presin esttica 6
1.3 Prdida de carga 7
1.4 Presin en el fondo del pozo 16
1.5 Presin de formacin 17
1.6 Presin de fractura 18
1.7 Presin a caudal reducido 22
1.8 Presiones de cierre: SIDPP, SICP 23
1.9 Presin de circulacin 24
1.10 Ley de los gases 24
1.11 Migracin del gas en un pozo cerrado sin expansin 25
1.12 Migracin del gas en un pozo abierto con expansin
incontrolada 26
1.13 Migracin del gas en un pozo cerrado con expansin controlada
27
1.14 Principios del tubo en U 28 2. CAUSAS DE KICKS 31
Generalidades 33
2.1 Presin anormal 33
2.2 Fallas en el llenado apropiado del pozo cuando se est
sacando la sarta 34 2.3 Swabbing (Pistoneo) 35
2.4 Prdida de circulacin 37
2.5 Disminucin en el nivel de lodo 37
2.6 Lodo con corte de gas 38
2.7 Situaciones particulares 39
2.8 Sntesis 39 3. INDICADORES DE UN KICK 41
Generalidades 43
3.1 Aumento del caudal (Flow Rate) 44
3.2 Flujo desde el pozo con bombas paradas 46
3.3 Aumento del volumen de lodo en piletas 44
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3.4 Incremento del rango de penetracin 45
3.5 Incorrecto llenado del pozo durante los viajes 46
3.6 Disminucin de la presin de bombeo - aumento de emboladas de
la bomba 46
3.7 Corte de gas en el lodo 47
3.8 Otros indicadores 47
3.9 Sntesis 48 4. PROCEDIMIENTOS PARA EL CIERRE DEL POZO 49
4.1 Tipos de procedimientos: Soft shut-in y Hard shut-in 51
4.2 Cierre del pozo mientras se perfora 53
4.3 Cierre del pozo durante los viajes, con Drill Pipes 53
4.4 Cierre del pozo durante los viajes, con Drill Collars 54
4.5 Notas 54
4.6 Adiestramiento del equipo 55
4.7 Balance de presiones: SIDPP, SICP 56 5. METODOS DE CONTROL
DE POZO 61
Generalidades 63 5.1 Mtodo del perforador 63
5.2 Presin en el zapato 69
5.3 Mtodo del Espera y Pesa 72
5.4 Consideraciones sobre los mtodos del perforador y el mtodo
espera y pesa 75
5.5 Mtodo volumtrico 77
5.6 Mtodo de lubricacin 81
5.7 Stripping e snubbing 83
5.8 Anlisis de los principales problemas que pueden ocurrir
durante un control de pozos 84
6. PROBLEMAS 87 7. TABLA DE FORMULARIO 101 8. DIMENSIONES DE
MATERIAL TUBULAR Y BOMBAS DE LODO 103
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PRESIONES Y PRINCIPIOS GENERALES
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Presiones y principios generales
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PRESIN Definicin: Si una fuerza F acta perpendicularmente sobre
un rea A, la intensidad de la
fuerza con respecto al rea se define como "Presin":
AreaFuerzaPRESION
La presin representa la fuerza por unidad de rea 1.1 PRESION
HIDROSTATICA Definicin: La presin hidrosttica PH de un fluido a
cualquier ejercida por el peso de una columna
de fluido sobre profundidad es la fuerza un rea determinada.
AlturaDensidadArea
Altura)Area(DensidadArea
aPesoColumnPH
Abreviaciones: H = Profundidad vertical D = Densidad del
fluido
Presin hidrosttica PH = Densidad x Profundidad = D x H
Caractersticas de la presin hidrosttica:
es directamente proporcional a la profundidad vertical es
directamente proporcional a la densidad del fluido es independiente
de la forma y volumen del depsito que contiene el fluido
Cmo se ejercen las presiones: se ejerce con igual fuerza en
todas las direcciones
Nota: Los instrumentos de medida en superficie no indican la
presin hidrosttica
Unidad de medida
La unidad usada para medir la presin depende del Sistema de
Medida seleccionado.
Los parmetros de conversin son usados para expresar los datos
uniformemente en cualquier sistema dado. Por ejemplo, se considera
el factor 0.052 en el Sistema Ingls. En cualquier sistema de unidad
de medida, la presin hidrosttica es el producto de la densidad por
la profundidad:
(Lbs/gal) x pie
Por esto: 1 pie = 12 pulg. y 1 Galn = 231 pulg. cubicas podemos
escribir:
(lbs/pulg cub.) x (1/231) x 12 pulg = (lbs/pulg. cuad.) x
0.052
Por lo tanto, para convertir (lbs/gal)x pie a lbs/pulgada
cuadrada, multiplicamos por 0.052.
3
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SISTEMAS DE MEDIDA
Sistema mtrico Sistema Internacional Sistema
(Italia) prctico puro ingles
Densidad D Kg./l Kg./l Kg./m ppg
Profundidad H m m m ft
Presin PH Kg./cm bar KPa Psi
Factores de conversin
10 0.0981 0.00981 0.052
Clculos y frmulas Presin
PH
(D x H)/10 (D x H) x 0.0981 D x H x 0.00981 D x H x 0.052
Tabla que resume las unidades de medida y los factores de
conversin de los sistemas de medida ms comnmente usados. Debido a
que la presin puede ser expresada en unidades de medida diferentes,
para convertir de un sistema de medida a otro se tendr que hacer
uso de factores de conversin.
CONVERSION DE UN SISTEMA A OTRO
Desde el sistema mtrico al sistema internacional prctico:
Kg./cm x 0.981 = bar
Desde el sistema mtrico al sistema internacional puro:
Kg./cm x 98.1 = KPa
Desde el sistema mtrico al sistema ingls Kg./cm x 14.22 =
psi
Ejemplos: 100 kg./cm x 0.981 = 98.1 bar 100 kg./cm x 98.1 =
9,810 KPa 100 kg./cm x 14.22 = 1,422 psi 4
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Presiones y principios generales
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Representacin grfica 0 100 200 300 400 500 600 700 800 psi
1,000Presin
6,000
5,000
4,000
3,000
2,000
Profundidad Gradiente de presin (G) Definicin: La gradiente de
presin es la relacin entre la presin y la profundidad vertical,
y
por lo tanto se incrementa linealmente con la profundidad sea en
cualquiera de los sistemas de medida usado.
Si hipotticamente pudisemos entrar en el contenedor de fluido
aqu representado, conociendo la gradiente, podramos conocer el
incremento de presin por cada pie que descendemos.
H
PHG
Para trabajar en forma prctica con la gradiente de presin se
utiliza por cada pie de altura: Psi/pie
Si dividimos el valor de la gradiente G por la constante 0.052
obtendremos la densidad en Ppg correspondiente, recprocamente, si
multiplicamos la densidad por dicha constante, obtendremos el valor
de la gradiente:
pie)psi0.052(DG
Podemos entonces deducir que, tomando como punto de referencia 1
pie de profundidad, la gradiente de presin hidrosttica en un pozo
es un valor que est en relacin directa a la densidad del lodo
5
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1.2 PRESION ESTATICA Definicin La presin esttica es la presin
medida en superficie, en un pozo cerrado sin circulacin. Abreviacin
: PS Unidad de medida : psi
Caractersticas
existe solamente cuando el pozo esta cerrado es producido por
presiones atrapadas dentro del pozo se incrementa la presin en el
fondo del pozo en condiciones de kick se presenta en dos
formas:
- SIDPP : Shut-in Drill Pipe Pressure - SICP : Shut-in Casing
Pressure
durante las operaciones de perforacin se utiliza para: - prueba
del BOP - leak off test
Representacin grfica 0 100 200 300 400 500 600 700 800 psi
PS
Presin 1,000
2,000
3,000 4,000 5,000
6,000 pies PH
Profundidad 6
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Presiones y principios generales
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1.3 PERDIDA DE CARGA Definicin Las prdidas de carga se deben a
la friccin del fluido en movimiento. Abreviaciones: P = Prdida de
carga Unidad de medida: psi Nota: Estas presiones son reales
medidas en los manmetros.
La prdida de carga resulta debido a una cada de presin en la
direccin del movimiento del fluido. Las prdidas de carga en una
tubera son representadas con la siguiente frmula general:
En la frmula el valor de x (el exponente) depende del tipo de
flujo del fl
5Dimetro(Caudal)LongitudDensidadP
x
uidl circuito del flujo de lodo asumimos x = 1,86.
o (flujo laminar o flujo rbulento). En el caso de
7
tu
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Las condiciones iniciales que afectan a las prdidas de carga
son:
La densidad del fluido: La P aumenta en proporcin directa a la
densidad del fluido longitud: La P aumenta en proporcin directa a
la longitud de la tubera caudal: La P incrementa ligeramente con la
circulacin cuando la velocidad aumenta dimetro: La P aumenta con la
disminucin del dimetro interior de la tubera
Dependen del caudal
El caudal en una tubera (Q) puede ser expresada relacionada a la
velocidad del fluido como:
Nota: En perforacin el caudal es denominado "circulation flow
rate" y es determinado por el nmero de emboladas de la bomba (
SPM).
AVQ
Diferentes densidades
Si fluidos con diferentes densidades son bombeados en un
circuito manteniendo el mismo caudal, las prdidas de carga estn en
proporcin directa a las densidades:
21
21
DD
PP
Diferentes caudales
Si un fluido es bombeado en el mismo circuito a diferentes
caudales, la siguiente relacin existe entre la prdida de carga y el
caudal:
22
2
21
)(SPM)(SPM
PP 1
22
2121
QQ
PP
Diferentes densidades y caudales
22
2
21
)(SPM
)(SPMDD
PP 1
2
1
Prdidas de carga en el circuito hidrulico en un pozo Las prdidas
de carga en el circuito hidrulico en un pozo estn distribuidos:
en las lneas de superficie dentro de los Drill Pipes (DPs)
dentro de los Drill Collars (DCs) a travs de los orificios de la
broca en el espacio anular entre el Pozo - Drill Collars en el
espacio anular entre el Pozo - Drill Pipes
8
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Presiones y principios generales
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) prdidas de carga a travs de las lneas de superficie
esin necesaria para la circulacin del lodo desde las bombas
hasta la parte superior de la sarta.
Las prdidas de carga a travs de las lneas de superficie dependen
de:
tipo y sistema de las lneas de superficie
tes mtodos tales como reglas hidrulicas, tablas, programas
especiales para computadora, etc.
prdida por el tipo de lodo con la densidad de operacin medida en
el tanque de succin.
9
a
Las prdidas de carga a travs de las lneas de superficie
determinan la pr
caudal densidad del lodo
El valor es determinado por diferen
La
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b) prdidas de carga dentro de los Drill Pipes
Las prdidas de carga dentro de los Drill Pipes determinan la
presin necesaria para circular el lodo a travs de ellos.
Depende de:
caudal densidad del lodo el dimetro interno y tipo de Drill
Pipes
Igual que en el caso anterior utilizando cualquiera de los
medios de clculo descritos antes, el valor es determinado para toda
la longitud de Drill Pipes dentro del pozo. Longitud de Drill Pipes
= Profundidad total medida del pozo longitud de Drill Collars
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Presiones y principios generales
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) prdida de carga dentro de los Drill Collars
los Drill Collars determina Ja presin necesaria para circular el
lodo a travs de los mismos.
Depende de:
dimetro interno y tipo de Drill Collars y Hws
El valor es determinado usando los mtodos antes indicados
) prdida de carga a travs de los orificios de la broca
ificios de la broca determina la presin necesaria para circular
el lodo a travs de la broca.
rea superficial de los orificios de la broca
1
c
La prdida de carga dentro de
caudal densidad del lodo
d
La prdida de carga a travs de los or
Depende de:
caudal densidad del lodo
1
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e) prdida de carga a travs del espacio anular entre el Pozo y
los Drill Collars La prdida de carga a travs del espacio anular
entre el Pozo y los Drill Collars determina la presin necesaria
para bombear el lodo desde la broca hasta el tope de los Drill
Collars.
Depende de:
caudal densidad del lodo dimetro del Pozo dimetro externo de los
Drill Collas
El valor es calculado para el espacio anular entre el pozo y los
Drill Collars
12
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Presiones y principios generales
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prdida de carga a travs del anular entre el pozo y los Drill
Pipes
resin necesaria para bombear el lodo a travs del anular para la
longitud total de los Drill Pipes.
D
dimetro externo de los Drill Pipes
ero para el espacio anular entre el pozo y los Drill Pipes, y
lego entre el los Drill Pipes
13
f)
La prdida de carga a travs del anular entre el pozo y los Drill
Pipes determina la p
epende de: caudal densidad del lodo dimetro del pozo
El valor es determinado primCasing y
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Perdidas de carga en el pozo: ejemplos
Ejemplos: Pozo 12" Profundidad 9,850 pies DPs 5" E 9,150 pies DC
s 8.' x 12 13/16'. 700 pies BJ s 3 x 15/32nds Densidad del lodo (D)
11.7 ppg Caudal (Q) 606 gal/min 14
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Presiones y principios generales
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ISTEMA DE SUPERFICIE
P = 70 psi
LOS DPs
= 606 gpm.
P con lodo D = 11.7 ppg = 989 psi
ENTRO DE LOS DCs
= 606 gpm.
P con lodo D = 11.7 ppg = 576 psi
=606 gpm. rea total de los orificios de la broca = 0.5177
sqin
P con lodo D = 11.7 ppg = 1,332 psi
= 606 gpm.
P con lodo D = 11.7 ppg = 8 psi
NULAR DPs - POZO (Tab. N 7)
= 606 gpm.
P con lodo D = 11.7 ppg = 30 psi
OTAL PRDIDAS DE CARGA = 3,005 psi
alizados con el programa HCC Hydraulics ersin 1.60 para windows
de HUGHES
15
S DENTRO DE Q D Q BROCA Q ANULAR DCs - POZO Q A Q
T Nota: Los clculos para este ejemplo han sido reV
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1.4 PRESIONEN EL FONDO DEL POZO Definicin La presin en el fondo
del pozo (PB) es la presin total que acta en el fondo del
pozo.
Este valor depende de las diferentes combinaciones de
procedimientos de trabajo:
1. pozo abierto y con bombas apagadas 2. pozo abierto con
circulacin 3. pozo cerrado y con bombas apagadas 4. pozo cerrado
con circulacin
1.pozo abierto y con bombas apagadas.
2.pozo abierto con circulacin:
3.pozo cerrado y con bombas apagadas.
4.pozo cerrado con circulacin:
Representacin grfica
16
PHPB
PanPHPB
PSPHPB
PanPsPHPB
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Densidad equivalente de circulacin ECD (Equivalent Circulating
Density) Definicin: La Densidad Equivalente de Circulacin (ECD)
representa la densidad del lodo
que puede determinar la presin hidrosttica en el fondo del pozo,
la cual es igual a la presin cuando comienza la circulacin.
Unidad de medida: ppg Cuando se perfora en formaciones
permeables y con lodo balanceado, apagando las bombas la prdida de
carga en el anular (Pan) cesa y esto puede dar como resultado que
fluidos de formacin entren al pozo. Conociendo la ECD podemos
evaluar el incremento de la densidad del lodo necesario para evitar
el fenmeno de un kick. ECD = densidad del lodo + la densidad
necesita compensar la prdida de presin
Margen de seguridad (S) El margen de seguridad (S) es la presin
que puede ser aadida en superficie de tal forma que se trabaje con
una presin en el fondo del pozo ligeramente por encima de la presin
de formacin. 1.5 PRESION DE FORMACION Definicin: La presin de
formacin (o presin de los poros) PF es la presin ejercida por
los
fluidos contenidos en la formacin.
La cantidad y flujo de fluidos depende de las siguientes
caractersticas de la formacin:
- porosidad - permeabilidad
permeabilidad: propiedad que permite el pasaje de los fluidos a
travs de la formacin. Mientras
mayor sea la cantidad de poros conectados mayor ser la
permeabilidad de la roca. La presin de formacin acta en el fondo y
en las paredes del pozo Para evitar la entrada de fluidos (kick) la
presin hidrosttica del pozo debe ser igual a la presin de
formacin:
EQUILIBRIO HIDROSTATICO PH = PF El Mantener equilibrio
hidrosttico en el fondo del pozo es el objetivo ms importante de un
control primario. Para trabajos prcticos, una presin (TM) capaz de
compensar las variaciones de presin debido a la extraccin o bajada
de tubera se aaden al equilibrio hidrosttico. En tales condiciones
la presin hidrosttica es: TM = Trip margin 17
0.052)(HPan)(DECD
100roca de Volumen
Vaciosespacios los de VolumenPorosidad
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Presin de formacin normal y anormal
La presin de formacin PF es consider Definicin ada normal cuando
es equivalente a la
presin de una columna de agua salada con una densidad D* entre
8.6 y 8.9 ppg rmal.
l baja, presenta riesgos de kick
0.447
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Presiones y principios generales
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El procedimiento del leak - Off Test es importante durante la
fase de exploracin de pozos y cuando la gradiente de fractura es
desconocida.
Mxima Presin Anular Permisible en Superficie (MAASP) (MAXMUM
ALLOWABLE ANNULAR SURFACE PRESSURE) Definicin El MAASP (Maximun
Allowable Annular Surface Pressure) es la mxima presin en la
superficie anular justo inferior a la de fractura en su punto ms
dbil (usualmente debajo del zapato del ultimo casing).
SFR PHPMAASP El MAASP es un valor muy importante para el control
de un pozo El MAASP depende de la presin hidrosttica en el zapato,
entonces cambia con relacin a:
densidad del lodo y, en caso de kick, con relacin la altura del
influjo encima del zapato del casing
Cambiando la densidad del lodo la presin hidrosttica en el
zapato cambiar, entonces, debido a que la presin de fractura es
constante, el MAASP variar.
Incremento densidad del lodo ========> Disminucin MAASP
Disminucin densidad del lodo ========> Incremento MAASP
El MAASP debe ser recalculado cuando la densidad del lodo cambia
(sin repetir el Leak - Off Test). 19
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WELL CONTROL
La presin hidrosttica en el zapato (PHS) disminuye cuando el
influjo entra, debido a que el fluido es de baja densidad con
respecto a la del lodo. Tal disminucin puede ser compensada con un
correspondiente aumento en el MAASP.
El valor del MAASP no se debe sobrepasar mientras el influjo se
encuentre en el pozo abierto. Como la presin hidrosttica en el
zapato del casing disminuye durante la migracin del gas, el MAASP
aumenta en tal forma que depende del tipo de fluido:
. Liquido Durante la migracin, el influjo no se expande. La
disminucin en el PHS
terminar cuando todo el influjo entre al zapato. Gas El influjo
se expande durante la migracin. Con expansin el PHS contina
disminuyendo an despus de que el influjo de gas haya entrado al
zapato y durante su llegada a la superficie.
Densidad del lodo para fracturar el pozo Definicin: La densidad
del lodo para fracturar el pozo (DFR) nos permite representar
la
presin de fractura en trminos que podamos tener un valor
referencial. La DFR representa la densidad del lodo en condiciones
estticas, la cual determina una presin igual a la presin de
fractura.
0.052)(HPD FRFR Unidades de medida: ppg Este valor es igual al
mximo utilizable en el pozo La densidad de lodo para fracturar el
pozo puede variar desde un mnimo, equivalente a la Gradiente de
Presin Normal GF hasta un valor mximo correspondiente al DFR, tal
como se muestra en el grfico siguiente. 20
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Presiones y principios generales
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El MAASP puede ser calculado a partir de la DFR:
HSFR PPMAASP
0.052D0.052HsDMAASP FR Hs
052.0) HsDDFRMAASP
La Comparacin entre la densidad del lodo para fracturar el pozo
(DFR) del punto ms dbil de la formacin y la densidad equivalente de
circulacin (ECD), nos permite conocer si el peligro de fractura
existe.
21
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1.7 PRESION A CAUDAL REDUCIDO (PRESSURE LOSSES: PL) Definicin:
Presin a caudal reducido (PL) es la presin requerida para circular
el lodo en
un pozo a una razn de circulacin mnima. (Un valor normal de PL
esta entre 1/2 y 1/3 del caudal normal de flujo)
Es fundamental la medida y registro del valor del PL porque es
la presin que debe ser usada en caso de un kick.
Uso de PL: (POR QUE)
Controlar el kick Con la bomba normal de trabajo sin excederse
de su mxima presin de trabajo
Pesado y desgasificado del lodo ms fcil Reduccin del uso y
desgaste del equipo de superficie Reduce la prdida de carga en el
anular Se trabaja slo con una bomba Reduce la fatiga del personal
para llevar a cabo el control del pozo
Medida de PL: (CUANDO)
Al inicio de cada turno de trabajo Cuando la densidad del lodo
cambia Cuando Cl equipo de perforacin ha sido modificado o cambiado
Cuando el dimetro de camisas de las bombas se cambian Cuando se
cambian los jets
Medida de PL: (COMO)
Rutinariamente haciendo dos lecturas: - el mnimo nmero de
emboladas - el mnimo nmero de emboladas ms 10 20 emboladas
adicionales
para cada bomba separadamente
Nota: - el valor de PL debe siempre anotarse en lugar visible. -
el valor de PL se debe leer en los medidores de control automtico
del choke.
Aun si se utilizan idnticas bombas el valor de PL debe ser
anotado para cada una de ellas, porque la eficiencia volumtrica
puede ser diferente. Con igual. densidad de lodo y circuito
hidrulico (constantemente indicado por K en la frmula siguiente) el
PL es un cuarto de la presin normal porque la presin de circulacin
depende del cuadrado del rate de circulacin de flujo:
2KQP Ejemplo: Caudal normal de flujo 530 Gpm. ===> Presin de
circulacin = 2840 psi
Caudal a flujo reducido 265 Gpm. ===> Presin a caudal
reducido = 710 psi
22
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Presiones y principios generales
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1. 8 PRESIONES DE CIERRE: SIDPP, SICP Cuando un kick se
presenta, causa modificaciones. Luego se estabilizan los valores,
asegurando un nuevo equilibrio entre la presin de fondo del pozo y
la presin de formacin. Cuando el pozo ha sido cerrado y su presin
se ha estabilizado, un control del pozo es necesario, registrndose
dos lecturas especificas de presiones.
1. SIDPP (Shut-in Drill Pipe Pressure), presin de cierre en la
tubera 2 SICP (Shut-in Casing Pressure), presin de cierre en el
casing Presin de cierre en la tubera Definicin El Shut-in Drill
Pipe Pressure (SIDPP) es la presin leda en la tubera despus
de la estabilizacin con el pozo cerrado en presencia de un
kick.
P
Es de particular importancia la relacin entre los valores de las
dos presiones de cierre SIDPP y SICP:
s posible derivar la gradiente de fluido en el pozo
D os:
leo DG < 2.5 ppg Gas
23
HF PPSIDPP
Presin de cierre en el casing Definicin La Shut-in Casing
Pressure (SICP) es la presin leda en cl casing despus de la
estabilizacin con el pozo cerrado en presencia de un kick.
HHGF PPPSICP HG
= Presin hidrosttica del gas
E
De acuerdo al valor de la densidad ( G) de un fluido tenem DG
> 6.84 ppg Agua 2.5 < DG < 6.84 ppg Petr
052.0 GG H)D-(D SIDPPSICP
0.052HSIDPPSICPDD GG
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1.9 PRESION DE CIRCULACION Definicin: La presin de circulacin es
la presin ejercida en las tuberas. Durante las fases de control dos
diferentes presiones de circulacin aparecern:
ICP Presin inicial de circulacin
Esta aparece cuando las bombas comienzan con el lodo original
(bajo peso).
FCP Presin final de circulacin Este es un valor ledo en el
manmetro de la tubera y en el momento en que el lodo pesado (kill
mud) comienza a salir por la broca, reemplazando al lodo original
(original mud) en el anular.
OMDKMLDPFCP LLPSIDPPICP
Esta diferente terminologa es necesaria para llenar el KILL
SHEET. Nota: Las dos presiones ICP y FCP pueden ser incrementadas
por un factor de seguridad, lo que no es
especificado en las regulaciones del IWCF. 1.10 LEY DE LOS GASES
La ley de los gases ideales, conocida tambin como la ley de Boyle
afirma que para un gas cuya temperatura se mantiene constante, se
verfica que su volumen multiplicado por su presin se mantiene
constante:
P x V = constante La Ley de los Gases Perfectos puede ser
considerada suficientemente precisa como para tenerse en cuenta en
el caso de la migracin del gas en los pozos. En nuestro caso esto
significa que durante cada fase de la migracin en el pozo el
producto del volumen por la presin del influjo de gas se mantendr
constante. Definiendo que:
- P' y V', presin y volumen inicial del influjo de gas, - P" y
V'', presin y volumen del influjo de gas a una fase dada de la
migracin
El resultado es: P' x V' = P" x V" Asumiendo que la relacin sea
valida en nuestro caso, veamos ahora que sucede en caso de:
- migracin del gas sin expansin - migracin del gas con expansin
incontrolada - migracin del gas con expansin controlada
24
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Presiones y principios generales
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.11 MIGRACIN DE CAS EN UN POZO CERRADO SIN EXPANSIN
as no
bia, esto de acuerdo a la Ley de los Gases durante la migracin
su
e gas, causada por el movimiento scendente es compensada por un
incremento de presin en el tope.
s variaciones de presin de acuerdo a la posicin del influjo de
gas.
compensar la prdida de presin
- La presin en el fondo del pozo aumenta con el aumento de la
presin en el tope del pozo.
ado y esperando que las altas resiones ejercidas por el gas
afecten al pozo, se puede producir:
con prdida de lodo y la posibilidad de sucesivos e incontrolados
wouts
rotura del casing
25
1 Analicemos el comportamiento del influjo de gas que migra en
un pozo con el BOP cerrado. El gse puede expandir porque el BOP ha
sido cerrado y migrar por la diferencia de densidades. Sin expansin
el volumen de gas no campresin no cambia.
La disminucin de la presin hidrosttica en el tope de la columna
da
La representacin grfica ilustra laDurante la migracin
ascendente:
- La presin hidrosttica encima del gas disminuye
progresivamente; - La presin en el tope del pozo aumenta para
hidrosttica ejercida por el influjo de gas;
Como hemos apreciado esta claro que si mantenemos el pozo
cerrp
Fractura de la formacinunderground blo
dao al equipo
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1.12 MIGRACION DEL GAS EN UN POZO ABIERTO CON EXPANSION
INCONTROLADA Analicemos el comportamiento del influjo de gas que
sube en un pozo abierto.
El gas sube libremente e incrementa su volumen, esto de acuerdo
a la Ley de los Gases cuando sube, su presin disminuye. La expansin
del gas har expeler un volumen igual de lodo causando una ligera
disminucin de la presin hidrosttica en el fondo y con el
consecuente peligro de que entre mayor cantidad de gas.
Las variaciones de presin como resultado de la localizacin del
influjo del gas.
Cuando asciende, la presin del gas disminuye progresivamente
conforme el gas se expande libremente. Esta expansin resulta de la
expulsin de un volumen igual de lodo con la consecuente disminucin
de la presin hidrosttica. La reduccin de la presin hidrosttica
resulta en una disminucin de la presin en el fondo del pozo. Como
hemos visto anteriormente, es evidente que un movimiento ascendente
del influjo de gas en un pozo abierto es caracterizado por una
expansin incontrolada del volumen del gas causando:
Una disminucin en la presin del fondo del pozo causado por un
vaco parcial del anular, con el peligro de mayor influjo de
gas.
una situacin en la cual se toma ms difcil su control 26
-
Presiones y principios generales
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.13 MIGRACION DEL GAS EN UN POZO CERRADO CON UNA EXPANSION
zo. La
constante la presin en el fondo del pozo a un valor (presin) que
sea igual a la resin de la formacin. El anlisis de la migracin del
influjo de gas en un pozo cenado bajo
de lodo produciendo una isminucin de la presin hidrosttica,
compensada por un aumento en la presin de superficie.
Consecuentem
ambios en las presiones de superficie y en el fondo del pozo son
consecuencia de la posicin del
urante la migracin del gas, el aumento de la presin de
superficie balancea la disminucin de
Controlando la expansin es posible mantener la presin en el
fondo del pozo constante.
27
1CONTROLADA
La migracin del gas sin expansin causa un incremento en la
presin en el fondo del pomigracin con expansin incontrolada causa
una reduccin de presin en el fondo del pozo atas dos condiciones no
pueden ser usadas en la prctica porque alteran la presin en el
fondo del pozo.
Un correcto procedimiento para permitir ascender al gas tiene
presente una expansin controlada de tal forma que se
mantengapexpansin controlada. Durante la migracin el gas se
expande, aumentando en volumen y consecuentemente disminuyendo la
presin. Expandindose el gas se desplazar una correspondiente
cantidadd
ente, la presin en el fondo del pozo se mantendr constante.
Cinflujo de gas. Dpresin hidrosttica debido a la expansin del
gas.
-
WELL CONTROL
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1.14 PRINCIPIO DEL TUBO EN "U" Podemos imaginarnos un pozo en
forma de tubo en "U" con:
- Tubera
- anular en donde:
- el tubo es abierto en el fondo - el fondo esta en contacto con
la formacin - el pipe esta lleno de lodo con densidad D, que ejerce
una presin PH - el anular puede contener lodo y tambin el
influjo.
28
-
Presiones y principios generales
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Representacin grfica del tubo en U
29
-
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CAUSAS DE KICKS
31
-
Causas de kicks
GENERALIDADES La principal causa del kick es la falta de una
adecuada presin hidrosttica que asegure el control primario:
PH > PF Si, por alguna razn, se invierte en PH < PF
habremos alcanzado la condicin necesaria y suficiente para que se
produzca un kick. Esta condicin puede provenir como resultado
de:
Causas naturales Las causas naturales determinan un aumento en
la presin de formacin. Estas consisten en:
a) presin anormal de formacin
Causas operativas Las causas operativas, o por causas mecnicas,
determinan una disminucin de la presin hidrosttica Consiste en: b)
fallas en llenar el pozo adecuadamente cuando se
mete o saca la sarta de perforacin c) swabbing d) prdida de
circulacin e) disminucin del peso del lodo f) corte de gas en el
lodo
2.1 PRESIN ANORMAL Una presin anormal de formacin tendr lugar
cuando la presin de fondo de formacin tiene una gradiente mayor de
0.463 psi/pie. Un kick puede ocurrir, perforando a travs de
presiones de formacin anormales, si el peso del lodo es
insuficiente, Presiones anormales causadas por una situacin
geolgica particular: alta velocidad de sedimentacin Zonas de baja
permeabilidad, sedimentados a alta
velocidad pueden atrapar fluidos y as causar una zona de presin
anormal.
presin anormal debido a fallas Zonas de sedimentacin pueden ser
elevadas por movimientos tectnicos. En este caso la zona tiene que
mantener su presin original. Una erosin en la superficie determina
una zona a menor profundidad, que bajo condiciones normales debera
tener menor presin de la que tiene.
efecto artesiano Un efecto artesiano se presenta cuando se esta
perforando a travs de zonas de agua. En este caso la presin no esta
en relacin con la profundidad del pozo pero es debida a la altura
del estrato de agua encima del punto de perforacin
33
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-
WELL CONTROL
Lentes Los lentes se encuentran cuando zonas impermeables (clay)
producen trampas estructurales que aprisionan a los fluidos de
formacin. Los lentes cercanos a la superficie son particularmente
peligrosos.
Inclinacin de los estratos de rocas Cuando la geometra de un
reservorio de gas tiene una fuerte inclinacin, la presin de
formacin en la parte superior del lente es anormalmente alta,
debido a la baja densidad del gas.
Durante el desarrollo de prospeccin de petrleo, algunos mtodos
han sido perfeccionados para predecir las excesivas presiones. Las
ms importantes de estas que se utilizan durante la perforacin estn
listadas a continuacin:
Rate de penetracin Sigmalog Resistividad de las arcillas
Resistividad, salinidad y PH del lodo
Exponente D Densidad de las arcillas Temperatura del lodo
Manifestaciones de gas
2.2 FALLAS EN EL LLENADO APROPIADO DEL POZO CUANDO SE SACA
LA
SARTA DEL POZO
Cuando se saca la sarta de perforacin, un volumen de lodo igual
al volumen del acero sacado debe ser aadido al pozo de tal forma de
mantenerlo lleno, y bajo control primario.
Volumen de acero extrado = Volumen de lodo aadido La falla en el
llenado del pozo causa que el nivel descienda en el pozo con una
reduccin en la presin hidrosttica y riesgos de un kick. El uso del
trip tank permite controlar cualquier disminucin en el nivel del
lodo, tambin para pequeas cantidades. Peligro: La falla al llenar
el pozo cuando se saca la sarta es una de las principales
causas
de kick y esto es de responsabilidad del perforador! Cmo
calcular la disminucin en la presin hidrosttica causada por la
falla de llenar el pozo durante la extraccin de la sarta:
1. calcule el volumen extrado
2. calcule el descenso del nivel de lodo en el pozo
3. calcule la cada de la presin hidrosttica 1) volumen extrado =
Ve
a) tubera seca: Volumen extrado = [longitud extrada] x
[desplazamiento del acero]
b) tubera llena:
Volumen extrado = [longitud extrada] x [desplazamiento
total]
34
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-
Causas de kicks
2) descenso del nivel = H con drill pipe en el Pozo: volumen
extrado
capacidad del casing - desplazamiento del acero a) Drill pipe
seco: H =
b) Drill pipe lleno: H = volumen extrado capacidad del casing -
desplazamiento total volumen extrado
Ultimo drill pipe: H = capacidad del casing 3) disminucin de la
presin hidrosttica PH PH = densidad del lodo (ppg) x descenso de
nivel (pies) x 0.052 2.3 SWABBING Swabbing es un efecto de pistoneo
que se produce durante el movimiento de la sarta de perforacin de
tal forma que altera la presin sobre el fondo del pozo como
consecuencia de la prdida de carga causada por el movimiento del
lodo en el espacio anular. Extrayendo tubera fuera del pozo la
prdida de carga (swabbing) se presenta en direccin hacia arriba y
disminuye la presin en el fondo del pozo.
PB= PH - Pan Atencin: El efecto swabbing es ms peligroso durante
la extraccin de tubera con pozo
estrecho. Bajando tubera al pozo las prdidas de carga (surging)
estn en direccin hacia abajo e incrementan la presin de fondo del
pozo
PB = PH + Pan El efecto swabbing llega a ser considerable en los
siguientes casos:
velocidad del viaje reduccin del espacio anular longitud de la
sarta en el pozo viscosidad del lodo
El fenmeno se incrementa con la profundidad y llega a su mximo
cuando la broca esta cerca al fondo. En este caso la velocidad del
viaje debe reducirse. El fenmeno es intensificado por obstruccin de
arcillas en la broca o sobre los estabilizadores (porque taponan el
Pozo). Nota: Variaciones de peso de la sarta de perforacin durante
un viaje (arrastre)
generalmente son los indicadores de efectos del swabbing. 35
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-
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El efecto del swabbing puede ser detectado a travs del trip
tank. Observando el nivel del lodo, podemos saber si es que han
entrado fluidos en el pozo durante la extraccin. Si el volumen de
lodo requerido para llenar el pozo durante la extraccin es menor
que el calculado, significa que, una parte del acero extrado ha
sido reemplazado por fluido de formacin (swabbing).
Sugerencias para reducir los efectos de swabbing:
reduccin de la velocidad de extraccin La velocidad de extraccin
determina la extensin de la prdida de carga debido al swabbing. El
efecto del swabbing aumenta considerablemente con la velocidad
acondicionar el lodo, controlando sus caractersticas reolgicas
Mejorando las caractersticas reolgicas del lodo antes del viaje
reduce el efecto swabbing y hace que la extraccin sea una operacin
menos delicada
tener cuidado con el arrastre durante las maniobras El arrastre
durante una maniobra es lo peor que puede suceder. En este caso, la
operacin debe realizarse con mucho cuidado.
aumente la densidad del lodo La densidad del lodo puede ser
aumentada para reactivar la posible reduccin del trip margin.
en un trabajo en particular en los short trips es cuando se
determina el grado del swabbing: Cuando se perfora a travs zonas
mineralizadas, antes de extraer la sarta es necesario realizar un
short trip para asegurarse si existe la posibilidad de causar un
kick.
Viaje corto
Procedimiento:
extraiga algunos Stands a velocidad normal baje otra vez hasta
el fondo circule el fondo hasta la superficie analice el lodo para
determinar la presencia de fluidos de formacin:
si el lodo no tiene cortes de gas, puede extraerse todo con la
misma velocidad; si el lodo presenta cortes de gas, se debe
determinar el tipo de operacin necesaria.
36
El grfico muestra las variaciones de la velocidad de maniobra
mostrando dos valores referenciales:
- mxima velocidad(Vmax) - velocidad media (Vmedia)
-
Causas de kicks
El diagrama muestra las variaciones de la presin en el fondo del
pozo debido al swabbing durante una maniobra.
2.4 PRDIDA DE CIRCULACIN El termino "prdida de circulacin"
significa que el lodo va desde el pozo hacia la formacin. La prdida
de circulacin puede ser parcial: cuando el lodo que sale es menor
al de entrada total: cuando no hay retomo de lodo del pozo
La prdida total de circulacin puede causar un kick porque el
nivel de lodo en el pozo desciende.
La prdida parcial sola no es una causa directa de un kick.
La prdida de circulacin ocurre en formaciones naturalmente
fracturadas o donde mecnicamente se ha inducido este efecto.
Las causas ms importantes son: - causas naturales
(geolgicas):
formaciones clcicas formaciones fracturadas fallas
- condiciones operativas: las prdidas de carga sustanciales en
el anular surging el comenzar la circulacin a travs de pozos de
pequeo dimetro a gran profundidad gumbo shale en el anular
2.5 DISMINUCIN EN EL NIVEL DE LODO Si el peso de lodo disminuye
cuando pase a travs de estratos minerales debido a causas
imprevistas, la presin hidrosttica en el pozo cae por debajo de los
niveles plantados. Disminucin de la presin hidrosttica presenta el
peligro de un kick Las causas ms comunes de una disminucin no
planeada del peso del lodo son:
- El funcionamiento defectuoso o fallas en el equipo de control
del lodo. - errores en la operacin del circuito del lodo - lodo con
caractersticas inesperadas
37
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-
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.6 LODO CON CORTE DE GAS
idad de gas es liberado. l lodo forma una emulsin con el gas y
su densidad disminuye.
a disminucin de la densidad del lodo resulta en una disminucin
de la presin de fondo.
sttica con el peligro de currencia de un kick, La cantidad
liberada del gas depende de:
de la formacin - dimetro del pozo
en el fondo y enormemente en la superficie, on una disminucin de
la presin de fondo,
sado para expeler el as del lodo antes de volverlo a circular.
El gas en el lodo puede ser:
a
gas que se acumula en el pozo durante las pausas para
adicionar
ra cambiar la broca. Esta pausa es de mucho mas tiempo, y la
acumulacin es mayor.
etro grande y alto rgimen de penetracin) - "shallow
l peligro resultante de la contaminacin del do, puede ser
determinada de dos formas:
- analticamente siguiendo la siguiente frmula
PH = 2,3 x (D - D1)/D1 x Log PH
1 Densidad del corte de lodo
38
2 Cuando se perfora una estructura que contiene gas, una cierta
cantE L El riesgo de expansin del gas y disminucin de la presi6n
hidroo
- rgimen de perforacin - grado de porosidad
La densidad del lodo disminuye mnimamentec El detector de gas
indica la acumulacin de gas. El degasificador es ug
a) DriIIing gas: gas liberado de la roca debido a la accin de
trituracin de la broc
b) Connection gas: tubos
c) Trip gas: gas que se acumula durante las pausas pa
La caracterstica comn de estos tipos de gas es la presin que es
menor al de lahidrosttica cuando entran al pozo. Estas situaciones
normalmente no representan peligro.
Pueden llegar a ser peligrosas si el volumen de gas es elevado.
Esto puede suceder al comienzo de la perforacin (dimgas"
La disminucin de la presin hidrosttica, elo
- de tablas empricas
PH = Profundidad del pozo D = Densidad original del lodoD
-
Causas de kicks
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.7 SITUACINES PARTICULARES
o de kick, o no causan blow - out.
lgunas de estas situaciones son dadas a la a seguir:
bas
despus de una bajada de casing
- la recuperacin de un bridge plug a poca profundidad.
.8 SNTESIS
PRESIANORMAL
O
SWABBING PERDICIRCULACION PESO DEL LODO CORTE DE GAS
2 Una combinacin contempornea de varios fenmenos puede elevar el
riesgque pueden derivar de operaciones que normalmente A
- efectuando prue- bajando casing - corriendo registros
elctricos - esperando el secado del cemento- algunas condiciones
para pesca
2
ON FALLAS EN EL LLENADO DEL
DPOZO DE MOAPROPIADO
DA DE INSUFICIENTE LODO CON
ORIGEN
naturales do
ae la se hacen y
naturales o formacin
Situacionesgeolgicas
Fallas en el llenado cuanse extrsarta
Movimiento del lodo en el pozo cuandoviajes
Causas operativas
Daos en el equipo de circulacin errores de operacin
Fluidos de
EFECTO de de de de Aumento de la presin de formacin
Disminucin la presin hidrosttica
Variacin de la presin de fondo del pozo
Disminucin la presin hidrosttica
Disminucin la presin hidrosttica
Disminucin la presin hidrosttica
PR O A ADOPTAR
s de formacin
y
lodo aadido niobra
corta
tivas en el pozo
on cuidado ticas
del lodo.
OCEDIMIENT Uso de mtodos para prevenir las presione
Uso del trip tank para determinar la relacin entre el acero
extrado el volumen de
Reducir la velocidad de la maniobra y acondicionar el lodo.
Realizar una ma
Ajustar los parmetros deacuerdo a las condiciones opera
Chequear el equipo y trabajar c
Chequear el detector de gas. Chequear las caracters
39
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INDICADORES DE UN KICK
41
-
Indicadores de un kick
GENERALIDADES Una situacin de kick debe ser reconocida tan
pronto como sea posible. Para ello, es necesario reconocer e
interpretar correctamente algunos sntomas especficos, llamados
"Indicadores de un Kick", que nos permiten detectar la infiltracin
de fluido de formacin. En esta seccin trataremos el tema sobre
estos indicadores y por que su presencia nos debe hacer sospechar
un kick. Es importante tener en mente que en el trabajo real una
situacin de kick presenta varios sntomas simultneos que ayudan a
reconocerlo. Siga atentamente esta parte del curso: una de las
principales responsabilidades de un Driller es reconocer
inmediatamente el peligro de un kick. Los Indicadores de Kick
pueden ser agrupados en dos categoras:
INDICADORES DE KICK EN PROGRESO INDICADORES DE UN POSIBLE
KICK
a) Aumento del Caudal (Flow Rate) durante la perforacin
a) Aumento del volumen en Pits
b) Flujo desde el pozo con bombas paradas b) Incremento del
Rango de Penetracin
c) Incorrecto llenado del pozo durante los viajes
d) Disminucin de la Presin de Bombeo- Aumento de las emboladas
de la bomba
e) Cortes de gas en el lodo
f) Disminucin del peso de la sarta Aumento
de la presin de Circulacin.
g) Aumento del torque o arrastre (overpull)
Los Indicadores de Kick estn listados segn su nivel de prioridad
Los indicadores (e - f - g) se refieren a situaciones particulares,
no muy frecuentes. La cantidad de fluido de formacin que puede
ingresar al pozo es proporcional a:
- el valor negativo de la diferencia PH - PF - permeabilidad de
la formacin
- longitud del pozo perforado - tiempo empleado en reconocer el
kick Es necesario detectar la presencia del kick lo antes posible
para as tomar inmediatamente las medidas adecuadas. La rpida
deteccin del kick es la tarea principal del Driller.
43
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WELL CONTROL
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3.1 AUMENTO DEL CAUDAL (FLOW RATE) En condiciones normales, la
cantidad de lodo que sale del pozo es equivalente a la que entra y
corresponde al caudal (flow rate) de la bomba. La entrada de fluido
de formacin en el pozo altera este equilibrio y causa un aumento en
el flujo saliente. El medidor de flujo indica las variaciones en el
flujo y estando conectado al flow line nos permite detectar un kick
inmediatamente. Cuando la formacin de donde proviene el fluido
tiene baja permeabilidad, puede ser difcil medir las variaciones
del flujo.
mente en pozos
uede exceder a la presin hidrosttica, permitiendo as la entrada
de fluido e formacin al pozo.
enta. Por esto,
lizar una prueba de flujo (flow check), si
estar siempre en
n obedecer a otras causas no relacionadas con un ick; las ms
importantes estn listadas a seguir.
ncorrecto uso de vlvulas del sistema de lodo causan
transferencia de liquido entre tanques
3.2 FLUJO DESDE EL POZO CON BOMBAS PARADAS
Este es un indicador seguro de un kick en progreso. Este fenmeno
sucede especialde dimetro reducido, donde las perdidas de presin en
el anular son significativas.
En este caso, al parar la circulacin, las prdidas de presin en
el anular se anulan y entonces la presin de formacin pd 3.3 AUMENTO
DEL VOLUMEN DE LODO EN TANQUES
Cuando un influjo esta entrando al pozo, el volumen total del
flujo saliente aumcualquier aumento del volumen en piletas
(tanques) constituye un indicador de kick
En este caso es necesario parar la operacin presente y reano se
detecta un kick, revisar la razn de la anormalidad.
La alarma acstica que indica variaciones en el volumen de los
tanques debe condiciones operativas y lista para indicar hasta las
mnimas variaciones de nivel.
El aumento de volumen en tanques puede tambik
- adicin de cantidades significativas de material al sistema de
lodo. - fugas o i
44
-
Indicadores de un kick
3.4 INCREMENTO DEL RANGO DE PENETRACION El rango de penetracin
tiende a disminuir a medida que la profundidad aumenta debido al
incremento de la compactacin del terreno. Un marcado aumento del
rango de penetracin puede indicar la entrada en una zona de presin
anormal. En dicha situacin es necesario parar la perforacin y
realizar una prueba de flujo (flow check), para identificar la
posible presencia de kick. En ausencia de kick, el aumento del
rango de penetracin se debe a un cambio en la formacin.
El grfico muestra la tendencia del gradiente de presin de
formacin con respecto al gradiente del lodo. El grfico muestra como
la entrada en una zona de presin anormal altera el equilibrio
hidrosttico con la consecuencia de un kick. Durante la perforacin
regular el valor de P es positivo. En la fase de acercamiento a la
zona en sobrepresin el P se reduce hasta asumir valores negativos
cuando la broca afecta la formacin en sobrepresin. El diagrama
resalta este fenmeno que podra deberse tambin a la mayor
perforabilidad de rocas suaves.
45
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3.5 INCORRECTO LLENADO DEL POZO DURANTE LOS VIAJES
ste y
bing) existente debe controlarse cuidadosamente el nivel de
variaciones en el trip nk
(flow check) para determinar la condicin del pozo puede revelar
tres tuaciones distintas:
retorno al nivel normalpara llenar el pozo se debe a una parcial
obstruccin en el anular.
un nivel menor del espera la presin de fondo, con entrada minina
de fluido de formacin.
en el tanque sea diferente. En este caso se debe parar el
viaje.
el pozo sigue fluyendo presencia de un kick en progreso.
de pistoneo existente debe controlarse cuidadosamente el nivel
de ariaciones en el trip tank.
ctar situaciones anormales en el pozo omo migracin de gas o
fractura de la formacin.
3.6 N DE LA PRESIN DE BOMBEO-AUMENTO DE EMBOLADAS DE LA
BOMBA
presin de circulacin y un ventual aumento en los emboladas por
minuto (SPM) de la bomba.
sta condicin revela un posible kick y la operacin presente debe
pararse.
presin de circulacin puede deberse tambin a otras causas, como
se ilustra a ontinuacin:
- fallas en la bomba
- lodo desbalanceado wash-out en la sarta de perforacin
bomba es ms evidente en sistemas mecnicos o diesel lctricos que
en sistemas con SCR.
Si al sacar tubera del pozo, el nivel en el trip tank disminuye
menos de lo esperado exila posibilidad de entrada de fluido de
formacin al pozo. Se debe parar la operacinexaminar la condicin del
pozo (flow check). Para determinar el grado de pistoneo (swabta Un
control de flujo si
esta no es una situacin peligrosa. La causa de la menor
cantidad
do el pistoneo (swabbing), crea un desbalanceo momentneo en
el equilibrio retorna al parar el movimiento, aunque algo de
fluido se mantenga en el pozo y el nivel
Para determinar el grado v Nota: El uso del trip tank durante
los viajes permite detec
DISMINUCI
La densidad del fluido de formacin es generalmente menor que la
del lodo. Por ello, su infiltracin en el pozo disminuye la presin
hidrosttica en el anular, con la consecuente condicin de
desbalanceo en el pozo. El desbalanceo produce una cada en lae E La
cada de lac
Nota: El aumento de los SPM de la e 46
-
Indicadores de un kick
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3.7 CORTE DEL LODO La presencia de fluido de formacin en el pozo
puede ser detectada con una continua observacin de algunas
caractersticas fisico-qumicas del lodo, como se indica a seguir
tales lecturas revelan la presencia de fluido de formacin: densidad
La densidad disminuye con la entrada de fluido de formacin al
pozo.
contenido de cloratos Un aumento de cloratos en el lodo indica
la entrada de agua nativa, La salinidad del agua de formacin es
generalmente mayor que la del lodo de perforacin.
Mediante seguimiento continuo de dichas caractersticas se puede
obtener valiosa informacin para prevenir un kick. El lodo de
perforacin puede ser contaminado por:
- agua - petrleo - gas
3.8 OTROS INDICADORES Disminucin del peso de la sarta de
perforacin y aumento de la presin de circulacin. Una disminucin en
el peso de la sarta, observado en el indicador de peso Martin
Decker y un aumento en la presin de circulacin indican un posible
kick. La presin del fluido infiltrado en el p pozo ejerce una
fuerza mecnica que tiende a "empujar" la sarta hacia arriba. Este
es un raro fenmeno que puede ocurrir con presiones de formacin
elevadas y alta permeabilidad. Nota: Un repentino aumento en la
presin de circulacin puede abrir la vlvula de seguridad
de la bomba con retorno de flujo por la sarta. Aumento del
torque y/o arrastre (overpull) En condiciones particulares la
presin de formacin tiende a reducir la apertura del pozo, con un
consecuente aumento del torque durante la perforacin y arrastre al
agregar un nuevo drill pipe. Estas condiciones pueden revelar el
inicio de un kick.
47
-
WELL CONTROL
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.9 SNTESIS
INDICADORES CAUSAS DETECCION ACCIONES
3
Aumento del caudal (Flow Rate) Kick Medidor de flujo
Flujo desde el pozo con bombas paradas Kick Trip tank
Cierre del pozo
Aumento del volumen de lodo en tanques Kcircuito de
superficie
In e tan
acstica
ick - Anomalas en el dicador de nivel dques Alarma
Incremento del Rango de Penetracin Cambio de formacin Reg go
de Penetracin Sobrepresin, kick istrador del Ran
Incorrecto llenado del pozo Obstruccin en el anularTrip Tank
Pistoneo, kick
D Aumento de emboladas de la bomba
Lavado en la sarta Cuenta emboladas
isminucin de la Presin de Bombeo Kick
Fallas en la bomba Lodo desbalanceado
Medidor
Corte de gas en el lodo Contaminacin del lodo
Seguimiento Kick
Disminucin del peso de la sarta de perforacin y aumento de la
presin de circulacin
deben ser controladas e peso
Medidor Kick Anomalas que Indicador d
Aumento del torque y/o arrastre deben ser controladas
so Torqumetro
operacin
C (Flow check)
Kick Anomalas que Indicador de pe
Pare la
ontrol de pozo
48
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PROCEDIMIENTOS PARA
EL CIERRE DEL POZO
49
-
Procedimientos para el cierre de un pozo
4.1 TIPOS DE PROCEDIMIENTOS: CIERRE SUAVE (SOFT SHUT-IN) Y
CIERRE DURO (HARD SHUT-IN)
Mediante un control de pozo se verifica la presencia de un kick
en progreso. Luego de obtener el resultado, se cierra el pozo o se
continua con las operaciones necesarias. El control de flujo debe
hacerse siguiendo los pasos listados a continuacin. Control de
flujo (flow check)
MIENTRAS SE PERFORA
- Levante el kelly antes de parar las bombas hasta que el tool
joint del ultimo drill pipe este sobre la mesa de perforacin.
- Pare las bombas
- Realice el control de flujo
DURANTE UN VIAJE
- Detenga el viaje
- Realice el control de flujo Como resultado del control de
flujo:
- El pozo fluye: se realiza el cierre del pozo
- El pozo no fluye: se continua con las operaciones
necesarias.
Luego de asegurarse que el pozo debe ser cerrado, uno entre dos
procesos, segn Norma API RP 59, debe ser realizado:
1) CIERRE DURO (HARD SHUT-JN)
2) CIERRE SUAVE (SOFT SHUT-IN) Los dos procedimientos de cierre
del pozo difieren en:
- la posicin del estrangulador (power choke)
- la secuencia de las operaciones a seguir Procedimientos para
el cierre del pozo
Cierre duro (Hard shut-in)
1. Cierre el BOP 2. Abra la vlvula hidrulica de la "choke line"
3 Registre las presiones balanceadas SIDPP y
SICP 4. Registre la ganancia de volumen en tanques
Cierre suave (Soft shut-in)
1. Abra la vlvula hidrulica de la "choke line" 2. Cierre el BOP
3. Cierre completamente estrangulador (power
choke). 4. Registre las presiones balanceadas SIDPP y
SJCP 5. Registre la ganancia de volumen en tanques
51
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-
WELL CONTROL
El cierre del pozo implica una serie de manipulaciones sobre el
CHOKE MANIFOLD.
El tipo de procedimiento lo elige la operadora y depende de la
posicin en que se encuentre el estrangulador (power choke).
Nota: es muy importante verificar peridicamente la disposicin de
las vlvulas en el choke manifold, de acuerdo con el tipo de
procedimiento. Al cerrar el pozo, bajo presin, se corre el riesgo
de fracturar la formacin a la profundidad correspondiente al zapato
del casing.
Procedimiento de Cierre duro (Hard shut-in)
1. Cierre el BOP 2. Abra la vlvula hidrulica de la "choke line"
3 Registre las presiones balanceadas SIDPP y SICP 4. Registre la
ganancia de volumen en tanques
Nota: Verificar que el estrangulador (power choke) se encuentre
en posicin de cierre.
Procedimiento de Cierre suave (Soft shut-in)
1. Abra la vlvula hidrulica de la "choke line" 2. Cierre el BOP
3. Cierre completamente estrangulador (power choke). 4. Registre
las presiones balanceadas SIDPP y SJCP 5. Registre la ganancia de
volumen en tanques
Nota: Verificar que el choke manifold se encuentre en la posicin
correcta para circular el lodo hacia las zarandas a travs del
estrangulador (power choke) mitad abierto.
Al cerrar el pozo, bajo presin, se corre el riesgo de fracturar
la formacin a la profundidad correspondiente al zapato del casing.
En particular, el riesgo es mayor cuando la profundidad no es
considerable, debido a la baja gradiente de fractura de la formacin
a dicha profundidad (bajo el zapato del casing).
Procedimiento SUAVE Procedimiento DURO
Ventajas Ventajas
Hace ms fcil el control de la presin del Casing, reduciendo el
peligro de fractura bajo el
zapato
La operacin toma menos tiempo; menor entrada de fluido de
formacin al pozo
La apertura de la vlvula hidrulica de la choke line nos permite,
en ciertos paneles de control,
mantener abierto el sistema de apertura automtico del
estrangulador (power choke)
Al entrar menos fluido al pozo, se tendr una
menor SICP
Reduccin del "golpe de ariete", debido al cierre inmediato.
Es ms fcil y rpido
Desventajas Desventajas
Un mayor riesgo de entrada al pozo de mayor volumen de fluido de
formacin
Gran riesgo de fracturar la formaci6n bajo el zapato del
casing
Antes de cerrar el pozo se deben realizar una serie de
operaciones, esenciales para cl trabajo que se esta efectuando:
Durante la perforacin - Con broca en el fondo Durante los viajes
- Con Drill Pipe
- Con Drill Collars 52
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Procedimientos para el cierre de un pozo
4.2 CIERRE DEL POZO MIENTRA SE PERFORA
Aumento del volumen en tanques
Incremento del caudal de salida del pozo
Aumento del Rango de penetracin
Procedimiento - Pare la perforacin - Levante el Kelly - Pare la
circulacin - Realice un control de flujo (flow check) e informe
al supervisor y a los representantes de la operadora.
el pozo no fluye
- Circule bottoms up para el anlisis de los recortes y verifique
las caractersticas del lodo
el pozo fluye
- Abra la vlvula hidrulica del choke line - Cierre el BOP anular
- Cierre el estrangulador (power choke) - Registre las presiones
balanceadas SIDPP y
SICP - Registre las ganancias en tanques
Nota: En este caso se ha elegido el cierre del pozo suave (soft
shut-in). 4.3 CIERRE DEL POZO DURANTE LOS VIAJES, CON DRILL PIPES
Si el nivel del lodo en el trip tank no corresponde al volumen
de acero metido o extrado del pozo
Procedimiento
el pozo no fluye - Regrese al fondo - Repita el control de
flujo
- Pare el viaje - Realice un control de flujo (flow check) e
informe al
supervisor y a los representantes de la operadora.
el pozo no fluye - Circule hacia la superficie el
influjo con pozo abierto y a caudal normal
53
el pozo fluye - Instale una vlvula de seguridad en posicin
abierta y luego
cirrela - Abra la vlvula hidrulica de la choke line - Cierre el
BOP anular - Cierre el estrangulador (power choke) - Instale una
inside BOP abierta luego cerrarla - Conecte el kelly o TD con las
vlvulas abiertas - Abra la vlvula de seguridad - Registre la SICP
balanceada y luego bombear lentamente
hasta abrir la inside BOP y registrar la SIDPP - Registre las
ganancias en tanques
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La inside BOP debe mantenerse en buenas condiciones, en posicin
abierta y sobre la mesa de perforacin. Las llaves para abrir o
cerrar las kelly cocks, deben estar siempre a mano. Si se ha
instalado la vlvula Gray, para la lectura de la SIDPP siga el
procedimiento apropiado (vea balance de presiones).
Nota: se ha elegido el cierre suave del pozo en el ejemplo. 4.4
CIERRE DEL POZO DURANTE LOS VIAJES, CON DRILL COLLARS
Procedimiento
el pozo fluye - Instale el cross-over adecuado para poder
conectar la vlvula de seguridad. - Instale la vlvula de seguridad
en posicin abierta; luego cirrela. - Abra la vlvula hidrulica de la
choke line - Cierre el BOP anular - Cierre el estrangulador (power
choke) - Instale una inside BOP abierta luego cerrarla - Conecte el
kelly o TD con las vlvulas abiertas - Abra la vlvula de seguridad -
Registre la SICP balanceada y luego bombear lentamente hasta abrir
la
inside BOP y registrar la SIDPP - Registre las ganancias en
tanques
- Pare el viaje e informe al supervisor y al representante de la
operadora.
Si el nivel del lodo en el trip tank no corresponde al volumen
de acero metido o extrado del pozo
4.5 NOTAS Al cerrar el pozo se debe tener en mente lo siguiente:
Cierre del estrangulador (power choke):
Si el estrangulador que ha sido instalado no sella
perfectamente, para obtener las presiones balanceadas (SIDPP Y
SICP) se debe cerrar la vlvula inmediata anterior al
estrangulador.
Instalacin de la kelly cock como vlvula de seguridad (safety
valve):
Las llaves para cerrar y abrir las kelly cocks, deben estar
siempre a mano
Instalacin de x-overs: Los x-overs necesarios para conectar las
"vlvula de seguridad" a los Drill Collars deben estar listas en la
mesa de perforacin.
Mantenimiento de la vlvula de seguridad y la inside BOP:
La vlvula de seguridad y la inside BOP deben mantenerse en buen
estado, en posicin abierta y accesibles en la mesa de
perforacin.
54
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Procedimientos para el cierre de un pozo
4.6 ADIESTRAMIENTO DEL EQUIPO Con el objetivo de mantener alto
el nivel de eficiencia del equipo y de controlar que los
procedimientos se lleven a cabo correctamente, se realizan
ejercitaciones (drill) con cierta regularidad y frecuencia.
Las ejercitaciones se realizan sin previo aviso y el equipo
tiene que enfrentarlas como si se tratara de una emergencia o de
una situacin real. Pit drill La ejercitacin consiste en la
simulacin de una variacin de nivel en el tanque.
Haciendo saltar manualmente los indicadores de nivel se activa
la seal de alarma y el equipo tiene que actuar inmediatamente los
procedimientos previstos en funcin de la situacin operacional.
La ejercitacin es interrumpida por el supervisor antes de cerrar
el pozo y se miden los tiempos empleados para comprobar la
eficiencia del equipo (el tiempo empleado no debe superar el
minuto).
BOP drill Incluye todos los pasos del Pit drill ms el cierre del
pozo. Inicialmente esta ejercitacin se lleva a cabo muy a menudo
hasta que el tiempo de actuacin descienda a una valor aceptable
(dos minutos). Sucesivamente el BOP drill se repite semanalmente.
La ejercitacin cambia segn la situacin operacional de las
siguientes maneras:
- en perforacin - en maniobra con drill pipe - en maniobra con
drill collars - con tubera fuera del pozo
Basado en la situacin sobre la que se activa el ejercicio, el
equipo deber proceder al cierre del pozo segn el procedimiento
correspondiente.
Stripping drill El ejercicio consiste en el cierre del BOP con
la tubera en el pozo y en hacerla
bajar segn el procedimiento de stripping. Esta prueba se efecta
despus de la bajada del casing y antes de perforar el
cemento. La duracin de la prueba debe permitir la bajada de un
suficiente trecho de
tubera, de tal manera que se pueda comprobar la eficiencia de
los aparatos y que le permita a cada miembro del equipo aprender la
propia tarea.
Choke drill La ejercitacin, que hay que llevar a cabo antes de
perforar el zapato, prevee que con el pozo cerrado y con la presin
atrapada se bombee a travs de la tubera a la capacidad prescrita,
actuando sobre el choke para controlar la presin en el casing. Esta
ejercitacin tiene como objetivo entrenar el equipo para las
operaciones en el choke.
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4.7 BALANCE DE PRESINES (SIDPP, SICP) Cuando ocurre un kick, las
presiones en superficie aumentan a tal punto que sumadas a sus
respectivas presiones hidrostticas (PH tubera y PH casing), se
obtiene una presin de fondo igual a la presin de formacin. Llegando
a dicho punto, ambas presiones se estabilizan en sus respectivos
valores. El tiempo necesario para que la SIDPP y SICP lleguen a sus
valores finales se define como "tiempo de estabilizacin
(generalmente de 5 a 10 minutos).
El aumento de la presin de superficie debe ser seguido
atentamente y registrado de tal forma que se pueda reconocer el
momento exacto en que la presin se estabilice Los valores
verdaderos de la SIDPP y SICP a ser considerados para la posterior
operacin de control son aquellos registrados en el momento de
estabilizacin.
El tiempo de estabilizacin, luego de cerrar el pozo, esta
relacionado con el flujo de formacin y depende de:
grado de permeabilidad de la formacin naturaleza y volumen del
fluido de formacin diferencia entre PB y PF
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Procedimientos para el cierre de un pozo
Es muy importante conocer los valores exactos de SIDPP Y SICP
porque:
- el valor de la SIDPP nos permite calcular el peso del lodo
necesario para controlar el kick; - la diferencia entre la SII)PP y
SICP, junto con el aumento de volumen de lodo en tanques,
nos permite determinar la naturaleza del fluido contaminante
(densidad DG):
DG = D - (SICP - SIDPP) /(0.052 x HG)
Si DG < 2. 5 ==> gas (ppg) Si 2. 5 < DG < 6.9 ==>
mezcla Si DG > 6.9 ==> liquido Determinacin de las presiones
balanceadas Determine el momento de estabilizacin puede ser difcil
en algunos casos debido a la migracin del influjo de gas hacia la
superficie. El ascenso del gas en un pozo cerrado induce a una
constante pero cada vez mayor incremento de la presin, mas que a
una estabilizacin de la misma.
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WELL CONTROL
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En este caso es imposible establecer el verdadero punto de
estabilizacin debido a que el lapso de tiempo (A-B) que representa
el periodo de estabilizacin, es inseparable del lapso de tiempo
(B-C), que representa el aumento de presin debido al ascenso del
gas hacia la superficie.
Cuando es difcil determinar el punto de estabilizacin, se puede
proceder dedos maneras:
1- Prolongue el tiempo de observacin. Con lecturas de presin
frecuentes, hasta que el aumento de presin tienda a
estabilizarse.
2- interpole los datos: Se determinan pares de valores
correspondientes (tiempo, SIDPP), registrados con la mxima precisin
posible.
Se traza una curva que una los puntos correspondientes para los
valores de la SIDPP (ordenada) y SIDPP~ (abscisa). La interseccin
de la recta con el eje de las presiones determina el punto de
estabilizacin de la SIDPP.
Situaciones particulares
La lectura de la presin en Drill Pipes puede verse dificultada
por la presencia de una check valve en sarta que impida el registro
de la presin en el manmetro.
En este caso se debe seguir el siguiente procedimiento para
determinara SIDPP:
- Empezar a circular lentamente hasta que la check valve se
abra
- La lectura en el manmetro de la SIDPP, en el momento de la
apertura, representa la presin de estabilizacin.
Nota: Durante este procedimiento se debe mantener la SICP bajo
observacion; esta presin no debe aumentar. Su incremento indica que
]a presin inducida por las bombas a travs de los Drill Pipes ha
sido muy alta y se ha transmitido al casing (circulacin con pozo
cerrado)
Situaciones anormales La lectura de las presiones estabilizadas
puede poner en evidencia las siguientes situaciones:
1) 0< SIDPP < SICP situacin normal - la presin del casing
reacciona ante la presencia del influjo y PF >PH.
2) SIDPP = SICP >0 Fluido contaminante con igual densidad que
el lodo. La altura del influjo es insignificante.
Influjo del movimiento que crea una variacin de presin situado
debajo del trepano.
El fluido a entrado en ambos, Drill Pipes y casing. 58
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Procedimientos para el cierre de un pozo
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3) 0= SIDPP < SICP una situacin que puede presentarse en
cienos casos es el influjo por "swabbing" o debido a una excesiva
prdida de peso del lodo en el anular debida al gas de perforacin.
Este tipo de situacin se puede presentar tambin en presencia de una
vlvula en una sola direccin (check) en la tubera.
4) 0< SJCP < SIDPP la altura del influjo en Drill Pipes es
mayor que la del influjo en el casing
Uso de las presiones para controlar el pozo Las lecturas de las
presiones de estabilizacin son muy importantes porque reflejan la
situacin real en el fondo del pozo y constituyen la base del
control de erupcin. Una SICP constante al empezar la circulacin
garantiza a su vez una presin de fondo constante. La SIDPP nos
permite calcular la densidad del lodo para "matar" el pozo y
obtener un valor correcto de la presin inicial de circulacin (ICP).
KMD = OMD + SIDPP/(TVD x 0.052) Donde: KMD = Densidad para matar el
pozo OMD = Densidad original del lodo TVD = Profundidad Vertical
Verdadera La KMD se calcula para restablecer el equilibrio
hidrosttico en el fondo del pozo. Al final del control de erupcin,
antes de reasumir la perforacin, es necesario aumentar algo ms el
peso del lodo para permitir un margen para las maniobras.
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METODOS DE CONTROL
DE POZO
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Mtodos de control de pozos
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GENERALIDADES Hay muchos mtodos para controlar un pozo. Cada
cual tiene sus caractersticas y se usa segn las condiciones
operativas. Pero durante un control de pozo hay una regla principal
que se debe cumplir en todos los mtodos: La presin de fondo debe
ser igual a la presin de formacin: PB = PF De esta manen se
controla el ingreso de fluidos a la formacin y se evita el riesgo
de fracturar la formacin. 5.1 METODO DEL PERFORADOR El mtodo del
perforador es considerado como el mtodo ms simple para controlar un
pozo ya que no requiere de clculos complicados y se acomoda a
diferentes situaciones. El mtodo puede ser dividido en dos
fases:
Primera circulacin deber circularse primeramente con el lodo
original para evacuar el primer influjo.
Segunda circulacin deber realizarse una segunda circulacin con
el lodo mas pesado con la finalidad de desplazar el lodo original y
poder balancear la columna hidrosttica nuevamente.
Procedimiento operativo: PRIMERA CIRCULACIN
1. Calcule la presin inicial de circulacin: ICP = SIDPP + PL
2. empezar a bombear lentamente incrementando las emboladas
hasta alcanzar el caudal mnimo de circulacin preestablecido,
paralelamente regular el power choke de tal manera que se mantenga
la SICP constante.
Una vez que la bomba haya alcanzado el caudal mnimo de
circulacin, con la finalidad de mantener la presin de fondo
constante, es necesario:
- mantenga las emboladas de la bomba constantes - mantenga la
presin inicial de circulacin (ICP) constante - mantenga la densidad
del lodo uniforme en todo el sistema
Sin embargo, durante el tiempo de estabilizacin, la presin en la
tubera puede aumentar gradualmente, por lo tanto es necesario tener
bajo control la SICP.
63
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WELL CONTROL
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3. tan pronto como se haya alcanzado el nmero mnimo de emboladas
preestablecidas, ver el valor de la presin de circulacin
- si el valor de la presin es igual al ICP calculado, la
situacin es normal; - si el valor es ligeramente diferente, la
situacin puede ser aun normal. La diferencia puede
deberse a una variacin en la eficiencia volumtrica de la bomba y
al tiempo de registro del valor de PL;
- si el valor es considerablemente diferente, la situacin es
anmala, se debe parar el bombeo, revisar cual es la causa de tal
diferencia y resolver el problema antes de continuar.
4. Continuar circulando hasta que se haya desalojado
completamente el fluido del kick manteniendo la presin de
circulacin y constantes las emboladas en la bomba. Basndonos en el
principio del tubo en "U" las variaciones de los valores de ICP
pueden ser compensados por las variaciones en los valores en SICP a
travs del choke. En este caso debemos tener en cuenta que todos
estos cambios sern transmitidos al manmetro de la tubera de
perforar despus de un tiempo, debido a la profundidad del pozo (la
propagacin de la onda de presin se moviliza a travs del lodo
aproximadamente a 985 pies/seg.). En trminos prcticos, luego de
haber regulado el choke a una cierta medida, deber transcurrir el
tiempo suficiente para poder percibir en el manmetro la presin
correspondiente.
5. Finalice la circulacin cuando el Influjo haya sido
completamente desalojado y verificar que
SICP = SIDPP
Esta situacin puede verificarse ya sea con circulacin o en
condiciones estticas.
Uno puede saber si la operacin fue satisfactoria parando la
bomba, cerrando el choke y luego leer las presiones estabilizadas
de SIDPP y SICP:
- si ambas son iguales, esto significa que el influjo fue
circulado y sacado del pozo por lo tanto la primera circulacin ha
terminado;
- si el valor de SICP es mayor que SIDPP, quiere decir que
todava queda algo del influjo en el anular y que por lo tanto deber
continuarse con la circulacin a fin de sacar todo el influjo del
pozo;
- si son iguales, pero mayor que el valor esperado, esto
significa que en el momento de parar la bomba fue atrapada alguna
presin. Este exceso debe ser liberado a travs del choke. La
confirmacin de que haya sido atrapada una presin se ve cuando cae
la presin en el drill pipe mientras se desfoga con el choke.
Procedimiento operativo: SEGUNDA CIRCULACION 1. preparar el lodo
para controlar el pozo
El peso del lodo para controlar el pozo se calcula de la
siguiente manera:
KMD= OMD+ SIDPP x 0.052 /TVD 2. preparar los datos para
circular
Preparar datos para la circulacin significa tener listo:
- el nmero de emboladas necesarias para reemplazar el volumen
interno de la sarta de perforar (esto requiere de una conversin de
volumen a emboladas de la bomba)
- programe el contador de emboladas 64
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Mtodos de control de pozos
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3. circule hasta que el lodo original haya sido desplazado del
interior de la sarta manteniendo SICP constante.
Si al final de la primera circulacin la bomba esta parada, es
necesario encenderla nuevamente incrementando las emboladas
lentamente hasta el valor de PL manteniendo SICP constante hasta
completar el desplazamiento del volumen interno de la sarta de
perforar.
Durante esta fase, corno en la primera circulacin, las emboladas
de la bomba deben mantenerse constantes.
Si la bomba no ha sido parada, la circulacin puede continuar con
los mismos parmetros.
En esta fase la presin hidrosttica se ira incrementando
gradualmente debido al lodo pesado, por lo que la SIDPP ira
reducindose gradualmente hasta llegar a cero por otro lado la
presin de circulacin tambin disminuir.
4. registre el valor de la presin final de circulacin (FCP)
Al final del desplazamiento del lodo dentro de la sarta, el
valor de la presin de circulacin debe ser registrado y mantenido
constante durante todo el tiempo que sea necesario para desplazar
el lodo del anular.
El valor registrado debe ser comparado con el calculado
previamente (FCP) con la siguiente frmula:
FCP = PL x (KMD/OMD)
Si todo esta bien, los dos valores debern coincidir. 5. complete
la circulacin hasta desplazar totalmente el volumen anular
manteniendo el valor
de FCP constante. Pare la circulacin y verifique las
presiones.
6. si la situacin es aparentemente normal abrir el BOP y ver si
hay flujo del pozo, luego continuar con el acondicionamiento del
lodo.
Durante un control de pozo se deben registrar los siguientes
parmetros (con intervalos de 5 a 10 minutos):
Presin de Circulacin SICP Emboladas en la bomba (STRK/min y
acumuladas) Densidad del todo (entrante y saliente) Volumen en
tanques Posicin del Choke
El conocimiento de estos datos ser muy til para poder detectar
eventuales anomalas durante el control del pozo.
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