Fundamental TOMO I

Manual de Capacitación

Nivel Fundamental

Unidad de Negocio de Perforación

La Perforación, Terminación y Reparación de Pozos petroleros implica el empleo de las mejores prácticas y se hace más profunda la extracción de hidrocarburos; se vuelve más difícil y complicada, por lo que es de vital importancia para la Unidad de Negocio de Perforación (UNP) mantener a su personal técnico operativo entrenado en ésta peligrosa disciplina. El propósito de este manual es proporcionar a los trabajadores de la Unidad de Negocio de Perforación (UNP) las competencias necesarias y suficientes para prevenir detectar y manejar un brote de gas, aceite o agua; con técnicas y métodos internacionalmente avalados y reconocidos por la International Association Drilling Contractors (IADC). Por todo esto, el control de un brote de gas o aceite requiere de reglas claras. Por lo que este manual las expone a continuación de una forma amena y veraz, garantizando que los trabajadores adquieran los conocimientos requeridos en esta disciplina para que puedan operar en forma preventiva, segura y correcta, a través de una larga experiencia de conocimientos adquiridos por los especialistas que se verán reforzados en este manual.

Capacitación y Desarrollo Técnico

El Programa de Control de Pozos Well CAP ID: W-650 fue desarrollado por la Unidad de Negocio de Perforación y está acreditado por la International Association Drilling Contractors. (IADC). Queda prohibida la reproducción parcial o total del contenido de esta publicación, incluido el diseño. Bajo ningún dispositivo manual o electrónico puede reproducirse, almacenarse o transmitirse de ninguna forma, ni por ningún medio, mecánico u óptico, de grabación o de fotocopia, sin la previa autorización escrita por parte de la Subdirección de Negocio de Perforación. Coordinación de Incorporación de Tecnología y Administración de Capital intelectual Ing. Víctor M. Hernández Prieto Subdirección de UNP Ing. Baudelio E. Prieto de la Rocha

Edición 2011 - 2012 © Derechos Reservados

CAPÍTULO 1.- CAUSAS DE LOS BROTES

1

1.- Causas de los Brotes 3 1.1.- Clasificación de Los Brotes: Intencionales y No Intencionales 3 2.- Densidad Insuficiente de Lodo

3

3.- Llenado Insuficiente Durante los Viajes

4

4.- Sondeo del Pozo al Sacar la Tubería

8

5.- Contaminación del Lodo con Gas (“corte”)

8

Nivel Fundamental

Índice General

6.- Pérdidas de Circulación 9 9

8.- Detección de Formaciones con Presión Anormal 10 8.1.- Aumento en el Ritmo de Penetración 10 8.2.- Densidad de Lutitas 10 8.3.- Recorte de Lutita 10 8.4.- Temperatura en la Descarga del Lodo 11 8.5.- Concentraciones de Cloruros o Contaminación con Agua Salada 11 8.6.- Lodo Cortado con Gas 11 8.7.- Cambio en las Propiedades Reológicas del Lodo 11 8.8.- Conductividad Eléctrica de las Lutitas 12

Capacitación y Desarrollo Técnico

WellCAP

7.- Presión Anormal de Formación

WellCAP

Nivel Fundamental

CAPÍTULO 2.- DETECCIÓN DE BROTES

13

1.- Indicadores de Brotes 15 1.1.- Aumento en el Gasto de Salida 15 1.2.- Aumento de Volumen en Presas 15 1.3.- Flujo sin Circulación 15 1.4.- El Pozo Acepta Menos Lodo o Desplaza Más en los Viajes 16 1.5.- Aumento en la Velocidad de Perforación 17 1.6.- Disminución de la Presión de Bombeo y Aumento de Emboladas 17 1.7.- Lodo Contaminado con Gas 18 1.8.- Lodo Contaminado con Cloruros 18 1.9.- Cambio en las Propiedades Reológicas del Lodo 18 1.10.- Aumento en el Peso de la Sarta de Perforación 18 2.- Respuesta Oportuna ante Indicadores de Brotes CAPÍTULO 3.- CONCEPTOS DE PRESIONES

18 21

1.- Tipos de Presión 23 1.1.- Concepto del Tubo en “U” 23 1.2.- Presión 24 1.3.- Presión Hidrostática 24 1.4.- Densidad 24 1.5.- Gradiente de Presión 25 1.6.- Presión de Formación 25 1.7.- Formaciones con Presión Normal 26 1.8.- Formaciones con Presión Subnormal 26 1.9.- Formaciones con Presión Anormal 26 1.10.- Presión de Sobrecarga (PSC) o Presión Total de Formación 26 1.11.- Presiones Máximas Permisibles 27 1.12.- Presión de Fractura 28 1.13.- Fractura de la Formación 29

Unidad de Negocio de Perforación

3.- Cálculos Complementarios 41 3.1.- Determinación del Tipo de Brote 41 3.2.- Cantidad de Barita Necesaria para Densificar el Lodo 42 3.3.- Incremento en el Volumen de Lodo por Adición de Barita 42

Capacitación y Desarrollo Técnico

Nivel Fundamental

2.- Cálculos Básicos para el Control de un Brote 37 2.1.- Tiempo de Desplazamiento en el Interior de la Sarta 37 2.2.- Volumen Activo del Lodo en el Sistema 38 2.3.- Capacidad de Bombeo de Acuerdo a las Características de la Bomba 38 2.4.- Desplazamiento de la Bomba Tríplex Simple Acción 38 2.5.- Desplazamiento de una Bomba Dúplex Doble Acción 38 2.6.- Densidad de Control (DC) 39 2.7.- Presión Inicial de Circulación (PIC) 39 2.8.- Método Alterno para Conocer la PIC 40 2.9.- Presión Final de Circulación (PFC) 40 2.10.- Información Anticipada en el Pozo 41

WellCAP

1.14.- Presión de Fondo en el Pozo 29 1.15.- Presión de Goteo 31 1.16.- Presión Diferencial 31 1.17.- Transmisión de Presión 32 1.18.- Presiones de Cierre (PCTP Y PCTR) 33 1.19.- Presión de Bombeo y Efecto de la Fricción 33 1.20.- Presiones de Sondeo y Pistoneo 34 1.21.- Pérdidas de Presión en el Sistema de Circulación 35 1.22.- Información de Registros Previa 36

WellCAP

Nivel Fundamental

4.- Prevención 43 5.- Densidad de Lodo Equivalente (DLE) 43 5.1.- Datos del Pozo 43 6.- Efecto de Presión en la Relación Altura-Volumen 44 7.- Densidad de Control y Presión de Bombeo

45

8.- Presión Limite Dentro del Pozo 8.1.- Máxima Presión Permisible en el Espacio Anular 8.2.- Máxima Presión Permisible en el Espacio Anular sin Fracturar la Formación 8.3.- Presión y Gasto Reducido de Circulación

46 46 47 50

9.- Unidad de Presión 50 9.1.- Formaciones Acumuladoras de Fluidos 51 9.2.- Saturación de Agua 51 9.3.- Fracturas Naturales 51 9.4.- Presión del Yacimiento 51 9.5.- Temperatura 51 9.6.- Presiones 51 9.7.- Propiedades de los Fluidos 52 CAPÍTULO 4.- PROCEDIMIENTOS PARA CIERRE DE POZOS

53

1.- Procedimientos de Cierre 55 1.1.- Procedimiento de Cierre al Estar Perforando 55 1.1.1- Procedimiento Recomendado para el Cierre 55 1.1.2- Cerrado el Pozo 56

Unidad de Negocio de Perforación

3.- Pérdida de Circulación 61 3.1.- Factores Importantes a Evaluar 61 3.2.- Medidas Preventivas que Deben Considerarse en Zonas de Pérdida 62

Capacitación y Desarrollo Técnico

Nivel Fundamental

2.- Criterios para Definir Cuando no se Debe Cerrar el Pozo 57 2.1.- Procedimiento de Cierre al estar Metiendo o Sacando TP 57 2.1.1- Cerrado el Pozo se Debe: 57 2.2.- Procedimiento de Cierre al Estar Metiendo o Sacando Herramienta 58 2.3.- Procedimiento de Cierre al No Tener Tubería Dentro del Pozo 59 2.4.- Procedimientos de Cierre del Pozo al Correr TR (Poca Longitud) 59 2.5.- Procedimiento de Cierre con TR cerca del Fondo 60 2.6.- Procedimiento con Desviador de Flujo 60 2.7.- Perforando y Viajando. Perforando 60 2.8.- Viajando 60 2.8.1- Supervisión Durante La Operación de Cierre del Pozo 61 2.9.- Procedimiento para Conocer la Presión en la TP Cuando se Tenga Válvula de Contrapresión en la Sarta 61

WellCAP

1.2.- Procedimiento de Cierre al Estar Perforando con TOP-DRIVE y Válvula de Contrapresión Instalada 56 1.3.- Procedimientos de Cierre al Estar Perforando con TOP-DRIVE sin Válvula de Contrapresión en la Sarta 56 1.4.- Procedimiento de Cierre Suave 56 1.5.- Procedimiento de Cierre Duro del Pozo 56

Nivel Fundamental

WellCAP

3.3.- Medidas Correctivas que Deben Adoptarse al Presentarse una Pérdida 62 3.4.- Tipos de Tapones para el Control de Pérdidas de Circulación 62 4.- Extracción o Introducción de Tubería

62

5.- Procedimientos para Efectuar Simulacros de Brotes 63 5.1.- Simulacro de Cierre del Pozo al estar Perforando 65 5.1.1- Una Vez Cerrado el Pozo, se Debe Proceder a Simular lo Siguiente: 65 5.2.- Simulacro de Cierre del Pozo al estar Metiendo o Sacando Tubería de Perforación 65 5.2.1- Una Vez cerrado el Pozo, se Debe Proceder a Simular lo Siguiente: 65 5.3.- Simulacro al estar Metiendo o Sacando Herramienta 66 5.3.1- Una Vez Cerrado el Pozo Proceder a lo Siguiente: 66 5.4.- Simulacro al No Tener Tubería Dentro del Pozo 66 5.4.1- Una Vez Cerrado el Pozo se Debe Proceder a Simular lo Siguiente: 66 5.5.- Simulacro de Control de Brotes Usando el Desviador de Flujo 77 6.- Prueba de Integridad con Presión 77 6.1.- Integridad de la Formación 78 6.2.- Procedimiento para Efectuar la Prueba de Goteo 79 6.3.- Observación: 79 6.4.- Prueba de Presión e Integridad 81 7.- Límites de Alarma 83 7.1.- Indicadores de Nivel de Presas 83

Unidad de Negocio de Perforación

8.- Información Previa para el Control del Pozo 86 8.1.- Fractura de la Formación 87 8.2.- Presiones Máximas Permisibles 87 8.3.- Cabezales, Válvulas y otras Conexiones 88 8.4.- Preventores de Reventones 88 9.- Verificación del Flujo 88 9.1.- Método de Verificación de Flujo del Pozo al Perforar: 88 9.2.- Método para Verificar flujo del Pozo al Viajar 88

Nivel Fundamental

7.2.- Indicadores de Flujo en la Línea de Flote 83 7.3.- Tanque de Viajes 84 7.4.- Otros Sensores de Gases Flamables/Explosivos y H2S 85

1.- Técnicas de Introducción 91 1.1.- Introducir Tubería a Presión 91 1.2.- Deslizar tubería a presión 91 1.3.- Planeación de las Actividades 92 1.4.- Condiciones 92 1.5.- Descripción de la Regulación Hidráulica que Acciona La Unidad Snubbing 93 2.- Deslizando Tubería (Stripping) 93 2.1.- Cálculos Relativos a Volúmenes y Presiones Purgados para un Valor Dado de Lingadas a Bajar Dentro del Pozo 94 3.- Fuerza Ascendente en Función de la Presión del Pozo

Capacitación y Desarrollo Técnico

95

WellCAP

CAPÍTULO 5.- INTRODUCCIÓN DE TUBERÍAS A PRESIÓN 89

WellCAP

Nivel Fundamental

CAPÍTULO 6.- CARACTERÍSTICAS Y COMPORTAMIENTO DEL GAS 99 1.- Características del Gas 101 2.- Tipos de Gas 101 3.- Densidad del Gas 102 4.- Migración del Gas 102 5.- Migración de Gas sin Expansión 102 5.1.- Migración de Gas con Expansión Descontrolada 104 5.2.- Migración de Gas con Expansión Controlada 104 6.- Comportamiento y Solubilidad del Gas 106 6.1.- Migración del Gas 106 6.2.- Comportamiento del Gas 106 6.3.- Medición de la Temperatura 108 CAPÍTULO 7.- FLUIDOS DE PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS 109 1.- Clasificación de los Fluidos de Perforación 111 1.1.- Fluidos Base Agua 111 1.2.- Fluidos Base Aceite 111 1.2.1- Emulsión Inversa 111 1.2.2- Emulsión Directa 111 1.3.- Fluidos Sintéticos con Polímeros 112 1.4.- Gases 112 2.- Descripción de los Fluidos de Perforación 113 2.1.- Fluidos Base Agua 113 2.1.1- Espumas 113

Unidad de Negocio de Perforación

4.- Propiedades Fisíco-químicas de los Fluidos 116 4.1.- Reología Del Fluido 116 5.- Técnicas para Determinar la Densidad del Fluido

Capacitación y Desarrollo Técnico

117

Nivel Fundamental

3.- Funciones de los Aditivos 114 3.1.- Aditivos para Control de PH, Alcalinidad 114 3.2.- Bactericidas 114 3.3.- Removedores de Calcio 115 3.4.- Inhibidores de Corrosión 115 3.5.- Desespumantes (Antiespumantes) 115 3.6.- Emulsificantes 115 3.7.- Reductores de Filtrado 115 3.8.- Floculantes 115 3.9.- Agentes Espumantes 115 3.10.- Materiales para Pérdidas 115 3.11.- Agentes Lubricantes 115 3.12.- Agentes Liberadores de Tubería 115 3.13.- Control de Inhibidores de Lutitas 116 3.14.- Agentes Activos de Superficie 116

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2.2.- Salmuera Sódicas, Cálcicas, con Polímeros y Densificantes 113 2.2.1- Salmueras Cálcicas 113 2.2.2- Salmueras con Polímeros y Densificantes 113 2.2.3- Fluidos Bentoniticos 113 2.2.4- Fluidos Lignosulfonatos Emulsionados 114 2.2.5- Fluidos Tratados con Calcio 114 2.2.6- Agua Dulce 114 2.3.- Fluidos Base Aceite 114 2.3.1- Emulsión Inversa 114 2.3.2- Fluidos de Baja Densidad 114

WellCAP

Nivel Fundamental

6.- Propiedades del Lodo por Incremento en la Densidad y Dilución

118

7.- Condiciones de Seguridad en los Fluidos de Perforación 119 8.- Función Primaria del Fluido de Terminación de Pozos 119 8.1.- Mantener Controlada la Presión de Formación 120 8.2.- Evitar o Minimizar el Daño a la Formación 120 8.3.- Acarreo de Recortes a la Superficie 121 8.4.- Suspensión y Acarreo de Recortes al Detenerse la Circulación 122 8.5.- Soporta Parte del Peso de la Sarta 123 8.6.- Enfriamiento y Lubricación de la Sarta de Trabajo 123 8.7.- Formación de Pared (enjarre) 124 8.8.- Permitir el Medio Adecuado para Efectuar Operaciones con Equipos de Servicio a Pozos 124 8.9.- Evitar Daños a los Accesorios Superficiales 124 8.10.- Prevenir el Factor Temperatura en los Fluidos 125 8.11.- Evitar Riesgos al Personal y al Ambiente 125 9.- Características de los Fluidos de Terminación y de Reparación a los Pozos

125

CAPÍTULO 8.- MÉTODOS DE CONTROL

127

1.- Objetivos de los Métodos de Control 129 1.1.- Registro Previo de Información 129 1.2.- Gasto y Presión Reducidas 129 1.3.- Registro de Presiones de Cierre del Pozo 129 1.4.- Densidad del Fluido para Controlar el Pozo 130 1.5.- Presiones de Circulación al Controlar El Pozo 130 1.6.- Registro del Comportamiento de la Presión-Volumen 130

Unidad de Negocio de Perforación

4.- Método de Esperar y Densificar 135 4.1.- Secuencia 135 4.2.- Descripción de los eventos 135 5.- Método Concurrente 136 5.1.- Secuencia 136 5.2.- Descripción de los Eventos 137 5.3.- Desventajas que Afectan su Aplicación 137 5.4.- Soluciones 138 5.5.- Factores de Capacidad Interior 138 5.6.- Volumen Interior 138 5.7.- Capacidad de la Bomba 139 5.8.- Cálculos Complementarios 139

Capacitación y Desarrollo Técnico

Nivel Fundamental

3.- Descripción de los Métodos 131 3.1.- Método del Perforador 131 3.2.- Secuencia 131 3.2.1- Primera Circulación (Con Densidad Original) 131 3.2.2- Segunda Circulación (Con Densidad de Control) 132 3.3.- Recomendación 132 3.4.- Básicamente el Método del Perforador Consiste en: 132 3.5.- Secuencia del Método del Perforador en Diagramas de Tubo en “U” 133

WellCAP

2.- Principio de los Métodos de Control con Presión de Fondo Constante 130 2.1.- Objetivos del Método del Perforador 131 2.2.- Objetivos del Método de Control Esperar y Densificar 131 2.3.- Objetivos del Método Concurrente 131

WellCAP

Nivel Fundamental

5.9.- Hoja para el Control de Brotes con Cédula de Trabajo 141 6.- Métodos Alternos de Control de Pozos 142 6.1.- Método de Lubricar y Purgar 142 6.2.- Método de Regresar Fluidos Contraformación (Bullheading) 142 6.2.1- Secuencia 143 6.2.2- Descripción de los Eventos 143 7.- Método De Control Dinámico 144 8.- Circulación Inversa 144 9.- Otros Métodos de Control de Pozos 146 9.1.- Técnicas Alternas Utilizadas para Controlar un Brote 146 9.1.1- Técnica de Desviación del Flujo 146 9.1.2- Ventajas 146 9.1.3- Desventajas 146 10.- Técnica de Estrangulación Limitada 147 10.1.- Problemas Asociados con esta Técnica 147 10.2.- Método Aplicado 149 11.- Método Volumétrico 149 12.- Técnicas Cuando se Presenta un Descontrol Subterráneo 151 12.1.- Indicadores de un Descontrol Subterráneo 152 12.2.- Recomendación para Solucionar un Descontrol Subterráneo 153 12.3.- Bache de Lodo 153 12.4.- Tapón de Barita 153

Unidad de Negocio de Perforación

14.- Solución de Problemas Durante el Control

155

15.- Razones Específicas para Seleccionar un Método de Control 155 15.1.- Control Primario 156 15.2.- Control Secundario 156 15.3.- Observación 156 15.4.- Control Terciario 156 16.- Métodos Incorrectos para Controlar un Pozo 16.1.- Levantar la Barrena a La Zapata al Detectar un Brote 16.2.- Nivel de Presas Constante 16.3.- Empleo de Densidad Excesiva 16.4.- Mantener Constante la Presión en TR 16.5.- Regresar Fluidos a la Formación

157 157 157 157 157 158

17.- Concepto de Barreras 158 17.1.- Barreras 158 17.2.- Análisis Operativo y Aplicaciones 162 17.3.- Análisis Operativo 162 17.4.- Determinación de la Aplicación de Barreras 162 17.5.- Aplicación de Barreras 162 17.6.- Barreras Positivas y Condicionales 162 17.7.- Barreras Positivas 163 17.8.- Cambio de Árbol por Preventor al Iniciar una Terminación 163 17.9.- Barreras Condicionales 163 17.10.- Barreras Condicionales 163

Capacitación y Desarrollo Técnico

Nivel Fundamental

154

WellCAP

13.- Localización de la Zona De Fractura

WellCAP

Nivel Fundamental

18.- Técnica del Perforador 164 18.1.- Primera Circulación 164 18.2.- Segunda Circulación 164 19.- Técnica de Evaluación de Brotes sin Cerrar Totalmente el Pozo para Arenas de Desarrollo de la Cuenca de Burgos 20.- Técnica de Control de Pozo Simplificado 20.1.- Ajuste de Presión de Bombeo por Cambio de Gasto 20.2.- Objetivos de Buenas Prácticas Sobre Control de Pozos 20.3.- Ajuste de Presión de Bombeo por Reducción de Densidad 20.4.- Ajuste de Presión de Bombeo por Incrementó de Densidad CAPÍTULO 9.- PROBLEMAS DURANTE EL CONTROL DE UN POZO

164 164 165 165 165 165

167

1.- Estrangulador 169 1.1.- Erosionado 169 1.2.- Obturado 169 1.3.- Identificación del Problema 169 1.4.- Acciones Correctivas 169 2.- Herramientas Tubulares Erosionadas 169 2.1.- Detección del Problema 169 2.2.- Evaluando la Presión del Cierre 170 2.3.- Acciones Correctivas 170

Unidad de Negocio de Perforación

5.- Fugas en las Conexiones Superficiales

172

6.- Falla en la Bomba de Lodos

172

7.- Presiones Excesivas en la Tubería de Perforación

173

8.- Brote de Agua Salada 173 9.- Falla En Componentes del Equipo Superficial

173

CAPÍTULO 10.- SISTEMA SUPERFICIAL DE CONTROL DE POZOS 177 1.- Unidad para Operar Preventores 179 1.1.- Depósito Almacenador de Fluido 179 1.2.- Requerimientos de los Acumuladores 179 1.3.- Acumuladores, Requerimiento de Volumen y Pruebas 180 1.4.- Requerimientos de Presión y Precarga de los Acumuladores 182 1.5.- Fuentes de Energía-Requerimientos de las Bombas 182 1.5.1- Potencia de Bomba 182 1.5.2- Sistema de Potencia 184 1.6.- Partes de la Unidad y Recomendaciones 186

Capacitación y Desarrollo Técnico

Nivel Fundamental

4.- Gas Somero 172 4.1.- Acciones Correctivas 172

WellCAP

3.- Problemas en la Tubería de Revestimiento por Presiones Extremas 170 3.1.- Precauciones 171 3.2.- Acciones Correctivas 171

Nivel Fundamental

WellCAP

2.- Control Remoto Requerimientos 189 2.1.- Válvulas, Conexiones y Líneas de la Unidad Acumuladora para Operar Preventores 190 2.1.- Pruebas de Operación y Funcionamiento del Sistema 190 2.3.- Tiempo de Respuesta del Sistema de Bombeo 191 2.4.- Prueba de Operación del Sistema de Acumuladores 191 2.5.- Cierre de un Preventor Utilizando la Fuente de Energía Nitrógeno N2 192 3.- Cabezal de Tubería de Revestimiento

192

4.- Carrete de Control 193 4.1.- Especificaciones y Recomendaciones 193 5.- Preventor de Arietes 194 5.1.- Arietes 194 5.2.- Arietes para Tubería 194 5.3.- Características 195 5.4.- Arietes Variables 195 5.5.- Posición de los Arietes Ciegos 195 5.6.- Ventajas 196 5.7.- Desventajas 196 5.8.- Arietes de Corte 197 6.- Preventor Anular 197 6.1.- Características de Diseño 198 6.2.- Recomendaciones de Operación 199 6.3.- Empaquetadura de Preventores (Elastómeros) 199 6.4.- Inspección y Almacenamiento 200 7.- Conexiones Superficiales de Control

201

Unidad de Negocio de Perforación

9.- Conjunto de Preventores de Superficie 219 9.1.- Arreglos del Conjunto de Preventores 220 9.2.- Candado de Preventores 222 10.- Sistema Desviador de Flujo 222 10.1.- Instrucciones de Operación y Recomendaciones 223

Capacitación y Desarrollo Técnico

Nivel Fundamental

8.- Anillos y Bridas 201 8.1.- Instalación de Anillos, Bridas y Conexiones 201 8.2.- Tipos de Bridas 207 8.3.- Rangos de Presión 208 8.4.- Anillos para Conexiones Bridadas 208 8.5.- Tipos de Anillo 208 8.6.- Recomendaciones al Instalar Anillos 211 8.7.- Birlos, Espárragos y Tuercas 212 8.8.- Válvulas de Control y Preventor Interior 215 8.9.- Válvulas de la Flecha 215 8.10.- Válvula Inferior de la Flecha 215 8.11.- Válvulas en el Piso de Perforación 217 8.12.- Preventor Interior 217 8.13.- Ventajas 217 8.14.- Válvulas de Compuerta 219

WellCAP

7.1.- Consideraciones de Diseño 201 7.1.1.- Línea de Matar 201 7.2.- Especificaciones y Recomendaciones 202 7.3.- Múltiple y Líneas de Estrangular 203 7.4.- Consideraciones de Diseño 203 7.5.- Recomendaciones de Operación 204 7.6.- Estranguladores Ajustables 205 7.7.- Instrucciones de Uso 205 7.8.- Operación y Mantenimiento 206

WellCAP

Nivel Fundamental

11.- Inspección Física del Conjunto de Preventores

224

12.- Pruebas de Presión y Frecuencia 225 12.1.- Requerimientos de las Pruebas de Presión 225 12.2.- Pruebas Operativas al Arreglo de Preventores y Equipo durante los Viajes 226 12.3.- Pruebas Operativas al Arreglo de Preventores y Equipo cada 14 Días 226 13.- Probadores 227 14.- Refaccionamiento Mínimo en el Pozo

228

15.- Equipo Auxiliar para la Detección Oportuna de Brotes 228 15.1.- Indicadores de Flujo en la Línea de Flote 229 15.2.- Indicadores de Nivel en Presas 230 15.3.- Mediciones Utilizando el Tanque de Viajes 230 15.4.- Manómetros de Presión 232 15.5.- Sistemas de Alarma 232 16.- Desgasificador de Lodo 233 16.1.- Separador Gas Lodo 234 16.2.- Características de Diseño 234 17.- Cabeza para Deslizar Tubería Lubricador y Cabeza Rotatoria 235 18.- Sistema Rotatorio de Perforación Top Drive Drilling Systems 235 18.1.- Características de Operación 236 19.- Lubricador Stripper 237

Unidad de Negocio de Perforación

241

1.- Árbol De Producción 243 1.1.- Componentes de Superficie 244 1.1.1- Cabezal de Tubería de Revestimiento 244 1.1.2- Carrete para Tuberías de Revestimiento 244 1.1.3- Cabezal de Tubería de Producción 245 1.1.4- Bolas Colgadoras y Envolventes 245 1.1.5- Carrete Adaptador Colgador 245 1.1.6- Niple o Cople Colgador 245 1.1.7- Árbol de Válvulas 246 2.- Sistemas de Seguridad en Superficie

247

3.- Dispositivo de Seguridad Subsuperficial

247

4.- Dispositivo de Seguridad Superficial

248

Nivel Fundamental

CAPÍTULO 11.- EQUIPO Y SISTEMAS DE SUPERFICIE

6.- Empacadores 249 6.1.- Explotando el Intervalo Productor 249 6.2.- Componentes de un Empacador 249 6.3.- Selección de un Empacador 249 6.4.- Anclaje de un Empacador 250 6.5.- Prueba de Efectividad a un Empacador 250 6.6.- Lubricadores 251 6.7.- Equipo de Alta Presión y Partes 251 7.- Funcionamiento y Pruebas de Presión 252 7.1.- Presión de Trabajo del Equipo de Control Superficial 252 7.2.- Razones para Reducir la Presión de Trabajo 253

Capacitación y Desarrollo Técnico

WellCAP

5.- Dispositivos que Accionan los Sistemas de Seguridad 248

WellCAP

Nivel Fundamental

7.3.- Áreas de Riesgo Durante el Cierre y Control de Pozo 254

CAPÍTULO 12.- MARCO NORMATIVO



257

1.- Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente 259 2.- Reglamento de Trabajos Petroleros 268 3.- Reglamento para Prevenir y Controlar la Contaminación del Mar por Vertimiento de Desechos y Otras Materias 271 3.1.- Información Adicional 273 4.- Reglas en Operación de Perforación de Pozos 274 4.1.- Visitas de Inspección 274 4.1.1- Acceso a la Unidad Perforadora 274 4.2.- Requerimientos Generales 274 4.3.- Prácticas Recomendadas para Soldar y Cortar 276 4.4.- Factores a Considerar en el Diseño del Pozo 277 4.5.- Sistema y Programa de Lodos 278 4.5.1- Control de Brotes 278 4.5.2- Equipo para Análisis y Monitoreo de Lodo 278 4.5.3- Cantidades de Lodo 280 4.5.4- Precauciones en Áreas Cerradas Donde se Maneja Lodo 278 4.6.- Tuberías de Revestimiento y Cementaciones 281 4.6.1- Requerimientos Generales 278 4.7.- Tubería Conductora o Estructural 282 4.8.- Tubería de Revestimiento Superficial 282 4.9.- TR Intermedia 282

Unidad de Negocio de Perforación

5.- Componentes para la Prevención de Reventones 283 5.1.- Pruebas, Operación, Inspección y Mantenimiento a Sistemas de Preventores 285 5.1.1- Pruebas de Baja Presión 285 5.2.- Prueba de Componentes del Sistema de Prevención de Preventores 286 5.3.- Frecuencia de Prueba 286 6.- Preventores Submarinos y Requerimientos

287

7.- Operaciones Con Sartas Combinadas Para Tuberías De Trabajo 287

Nivel Fundamental

4.10.- TR de Explotación 283 4.11.- Tiempo de Fraguado 283 4.12.- Pruebas de Presión De TR’S 283

9.- Simulacros de Control de Brotes y Seguridad en el Agua 288 10.- Entrenamiento en Control de Brotes

289

11.- Supervisión y Vigilancia 289 12.- Seguridad en el Agua y Sobrevivencia en el Mar 290 12.1.- Botes Salvavidas y Cápsulas (Balsas) 292 12.2.- Simulacros de Emergencia 293 12.3.- Simulacros de Abandono de la Instalación Marina 293 12.4.- Simulacros de Lanzamiento de Botes Salvavidas y Cápsulas 294

Capacitación y Desarrollo Técnico

WellCAP

8.- Sistema Desviador De Flujo 288

Nivel Fundamental

WellCAP

12.5.- Simulacro Hombre al Agua 12.6.- Condiciones Cuando Hay Mal Tiempo 12.7.- Amaraje de Emergencia para un Helicóptero 12.8.- Comunicaciones Marinas – Equipos de Emergencia 12.9.- Señales Internacionales de Socorro 12.10.- Embarcaciones de Rescate en Espera

294 295 295 296 296 296

13.- Trabajos en Ambientes Amargos 296 13.1.- Sulfuro de Hidrógeno (Ácido Sulfhídrico) 297 13.2.- Protección y Seguridad del Personal 297 13.3.- Sistema Visible de Alarma 298 13.4.- Sistema de Alarma Audible 298 13.5.- Equipo para la Protección y Monitoreo de H2S 299 13.6.- Equipo de Protección Respiratoria 299 13.7.- Equipo Adicional de Seguridad 299 13.8.- Equipos de Ventilación 300 13.9.- Notificación a las Autoridades Competentes 300 13.10.- Programa de Lodos en Zonas que Contienen Ácido Sulfhídrico 300 13.11.- Atmósferas con Gas Amargo 300 13.12.- Prueba de Formación en Zonas con H2S 301 13.13.- Propiedades Metalúrgicas del Equipo para Uso en Zonas con H2S 301 13.14.- Requerimientos Generales al Operar en Zonas con H2S 301 13.14.1- Precauciones Adicionales Después de Penetrar Zonas con H2S 301 13.15.- Seguridad Del Pozo 303 14.- Operaciones de Terminación de Pozos 303 14.1.- Requerimientos Generales 303

Unidad de Negocio de Perforación

16.- Abandono de Pozos 310 16.1.- Probando Retenedores, Tapones Mecánicos o de Cemento 311 16.2.- Aislando o Taponando Intervalos Disparados 311 16.3.- Verificación de la Limpieza de la Localización 312 16.4.- Criterios de Calificación 313 16.4.1.- Criterios de Calificación en Operaciones de Perforación 313 16.5.- Criterios de Calificación en Operaciones de Terminación 316 16.6.- Criterios de Calificación en Operaciones de Reparación de Pozos 316 16.7.- Criterios de Calificación en Abandono de Pozos 317 17.- Terminología de Medio Ambiente

Capacitación y Desarrollo Técnico

317

Nivel Fundamental

15.- Operaciones en Reparación de Pozos 307 15.1.- Requerimientos Generales 307 15.2.- Ácido Sulfhídrico (H2S) 308 15.3.- Fluidos de Control, Equipo y Operaciones 308 15.4.- Equipo para El Control de Brotes 309 15.5.- Sistema para El Control de Brotes: Pruebas a Presión, Registros y Simulacros. 310 15.6.- Tubería de Producción, Cabezal y Árbol de Válvulas 310 15.7.- Operaciones con Línea de Acero 310

WellCAP

14.2.- Fluidos de Control, Equipo y Operaciones 304 14.3.- Equipo Para El Control Del Influjo 304 14.4.- Sistema para Control del Influjo : Pruebas a Presión, Registros y Simulacros 306 14.5.- Tubería de Producción, Cabezal y Árbol de Válvulas 307

WellCAP

Nivel Fundamental

CAPÍTULO 13.- OPERACIONES EN TERMINACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

321

1.- Introducción 323 2.- Terminación de Pozos 323 2.1.- Terminación Exploratoria (T.E.) 324 2.2.- Terminación de Desarrollo (T.D.) 324 2.3.- Terminación de Pozo Inyector 324 2.4.- Terminación en Agujero Abierto 324 2.5.- Terminación con T.R. Perforada 325 3.- Tipos de Aparejos de Producción 326 3.1.- Aparejo Sencillo Fluyente 326 3.2.- Aparejo Sencillo Bombeo Neumático 326 3.3.- Aparejo Doble Terminación Fluyente 327 3.4.- Aparejo Sencillo Fluyente con Cámara de Acumulación 327 3.5.- Aparejo Sencillo de B.N. con Cámara de Acumulación 328 4.- Reparación a los Pozos 329 4.1.- Reparación Mayor (RMe) 329 4.2.- Reparación Menor (RM) 329 5.- Operaciones de Mantenimiento a los Pozos 5.1.- Invasión de Agua Salada 5.2.- Agotamiento y Baja Recuperación del Intervalo 5.3.- Daños a las Formaciones Productoras 5.4.- Cementaciones Primarias Defectuosas 5.5.- Desprendimientos y Roturas en las Tuberías de Revestimientos 5.6.- Relación Gas-Aceite (RGA)

330 330 330 331 331 332 332

Unidad de Negocio de Perforación

APÉNDICE.- 337 Formulario Básico 339 Fórmulas Prácticas (No Científicas) 343 GLOSARIO.- 353

Capacitación y Desarrollo Técnico

WellCAP

6.- Operaciones de Reparación Menor 333 6.1.- Acumulación de Arena Frente a los Intervalos Abiertos 333 6.2.- Tuberías Obturadas en su Interior con Sal, Arena o Fluidos 333 6.3.- Tuberías Obturadas en su Interior con Sal, Arena o Fluidos 334 6.3.1.- Comunicación entre TP Y TR 334 6.4.- Cambios en el Aparejo de Producción o en El Sistema de Recuperación de Acuerdo a la Etapa Productiva del Pozo 334 6.5.- Yacimiento Agotado 334

Nivel Fundamental

5.7.- Sistema Primario de Recuperación del Pozo 333 5.8.- Inyección de Agua 333

Nivel Fundamental

WellCAP

Unidad de Negocio de Perforación

Nivel Fundamental

ÍNDICE 1. Causas de los brotes

3 __________________________________

2. Densidad Insuficiente de Lodo

3 __________________________________

3. Llenado Insuficiente Durante los Viajes 4 __________________________________

4. Sondeo del Pozo al Sacar la Tubería

8 __________________________________

5. Contaminación del Lodo con Gas

WellCAP

(“corte”) 8 __________________________________

2

6. Pérdidas de Circulación

9 __________________________________

7. Presión Anormal de Formación

9 __________________________________

8. Detención de Formaciones con

Presión Anormal 10 __________________________________

Unidad de Negocio de Perforación

1. CAUSAS DE LOS BROTES

Al ocurrir un brote, se desaloja del pozo una cantidad de lodo de perforación, y si dicho brote no es detectado, ni corregido a tiempo, se podrá producir un reventón o descontrol.

Los brotes ocurren como resultado de que la presión de formación es mayor que la ejercida por la presión hidrostática del lodo, la cual causa que los fluidos del yacimiento fluyan hacia el interior del pozo. 1.1 Clasificación de Los Brotes Intencionales y No Intencionales Los intencionales son por ejemplo; los que son producto de una acción provocada como: de una prueba de formación, de una prueba de producción, redisparo de un intervalo, y las operaciones de perforación bajo balance. Los no intencionales son los explicados a continuación. Normalmente, en las operaciones de perforación se conserva una presión hidrostática ligeramente mayor que la de formación, de esta forma se previene el riesgo de que ocurra un brote.

Capacitación y Desarrollo Técnico

2. DENSIDAD INSUFICIENTE DE LODO La densidad insuficiente del lodo es una de las causas predominantes por las que se originan los brotes. En los últimos años se ha hecho énfasis en perforar con densidades de lodo mínimas con el objeto de optimizar las velocidades de penetración; es decir, que la presión hidrostática sea solamente la suficiente para contener la presión de formación. Sin embargo, cuando se perfora una zona permeable mientras se usan densidades mínimas de lodo, los fluidos de la formación pueden fluir hacia el pozo y puede producirse un brote.

Nivel Fundamental

DESCONTROL: Se define como un brote de fluidos, el cual no se puede manejar a voluntad.

• Densidad insuficiente de lodo. • Llenado insuficiente durante los viajes. • Sondeo del pozo al sacar tubería demasiado rápido. Pistoneo del pozo al meter tubería demasiado rápido. • Pérdidas de circulación. • Contaminación del lodo con gas (lodo cortado por gas).

WellCAP

BROTE: Es la entrada de fluidos provenientes de la formación al pozo, tales como aceite, gas o agua (Mezcla gas/aceite).

En ocasiones, la presión de formación excederá a la presión hidrostática ejercida por el lodo y ocurrirá un brote, originado por:

Los brotes causados por densidades insuficientes de lodo pudieran parecer tener la solución obvia de perforar con densidades de lodo altas; sin embargo, esto no es lo más viable por varias razones:

3

Nivel Fundamental

WellCAP

• Se puede exceder el gradiente de fractura de la formación e inducir una pérdida de circulación. • Se incrementa el riesgo de tener pegaduras por presión diferencial. • Se reduce significativamente la velocidad de penetración. Por lo tanto, la mejor solución será mantener la presión hidrostática ejercida por el lodo ligeramente mayor que la presión de formación.

3. LLENADO INSUFICIENTE DURANTE LOS VIAJES El llenado insuficiente del pozo durante los viajes, es otra causa predominante de que ocurran los brotes. A medida que la tubería se saca del pozo, el nivel del lodo dentro del mismo disminuye debido a que el volumen de acero de la tubería desplaza una cierta cantidad del lodo al ser introducida al pozo. Tabla 1 Requerimiento de llenado en diferentes geometrías y densidades al extraer tuberías (lingadas).

TR 10 ¾

TR

De acuerdo con las normas API-16D, APIRP59 y UNP, al estar sacando la tubería, debe llenarse el espacio anular con lodo antes de que la presión hidrostática de la columna de lodo acuse una disminución de 3.5 kg/cm2 a 5 kg/cm2 (dependiendo de las condiciones del pozo).

DENSIDAD gr/cm3 1.40

1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

3½

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

TP pg

9⅝

TR

DENSIDAD gr/cm3 1.40

1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

3½

5

5

5

5

5

5

5

5

5

4½

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

TP pg

4

De lo anterior se deduce la vital importancia de llenar el pozo con lodo periódicamente, evitando así un posible brote. Esto es más crítico cuando se saca la herramienta (de mayor desplazamiento), como es el caso de los lastrabarrenas y la tubería pesada de pared gruesa (H.W.).

TP pg

7⅝

Conforme se extrae tubería y el pozo no se llena con lodo, el nivel del mismo decrece y, por consecuencia, también la presión hidrostática.

DENSIDAD gr/cm3 1.40

1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

2⅜

5

5

5

5

5

5

5

5

5

2⅞

5

5

5

5

5

5

5

5

5

3½

5

5

5

5

5

4

4

4

4

Unidad de Negocio de Perforación

TR

TP

7

TR

1.40

1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

2⅜

5

5

5

5

5

5

5

5

5

2⅞

5

5

5

5

5

5

5

5

5

3½

4

4

4

4

3

3

3

3

3

TP pg

1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

2⅜

5

5

5

5

4

4

4

3

3

(lb/pie)

2⅞

2

2

2

2

2

2

2

1

1

TR

TP

5 18

(lb/pie)

10 ¾

TR

1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

2⅜

5

5

5

5

4

4

4

3

3

2⅞

3

2

2

2

2

2

2

2

2

DENSIDAD gr/cm3 1.40

1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

3½

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

4

4

4

3

3

3

3

3

3

7⅝

3½

TR

TP HW

pg 3½

Tabla 2 Requerimiento de llenado en diferentes geometrías y densidades al extraer tuberías HW (lingadas).

DENSIDAD gr/cm3

TP HW

pg

7

1.40

TP pg

DENSIDAD gr/cm3

Nivel Fundamental

1.40

5 21

pg

TR

DENSIDAD gr/cm3

WellCAP

pg

DENSIDAD gr/cm3

1.40

1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

4

4

3

3

3

3

3

2

2

DENSIDAD gr/cm3 1.40

1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

3

2

2

2

2

2

2

2

2

Capacitación y Desarrollo Técnico

5

TR

DC

Nivel Fundamental

pg 10 ¾

7¼

TR

DC pg

9⅝

TR

1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

4

1

1

1

1*

1*

1*

1*

1*

DENSIDAD gr/cm3 1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

6¼

1

1

1

1

1

1

1

1*

1*

6½

1

1

1

1*

1*

1*

1*

1*

1*

DC

9⅝

5

TR

DC pg

WellCAP

1.40

1.40

pg

7⅝

TR

DENSIDAD gr/cm3 1.40

1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

4

4

4

3

3

3

3

3

3

DENSIDAD gr/cm3 1.40

1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

4¾

1

1

1

1

1

1

1

1

1

5

1

1

1

1

1*

1*

1*

1*

1*

DC pg

7

DENSIDAD gr/cm3

4¾

DENSIDAD gr/cm3 1.40

1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

1*

1*

1*

1*

1*

1*

1*

1*

1*

Tabla 3 Requerimiento de llenado en diferentes geometrías y densidades al extraer lastrabarrenas (DC) en lingadas. * De acuerdo a las normas internacionales de seguridad, en estos arreglos geométricos y densidades, se deberá llenar el pozo continuamente.

6

Unidad de Negocio de Perforación

PESO lb/pie

DIAM. INTERIOR pg

DESPLAZAMIENTO lt/m

2⅜

6.65

1.815

1.26

2⅞

10.4

2.151

1.97

3½

13.3

2.764

2.52

3½

15.5

2.602

2.94

4½

16.6

3.826

3.15

4½

20

3.64

3.79

5

19.5

4.276

3.70

5

25.6

4

4.89

DIAM. EXTERIOR pg

PESO lb/pie

DIAM. INTERIOR pg

DESPLAZAMIENTO lt/m

3½

25.31

2.062

4.804

4½

42

2.75

7.97

5”

50

3

9.49

DIAM. EXTERIOR pg

PESO lb/pie

DIAM. INTERIOR pg

DESPLAZAMIENTO lt/m

4¾

47

2¼

8.92

5

53

2¼

10.06

6¼

91

2¼

17.27

6½

91

2

13/16

17.27

7¼

119

2

13/16

22.59

8

147

3

27.9

9½

216

3

41.00

Capacitación y Desarrollo Técnico

Tabla 6 Herramienta.

Nivel Fundamental

Tabla 5 Tubería de perforación (H.W.).

Tabla 4 Desplazamientos de distintos diámetros y herramienta para la determinación del volumen necesario para llenar el pozo.

WellCAP

DIAM. EXTERIOR pg

7

Nivel Fundamental

WellCAP

Esto implica que se le debe indicar al perforador el número de lingadas de tubería de perforación o lastrabarrenas que pueda sacar del pozo antes de llenar nuevamente el espacio anular, así como el volumen del lodo requerido para llenarlo cada vez que se realice un viaje de tubería.

4. SONDEO DEL POZO AL SACAR LA TUBERÍA El efecto de sondeo se refiere a la acción del pistón y el cilindro que ejerce la sarta de perforación dentro del pozo.

Entre las variables que influyen en el efecto de sondeo están las siguientes: • Velocidad de extracción de la tubería. • Propiedades reológicas (viscosidad alta, gelatinosidad alta, enjarre grueso) del lodo. • Geometría del pozo. • Estabilización de la sarta. Siendo la velocidad de extracción de la tubería la única variable que pudiera sufrir modificaciones, se comprende la importancia de disminuirla para reducir el efecto de sondeo.

5. CONTAMINACIÓN DEL LODO CON GAS (“CORTE”) Los brotes se pueden originar debido a una reducción en la densidad del lodo a causa de la presencia del gas contenido en la roca cortada por la barrena. Figura 1 Efecto de sondeo

Es decir, cuando se mueve la sarta hacia arriba, ésta tiende a levantar el lodo con mayor rapidez que la que el lodo tiene para caer por la sarta y la barrena. En algunas ocasiones, la barrena, los lastrabarrenas, la tubería HW o los estabilizadores se “embolan” con sólidos de la formación, haciendo más crítico dicho efecto.

8

Si esta reducción de presión es lo suficientemente grande como para disminuir la presión hidrostática efectiva a un valor por debajo a la formación, dará origen a un desequilibrio que podrá causar un brote.

Al perforar demasiado rápido, se puede desprender el gas contenido en los recortes en tal cantidad que reduzca sustancialmente la densidad del lodo. Al reducir ésta, lógicamente también se reduce la presión hidrostática en el pozo, de manera que si ésta es menor que la presión de formación, una cantidad adicional de gas entrará al pozo.

Unidad de Negocio de Perforación

• Reducir el ritmo de penetración. • Aumentar el gasto de circulación. • Circular el tiempo necesario para desgasificar el lodo.

Las pérdidas de circulación son los problemas más comunes durante la perforación de un pozo y se clasifican en dos tipos: • Pérdidas naturales o intrínsecas. • Pérdidas mecánicas o inducidas. Si la pérdida de circulación se presenta durante el proceso de la perforación de un pozo, se corre el riesgo de tener un brote, esto se incrementa al estar en zonas de alta presión o de yacimiento en un pozo exploratorio o delimitador. Al perder la columna de lodo, la presión hidrostática ejercida por el mismo, ésta puede disminuir a un punto tal, que permita que el pozo fluya originando un brote. Con el objeto de reducir las pérdidas de circulación se recomienda efectuar las prácticas siguientes:

Capacitación y Desarrollo Técnico

7. PRESIÓN ANORMAL DE FORMACIÓN La presión de la formación es la que existe dentro de los espacios porosos de la roca. Esta presión es la resultante de la sobrecarga y ejerce tanta presión sobre la formación como sobre los fluidos contenidos en ella. Las clasificaciones de la presión de formación se relacionan con la presión de fluidos en los poros de la formación y la densidad de los fluidos contenidos en los espacios porosos. Las presiones en la formación pueden ser normales, anormales o subnormales. Las formaciones con presiones anormales ejercen presiones mayores que la hidrostática del fluido contenido en la formación. Se generan durante la fase de compactación, restringiendo el movimiento de los fluidos, forzando de esta manera a que la sobrecarga sea soportada más por el fluido que por los granos de la roca. Esta presurización de los fluidos excede por lo general 0.108 kg/ cm2/m y en ocasiones, para controlar estas presiones de formación, se pueden necesitar fluidos de mayor densidad y a veces superiores a los 0.224 kg/cm2/m.

Nivel Fundamental

6. PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN

• Emplear la densidad mínima de lodo que permita el pozo. • Mantener el mínimo de sólidos en el pozo. • Mantener los valores reológicos en condiciones óptimas de operación. • Reducir las pérdidas de presión por fricción en el espacio anular. • Evitar incrementos bruscos de presión. • Reducir la velocidad de introducción de la sarta.

WellCAP

El gas se detecta en la superficie bajo la forma de lodo “cortado” Una pequeña cantidad de gas en el fondo del pozo representa en la superficie un gran volumen debido a su expansión. Han ocurrido brotes por esta causa, los cuales se han transformado en reventones, por lo que, para reducir su efecto se recomienda efectuar las prácticas siguientes:

9

Nivel Fundamental

8. DETECCIÓN DE FORMACIONES CON PRESIÓN ANORMAL Los indicadores de una formación con presión anormal incluyen: el ritmo de penetración, la densidad de la lutita, la cantidad y apariencia del recorte, la temperatura en la descarga, la concentración de cloruros o agua salada en el lodo, el lodo contaminado con gas, las propiedades reológicas del lodo y la conductividad de la lutita. Sin embargo, ninguno de estos indicadores es absoluto; por lo tanto, deberán analizarse en conjunto. Cuando varios indicadores muestran la posible presencia de una formación con presión anormal, habrá entonces una alta probabilidad de que dicha formación exista realmente. En caso de aparecer alguna indicación de su existencia, deberá observarse el pozo cuidadosamente.

WellCAP

8.1 Aumento en el Ritmo de Penetración Cuando la presión de formación es mayor que la presión del pozo, aumenta considerablemente el ritmo de penetración de la barrena. Por lo tanto, al encontrar una zona de presión anormal puede ocasionarse un aumento en el ritmo de penetración. Sin embargo, se sabe que hay otros muchos factores que contribuyen al ritmo de penetración; por lo que, este no es un indicador absoluto de la presencia de presiones anormales. Algunos factores que afectan al ritmo de penetración son: el desgaste de la barrena, su tamaño y tipo, el tipo de formación, las propiedades del lodo, la velocidad de rotación, la carga sobre barrena y el gasto de circulación.

10

Cuando ocurra un “quiebre” en el avance y no haya cambio en alguna de las otras variables, se debe sospechar la presencia de una zona con presión anormal, pero cuando una de estas variables cambia al ocurrir el “quiebre”, el análisis de la situación se torna más difícil. 8.2 Densidad de Lutitas La densidad de la lutita se puede usar como indicador de la presencia de formaciones anormalmente presionadas. Esta densidad normalmente aumenta con la profundidad, debido a la creciente compactación de la lutita a medida que ésta se encuentra en estratos cada vez más profundos. Las condiciones geológicas que dan origen a las presiones anormales son de tal naturaleza que causan retención de grandes cantidades de agua por parte de las lutitas, y esta agua causa una densidad global baja. Consecuentemente, una disminución en la densidad global de la lutita (desviación de la tendencia normal establecida) nos indicará la existencia de presiones anormales. La densidad de la lutita se puede medir a pie de pozo, con equipo relativamente sencillo. 8.3 Recorte de Lutita La apariencia y cantidad del recorte de lutita también proporciona información útil con respecto a la detección de brotes. En formaciones con presión anormal donde la densidad del lodo es insuficiente, la presión de formación tiende a empujar la lutita hacia el pozo, originándose lo que se conoce comúnmente como problema de “lutitas deleznables”. Cuando esto ocurre; el recorte tiende a llegar a la superficie en mayor cantidad.

Unidad de Negocio de Perforación

La temperatura del lodo en la línea de flote se usa algunas veces como indicador de la presencia de formaciones con presión anormal. Esto se debe a que dichas zonas están generalmente a mayor temperatura que las zonas con presión normal localizada en esa misma profundidad, en la misma área.

8.6 Lodo Cortado con Gas

La concentración de cloruros o la detección de agua salada en el lodo es un indicador de Como para analizar el recorte, éste tiene que un influjo de fluidos de la formación al pozo. sacarse a la superficie por circulación, debe La presencia del agua salada confirma que la considerarse un tiempo de atraso para poder presión de formación ha excedido a la preasociar los datos obtenidos del recorte con la sión hidrostática del lodo. Una posible causa profundidad real de donde proviene. de esta situación puede ser el hecho de estar perforando una zona de presión anormalmen8.4 Temperatura en la Descarga del Lodo te alta.

Si todos los otros parámetros importantes permanecieran constantes, se estabilizaría la temperatura del lodo en la descarga, con lo cual se obtendría un perfil muy uniforme; sin embargo, éste no es el caso. Las conexiones, los tipos de barrena y los cambios tanto en el gasto como en el ritmo de penetración causan fluctuaciones en la temperatura de salida; es por esto que este dato resulta a veces de poco valor en la detección de brotes. Sin embargo, en ocasiones, un aumento en la temperatura de salida estabilizada se debe a presiones anormales.

Un aumento en la cantidad de gas presente en el lodo también puede ser un indicador de la presencia de zonas con presión anormalmente alta. Un aumento en la cantidad de gas en el lodo puede observarse al estar haciendo un viaje o al realizar una conexión. También existirá gas en el lodo si se está perforando una formación productora de gas. A este gas se le conoce como “gas de fondo”. Cualquier aumento en la cantidad de gas en el lodo observado después de efectuar un viaje o realizar una conexión o debido a un aumento del gas de fondo puede deberse a la presencia de formaciones con presiones anormales.

Nivel Fundamental

8.5 Concentraciones de Cloruros o Contaminación con Agua Salada

WellCAP

La lutita que se desprende del pozo (derrumbe) presenta superficies de apariencia pulimentada debido a su separación a lo largo de los planos de depositación.

8.7 Cambio en las Propiedades Reológicas del Lodo La entrada de fluidos de la formación dentro del pozo puede contaminar al lodo de perforación. La floculación y un espesamiento del lodo pueden ser el efecto de la contaminación. Cuando las propiedades reológicas del lodo.

Capacitación y Desarrollo Técnico

11

En debe tenerse presente que esto pudiera deberse a zonas con presiones anormales.

La conductividad eléctrica de formaciones lutíticas está determinada básicamente por la cantidad de agua contenida dentro de ellas. La presencia de cantidades adicionales de agua dentro de las formaciones lutíticas puede asociarse con zonas de presión anormal. Los registros eléctricos que se corren con el propósito de evaluar las formaciones pueden ser usados para determinar la conductividad eléctrica de las formaciones lutíticas.

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Nivel Fundamental

8.8 Conductividad Eléctrica de las Lutitas

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Unidad de Negocio de Perforación

Nivel Fundamental

WellCAP 14

ÍNDICE 1. Indicadores de brotes

15 __________________________________

2. Respuesta Oportuna

ante Indicadores de Brotes 18 __________________________________

Unidad de Negocio de Perforación

DETECCIÓN DE BROTE

• • • •

Al Al Al Al

estar perforando. sacar o meter tubería de perforación. sacar o meter herramienta. no tener tubería dentro del pozo.

1. INDICADORES DE BROTES

Los indicadores definidos de que el lodo está fluyendo fuera del pozo son: aumento del volumen en el gasto de salida, aumento de volumen en presas mientras se está circulando con un gasto constante, flujo del pozo con la bomba parada; y el hecho de que el pozo acepte menos lodo o fluya de él más lodo que el calculado para el viaje. Otros indicadores de la presencia de un brote son:

1.2. Aumento de Volumen en Presas

Aumento en el ritmo de penetración; disminución en la presión de circulación y aumento en el número de emboladas de la bomba; aumento en el gas del viaje, de conexión o de fondo; presencia de agua en el lodo y aumento de cloruros en el lodo.

Suponiendo que no se añada fluido ni a los tanques ni a las presas de lodo, una ganancia en el volumen de cualquiera de éstos, al estar perforando, es un signo seguro de que se tiene un brote. Existe equipo de medición de volumen que debe tenerse en las presas y los tanques de lodo que hace sonar una alarma indicadora si el nivel de lodo aumenta o disminuye una cantidad prefijada. También hay disponibles, accesorios que mantienen un registro constante del volumen en presas. A estos se les conoce como totalizadores de volumen en presas, y los hay en diferentes marcas y modelos.

1.1. Aumento en el Gasto de Salida

1.3. Flujo sin Circulación

Un aumento en el gasto normal de salida es también una indicación de que está ocurriendo un brote, que a su vez está empujando lodo adicional fuera del pozo. Esta situación

La indicación más definida de un brote es un pozo fluyendo con las bombas paradas. Si el indicador así se manifiesta, es seguro que un brote está en camino. Atender un pozo de esta

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Nivel Fundamental

Al momento de ocurrir un brote, el lodo es desplazado fuera del pozo.

puede ser detectada observando el flujo del lodo a través de la temblorina y cualquier cambio fuera de lo normal. Existen equipos medidores de gasto, que pueden detectar esas variaciones en forma automática.

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Al momento de ocurrir un brote, el lodo en primera instancia es desplazado fuera del pozo, si el brote no es detectado ni corregido a tiempo, el problema se puede complicar hasta llegar a producir un reventón. En la detección oportuna del brote, se puede tener hasta un 98% de probabilidades de controlarlo. Los indicadores de que el lodo está influyendo fuera del pozo, pueden ocurrir en las siguientes etapas, durante el proceso de perforación del mismo.

15

Nivel Fundamental

WellCAP

manera se le conoce como “observar el pozo”. Esto significa que las bombas de lodo son detenidas y el espacio anular es observado para determinar si el pozo continúa fluyendo o si el nivel estático del fluido está aumentando. Cuando se “observa el pozo”, la práctica normal consiste en subir la sarta de perforación de manera que la flecha se encuentre arriba de la mesa rotatoria. Antes de poder observar si existe flujo, debe llenarse con lodo el espacio anular, en caso de que no esté lleno. 1.4. El Pozo Acepta Menos Lodo o Desplaza Más en los Viajes Cuando se realiza un viaje (introducción o extracción de tubería) es más difícil detectar un brote. En cualquiera de los dos casos, para poder detectar un brote en sus inicios, es necesario llevar un control de la cantidad de tubería introducida o sacada del pozo y el volumen de lodo desplazado o requerido para su llenado correspondiente. Al meter tubería dentro del pozo, se desplazará lodo hacia fuera. El volumen de lodo desplazado deberá ser igual al volumen de acero de la tubería introducida. Si el volumen desplazado es mayor que el volumen del acero, los fluidos de la formación estarán entrando al pozo forzando el lodo hacia afuera; es decir, estará ocurriendo un brote. Si el volumen del lodo desplazado es menor que el volumen de acero de la tubería introducida, entonces se tendrá pérdida de circulación. En caso de que se esté sacando tubería del pozo, se debe añadir lodo para que vaya ocupando el espacio desocupado por la tubería

16

que ya se sacó. El volumen de lodo requerido para llenar el pozo debe ser igual al volumen de acero que ha sido extraído. Si, por el contrario, se requiere una cantidad menor para llenar el pozo, entonces se tendrá una indicación de que está ocurriendo un brote. Ahora bien, si la cantidad de lodo necesaria para llenar el pozo es mayor que el volumen de acero extraído, entonces se tendrá una pérdida de lodo. La extracción de tubería es una operación más crítica que su introducción, debido a los efectos de sondeo y de llenado del pozo. En otras palabras, tanto el efecto de sondeo como el de llenado ocasional del pozo reducen la presión en el fondo y esto puede originar que ocurra un brote. Ambas operaciones de viaje requieren que se determine el volumen del acero de la tubería. El método que se prefiere para su cálculo es a partir de las tablas de desplazamiento, para el tamaño y peso de la tubería en particular que se va a sacar o meter. Otra manera es aplicando la fórmula correspondiente. El volumen real requerido para llenar el pozo puede medirse mediante (1) tanque de viajes, (2) medidor de gasto, (3) cambio en el nivel en las presas y (4) contador de emboladas. Cuando se mete tubería, el tanque de viajes deberá utilizarse para medir el volumen de lodo desplazado del pozo, dependiendo de la forma en que estén hechas las conexiones. Es aconsejable que el tanque de viajes esté dispuesto de tal manera que se pueda utilizar para medir el volumen de lodo llenado o desplazado del pozo. Pueden instalarse medidores de gasto de tal manera que midan el volumen bombeado dentro del pozo o el volumen de lodo desplazado. El nivel

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El determinar el volumen de lodo contando el número de emboladas puede hacerse solamente cuando se está llenando el pozo. No puede utilizarse cuando se está metiendo tubería y ésta desplaza lodo del pozo, puesto que este lodo no pasa a través de la bomba.

1.5 Aumento en la Velocidad de Perforación Un aumento en la velocidad de perforación puede ser un indicador de un posible brote. La velocidad de perforación está en función de varios factores, como: • • • • •

El peso sobre la barrena. Velocidad de rotación. Densidad de lodo. Hidráulica. Características de la formación.

Pero también está determinada por la diferencia entre la presión hidrostática del lodo y la formación. Es decir, que si la presión de formación es mayor que la presión hidrostática dentro del pozo, aumentará considerablemente la velocidad de penetración de la barrena. Cuando esto ocurra y no haya cambios en alguna de las otras variables, se debe sospechar la presencia de un posible brote. Esta posibilidad es mayor cuando se perforan

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1.6 Disminución de la Presión de Bombeo y Aumento de Emboladas Cuando un brote ocurre mientras se está perforando, los fluidos debido al brote estarán únicamente en el espacio anular. La presencia de dichos fluidos, que tienen una densidad menor que la del lodo, causará que la presión hidrostática en el espacio anular sea menor que la presión hidrostática dentro de la sarta de perforación. La diferencia de presiones ayuda a que el lodo dentro la sarta fluya hacia el espacio anular más fácilmente, con la consecuente disminución de presión de bombeo y el aceleramiento de la bomba de lodo, el cual se manifiesta en el aumento de emboladas. Sin embargo, hay que hacer notar que una disminución de presión de bombeo también puede deberse a las causas siguientes: • • • •

Reducción en el gasto de circulación. Agujero o fisura en la TP. Junta de la sarta lavada por presión. Desprendimiento de una tobera en la barrena. • Cambio en las propiedades del lodo.

Nivel Fundamental

Ahora veamos los indicadores de brotes al estar perforando:

en zonas de presión anormal de yacimiento.

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de la presa de lodos debe ser sensible a los cambios en el volumen de lodo; sin embargo, debe recalcarse que se necesita un volumen grande de lodo para que el cambio pueda ser notorio, especialmente en presas con una área bastante grande.

Como se observa, la decisión final se tomará después de haber ponderado varios indicadores del brote.

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1.7 Lodo Contaminado con Gas

18

La aparición del lodo contaminado con gas, puede deberse al fluido contenido en los recortes de la barrena o al fluido de la formación del pozo que está siendo circulado a la superficie. Conforme el gas se va expandiendo al acercarse a la superficie (por la reducción de presión al disminuir la columna de lodo sobre él), el lodo contaminado con gas provoca disminución en la presión hidrostática, lo cual puede ocasionar un brote. 1.8 Lodo Contaminado con Cloruros La detección de un aumento de cloruros y el porcentaje de agua pueden ser indicadores de que los fluidos de la formación estén entrando al pozo y, por consecuencia, sean el origen posible de un brote. Sin embargo, el aumento de cloruros también puede ser originado al perforar una sección salina. 1.9 Cambio en las Propiedades Reológicas del Lodo Cuando las propiedades reológicas cambien, debe tenerse presente que tal variación pudo ser causada por la entrada de un fluido invasor, lo cual se manifiesta con variación en la viscosidad, relación agua-aceite y la precipitación de sólidos.

(que tiene menor densidad que el lodo) entran al pozo, el efecto de flotación de la sarta de perforación se reduce, ocasionando como resultado un incremento en el peso de la tubería, siendo más representativo en lodos de alta densidad, ya que tiene un factor de flotación mayor.

2. RESPUESTA OPORTUNA ANTE INDICADORES DE BROTES Si las bombas de lodo están paradas y el pozo se encuentra fluyendo, generalmente un brote está en camino. A la acción de verificar el estado de un pozo se le conoce como “observar el pozo”. Esto significa que las bombas de lodo son detenidas y los niveles en TP y TR son observados para determinar si el pozo continúa fluyendo o si el nivel de lodo está aumentando. Al observar el pozo, se recomienda como práctica subir la sarta de perforación, de manera que la flecha se encuentre arriba de la mesa rotaria. Es conveniente considerar que si fluye el pozo, puede deberse a una descompensación de columnas de lodo, por lo que se deberán observar ambos niveles (TP y TR) para la toma de decisiones correctas.

1.10 Aumento en el Peso de la Sarta de Perforación

El aumento en el gasto de salida mientras se está circulando con un gasto constante, generalmente es señal de que está ocurriendo un brote.

Aún cuando este indicador es difícil de detectar, es conveniente mencionarlo. Cuando ocurre un brote y los fluidos de la formación

El flujo de salida puede determinarse con gran exactitud con el dispositivo denominado indicador de flujo en la línea de flote.

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El volumen de lodo en presas puede medirse con un sensor automático instalado en las mismas. Ninguno de los indicadores mencionados es absoluto; por lo tanto, se deben analizar en conjunto.

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Sin embargo, cuando exista la presencia de alguno de estos indicadores, se justifica el tener que investigar de inmediato la causa, ya que se requiere una pronta respuesta a cualquier indicador para poder mantener en control el pozo.

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Generalmente, una ganancia o aumento de volumen en presas al estar perforando es indicativo de que se tiene un brote.

19

Nivel Fundamental

WellCAP 20

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Nivel Fundamental

ÍNDICE 1. Tipos de Presión 23 __________________________________ 2. Cálculos Básicos para el Control de un Brote 37 __________________________________ 3. Cálculos Complementarios 41 __________________________________ 4. Prevención 43 __________________________________ 5. Densidad de Lodo Equivalente (DLE) 43 __________________________________

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6. Efecto de Presión en la Relación Altura / Volumen 44 __________________________________

22

7. Densidad de Control y Presión de Bombeo 45 __________________________________ 8. Presión Límite Dentro del Pozo 46 __________________________________ 9. Unidad de Presión (DLE) 50 __________________________________

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1. TIPOS DE PRESIÓN

El concepto del tubo en U es similar a la configuración del pozo, es decir, una columna le corresponde a la sarta de perforación y la otra columna corresponde al espacio anular. Cuando se circula y se homogeniza el lodo, al parar el bombeo las columnas del lodo en ambas ramas permanecen estáticas quedando los niveles del lodo en la boca del pozo.

EA

TP

Un yacimiento no necesita contener alta presión para causar un problema serio. Las zonas productoras de gas o aceite con presión normal contienen suficiente presión como para causar un reventón (descontrol).

Fluido de control 1.12 gr/cm3 3, 500 m

Phtp= PF= Phea

TP

Pea= 28

1.12

3, 500 m

El control de un brote se fundamenta en el uso de métodos y equipo, que permiten mantener una presión constante contra la formación. El control está en función de la densidad, gasto, presión de bombeo y la contrapresión impuesta por el estrangulador.

Fluido de control 1.20 gr/cm3

Hay varios mecanismos para que las altas presiones se desarrollen y todos están relacionados con la presión absoluta del yacimiento. Generalmente estas presiones se deben a:

Nivel Fundamental

El concepto del tubo en U es el principio de vasos comunicantes en el que no cuenta el área del tubo sino el valor de la columna hidrostática.

Es importante para el personal que labora en perforación interpretar los diversos principios, conceptos y procedimientos que se deben seguir para el control de un brote en un pozo.

WellCAP

1.1 Concepto del Tubo en “U”

Cuando se tienen diferencias de densidad en las columnas se establece una diferencial en el extremo de la sarta y tenderán las columnas a equilibrarse; esa es la razón por la cual o fluye por la TP o fluye por la TR sin circular, perdiéndose el espejo del lodo. En esta situación, se puede generar una falsa alarma de brote.

• • • • •

La presión hidrostática. Presión diferencial. Presión de la formación. Las leyes del comportamiento de los gases. Pérdidas de presión del sistema de circulación. • Empuje del yacimiento.

Phtp= PF= Phea + Pea

Figura 1

Capacitación y Desarrollo Técnico

A continuación se describen descritos los conceptos que estarán involucrados en el manejo y control de las presiones.

23 25

1.2. Presión

1.3 Presión Hidrostática

Se define como la fuerza aplicada a una unidad de área. Su fórmula es:

Es la presión ejercida por una columna de fluido, debido a su densidad y altura vertical, y se expresa en kq/cm2 o lb/pg2.

Nivel Fundamental

PRESIÓN =

FUERZA (kg o lb) = kg/cm² o lb/pg² ÁREA (cm² o pg²)

Ejemplo 1 ¿Qué presión se ejerce sobre el área de un círculo con diámetro de 10 pg aplicando una fuerza de 1,000 lb? F PRESIÓN = A PRESIÓN =

1,000 lb 78.54 pg²

A = 0.7854 x D² = 0.7854 x 10² = 0.7854 x 100 A = 78.54 pg²

P= 12.73 lb/pg2

WellCAP

Despejando la fuerza y el área resulta: F PRESIÓN = ; F = P x A ; A Ejemplo 2 ¿Qué fuerza ejercerá un fluido en el fondo de una tubería bajo presión de 3,000 lb/pg2 y diámetro de 1 pg, si el área se determina con la fórmula? A= 0.7854xD2 = 0.7854x pg2 A= 0.7854 pg2 FUERZA = 3,000 lb/pg2 x 0.7854 pg2 FUERZA = 2,356 lb (convertida al SMD) FUERZA = 1,069.7 kg

24

Siendo su fórmula en el sistema métrico decimal (SMD). Ph = Ph =

Densidad del fluido (gr/cm3) x profundidad (m)

10 pxH 10

Sistema Inglés: Ph = Densidad (lb/gal) x profundidad (pies) x 0.052=lb/pg2 Para el caso de pozos direccionales, utilizar la profundidad vertical verdadera (PVV) y no la desarrollada (PD) Ejemplo 3 ¿Cuál será la Ph de un pozo con una PD de 3933 m y una PVV de 3202m, con un lodo de 1.23 gr/cm3? Ph =

dxPVv 1.23 x 3,202 = ;Ph = 393.8 kg/cm2 10 10 1.4 Densidad

Se define como la masa (gramos) de una sustancia por la unidad de volumen (cm3) y se expresa en: gr/cm3, lb/gal y lb/pie3 Siendo su fórmula:

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Densidad =

Masa (gr) Volumen (cm³)

Ph = 562.5 kg/cm²

1.5 Gradiente de Presión Se define como la presión por metro y se expresa en kg/cm2/m o lb/pg2/pie. Para convertir una densidad a gradiente, se procede como sigue:

¿Cuál es la presión de fondo (Pf ) y el gradiente de presión: A) En un pozo a 3,000 m lleno con agua tratada de 1.00 gr/cm³. B) En un pozo a 3,000 m lleno con agua salada de 1.07 gr/cm³? Soluciones: a) Pf = Ph

Pf Prof

Sustituyendo valores:

p ; p = G x 10 10

Pf =

3,000 x 1.00 10

Gp =

300 3,000

Ejemplo 1 Cambiar de densidad a gradiente: DENSIDAD gr/cm³ 1.20 0.85 2.20

Gp=

GRADIENTE kg/cm²/m 0.120 0.085 0.220

También se aplica el gradiente para calcular la Ph. Ph = G x h Ejemplo 4 ¿Qué presión hidrostática se ejerce en un pozo a 4,500 m y densidad de 1.25 gr/cm³?

Pf = Gp =

Pf = 300 kg/cm2 Gp = 0.100 kg/cm2/m

3,000 x 1.07 gr/cm3 Pf = 321 kg/cm2 10 321 Gp = 0.107 kg/cm2/m 3,000

Nota: Para expresar gradientes, su aproximación debe ser hasta milésimas.

Nivel Fundamental

G=

Ejemplo 5

WellCAP

Nota: Para medición de la densidad, su aproximación es hasta centésimas.

1.6 Presión de Formación Es la presión de los fluidos contenidos dentro de los espacios porosos de una roca, también se le llama presión de poro. La severidad de un brote depende de varios factores, uno de los más importantes es la permeabilidad de la roca.

Convirtiendo la densidad a gradiente, se tiene: Ph = G x h Ph = 0.125 kg/cm²/m x 4,500 m

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25 25

Una roca con alta permeabilidad y porosidad tendrá más posibilidad de provocar un brote que una roca con baja permeabilidad y porosidad.

WellCAP

Nivel Fundamental

Las presiones de formación se clasifican en: • Normales. • Subnormales. • Anormales. 1.7 Formaciones con Presión Normal Son aquellas que se pueden controlar con densidades de 1.00 a 1.08 gr/cm3. Las densidades del fluido requerido para controlar estas presiones es el equivalente a un gradiente de 0.100 a 0.108 kg/cm2/m. Para conocer la “normalidad” o “anormalidad” de las presiones en cierta área, se deberá establecer el gradiente del agua congénita en las formaciones de esa región, conforme el contenido de sales disueltas. Para la costa del Golfo de México se tiene un gradiente de 0.107 kg/cm2/m. 1.8 Formaciones con Presión Subnormal Son aquellas que se pueden controlar con una densidad menor que la de agua dulce, equivalente a un gradiente de 0.100 kg/cm2/m. Una posible explicación de la existencia de tales presiones en las formaciones es considerar que el gas y otros fluidos han escapado por fallas u otras vías del yacimiento, causando su depresionamiento.

26

1.9 Formaciones con Presión Anormal Son aquellas donde la presión de formación es mayor a la que se considera como presión normal. Las densidades de fluidos requeridos para controlar estas presiones equivalen a gradientes hasta de 0.224 kg/cm2/m. Estas presiones se generan usualmente por la compresión que sufren los fluidos de la formación debido al peso de los estratos superiores. Las formaciones que tienen altas presiones se consideran selladas, de tal forma que los fluidos que las contienen no pueden escapar, soportando estas partes de la presión de sobrecarga. Los métodos cuantitativos usados para determinar zonas de alta presión son: • Datos de sismología. • Parámetros de penetración. • Registros eléctricos. 1.10 Presión de Sobrecarga (PSC) o Presión Total de Formación Es el peso de los materiales que se ejerce en un punto determinado en la profundidad de la tierra. La fórmula para conocer la PSC es: PSC =

Peso del mineral + Peso del agua Área que lo soporta

En donde los valores empleados son el promedio de la densidad del agua contenida en los poros y el promedio de la densidad de los granos minerales.

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Esta presión se debe al peso de las rocas junto con los fluidos que contienen. Para la costa del Golfo de México, se tiene un gradiente de sobrecarga de 0.231 kg/cm2/m. Sin embargo, para casos particulares es conveniente su determinación, ya que con frecuencia ocurren variaciones considerables.

1.11 Presiones Máximas Permisibles La Norma API-6A y el Boletín API-13 presentan las especificaciones del equipo y conexiones respecto a la presión máxima de trabajo, las cuales son para 2000, 3000, 5000, 10,000, 15,000 lb/pg2.

Las rocas dentro del subsuelo promedian de 2.16 a 2.64 gr/cm3 (18 a 22 lb/gal).

La presión de trabajo de las conexiones superficiales de control del pozo deberá ser mayor a las máximas presiones esperadas. Esta presión debe ser mayor que la: • Resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento. • Presión máxima anticipada. • La presión de fractura de la formación referida a la zapata de TR.

• La línea “A” corresponde a la presión normal de formación. • La línea “B” corresponde al gradiente de sobrecarga. 0

Gráfica 1 Comportamiento del gradiente de presión en el área de la costa del Golfo de México.

500

Profundidad en metros

1000

Nivel Fundamental

La gráfica 1 sirve para predecir el comportamiento de algunos pozos de desarrollo, utilizando datos reales de presión de formación de pozos perforados con anterioridad, para el área de la costa del Golfo de México. Otros tipos de presión se determinan por regiones y campos.

WellCAP

• La zona sombreada corresponde a las presiones anormales que se han presentado en el área de la costa del Golfo de México.

1500 2000 Gradiente de sobrecarga 0.231 kg/cm2/m

2500 3000 3500 4000 1.1

1.2

4500

1.3

1.4 1.5

5000

100 200

300

400

500

Capacitación y Desarrollo Técnico

2.1

1.8 1.6

1.7

1.9

2.0

2.2

2.3

600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 Presión (kg/cm2)

27 25

WellCAP

Respecto al uso de las tablas de tubería de revestimiento, en cuanto a los valores de presión interna, se recomienda por seguridad usar solamente el 80% del valor nominal. Si existiera otro tipo de daño o información por registros de calibración, se tomará el correspondiente al estado de la tubería. 1.12 Presión de Fractura Es la presión a la cual se presenta una falla mecánica de una formación, originando pérdida de lodo hacia la misma. Aunque los términos presión de fractura y gradiente no son técnicamente iguales, a menudo se emplean para designar lo mismo. La presión de fractura se expresa como un gradiente en kg/cm2/m (lb/pg2/pie) o en kg/cm2 (lb/pg2). Grafica o tablas están basadas en estas unidades. Existen varios métodos para calcular los gradientes de fractura de la formación, propuestos por los siguientes autores: • Hubert y Willis. • Matthews y Kelly. • Eaton.

28

Lecho marino

Psc = 656 kg/cm2

010 011 0

012 013

014 015 016

Psc = 611 kg/cm2

017 018 019 020 021 022 023

024 0

1.02 1.20 1.22 1.44 1.68

1000

1000

1.80 1.82

Profundidad en metros

Nivel Fundamental

Figura 2 Sobrecarga en pozos de tierra y marinos.

2.04 2.14 2.28

2000

2000

3000

3000

4000

4000

Gradiente de fractura contra prof. para presiones de formación CONTROL DE POZOS Lafayette, Luoisiana U.S.A. 5000

5000

Fórmula de gradiente de fractura Gf =

Pf H

+

s-

Pf H

Po 1 - Po

6000 010 011

6000 012 013

014 015 016

017 018 019 020 021 022 023

024

Figura 3 Gráfica de gradiente de fractura contra profundidad, Costa del Golfo de México.

Los gradientes de fractura usualmente se incrementan con la profundidad. Durante las operaciones de control de un pozo, es esencial que la formación expuesta sea benigna, de modo que permita matar el pozo sin que llegue a ocurrir una pérdida de circulación.

Unidad de Negocio de Perforación

Los gradientes de fractura en aguas profundas son sustancialmente menores a los registrados en tierra o en aguas someras a una profundidad equivalente. En parte esta reducción se debe a los bajos esfuerzos de sobrecarga por el efecto del tirante de agua existente.

Aunque este ejemplo no toma en cuenta todos los parámetros conocidos, sí ilustra la reducción del gradiente de fractura. El método para determinar el gradiente de fractura en el campo es el que se denomina “Prueba de Goteo”, el cual se expone en otro capítulo del manual. 1.13 Fractura de la Formación Se entiende como presión de fractura a la cantidad de presión requerida para deformar permanentemente la configuración de una formación. Esta presión de fractura de la formación se puede expresar también en gradiente, que es la presión por unidad de longitud.

Capacitación y Desarrollo Técnico

Este dato previo es aplicable al control de las presiones en la superficie al efectuar el control de las pozo y es una limitante. Si no se toma en cuenta, se puede presentar una pérdida de fluido al fracturarse la formación ocasionando muchos problemas adicionales a la presencia del brote, tales como un descontrol subterráneo. La máxima presión permisible a manejar en el espacio anular por fracturamiento de formación se puede obtener por: • Método analítico. • Pruebas prácticas de campo. Los gradientes de fracturamiento analítico se pueden obtener a través de registros geofísicos y por ecuaciones matemáticas desarrolladas principalmente por Eaton, Hubert – Willis y Mattews – Kelly.

Nivel Fundamental

La siguiente figura ilustra el concepto: el esfuerzo de sobrecarga de un pozo terrestre a 2,861 m (9,386 pies) es de 658 kg/cm2 (9,357 lb/pg2). Para el caso del pozo marino, a la misma profundidad de 2,861 m, pero con un tirante de agua de 384 m (1,259.5 pies), el esfuerzo de sobrecarga será de 611 kg/cm2 (8,688 lb/pg2).

Las principales unidades son kg/cm2/m y lb/ pg2/ pie. Por lo general conforme aumenta la profundidad se incrementan los gradientes de fractura de formación. Formaciones poco compactadas, como las que se localizan en aguas profundas costafuera, pueden presentar bajo gradiente de fractura de formación.

WellCAP

Esto implica que los gradientes de fractura de las formaciones deberás ser mayores a los gradientes de la densidad equivalente del lodo para prevenir que la formación sea fracturada y se induzca un descontrol subterráneo.

Las principales prácticas de campo para obtener los gradientes de fractura de la formación más confiables son las “Pruebas de Goteo” y las pruebas de presión de integridad de formación. Estas pruebas se indican en este capítulo. 1.14 Presión de Fondo en el Pozo Cuando se perfora un pozo se imponen presiones sobre los costados del agujero, y la mayor presión es la que ejerce la presión hidrostática del lodo de perforación.

29 25

Densidad de lodo equivalente “Dle” ∆le=

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Nomenclatura ∆λε= Densidad del lodo equivalente (gr/cm3) PS= Presión alcanzada en superficie (kg/cm2) 10= Constante H= Profundidad (m) ∆l= Densidad del lodo (gr/cm3)

∆λ= 1.28 gr/cm3

H= 2850 m

Presión (kg/cm2)

Nivel Fundamental

80

PS X 10 + ∆l H

80 70 60 50 40 30 20 10

Presión de goteo

Dle=

Figura 4 Determinación de la Densidad de Lodo Equivalente.

80 X 10 + 1.28 2850

Dle=

800 2850

+ 1.28

Dle= 0.28 + 1.28= 1.56 gr/cm3 1

2 bl

3

Sin embargo, la presión requerida al circular el lodo por el espacio anular también actúa sobre las paredes del agujero. Esta presión pocas veces excede los 14 kg/cm2 (200 lb/ pg2). Pero otras presiones adicionales se originarán por la contrapresión del lado del espacio anular o por el movimiento de tubería causado por sondeo o pistoneo.

Por ello, la presión total en el fondo de un pozo en el evento de un brote es la siguiente. Pf = Ph + (PCTP o PCTR ) Donde: Pf = Presión de fondo en el pozo (kg/cm2 o lb/pg2) Ph = Presión hidrostática de los fluidos en el pozo (kg/cm2 o lb/pg2) PCTP = Presión de cierre superficial en TP (kg/cm2 o lb/pg2) PCTR = Presión de cierre superficial en TR (kg/cm2 o lb/pg2)

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Unidad de Negocio de Perforación

1.15 Presión de Goteo

La presión a manejar en la superficie dependerá del valor de la columna hidrostática que se utilice en el pozo; a mayor densidad del lodo, menor presión se requerirá en la superficie.

PROFUNDIDAD = 3500 m

PRESIÓN HIDROSTÁTICA (TUBERÍA) Tubería

Espacio Anular PRESIÓN HIDROSTÁTICA (ESPACIO ANULAR)

EQUILIBRIO DE PRESIONES (ESPACIO ANULAR)

Por lo tanto, para establecer equilibrio al cerrar el pozo, el manometro del espacio anular marcará

Figura 5 Presión diferencial (efecto tubo en “U”). Figura 6 Presión impuesta en el estrangulador 50 kg/cm2 transmitida y añadida a la presión de cierre.

Figura 7 Presión requerida para circular en el sistema (150 kg/cm2) y se reducen las perdidas pro fricción a (10 kg/cm2) en la línea de flote.

La máxima presión permisible a la fractura es una limitante en lo referente a control de pozos. Si ésta se rebasa cuando ocurre un brote, puede ocurrir un reventón subterráneo, pudiendo alcanzar la superficie por fuera de la TR. 1.16 Presión Diferencial Generalmente, el lodo de perforación pesa más que los fluidos de un yacimiento; sin embargo, cuando ocurre un brote, los fluidos que entran al pozo causan desequilibrio entre el lodo no contaminado dentro de la tubería de perforación y el contaminado en el espacio anular. Esto origina que la presión registrada al cerrar el pozo, por lo general sea mayor en el espacio anular que en la TP.

Capacitación y Desarrollo Técnico

Nivel Fundamental

La razón fundamental de la prueba de goteo es encontrar la presión a la cual la formación inicia a admitir fluido de control sin provocar fracturamiento de la formación. El resultado será la suma de la presión ejercida por la columna hidrostática del fluido empleado más la presión del manómetro al represionar.

LODO EN ESPACIO ANULAR 1.15 gr/cm

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Para determinar el gradiente de fractura de la formación se realiza la prueba denominada “de goteo”, con la finalidad de proporcionar con bastante confianza el gradiente de fractura de la formación, y así definir la máxima presión permisible en el pozo cuando ocurre un brote, densidad de lodo máxima a usarse y el asentamiento de las subsecuentes tuberías de revestimiento.

LODO EN TUBERÍA 1.50 gr/cm

Circulando a través de un estrangulador abierto Circulando a través de un estrangulador operando el mismo

Presión requerida para circular en el sistema (150 kg cm ) y se reducen las perdidas por fricción a (10kg/cm ) en la línea de flote

Presión impuesta en el estragulador 50 kg/cm transmitida y añadida a la presión de circulación

Figura 8 Transmisión de presiones.

31 25

Nivel Fundamental

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La tubería de perforación y el agujero se pueden describir como un sistema comunicado tipo “U” cuando los fluidos en uno de los lados del sistema más ligero que en el otro, el sistema no estará en equilibrio. La presión desarrollada en el sistema busque retornar al equilibrio.

La característica del fluido de ser transmisor de las presiones no se deteriora con el flujo; cuando el fluido está en movimiento y se impone sobre él una presión, ésta se transmite íntegramente a cualquier otra parte del sistema.

En la figura siguiente, la diferencia de presión hidrostática es de: (525 - 402.5) = 122.5 kg/cm2, presión que debe registrar el espacio anular (independientemente de la presión del yacimiento) al cerrar el pozo.

PTR= 0 kg/cm2

PTP= 70 kg/cm

2

Si dicha presión se aplica en el espacio anular debido al cierre de un estrangulador ajustable, se transmitirá totalmente a través de todo el sistema y será registrada en el manómetro del tubo vertical (stand pipe) como una presión adicional (ver figura 6), siempre que el sistema permanezca cerrado y comunicado.

Abatimiento en la presión de bombeo

PTP

PCTP

PTR = 0

ΔP Conex. Sup.

PCTR

Q= Se incrementa

Figura 9 Presione de cierre

ΔP Int. TP Ph

Ph

Ph

ΔPEA

Ph

EA

EA PhEA < PhTP

Py > Ph

ΔP Int. HTA

Ph

ΔP Toberas (a)

Circulación normal Columnas balanceadas

Py

Py

Ph

Gas Brote Aceite Agua Combinación

Columnas desbalanceada

PTP= Presión requerida para circular caidas de presión por fricción en el sistema PTR= 0 kg/cm2 ya que toda la presión de la bomba fue aplicada en vencer las perdidas por fricción. ∆PT= ∆PCS + ∆PInt.HTA + ∆PTOB + ∆PEA

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1.17 Transmisión de Presión

TP

PCTP = Py - PhTP PCTR = Py - Ph PCTP = Menor o igual a PCTR o sea que Py = PCTP + PhT Py = PCTR - PhTR

Unidad de Negocio de Perforación

1.18 Presiones de Cierre (PCTP y PCTR)

Sin embargo, debe señalarse que existen situaciones ocasionales donde la presión de cierre en la TP no es muy confiable. Tal caso ocurre cuando se presenta un brote al estar perforando y no es detectado oportunamente. La descompensación de columnas puede ser tan grande que al cerrar el pozo, la columna de la TP esté parcialmente vacía y no haya presión (PCTP = 0). Posteriormente, al ser rellenada la TP (con el fluido invasor) se tendrá una represión (PCTP distinta de cero) que al calcular la densidad de control dará un valor erróneo. Como se observa, este control estará destinado, desde sus inicios, a generar problemas adicionales.

Capacitación y Desarrollo Técnico

Mientras se está perforando, la presión de circulación de bombeo está relacionada únicamente con la fricción. La presión de la bomba de lodos debe superar y compensar respectivamente la fricción y la presión bajobalanceada. Debido a la fricción, el contacto se tiene entre el lodo circulando y las superficies por donde va en movimiento. La magnitud de estas pérdidas de presión por fricción dependen de las propiedades del lodo, el gasto de la bomba y el área de flujo. La mayor parte de estas pérdidas se tienen dentro de la sarta de perforación y a través de la toberas de la barrena. Sin embargo, debe mencionarse que la cantidad de presión aplicada por la bomba en el fondo del pozo, durante una circulación normal, es solamente una parte del total que deba estar presente en el fondo para que el lodo supere a la fricción y éste retorne a la superficie. Esta es la fricción del espacio anular.

Nivel Fundamental

En la mayoría de los casos, la Presión de Cierre en la Tubería de Revestimiento (PCTR) será más alta que la Presión de Cierre en la Tubería de Perforación (PCTP). Esto se debe a que los fluidos de la formación con mayor facilidad fluyen al espacio anular, desplazando al lodo y disminuyendo su columna hidrostática, lo que no ocurre comúnmente con el lodo del interior de la sarta, por lo que generalmente se toma el valor de PCTP como el más confiable para calcular la densidad de control (ver figura 9).

El lodo entra al sistema de circulación a través de la presión aplicada por la bomba de lodos. El fluido de perforación recorre las conexiones superficiales y baja por la sarta de perforación saliendo por las toberas de la barrena hacia el espacio anular y retornando a las presas.

WellCAP

Cuando se cierra un pozo, el intervalo aportador seguirá fluyendo hasta que las presiones de fondo y de formación se equilibren y estabilicen, lo cual puede llevar algunos minutos, dependiendo del tipo de fluido invasor y de la permeabilidad de la roca. Una vez estabilizado el pozo, las presiones de cierre serán el resultado de la diferencia entre la presión hidrostática y la presión de formación.

1.19 Presión de Bombeo y Efecto de la Fricción

Referente a cómo determinar la Presión Reducida de Circulación (presión de circulación lenta), que se utiliza para controlar un brote, en otro segmento más adelante será descrito.

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WellCAP

Nivel Fundamental

1.20 Presiones de Sondeo y Pistoneo

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El sondeo es una reducción de presión en el fondo del agujero y sucede cuando se saca la tubería del pozo con demasiada rapidez, originando que al lodo de perforación no se le dé tiempo suficiente para que “descienda” debajo de la barrena. Esto causará una “succión” que reduce proporcionalmente la presión en el fondo del agujero. Esta es la razón por la cual el sondeo se resta en la fórmula para conocer la Presión de Fondo del pozo. El pistoneo es un incremento en la presión de fondo del agujero cuando se introduce la tubería demasiado rápido y no se le da el tiempo suficiente al lodo debajo de la barrena para que sea desplazado.

Figura 10 Efecto de Sondeo

3

Por esta razón, el pistoneo se suma en la fórmula para conocer la Presión de Fondo del pozo. Tanto el pistoneo como el sondeo ocurren al introducir o sacar tubería y ambos son afectados por los siguientes factores: a. Velocidad de introducción o extracción de tubería. b. Densidad y viscosidad del fluido de perforación. c. Resistencia en los geles del lodo. d. Espacio anular entre la tubería y el agujero. e. Restricciones entre el agujero y el exterior de lastrabarrenas y tuberías de perforación.

4

1 5 9

8

2

1.Dentro del tubo vertical 2. Dentro de la manguera 3. A través de la unión giratorio 4. A través de la flecha 5. Dentro de la sarta 6. Dentro de los lastrabarrenas 7. Salida de barrena o molino 6 8. Exterior de lastrabarrenas 9. Exterior de sarta de trabajo 7

Figura 11 Efecto de Sondeo

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1.21 Pérdidas de Presión en el Sistema de Circulación

Densidad equivalente de circulación

En un sistema de circulación con lodo de perforación, la presión de circulación es creada por las bombas del equipo.

∆ec =

Nomenclatura

10 = Constante ∆l = Densidad de lodo (gr/cm3) H = Profundidad (m)

Durante la circulación, el sistema del lodo incorpora una presión en el fondo del pozo un poco mayor que la presión hidrostática ejercida por la columna del lodo. Esta presión adicional (equivalente a las pérdidas anulares de presión por fricción), añadida a la presión hidrostática y convertida a densidad, se le llama densidad equivalente de circulación (Dec) y su ecuación es: Pérdida de presión anular x 10 Dec = + Dl Profundidad

Capacitación y Desarrollo Técnico

DIAM.BNA PULGADAS

CAIDAS DE PRESIÓN DE BOMBEO (%)

17 1/2 8 1/2 5 7/8