Manual Control de Surgencias 2006

PRÁCTICAS de CONTROL de SURGENCIAS Tercera Edición

IR AL ÍNDICE Por Jim Fitzpatrick Editado por Ron Baker

Publicado por PETROLEUM EXTENSION SERVICE División de Educación Continua Universidad de Texas en Austin 1991

Traducción al español expresamente autorizada a la Escuela Argentina de Control de Surgencias. Título original: “Practical Well Control” Third Edition PETEX (Petroleum Extension Sevice) Universidad de Texas – Austin U.S.A. Mendoza, Argentina – 1996

Este manual o partes del mismo no pueden ser reproducidos en ninguna forma sin permiso de “Petroleum Extension Service, The University of Texas ata Austin” y la “Escuela Argentina de Control de Surgencias”. Facultad de Ingeniería – U.N.C. – Mendoza, Argentina.

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CONTENIDO Ilustraciones ............................................................................................................................... V Tablas ......................................................................................................................................... VII Prefacio ....................................................................................................................................... IX Capítulo 1: Conceptos de Presión .......................................................................................... 1 Capítulo 2: Causas y Señales de Advertencia de Surgencia ................................................. 9 Capítulo 3: Procedimientos de Cierre y Presiones de Cierre de Pozos .............................. 27 Capítulo 4: Circulación y Control de Surgencia .................................................................. 43 Capítulo 5: Gradiente de Fractura de la Formación .... .......................................................... 53 Capítulo 6: Métodos de Control de Surgencia ...................................................................... 63 Capítulo 7: Operaciones de Control de Pozo Inusuales ........................................................ 83 Capítulo 8: Control de Pozo para Terminación y Reparación. ............................................ 101 Capítulo 9: Control de Pozos y Equipos Perforadores Flotantes ...................................... 123 Capítulo 10: Equipo de Prevención de Descontroles ............................................................ 137 Capítulo 11: Como Organizar y Dirigir Operaciones de Control de Pozos ..................... 163 Apéndice A. Consideraciones Relativas al Ácido Sulfhídrico ............................................. 169 Guía de H2S para Operaciones Costa Afuera ..................................................................... 172 Guía de Operaciones con H2S en Tierra ............................................................................... 175 Corrosión y H2S

.................................................................................................................... 175

Apéndice B. Tablas de Referencia ........................................................................................ 177 Apéndice C. Ecuaciones .......................................................................................................... 207 Abreviaturas

.......................................................................................................................... 225

Glosario ..................................................................................................................................... 229

III

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ILUSTRACIONES 1. No puede existir una presión mayor que la normal si la capa aflora a la superficie ................................3 2. La geometría del pozo no afecta a la presión hidrostática. ......................................................................4 3. Estando el pozo perforado direccionalmente, la profundidad vertical verdadera es distinta de la profundidad medida ............................................................................................................6 4. Las pérdidas de presión anular son más altas cuando el flujo de lodo es laminar, menores cuando el flujo de lodo es turbulento. .......................................................................................................6 5. Del mismo modo en que el nivel de líquido de un cilindro cae cuando se quita una varilla de acero, así cae el nivel de lodo en el pozo a medida que se quite el sondeo de él .....................13 6. Un dispositivo que indica el nivel de pileta muestra una ganancia o pérdida en el volumen de la pileta .................................................................................................................................18 7. El filtrado de lodo controlado por contenido de cloruro o salinidad ........................................................21 8. Tomógrafo desarrollado por Jorden y Shirley para determinar rápidamente el exponente d ..................23 9. Con el sondeo y el espacio anular llenos de lodo con presión hidrostática mayor que la presión de la formación, las bombas detenidas y el pozo cerrado, no aparece presión en los manómetros del sondeo y del casing. ............................................................................................34 10. A causa de los fluidos de surgencia más livianos en el espacio anular, la presión de cierre del casing es más alta que la presión de cierre del sondeo .......................................................................34 11. Cuando el lodo se está circulando, la presión de la bomba se indica en el manómetro del standpipe o del sondeo. La presión del casing, o del anular se lee cero porque toda la presión de la bomba se gasta a medida que se circula el lodo ..................................................................34 12. Estimación de la Resistencia de la Formación en la zona de la Costa del Golfo de Louisiana ...............56 13. Pérdida de presión por gelificación del lodo versus miles de pies de sondeo de 5 pulgadas y 19,5 libras por pie ..................................................................................................................................57 14. Típico gráfico de ensayo de admisión.......................................................................................................59 15. Si el trabajo de cementación fue pobre, la presión se cae mucho antes llegar a la presión de admisión anticipada..............................................................................................................................60 16. Planilla de ahogue de pozos, método del perforador ................................................................................66 17. Cuando se conocen la PIC y la PFC, se puede trazar un gráfico para la correcta presión de sondeo .......69 18. Típica planilla de ahogue de pozo para el método de Esperar y Densificar .............................................71 19. Una línea recta conecta la PIC y la PFC en el método esperar y densificar. ...........................................72 20. La PCS cae aproximadamente 30 psi por cada división del gráfico entre la PIC y la PFC en el método esperar y densificar......................................................................................................72 21. La cantidad total de emboladas de la superficie al trépano (EST) es 800, por lo tanto la primer división luego del cero tendrá un valor de 80, la segunda 160, la tercera 240 y así sucesivamente hasta alcanzar el total de 800, en el método de esperar y densificar 73 22. El tiempo total desde la superficie al trépano (TST) es de 50 min., por lo tanto la primer división luego del cero tendrá el valor 5, la segunda 10, la tercera 15 hasta que se alcanza el total de 50, en el método esperar y densificar .............................................................................................................73 23. Planilla de ahogue de pozo para el método de esperar y densificar ..........................................................74 24. Planilla de ahogue de pozo para el método concurrente ...........................................................................75 25. Planilla de ahogue de pozo para el método concurrente ..........................................................................76 26. Normalmente una válvula flotadora se instala en un sustituto especial por encima del trépano ..............88 27. Una válvula reguladora de presión en posición de venteo permite que una conexión pase fácilmente el preventor..............................................................................................................................89 28. Si se monta un cilindro acumulador cerca del anular permitirá el ingreso de fluido y facilita la maniobras bajo presión ..........................................................................................................90 29. Unidad Snubb ...........................................................................................................................................94 30. Unidad Snubbing hidráulica .....................................................................................................................95 IV

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31. 32. 33. 34. 35. 36. 37. 38. 39. 40. 41. 42. 43. 44. 45. 46. 47. 48. 49. 50. 51. 52. 53. 54. 55. 56. 57. 58. 59. 60. 61. 62. 63. 64. 65. 66.

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Jet de perforación......................................................................................................................................112 Procedimientos de empaquetamiento de grava para control de arena ......................................................115 Pozo desviado lateralmente ......................................................................................................................117 Equipamiento en una terminación de doble zona. ....................................................................................118 Paquer hidráulico de accionamiento dual .................................................................................................119 Cabezal de terminación dual.....................................................................................................................120 Un desviador. Cuando está cerrado, los fluidos del pozo fluyen por una de las dos tuberías de venteo de gran diámetro. .....................................................................................................................126 API RP53, Sección 7-B ............................................................................................................................128 Sistema de control de BOP submarina......................................................................................................133 Disposiciones de BOP como ejemplo de la API RP 53 ...........................................................................140 BOP anular instalada en un equipo de superficie .....................................................................................141 BOP anular Hydril GX .............................................................................................................................142 BOP anular esférica Shaffer .....................................................................................................................142 BOP anular Cameron ...............................................................................................................................143 Cabeza Rotativa .......................................................................................................................................144 BOP esclusas ............................................................................................................................................144 Esclusas parcial, ciega y de corte..............................................................................................................145 Las esclusas de diámetro variable están diseñadas para cerrar en varios tamaños de cañería .................146 Dispositivos de trabas de las esclusas Cameron y NL-Shaffer a control remoto......................................146 Válvula del vástago de tipo bola...............................................................................................................147 Válvula cónica. ........................................................................................................................................147 Válvula flotadora que utiliza una charnela a resorte.................................................................................158 Válvula de control tipo bombeable ...........................................................................................................158 Estrangulador Cameron activado hidráulicamente ...................................................................................159 Panel de control del estrangulador Cameron ............................................................................................159 Dos platos de carburo de tungsteno con orificios en forma de medialuna forman una abertura para el flujo de lodo en el estrangulador Super Swaco ...............................................................150 Panel de control del estrangulador Swaco ................................................................................................150 Unidad acumuladora de la bomba para la operación de prevención.........................................................151 Botella acumuladora de 3.000 psi.............................................................................................................151 Indicador de nivel de pileta. Los flotadores en cada pileta transmiten las variaciones del nivel a una consola y a un registrador.......................................................................................................156 Cuenta emboladas de bomba y sensor de flujo de lodo. ...........................................................................157 Disposición del tanque de maniobras de flujo gravitatorio.......................................................................157 Separador lodo-gas y el equipamiento correspondiente ...........................................................................158 Instalación de un desgasificador de vacío.................................................................................................159 Desgasificador de fuerza centrífuga..........................................................................................................160 Desgasificador de bomba centrífuga y vacío ............................................................................................161

V

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TABLAS 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

VI

Efecto de Varios Problemas en las Presiones, Peso, Nivel de Piletas y EPM...........................................86 Tapones de baritina ...................................................................................................................................97 Rangos de Densidad de Fluido..................................................................................................................108 Punto de Cristalización de las Salmueras..................................................................................................109 Medidas de Casing y Tubing en Teminación Multizona ..........................................................................118 Terminación Múltiple sin Tubing .............................................................................................................121 Volúmenes de Fluidos Almacenados y Utilizados por el acumulador......................................................152

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PREFACIO De los muchos problemas enfrentados por aquellos que perforan pozos, uno de los más importantes es el control de pozos. Es de especial importancia actualmente debido al énfasis en la perforación offshore y perforación profunda y al incremento en la concientización de la necesidad de prevenir accidentes del personal y daño al medio ambiente. El entrenamiento técnico intensivo juega un rol importante en el éxito del control de pozos, porque una cuadrilla de perforación que conoce y entiende los principios y procedimientos técnicos, es una cuadrilla que es menos probable que experimente una explosión de pozo fuera de control. Este manual se presenta con la visión de que el entrenamiento es vital en el control de pozos. Su intención es que sea un entrenamiento de apoyo para el personal comprometido con el control de pozos (perforadores, maquinistas, representantes de la compañía, ingenieros de perforación o cualquiera cuyo trabajo lo o la lleve directamente a una locación de equipo perforadote. El libro presenta un acercamiento práctico al control de pozos en aquello que enfatiza las cosas que una cuadrilla debería saber y ser capaz de hacer de manera de controlar un pozo. Además es el libro de texto básico usado por aquellos que realizan cursos de control de pozos conducidos por Petroleum Extension Service (PETEX). Los cursos de control de pozos de PETEX se ofrecen en principio a la industria para ayudar a proveer conocimientos técnicos y habilidades necesarias para que el personal de perforación alcance ciertos estándares. La edición original de este manual fue comisionada por Hill Butler de Simtran Corporation y fue escrita por Bill Rehm, una reconocida autoridad en control de pozos. La segunda edición fue autoría de Jim Fitzpatrick, quién dicta los cursos de control de pozos de PETEX. Fitzpatrick actualizó, reorganizó y agregó más texto a técnicas actuales de control de pozos para operaciones de perforación en tierra y offshore. La tercera edición tiene información adicional y actualizaciones sobre normas y reglamentaciones federales referentes a la industria del petróleo. Se debe extender el agradecimiento a aquellos en la industria del petróleo quienes desinteresadamente revisaron el material y prestaron apoyo para el esfuerzo de actualización. En particular, Paul Sonnemann, el gerente de entrenamiento de SEDCO/FOREX Schlumberger, debe ser reconocido por su extensa revisión del texto y tantos comentarios plenos de ayuda. El excelente trabajo del staff de PETEX debe ser reconocido también, porque sin la dedicación de los escritores, editores, tipistas y demás personas del staff de producción, este manual no podría haber sido revidado. A pesar del aporte recibido de muchos individuos de la industria del petróleo, PETEX es únicamente responsable por en contenido del manual. Mientras todo esfuerzo fue realizado para asegurar su exactitud, la intención del manual es ser una ayuda de entrenamiento, y nada en él debe considerarse aprobación o desaprobación de cualquier producto o práctica específica. Ron Baker, Director Petroleum Extension Service. VII

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Capítulo 1

CONCEPTOS DE PRESIÓN

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Capítulo 1. Conceptos de presión.

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1 CONCEPTOS DE PRESIÓN ____________________________________ En control de surgencias, las dos presiones de interés fundamental son la presión de la formación y la presión hidrostática. La presión de la formación es la fuerza ejercida por los fluidos de una formación. Se mide a la profundidad de la formación con el pozo cerrado. Es también llamada presión del reservorio, o dado que se mide comúnmente en el fondo del pozo con el pozo cerrado, presión de cierre de fondo de pozo. La presión hidrostática es la fuerza ejercida en el pozo debida al fluido de perforación. Si la presión de formación es mayor que la presión hidrostática, los fluidos de la formación pueden entrar al pozo. Si esto sucede, estará ocurriendo una surgencia. Puede ocurrir un descontrol si no se actúa rápidamente para controlar la surgencia o ahogar el pozo. Para controlar un pozo se debe mantener un adecuado equilibrio entre la presión de formación y la presión hidrostática; y ésta última debería ser igual o ligeramente más alta que la presión de formación. EL ORIGEN DE LA PRESIÓN DE FORMACIÓN Una teoría generalmente aceptada, sobre el origen de las presiones de las formaciones por debajo de la superficie, se relaciona con los procesos de formación de las cuencas sedimentarias. A medida que se depositan unas capas de sedimentos sobre otras, aumenta la presión de sobrecarga en las que se depositaron en un primer momento, ocurriendo así la compactación. La presión de sobrecarga es la presión ejercida a cualquier profundidad por el

peso de los sedimentos o rocas y por el peso de los fluidos que llenan los espacios porales de la roca. Generalmente se considera que la presión de sobrecarga es 1 libra (lb) por pulgada cuadrada por pie (psi/pie). Puede variar en diferentes zonas debido a que el espacio poral y la densidad de la roca varía de un lugar a otro. Así mismo, cuando aumenta la sobrecarca, habrá más compactación y disminuye la porosidad de la roca. A medida que aumenta esta presión se produce la compactación y decrece la porosidad de la capa de roca.

SUPERFICIE AFLORAMIENTO

CAPA PERMEABLE

Figura 1. No puede existir una presión mayor que la normal si la capa aflora a la superficie.

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Capítulo 1. Conceptos de presión.

Debido a la compactación, cualquier fluido que se encuentre presente en la formación es impulsado hacia capas permeables, tales como las areniscas. Si esta capa es continua y eventualmente emerge a la superficie no pueden generarse presiones más altas que las normales (fig 1). Sin embargo, si el fluido de una capa es entrampado por causa de una falla u otra anomalía, se pueden producir presiones más altas que las normales; en este caso estamos en presencia de una capa sobrepresurizada. Estas presiones puede ser resultado de diferentes condiciones geológicas. En algunos casos, los mismos procesos que entrampan los hidrocarburos pueden ocasionar una presión más alta que lo normal. Ejemplos de tales procesos geológicos son las fallas, las grandes estructuras, los lechos esquistos masivos, los lechos masivos de sal y las arenas cargadas. Fallas Normalmente la presión de formación aumenta con la profundidad, pero si las rocas profundas se han quebrado pueden tener presiones más altas que las normales. La falla puede atrapar los fluidos en la formación y permitir que se desarrolle una presión anormalmente alta. Dado que una falla es una rotura súbita en una formación, cuando se perfora una formación fallada, es posible encontrarse con una zona sobrepresurizada, pasando desde una presión normal a una presión anormalmente alta en un

intervalo de tiempo muy corto. Por lo tanto, cuando se perforan este tipo de zonas, el personal debe estar alerta a la posibilidad de encontrar presiones anormalmente altas, con muy poca advertencia. Las altas presiones que aparecen a diferentes profundidades en el campo del Lago Arthur en el Sur de Luisiana son el resultado de una estructura altamente fallada. En perforaciones próximas a domos salinos suelen encontrarse altas presiones como consecuencia de fallas locales alrededor del domo. También pueden encontrarse altas presiones relacionadas con fallas en áreas montañosas. Las grandes estructuras Cualquier estructura tal como un anticlinal o un domo pueden tener presiones anormalmente altas por encima del contacto gas-agua o petróleo-agua en la zona del petróleo o del gas, porque los hidrocarburos son menos densos que el agua. Si el anticlinal o el domo es grande, las presiones anormales pueden ser bastantes altas. Frecuentemente se perfora en estructuras tales como anticlinales y domos ya que en muchas ocasiones sirven como trampas para los hidrocarburos. Por tanto, en tales situaciones, el personal de perforación debe estar alerta a la posibilidad de presiones anormalmente altas. Se pueden esperar presiones altas al perforar en los lechos del reservorio de cualquier estructura (comúnmente arenisca, piedra caliza o dolomita).

PROFUNDIDAD (h)

Figura 2. La geometría del pozo no afecta a la presión hidrostática. La presión en el fondo es la presión estática. La presión ejercida en el fondo es la misma para todos los contenedores porque la densidad del fluido y la profundidad son las mismas.

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Las presiones altas que se experimentaron en las primeras épocas en los campos del este de Texas surgieron de una estructura anticlinal. Dado que frecuentemente las grandes estructuras son perforadas primero por el grupo de perforación de exploración, éstos deberían ser concientes de la posibilidad de encontrarse con altas presiones. Los Lechos de Esquistos Masivos En las zonas de transición (formaciones en las que la presión comienza a diferir de la normal) y dentro de lechos esquistos masivos puede desarrollarse presión anormalmente alta debido a que la pizarra gruesa o esquisto impermeable restringe el movimiento del fluido. Como los sedimentos yacen sobre la superficie y luego se hunden a mayor profundidad, éstos soportarán el peso de la sobrecarga considerable. Los fluidos atrapados dentro de la pizarra o esquisto no pueden escapar lo suficientemente rápido y también soportan el peso de la sobrecarga. Estos líquidos confinados estarán bajo una presión más alta que la normal debido a la profundidad. Por lo tanto, cuando se encuentran pizarras gruesas, se debe esperar que la presión aumente anormalmente con la profundidad. La presión relacionada a la pizarra puede darse a cualquier profundidad, desde cerca de la superficie hasta una gran profundidad. Las presiones altas en la Costa del Golfo (US), en el Mar del Norte, en el Mar del Sur de China y en otras cuencas profundas del mundo están frecuentemente relacionadas a lechos de esquistos masivos. Lechos Salinos Masivos Dado que los lechos de sal son plásticos, éstos transmiten todo el peso de la sobrecarga a la roca de abajo. Por lo tanto, debería esperarse una alta presión en y debajo de los lechos salinos gruesos. Sin embargo, no se encuentran comúnmente altas presiones en los lechos de sal erráticos y delgados. Los lechos de sal plástica gruesa ocasionan presiones altas en el Medio Oriente en formaciones por debajo de la salina de Farrs y en los Estados Unidos en lechos por debajo de la salina de Louann. Las presiones en la salina de Zechstein en el Mar del Norte y en Alemania del Norte también se relacionan con el mismo fenómeno. Para controlar las presiones en el lecho y por debajo del lecho masivo salino puede ser necesario un lodo con densidades entre 16 libras por galón (ppg) y 19 ppg.

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Las Arenas Cargadas Se puede encontrar una presión de formación anormalmente alta en arenas relativamente someras que han sido cargadas por un descontrol subterráneo. Cuando un pozo se cierra por una surgencia que se origina en una zona más profunda que la arena, ésta puede resultar cargada. Entonces, la presión de la zona inferior ingresa al pozo y escapa en la arena superior. En consecuencia, la arena superior resulta sobrepresionada por los fluidos de la zona inferior. Luego, cuando se perfora otro pozo en la esa zona, la cuadrilla de perforación puede estar desprevenida cuando la arena cargada surge. PRESIÓN HIDROSTÁTICA El término “hidrostático” deriva de hydra, que significa agua o líquido, y estática, que significa en reposo. Ambos, el fluido de la formación y el fluido en el pozo están bajo presión hidrostática, pero en la mayoría de las discusiones de control de pozos, la presión de formación se refiere a la presión del fluido en la formación y la presión hidrostática se refiere a la presión de fluido de perforación en el pozo. La presión hidrostática aumenta proporcionalmente con la densidad del fluido y con la profundidad del pozo. La geometría del pozo (el diámetro y la forma de la columna de fluido) no tiene efecto en la presión hidrostática (fig. 2). En el pozo, la presión hidrostática es el resultado de la densidad del fluido de perforación y de la profundidad vertical real o verdadera (h) de la columna de fluido. La profundidad vertical real es la longitud de una línea vertical recta desde la superficie al fondo del pozo. La profundidad medida o total es la longitud del pozo medida siguiendo el curso real del pozo. Por lo tanto, la profundidad vertical real y la profundidad medida pueden diferir, especialmente en pozos perforados direccionalmente (fig. 3). Cuando se desea encontrar la presión hidrostática, se debe usar la profundidad vertical real. Matemáticamente, la presión hidrostática se puede calcular como: Ph = C x dL x h

(Ec. 1)

donde Ph = presión hidrostática en psi C = constante (el valor depende de la unidad usada para expresar la densidad del lodo) 5

Capítulo 1. Conceptos de presión.

dL = densidad del lodo en ppg u otras unidades h = profundidad vertical verdadera o real en pie (pies) La densidad del lodo puede expresarse en ppg, libras por pie cúbico (pcf), gravedad específica u otras unidades. En los Estados Unidos, la densidad del lodo se expresa comúnmente en ppg, excepto sobre la Costa Pacífica donde se expresa comúnmente en pcf. Si la densidad del lodo se mide en ppg, el valor de C en la ecuación 1 es 0,052. Si el peso del lodo se mide en pcf, el valor de C en la ecuación 1 es 0,00694.

1 pie cúbico (pie3) contiene 7,48 galones U.S. (gal). Si un recipiente sin peso que mide 1 pie de cada lado se llena con una sustancia que pesa 1 ppg, la sustancia ocupa 1 pie3, ó 7,48 gal y pesa 7,48 lb, porque 7,48 gal x 1 ppg = 7,48 lb. Para encontrar la presión en psi ejercida sobre el fondo del recipiente, 7,48 lb se divide por 144 pulgadas cuadradas (in2), porque 144 in2 están contenidas en 1 pie cuadrado (pie2). Dado que 7,48 / 144 = 0,05194, ó 0,052, una columna de líquido de 1 pie de alto y densidad de 1 ppg ejerce 0,052 psi sobre el fondo. Cuando la densidad del lodo se mide en pcf, el valor de C, que es 0,00694, también deriva de que un recipiente sin peso que mide 1 pie sobre cada lado contiene 1 pie3. Si el recipiente se llena de una sustancia que pesa 1 lb, entonces la sustancia tiene una densidad de 1 pcf. Para encontrar la presión en psi ejercida sobre el fondo del recipiente, 1 lb se divide por 144 in2, porque 144 in2 están contenidas en 1 pie2. Dado que 1 / 144 es igual a 0,006944, ó 0,00694, una columna de líquido de 1 pie de alto y de densidad de 1 pcf ejerce 0,006594 psi sobre el fondo. Gradiente de Lodo

Figura 3. Estando el pozo perforado direccionalmente, la profundidad vertical verdadera es distinta de la profundidad medida.

La presión hidrostática también se puede calcular multiplicando el gradiente de presión del fluido por la h. El gradiente de presión, o del lodo, es la cantidad de cambio de la presión con la profundidad. Se obtiene al multiplicar la densidad del lodo en ppg por la constante 0,052: Glodo = dL x C

Ejemplo: Encontrar la presión hidrostática en un pozo si la densidad de lodo es 12 ppg y la profundidad vertical real (h) es 11 325 pie. Ph = 0,052 x 12 x 11 325 = 7 066,8

donde: Glodo = gradiente del lodo, psi/pie

dL

= densidad del lodo, ppg

C

= constante (el valor depende de la unidad usada para expresar la densidad del lodo)

Ph = 7 067 psi. Si la densidad del lodo es 90 pcf y la h es 11 325 pie, el cálculo de la presión hidrostática será: Ph = 0,00694 x 90 x 11 325 = 7 073,6 Ph = 7 074 psi. Constante de la Densidad del Lodo Cuando la densidad del lodo se mide en ppg, el valor de la constante C = 0,052, deriva de que

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(Ec. 2)

Por ejemplo: el gradiente de un lodo con una densidad de 12 ppg será: Glodo =

12 x 0,052

Glodo =

0,624 psi/pie

Entonces, en la ecuación 1, se puede reemplazar la densidad del lodo y la constante C por el gradiente del lodo: Ph = Glodo x h donde

(Ec. 3)

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Ph

= presión hidrostática en psi

Glodo

= gradiente del lodo, psi/pie

h

= profundidad vertical verdadera, pie (pies)

El problema del ejemplo en donde la densidad del lodo es 12 ppg y la h es 11.325 pie se puede resolver usando la ecuación 3: Ph

= 0,624 x 11 325

Ph

= 7 067 psi.

Si se conoce el gradiente del lodo, entonces se puede calcular la densidad del lodo al transponer los términos de la ecuación 2: dL = Glodo ÷ 0,052

(Ec. 4)

donde dL

= densidad del lodo, ppg

Glodo = gradiente del lodo, psi/pie

Por ejemplo: para encontrar la densidad del lodo cuando el gradiente del lodo es 0,936 psi/pie: dL = 0,936 / 0,052 dL = 18 ppg. PÉRDIDA DE PRESIÓN ANULAR En las operaciones de control de pozos se debe tener en cuenta la presión perdida en el anular (Ppa), que es la presión que necesita la bomba para mover el lodo hacia arriba por el anular. Aunque esta presión generalmente es menor a 200 psi, a velocidades reducidas de bomba, usadas para ahogar un pozo, es muy significativa, ya que contribuye a la contrapresión en el fondo del pozo. Debido a esto, se incrementa la presión del fondo del pozo. Es decir, cuando se está circulando el lodo, la presión del fondo del pozo equilibra la presión hidrostática más la presión requerida para mover el lodo hacia arriba por el anular. Existe pérdida de presión en el anular solo cuando se está circulando lodo y actúa por la fricción que se opone al flujo de líquido por el anular. Cuando la bomba se detiene, la pérdida de presión en el anular desaparece. Sin embargo, cuando el lodo

se mueve hacia arriba por el pozo, se deben superar las pérdidas producidas por la fricción del lodo contra la cañería de perforación y las paredes del pozo más la resistencia del lodo a fluir. DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCUALCIÓN Otra manera de observar el aumento de presión del fondo del pozo causado por las pérdidas por fricción en el anular está en términos de densidad equivalente de circulación. La densidad equivalente de circulación es una combinación de la densidad original del lodo más el aumento equivalente de densidad de lodo debido a la pérdida de presión en el anular. Para calcularla se puede usar la siguiente ecuación: DEC = dL + (Ppa / 0,052 / h)

(Ec. 7)

donde DEC = densidad equivalente de circulación, ppg dL = densidad del lodo, ppg Ppa = pérdida de presión en el anular, psi h = profundidad vertical real, pie Como un ejemplo de cálculo, supongamos que: dL = 13 ppg Ppa = 100 psi h = 8.000 pie entonces DEC = 13 + (100 / 0,052 / 8 000) = 13 + 0,24 DEC = 13,24 ppg Debe enfatizarse, que debido a la pérdida de presión por fricción en el anular, existe mayor presión en el fondo del pozo cuando se está circulando lodo que cuando la bomba está parada. En el ejemplo, 0,24 ppg ejercen un adicional de 100 psi sobre el fondo. Cuando la bomba se detiene, estas 100 psi se pierden, y puede resultar una surgencia.

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Capítulo 1. Conceptos de presión.

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Capítulo 2

CAUSAS Y SEÑALES DE ADVERTENCIA DE SURGENCIA

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Capítulo 2. Causas y señales de advertencia en surgencia.

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2 CAUSAS Y SEÑALES DE ADVERTENCIA EN SURGENCIA ____________________________________ El personal de perforación debería conocer las causas y señales de advertencia de surgencias y ser capaz de identificarlas fácilmente. Dado que el pozo y el equipamiento de circulación de lodo es un sistema cerrado, cualquier fluido de la formación que ingrese al sistema comúnmente se evidenciará como un cambio en el caudal de retorno y en el volumen total de fluido en las piletas. Pueden ocurrir excepciones. Por ejemplo, cuando se usa lodo de perforación a base de petróleo, la surgencia de gas puede disolverse en el petróleo del lodo y no mostrar indicios hasta que el gas se acerque a la superficie, se separe de la mezcla y se expanda. La surgencia de gas comúnmente satura el lodo en el área donde entró al pozo. Lo mismo puede suceder con el sulfhídrico (H2S) en lodos a base de agua. Los indicios de que se observarán en la superficie dependen del tamaño de la surgencia, de la temperatura y de la presión. Probablemente el indicador más confiable de una surgencia de gas en el lodo a base de petróleo es un aumento del volumen. En cualquier caso, los medios más efectivos para detectar surgencias y prevenir descontroles son el entrenamiento del personal, procedimientos específicos y una buena supervisión. CARACTERÍSTICAS DE LAS SURGENCIAS

Q = (0,007 x md x ∆P x L) ÷ (µ x ln (Rd ÷ Rp) x 1440)

Una surgencia es un aporte de fluidos desde la formación al pozo, tal como petróleo, gas o agua salada, procedente de una formación que ha sido perforada. Ocurre cuando la presión ejercida por la columna de lodo en el pozo es inferior que la presión poral en la formación y cuando la formación es lo suficientemente permeable como para permitir el ingreso de fluidos hacia el pozo. Cuando ocurre una surgencia, el fluido que ingresa reduce la presión de la columna de lodo, dado que los fluidos de formación son generalmente menos densos que los lodos de perforación. Como resultado, el fluido de la formación puede fluir hacia el pozo a un caudal creciente. Por lo tanto, una surgencia se debería detener o controlar lo antes posible para impedir la entrada adicional de fluidos de la formación. Mientras más grande es la surgencia, más difícil puede resultar tener el pozo nuevamente bajo control. Se puede usar un modelo matemático para ilustrar que tan rápido puede crecer la surgencia si el pozo no se ahoga con prontitud. De la ley de Darcy sobre la permeabilidad de la roca (la permeabilidad es la facilidad con que los fluidos fluyen en las rocas), puede demostrarse que el flujo de gas hacia el pozo aumenta a medida que aumenta la penetración del pozo en la arena gasífera:

donde:

(Ec.8) Q = caudal, (bbl/min) md = permeabilidad; milidarcys (md) ∆P = presión diferencial, psi L = longitud de sección abierta de drenaje del pozo, pie µ = viscosidad de gas ingresante, cp Rd = radio de drenaje, pie Rp = radio del pozo, pie. Como ejemplo, se presume que: md = 200 md ∆P = 624 psi L = 20pie µ = 0,3cp ln (Rd ÷ Rp ) = 2,0 por lo tanto: Q = (0,007 x 200 x 624 x 20) ÷ (0,3 x 2,0 x 1440) = 17 472 ÷ 864 Q = 20 bbl/min Es decir que si se perforan 20 pie de arena gasífera, la cantidad de gas que entra al pozo será de 20 bbl/min aprox. Si se necesitan 2 minutos 11

Capítulo 2. Causas y señales de advertencia en surgencia.

para cerrar el pozo, habrá un aumento de pileta de 40 barriles además del aumento ocurrido durante la perforación de la porción de esos 20 pie. Por lo tanto, puede verse que la cantidad de fluido que ingresa al pozo desde una formación, en principio depende de (1) la permeabilidad de la formación y (2) de la diferencia entre la presión ejercida por el lodo y la ejercida por la formación. En el general, si la formación no es muy permeable, el valor del aporte de fluido es bajo, en cambio si la formación es altamente permeable, el valor del aporte de fluido es elevado. De igual modo, si la presión diferencial entre el lodo y el fluido de formación es baja, el influjo es lento. Si existe una presión diferencial alta, el aporte será rápido. La presión de la formación será mayor que la presión del lodo cuando supere a la presión hidrostática ejercida por la columna de lodo. También será mayor cuando la columna de lodo disminuye su altura en el pozo. Aunque la densidad del lodo sea la adecuada para controlar la presión de formación con el pozo lleno de lodo, si la altura de la columna de lodo disminuye, como consecuencia bajará la presión hidrostática. Generalmente, la caída ocurre porque no se reemplaza el volumen de la cañería que se saca por el lodo suficiente. La pérdida de circulación también puede ocasionar la caída de la altura de la columna de lodo. TIPOS DE DESCONTROLES Un descontrol es el flujo descontrolado del fluido proveniente del pozo. Un descontrol subterráneo es el flujo del fluido dentro de una formación subterránea. Si ocurre una surgencia y se cierra el pozo, puede romperse o fracturarse una zona ubicada a menor profundidad que la formación surgente debido a las elevadas presiones necesarias para controlar la surgencia. Entonces, el lodo y los fluidos de formación pueden dirigirse hacia la zona fracturada ocurriendo un descontrol subterráneo. Otro tipo de descontrol subterráneo ocurre si se fractura la formación en la zona del zapato del casing y se crateriza el pozo. La presión se canaliza por fuera de la cañería de entubación y escapa hacia la superficie. Los descontroles ocurren con la misma frecuencia tanto durante la perforación como durante la extracción del sondeo. Por lo general, ocurren durante la perforación por causa del aumento de la presión de formación, y durante la 12

extracción del sondeo, debido a la disminución de la presión hidrostática. La mayoría de los operadores recomiendan el uso en todo momento de los instrumentos para detectar una surgencia o para ayudar en el pronóstico de la misma, ya que son relativamente económicos. CAUSAS DE SURGENCIAS Una surgencia ocurre cuando la presión hidrostática ejercida por la columna de fluido de perforación en el pozo es menor que la presión de los fluidos en una formación porosa y permeable que se está atravesando. Por lo tanto, la manera principal para controlar un pozo es manteniendo la presión hidrostática correcta. Sin embargo, durante la perforación de un pozo pueden darse condiciones que permitan que la presión de formación exceda a la presión hidrostática, y el pozo puede surgir. El personal debería ser consciente de estas condiciones y prepararse para una rápida y apropiada acción tendiente a controlar el pozo. En general, las surgencias son ocasionadas por: una insuficiente densidad de lodo, no mantener el pozo lleno de lodo, pistoneo de sacada y pistoneo de bajada, pérdida de circulación y presión anormal. Densidad Insuficiente de Lodo Durante las operaciones de perforación, el elemento principal para controlar un pozo es la densidad del lodo. Si la densidad de lodo provoca menos presión que la presión poral de la formación, tendremos una condición de desequilibrio y los fluidos provenientes de una formación permeable podrán ingresar al pozo. En estas condiciones puede ser de gran dificultad controlar el pozo. Por otro lado, una condición de desequilibrio tal que la densidad de lodo genere más presión que la presión poral de la formación, puede provocar problemas tales como la fractura de formaciones débiles, bajos niveles de penetración y pérdida de circulación. Normalmente se prefiere perforar bajo condiciones próximas al equilibrio, aunque una condición de desequilibrio puede mejorar el grado de penetración. Falla en Mantener el Pozo Lleno de Lodo Probablemente la causa más común de surgencias de pozos es no mantener el pozo lleno de lodo durante las maniobras de sacada o bajada de sondeo. Cuando se saca del pozo la sarta de perforación, el nivel de fluido disminuye a causa

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Figura 5. Del mismo modo en que el nivel de líquido de un cilindro cae cuando se quita una varilla de acero, así cae el nivel de lodo en el pozo a medida que se quite el sondeo de él.

del volumen de acero retirado (fig.5). Esta disminución del nivel de lodo reduce la presión hidrostática. La fórmula de la presión hidrostática Ph = 0,052 x dL x h

(Ec. 1)

Glodo = 0,624 psi/pie

Cs = 0,01393 bbl/pie Ds = 0,00648 bbl/pie Cc = 0,07019 bbl/pie.

donde:

Por lo tanto:

Ph = presión hidrostática, psi

Pptm = 0,624 (0,01393 + 0,00648) ÷

dL = densidad de lodo, ppg

÷ [0,07019 - (0,01393 + 0,00648)]

h = profundidad vertical verdadera, pie. indica que, si por cualquier razón se cambian la dL o la h, también cambia la Ph. Si se permite que baje el nivel de lodo en el pozo, cambia la h y también cambiará la Ph. Se puede calcular la cantidad de presión hidrostática perdida al retirar cañería fuera del pozo. Si la cañería se retira mojada (esto es, si la cañería se mantiene llena de lodo), se puede usar la siguiente ecuación: Pptm = Glodo x (Cs + Ds) ÷ [Cc - (Cs + Ds)]

(Ec.9)

donde Pptm

= Presión Perdida por cada pie de tubo retirado mojado, psi

Glodo = gradiente de lodo, psi/pie

Cs

= capacidad del sondeo, bbl/pie

Ds

= desplazamiento del sondeo, bbl/pie

Cc

= capacidad de casing o pozo, bbl/pie.

Como ejemplo, considere que:

= 0,624 x 0,02041 ÷ (0,0719 - 0,02041) = 0,01274 ÷ 0,0478 Pptm = 0,27 psi. En este caso, la presión hidrostática se reduce en 0,27 psi por cada pie de cañería que se retira mojada del pozo. A un valor de 0,27 psi/pie, por cada tiro de cañería de 90 pies que se la presión hidrostática se reduce aprox. 25 psi. Por tanto, cinco tiros de cañería reducirán la presión hidrostática en 125 psi y diez tiros de cañería la reducirán en 250 psi. Si la cañería se retira seca o vacía, la pérdida de presión por cada pie de tubería se puede calcular como: Ppts = (Glodo x Ds) ÷ (Cc - Ds)

(Ec. 10)

donde Ppts = presión perdida por cada pie de tubería retirada seca, psi Glodo = gradiente de lodo, psi/pie

Ds = desplazamiento del sondeo, bbl/pie 13

Capítulo 2. Causas y señales de advertencia en surgencia.

Cc = capacidad de casing o pozo, bbl/pie. Como ejemplo, se asume que: Glodo = 0,624 psi/pie

Ds = 0,00648 bbl/pie Cc = 0,07019 bbl/pie. Por lo tanto: Ppts = (0,624 x 0,00648) ÷ (0,07019 - 0,00648) = 0,00404 ÷ 0,06371 Ppts = 0,06 psi En este ejemplo, la presión hidrostática se reduce en 0,06 psi por cada pie de cañería que se retira seca del pozo. Por cada tiro de cañería de 90 pie que se retira seco, a un valor de 0,06 psi/pie, ocurre una reducción de aprox. 5,4 psi en la presión hidrostática. Por lo tanto, cinco tiros de cañería reducen la presión hidrostática en 27 psi y diez tiros de cañería la reducen en 54 psi. Para prevenir la caída de la presión hidrostática al retirar la cañería, debe reemplazarse con fluido el volumen de acero y el lodo removidos del pozo. Se debe conocer la cantidad exacta de fluido necesario para llenar el pozo. Entonces, si el pozo toma menos fluido que el calculado para llenarse, está ocurriendo un aporte o alimentación de fluido desde la formación hacia el pozo. El llenado frecuente o continuo del pozo es esencial para mantener la presión suficiente en el fondo del pozo e impedir el aporte de fluidos desde formación. El llenado del pozo debería realizarse con un programa regular de trabajo, dependiendo de su diámetro y del diámetro de la cañería. En general, un pozo de diámetro pequeño debería llenarse con mayor frecuencia que un pozo de diámetro grande. Bajo condiciones normales, muchos operadores solicitan llenar el pozo luego de retirar no más de cinco tiros de cañería de perforación. Es importante recordar que cuando se están retirando los portamechas, y como éstos tienen un diámetro mayor que las barras de sondeo, el pozo debe llenarse con más frecuencia. Se recomienda llenarlo luego de retirar cada tiro de portamechas. Como regla, un tiro de portamechas requiere tanto fluido de reemplazo como cinco a diez tiros de barras de sondeo. Se debe tener cuidado cuando se calcula la cantidad de fluido necesario para reemplazar el volumen de tubería retirado. El método más preciso para determinar la cantidad de fluido 14

tomado por el pozo durante las maniobras es con el uso de un tanque de maniobras. Este tanque calibrado permite al equipo de operarios medir cambios relativamente pequeños en el volumen de lodo (frecuentemente en incrementos de 1/4 bbl o 1/2 bbl). Si el pozo no toma la cantidad correcta de lodo durante una sacada, se deberá bajar el sondeo al fondo y circular el aporte hacia afuera antes de continuar con la sacada de sondeo. Si ocurre una surgencia durante la sacada de sondeo, la mayoría de los operadores recomiendan que, de ser posible, y después de cerrar el pozo, bajar la tubería nuevamente al fondo. Un procedimiento común es cerrar el pozo y bajar la tubería bajo presión. Se recomienda que la tubería se baje hasta el fondo, porque puede ser difícil, si no imposible, ahogar el pozo con métodos de ahogo desde superficie y evitar la fractura de una formación débil todavía expuesta al pozo abierto. Pistoneo El pistoneo se produce cuando el lodo es incapaz de escurrir entre la superficie del sondeo y las paredes del pozo tan rápido como se retira el sondeo. Incluso aunque el pozo esté lleno de lodo de densidad correcta, el pistoneo puede reducir la presión opuesta a una formación permeable y permitir que el fluido de la formación entre al pozo. La probabilidad de pistoneo aumenta cuando: (1) se retira la tubería demasiado rápido; (2) se usa lodo de alta viscosidad y alta resistencia de gel; (3) se tiene un trépano embolado por barro; (4) el sondeo está tapado; (5) el revoque es demasiado grueso o (6) se tiene poca luz entre el sondeo y el pozo. Por lo general el pistoneo ocurre cuando se retiran los primeros tiros. Para determinar la probabilidad de que ocurra un pistoneo, es práctica común hacer una carrera corta sacando unos pocos tiros de sondeo y muy cuidadosamente controlar cuanto fluido se ocupa para llenar el pozo. Tener en cuenta que si se ha bombeado una píldora pesada para la maniobra, los primeros tiros de cañería retirados pueden causar errores en el nivel de llenado debido a que el tapón tiende a caer empujando el lodo, que es más liviano, en la cañería y hacia afuera. En todo caso, si se detecta el pistoneo, puede bajarse la cañería al fondo y circular el pozo para quitar el fluido invasor. Generalmente se puede reducir o eliminar el pistoneo disminuyendo la velocidad de sacada del tubo. Algunas veces se agrega un margen de seguridad o maniobra a la densidad de lodo para

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contrarrestar los efectos del pistoneo, ya que la densidad de lodo utilizada para ahogar un pozo generalmente es suficiente para equilibrar la presión de formación y frecuentemente no incluye el margen de seguridad que algunos operadores consideran necesario para operaciones de perforación normales. Este margen de seguridad o margen de maniobra quizá sea necesario para compensar el pistoneo que puede ocurrir durante las conexiones y las maniobras. También para compensar la reducción periódica en la presión hidrostática que ocurre si el pozo se llena de manera intermitente cuando se retira la tubería. Los procedimientos para determinar el aumento de la densidad del lodo, para un determinado margen de maniobra, se basan generalmente en el aumento deseado de la presión de fondo del pozo. Para pozos poco profundos se recomienda 50 psi; para perforaciones más profundas se recomienda de 200 psi a 300 psi. Para una determinada presión de fondo, el incremento de la densidad del lodo se puede calcular como sigue: ∆dL = ∆Pf ÷ 0,052 ÷ h

(Ec. 11)

donde ∆dL = aumento de densidad de lodo, ppg ∆Pf = aumento deseado de presión de fondo de pozo, psi h = profundidad vertical real del pozo, pie Como ejemplo, consideremos que se ahoga un pozo de 10.000 pies (h) luego de una surgencia. Para determinar la densidad adicional necesaria del lodo que provea un margen de maniobra igual a un incremento de presión de fondo de pozo de 250 psi será: ∆dL = 250 ÷ 0,052 ÷ 10.000 = 0,48

donde: Mm = margen de maniobra, ppg

yp = punto de fluencia, lb/100 pie2

φp φes

= diámetro del pozo, pulg. = diámetro exterior del sondeo, pulg.

Como ejemplo, considere una situación con estos valores:

yp = 8 lb/100 pie2

φp

= 8,5 pulg.

φes

= 4,5 pulg.

La solución es: Mm = 8 ÷ [11,7 x (8,5- 4,5)] = 8 ÷ 46,8 Mm = 0,2 ppg. La solución indica que la densidad de lodo deberá incrementarse en 0,2 ppg para lograr un adecuado margen de maniobra, teniendo como datos el punto de fluencia, tamaño de pozo y tamaño de tubería. Muchos operadores recomiendan que el margen de maniobra sea agregado al lodo de perforación solamente después de ahogar el pozo. Si el margen de seguridad se agrega al lodo con densidad de ahogue, y si el lodo con densidad de ahogue calculado es menor que el actualmente necesitado para ahogar el pozo, entonces la densidad del lodo que se supone contener un margen de seguridad puede solo ser suficiente para equilibrar la presión de formación. En este caso, puede ocurrir otra surgencia cuando se reanuden las operaciones de perforación. Por lo tanto se recomienda que primero se equilibre la presión de formación y luego circular el lodo que contiene el margen de maniobra.

∆dL = 0,5 ppg

Pistoneo de Bajada o Surging

La densidad del lodo deberá incrementarse aproximadamente 0,5 ppg para proveer un margen de maniobra igual a un incremento de presión de fondo de 250 psi. También se puede calcular el margen de maniobra usando el punto de fluencia del lodo. Comúnmente puede encontrarse en el informe de lodo de los ingenieros, o con la utilización de un viscosímetro. La ecuación es:

Surging es el aumento de la presión en el pozo provocado por la bajada de la sarta de perforación. La tendencia del lodo de adherirse a la cañería de perforación y a la pared del pozo crea fricción a medida que la cañería desciende. La presión necesaria para superar esta fricción está relacionada con el movimiento del lodo que pasa por la tubería; esto es, cuanto más rápido se fuerza el fluido a moverse con respecto a la cañería más alta debe ser la presión de surging. Las presiones en el pozo ocasionadas por surging

Mm = yp ÷ [11,7 x (φp –φes)]

(Ec. 12)

15

Capítulo 2. Causas y señales de advertencia en surgencia.

pueden causar pérdida de circulación. Para minimizar el pistoneo de bajada, (1) baje la sarta de sondeo en forma suave y lenta; (2) mantenga el lodo en el sistema en buenas condiciones, con la viscosidad y resistencia de gel al mínimo; (3) circule periódicamente mientras maniobra con la sarta; (4) asegúrese que el volumen de lodo que salga del pozo iguale el volumen de cañería que se ingresa; y (5) estar atento a puntos de estrechamiento de calibre en el pozo. Dado que la resistencia de gel del lodo esta relacionada con el pistoneo en ambos sentidos (swabbing y surging), cuánto más alta sea la resistencia del gel, mayor será la presión requerida para lograr que el lodo fluya nuevamente. Existe una fórmula útil para calcular la presión necesaria para superar la resistencia de gel de lodo:

= 10 lb /100 pie2

La perdida de circulación, un problema bastante común en operaciones de perforación de pozos, puede causar la caída del nivel del lodo en el pozo. Como resultado, puede variar el balance hidrostático que provee el control principal de un pozo. Dado que una de las causas de pérdida de circulación es una fractura en la formación, y dado que el lodo pesado puede fracturarla, se deberá tener siempre presente esta posibilidad cuando se circula lodo pesado para controlar presiones de formación. La resistencia de la formación, que es la capacidad de una formación expuesta de soportar fluido de perforación de cierta densidad sin la pérdida de circulación, está relacionada con el peso de la sobrecarga y la presión del fluido en los espacios porales de la formación. Si la presión ejercida por la columna de fluido de perforación en el pozo es mayor que la presión de fractura de una formación, entonces la formación se fracturará, se perderá todo el lodo del pozo y descenderá el nivel de fluido del pozo. La caída en el nivel de fluido, debido a la pérdida de circulación, puede ocasionar que la presión de fondo de pozo disminuya por debajo del nivel requerido para equilibrar la presión poral de una formación expuesta, provocando entonces, una surgencia o posiblemente un descontrol. La pérdida de circulación puede ocurrir aún cuando no se ha excedido la presión de fractura de la formación. Por ejemplo, cuando se penetran formaciones cavernosas, falladas, agrietadas, o fisuradas, éstas pueden tomar todo el lodo del pozo cuando la presión de formación es menor que la presión hidrostática.

= 4,276 pulg.

Presión Anormal

Pg = (γ ÷ 300 ÷ φis) x Ls

(Ec. 13)

donde Pg = presión requerida para vencer la resistencia de gel, psi

γ

= 10 min de resistencia de gel de fluido de perforación, lb/100 pie2

φis = diámetro interno de barra de sondeo, pulg. Ls = longitud de barra de sondeo, pie. Como ejemplo, asumir que se están usando 12000 pie de barra de sondeo con un diámetro interno de 4,276 pulg. y que la resistencia de gel en 10 min del lodo es 10 lb/100 pie2, por lo tanto:

γ φis

Ls = 12 000 pie La solución es: Pg = (10 ÷ 300 ÷ 4,276) x 12 000 = 0,007795 x 12 000 Pg = 93,5 psi. La solución indica que se necesitan alrededor de 94 psi para romper la resistencia del gel de lodo y lograr que fluya nuevamente. La velocidad de la bomba, al arrancarla, se debe aumentar lentamente para lograr la presión necesaria para romper la gelificación, de lo contrario, se podría fracturar una formación sensible y causar la pérdida de circulación por causa de un pistoneo. 16

Pérdida de Circulación

Las presiones anormales de formación son aquellas mayores que la ejercida por una columna llena de fluido de formación de peso normal. En la mayoría de las áreas, el fluido considerado de peso normal es agua salada de formación. El valor de la presión normal se expresa frecuentemente como 0,465 psi/pie (gradiente de presión del agua salada con una densidad ligeramente menor a 9 ppg) y puede variar dependiendo de la salinidad del agua local de formación. Como se mencionó anteriormente, algunas causas de presiones anormales son las estructuras falladas, domos de sal y aportes subterráneos que cargan otras formaciones penetradas por el pozo. Otras causas son las elevaciones, la erosión y las arcillas subcompactadas. Puede producirse

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presión anormal en aquellas áreas donde los sedimentos compuestos de arena o arcilla fueron depositados rápidamente y el agua de formación (agua en los espacios de poro de roca que estaba presente cuando la roca se depositó) no pudo escapar de la roca. Para predecir tales zonas se pueden utilizar métodos tales como el registro de pozos y medición mientras se perfora (MWD), que son capaces de medir la compactación de la arcilla o la densidad. También se pueden evaluar las presiones anormales con estudios de los parámetros de perforación, evaluación silicoclástica de erosión, análisis geofísicos, medición directa de presión y el uso del valor normalizado de penetración o exponente d. ADVERTENCIAS DE SURGENCIAS Frecuentemente es posible detectar estas presiones antes que puedan causar un descontrol, dado que las leyes físicas determinan la ocurrencia de presiones en la tierra. Los indicios de presión en la tierra y la respuesta de un equipo de perforación a estos indicios son comúnmente muy claros y directos. Por tanto, un perforador o jefe de perforación atento debería ser capaz de reconocer estos indicios y actuar adecuadamente. Las indicaciones incluyen cambios en la velocidad de perforación, incremento en el flujo de lodo desde el pozo, ganancia de nivel de pileta, disminución en la presión de bomba y aumento en la velocidad de bomba, incremento en el torque de rotación, incremento en el arrastre y relleno, cambio en el tamaño de cuttings, incremento en el peso de herramienta, incremento en diferentes tipos de gases, incremento en salinidad, incremento en la temperatura de la línea de flujo, cambio de la densidad de arcilla, lodo cortado por gas, cambio en el valor normalizado de penetración, indicaciones de análisis sísmicos, indicaciones de registros de pozo, cambios en la propiedades del lodo e indicaciones de registros de valores del lodo. Cambios en la Velocidad de Perforación Un método directo para detectar arcilla o formaciones de arena con sobrepresión es a través de la observación de cambios en velocidad de perforación. Generalmente, cuando el trépano atraviesa una formación con sobrepresión la velocidad de penetración aumenta. Contrariamente, cuando se usa un lodo de perforación a base de petróleo y un trépano

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de diamante, la velocidad de penetración puede decrecer. Cuando ocurre un aumento repentino de la velocidad de perforación se dice que se ha producido un quiebre de la perforación (drilling break), y cuando ocurre lo contrario, es decir una disminución repentina de la velocidad de perforación se dice que se ha producido un quiebre inverso (reverse drilling break). Un aumento de velocidad es generalmente más fácil de detectar que una disminución de la misma. Un quiebre en la perforación puede indicar que el trépano está penetrando una sección de arena con sobrepresión. Generalmente se perfora más rápido cuando ocurre una reducción del sobrequilibrio de presiones, esto es, cuando la presión en la formación iguala o excede la presión hidrostática de la columna de lodo. Generalmente, cuando se detecta un quiebre en una formación, no se perfora más de 2 a 4 pies dentro de la misma y se realiza un control de flujo. La velocidad de penetración también se ve afectada por factores tales como la capacidad de limpieza del lodo en el fondo del pozo, el peso sobre el trépano, velocidad de la mesa rotativa y las propiedades de fluidez del lodo. El tipo de trépano y su condición también influyen en la velocidad de penetración. Sin embargo, cuando la velocidad de penetración cambia súbitamente, puede indicar que la formación que se está perforando ha cambiado y todo el equipo de trabajo deberá estar alerta a la posibilidad de una surgencia. Incremento del Flujo de Lodo de Retorno Si el pozo surge, la cantidad de flujo del lodo de retorno aumentará. Cuando un fluido proveniente de una formación ingresa al pozo provocará el aumento del nivel del flujo, a pesar de que el incremento puede ser difícil de detectar. La mejor manera de detectar un incremento del flujo de retorno es generalmente mediante dispositivos de medición de flujo. Si se sospecha que el pozo puede estar fluyendo, y no se cuenta con tales dispositivos, pare la perforación, eleve el vástago sobre la mesa rotativa, pare la bomba y controle la línea de retorno de flujo desde el pozo. Este procedimiento se denomina control de flujo. Al parar la bomba se detiene la circulación y causa una reducción en la presión del fondo del pozo equivalente a la caída de presión anular. Si el pozo continúa fluyendo con la bomba parada, entonces debe estar surgiendo. Si el pozo no fluye cuando se detiene la bomba y permanece estático por un corto período 17

Capítulo 2. Causas y señales de advertencia en surgencia.

de tiempo (se recomienda esperar dos o tres minutos) probablemente no está ocurriendo ninguna surgencia. Si se está usando lodo a base de petróleo, será conveniente un mayor tiempo de observación de la línea de flujo (se recomienda hasta 30 min) por que el lodo a base de petróleo absorbe gas. De hecho, 1 bbl de lodo a base de petróleo puede absorber aproximadamente 100.000 pie3 de gas. Por lo tanto, se debe esperar el tiempo suficiente para que el gas emigre hacia arriba, abandone el lodo y se expanda. Si el pozo fluye con la bomba parada, ocurrirá entonces una ganancia en el volumen de piletas. Algunas veces, las piletas dejan de ganar fluido con la bomba funcionando. En tales casos, se debe parar la bomba y cerrar el pozo para controlar la presión en el sondeo y en el manómetro de presión del anular. Siempre el paso más importante, en caso de ser necesario ahogar el pozo, es parar la bomba y cerrar el pozo para ver si existe presión. Si el pozo fluye con la bomba apagada, pero aparece poca o ninguna presión cuando se cierra el pozo, es probable que solo sea necesario incrementar ligeramente la densidad del lodo para sobreequilibrar la presión hidrostática a la presión de formación. Si aparecen presiones en el sondeo y en el casing cuando las BOP están cerradas y el pozo está completamente cerrado, entonces, se debe iniciar los procedimientos para ahogar el pozo. Se debe tener en cuenta que en una locación offshore, los instrumentos de medición de flujo de retorno pueden proveer indicaciones poco confiables debido a los movimientos del barco de perforación. Tales movimientos afectan solo al censor de línea de flujo. El equipo totalizador de volumen de pileta agrega movimiento en las piletas y generalmente es confiable. Sin embargo, el tiempo puede ser mayor antes de observar cualquier cambio. Aumento del Nivel de Pileta Una ganancia de pileta es una positiva indicación de que está ingresando fluido de formación al pozo, a menos que sea provocada una ganancia de fluido en los tanques o piletas, cuando se cambian los fluidos en los tanques o mediante alguna acción similar. Muchos operadores requieren que cada equipo de perforación y terminación tenga algún tipo de dispositivo indicador de nivel de pileta que 18

indique rápidamente la ganancia o pérdida de lodo (Fig. 6). Para pozos de exploración y pozos de desarrollo, donde se espera que las presiones sean altas, muchos operadores y contratistas consideran esencial el uso de instrumental de indicación y registro de nivel de pileta. El registrador se debe ubicar de forma tal que el perforador pueda ver el medidor mientras perfora o realiza maniobras y deber ser notificado en cualquier momento en que se agrega lodo o se lo saca de una pileta en funcionamiento. GANANCIA O PÉRDIDA DE LODO

VOLUMEN DE LODO EN PILETAS

Figura 6. Un dispositivo que indica el nivel de pileta muestra una ganancia o pérdida en el volumen de la pileta.

Se deben llevar a cabo simulacros sorpresivos (no programados) de cambios en nivel de piletas para entrenar al perforador y la cuadrilla para que estén alertas a los cambios de nivel de las piletas. Una ganancia de pileta es evidencia segura de que ese fluido, en el pozo, está siendo desplazado por fluido de formación que está ingresando al pozo. La cantidad de presión anular necesaria para contener una surgencia depende principalmente de la rapidez de cierre del pozo. Un rápido cierre retiene más lodo que el cierre lento. Cuando grandes cantidades de lodo abandonan el pozo, será necesaria una mayor presión en la superficie para contener la presión de formación, debido al acortamiento de la columna de lodo que queda en el pozo. A medida que sea necesaria una mayor presión de anular en superficie mayor es el riesgo de fracturar la formación y de provocar un descontrol subterráneo. Por lo tanto, el equipo de trabajo debe ser capaz de reconocer inmediatamente una ganancia de pileta, realizar un control de flujo y cerrar el pozo. Cuando no se está circulando lodo en un pozo, los niveles en cada pileta del sistema de lodo son esencialmente los mismos. Cuando comienza la circulación, el nivel en la pileta de succión baja más que en las otras piletas; la más

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cercana al retorno del pozo será la de nivel más alto. Debido a esta diferencia de niveles, la mayoría de los dispositivos de registro de niveles de pileta se diseñan para medir y promediar el nivel en cada una y combinar o totalizar el promedio del registro en una indicación única. La mayoría de los dispositivos de indicación proporcionan una lectura constante de barriles ganados o perdidos. Una ganancia en el volumen de pileta es, para el perforador, una señal para realizar inmediatamente un control de flujo. Si el pozo fluye, se debe cerrar. El valor de la ganancia en pileta puede ser un indicativo de la permeabilidad de la formación surgente. Por ejemplo, un flujo rápido de lodo desde el pozo y un rápido ascenso del nivel de pileta indica una surgencia de alta permeabilidad. El lodo no acusa contaminación por gas hasta que un considerable volumen de lodo fluye desde el pozo. El flujo puede comenzar casi en el mismo momento en que se cruza la zona de alta presión. Una surgencia de una formación de alta permeabilidad puede ser repentina y muy peligrosa. Si una formación de alta permeabilidad tiene una presión ligeramente por sobre la presión de lodo, puede resultar difícil detectar rápidamente la surgencia. Inicialmente el valor del flujo es bajo y la ganancia de pileta puede ser muy gradual hasta que el gas esté cerca de la superficie. Allí comienza la expansión, el pozo se descarga rápidamente, se reduce la presión de fondo pozo y el flujo del lodo aumenta rápidamente. Un quiebre de perforación puede asociarse con una ganancia de pileta, pero esta ganancia puede ser pequeña hasta que el gas se encuentre muy arriba en el pozo. Si la surgencia se origina en una formación de baja permeabilidad o compacta, desbalanceada por presión de lodo, solo puede ocurrir una lenta ganancia de pileta. Si el desbalance es pequeño, puede aparecer solo lodo contaminado por gas. Más aún, puede no ocurrir un cambio en el valor de penetración. Como el aporte de fluidos desde formaciones compactas es lento, la cuadrilla tiene mucho tiempo para reaccionar. Puede ser peligroso, sin embargo, asumir que una surgencia viene de una formación compacta sin experiencia considerable en el área, Las surgencias de formaciones de alta permeabilidad que son solo ligeramente desbalanceadas también comienzan con una ganancia lenta de pileta.

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Disminución de la Presión de Bomba y Aumento de Velocidad de Bomba La presión de circulación está relacionada con la pérdida de presión por fricción en el equipo de superficie, en las barras de sondeo y en los portamechas, en las boquillas del trépano y en el anular. Además, cualquier desequilibrio en la presión hidrostática entre el interior y el exterior de la herramienta de perforación afecta a la presión de circulación. Por ejemplo, si se encuentra gas durante la perforación, éste sube y se expande en el anular. La expansión del gas desplaza parte del fluido del anular, de modo que ahora se tendrá una columna de fluido en el anular más liviana que la del interior del sondeo. Existirá una condición de desequilibrio entre el fluido en el interior del sondeo y la columna mixta de lodo y gas en el anular a menos que se cierre la BOP. La presión de circulación disminuye gradualmente con la presencia de fluidos más livianos en el anular y a menos que se cambie la aceleración de la bomba, la velocidad del bombeo aumentará lentamente. Si hay mucho gas involucrado, aumenta el flujo desde el pozo, ocurre una rápida ganancia de pileta y estará en camino un descontrol a menos que se cierre la BOP. Aumento del Torque de Rotación El torque aumenta con la profundidad en zonas de presión normal, pero muestra un aumento mayor en una zona de transición donde las presiones de formación pasan a ser anormales. En una zona de transición, pueden caer al pozo grandes cantidades de recortes de lutitas, aprisionar el trépano e impedir su rotación. El trépano también corta recortes más grandes en una formación que está cambiando. Como resultado, los recortes se acumulan arriba y alrededor de los portamechas y aumentan el torque de rotación. Así, un aumento del torque puede ser un buen indicador de presión de formación creciente y de una potencial surgencia. Aumento en el Arrastre y Relleno Si la presión de formación es mayor que la presión hidrostática durante el tiempo en que se detiene la circulación para realizar una conexión o maniobra, la formación puede aprisionar el sondeo o el portamechas (relleno). Este aprisionamiento ocasiona que el sondeo arrastre al moverse. Por otro lado, algunas arcillas son sensibles al agua del lodo, se expanden y se 19

Capítulo 2. Causas y señales de advertencia en surgencia.

desmoronan dentro del pozo cuando están expuestas al agua del lodo, causando arrastre y relleno. Cuando el arrastre y relleno aumenta durante las maniobras y conexiones, puede ser una señal de una creciente presión de formación y no simplemente de problemas de arcillas. Cambios en el Tamaño de los Recortes (Cuttings) En formaciones duras, a medida que aumenta la presión poral puede ocurrir un aumento en el tamaño de cuttings. Por otro lado, los cuttings pueden disminuir en tamaño o hacerse muy pequeños en sedimentos de origen costero y marino. O a veces la tela de zaranda se puede cubrir completamente con esquirlas largas de arcilla (en la jerga petrolera: "se empasta"). Una zaranda empastada puede ser un indicio de presión de fondo más alta. En todo caso, un cambio en las características y en el tamaño de los recortes sobre la zaranda es una advertencia de un cambio del fondo de pozo que puede indicar una presión mayor. Aumento en el Peso de Herramienta La herramienta pesa menos en un pozo lleno de lodo que en el aire debido al efecto flotante en el lodo. Igual que un barco flota en el agua, de la misma forma flota la herramienta en un pozo que contiene lodo de perforación. Cuanto más denso es el lodo, más pesa y mayor es el empuje sobre la herramienta. Por lo tanto, cuando ocurre una surgencia y los fluidos de formación son menos densos que el lodo de perforación, se reduce el empuje del lodo, ocasionando un aumento en el peso de la sarta. Este aumento puede algunas veces observarse sobre el indicador de peso en la superficie. Incremento en Diferentes Tipos de Gas Algunos indicadores de surgencia requieren instrumentación especial para su detección y análisis. Un aumento en los diferentes tipos de gases un indicador. Usando un detector analizador de gas puede establecerse una base, o línea de tendencia normal, para los gases de hidrocarburo provenientes del pozo. Esta tendencia normal puede compararse a datos subsiguientes. Si el tipo de gas encontrado en el lodo se incrementa, es posible que hayan incrementado las presiones porales. En general, el gas puede aparecer como gas de cutting, de conexión y de maniobra. 20

Gas de Cutting Durante operaciones de perforación, se puede medir el gas contenido en los recortes y que llega a la superficie. Generalmente, es muy poco. Midiendo estas pequeñas cantidades se establece una base o línea de tendencia. Al monitorear la línea base del gas de cutting se puede detectar un aumento, y este aumento puede indicar que ocurre o está por ocurrir una surgencia. Gas de Conexión Cuando se retira el vástago para agregar una barra de sondeo a la herramienta, puede ocurrir pistoneo. Cuando se paran las bombas, la presión de fondo de pozo disminuye debido a la reducción de la presión de circulación por fricción en el anular (pérdida de presión anular). Si alguna de estas situaciones provoca que la presión de fondo caiga por debajo de la presión de formación, entonces pueden entrar los fluidos de la formación (incluyendo el gas), o fluir hacia el pozo. Estos pequeños ingresos de fluidos no pueden detectarse en la línea de flujo, pero un analizador de gas puede dar una lectura de desviación de la tendencia de base una vez que el influjo se ha circulado a superficie. Gas de Maniobra El ingreso de gas al pozo puede ocurrir durante la maniobra de sacado de cañería por pistoneo y también por la ausencia de pérdida de presión por fricción en el anular, dado que se ha parado la bomba. Si el gas de maniobra se circula a la superficie, aparecerá como un aumento en las lecturas de gas, a la vez que puede desbalancear el pozo si descarga el espacio anular al expandirse. Incremento de Salinidad o Cloruros Cuando la presión aumenta en una formación, esta empuja al agua fuera de la formación y deja una concentración más alta de sales en el agua de formación residual; por lo tanto, puede esperarse que la salinidad del agua de formación aumente cuando el trépano perfora una zona con sobrepresión. Como la salinidad aumenta, los recortes y derrumbes disueltos en el lodo aumentarán la salinidad del filtrado. También es probable que la salinidad del filtrado de lodo sea afectada si el agua de una formación fluye o se vierte en el pozo. En cualquiera de estos casos, salinidad o cloruros, los controles del filtrado de lodo pueden indicar el aumento de salinidad (Fig. 7).

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cantidad se agrega o resta de la lectura real para producir un trazado continuo. Puede establecerse una línea de tendencia normal y reconocerse fácilmente las salidas de esta tendencia. Los puntos altos y bajos podrían tener 5 a 6 °F de diferencia. Es difícil un trazado preciso debido a la naturaleza variable de un sistema circulante. Algunas de las variables que afectan la temperatura de línea de flujo son: (1) densidad de lodo, (2) contenido de sólidos, (3) propiedades del flujo, (4) niveles de circulación y (5) geometría del pozo. Figura 7. El filtrado de lodo controlado por contenido de cloruro o salinidad. Luego de agregar cloruro de potasio al filtrado, se agrega nitrato de plata hasta que persista un color rojoanaranjado por más de treinta segundos.

Un cambio de salinidad en el filtrado de lodo indica un cambio y, si esto ocurre, se debe determinar el origen de dicho cambio. Primero, debe verificarse el agua constituyente del lodo de perforación. Si no muestra un cambio en la salinidad, el problema debe venir desde el pozo. Generalmente, los cambios de cloruros o de salinidad en el lodo son detectados primero por el ingeniero de lodo, quien rutinariamente hace pruebas de cloruro en el lodo. Mientras el procedimiento usual para el ingeniero de lodo es informar hallazgos para alertar a los supervisores, es importante para el perforador reconocer la importancia de la prueba de cloruro y ser consciente del tipo de agua de constitución en el lodo de perforación en uso en el pozo. Si ocurriera un aumento de cloruro, puede muy bien ser un indicio de aumento de las presiones porales. Incremento en la Temperatura de Línea de Flujo Dado que la temperatura y la presión se relacionan, el gradiente térmico puede bajar considerablemente en una zona de transición y puede aumentar rápidamente en una zona de presión. Si es posible medir con precisión la temperatura de línea de flujo, puede predecirse la zona anormal. Es necesario usar un trazado punto a punto que muestre todas las variables que afectan a la temperatura de línea de flujo. Un trazado así, es útil para confirmar que la causa de un cambio de temperatura de línea de flujo es un cambio en una de las variables en lugar de un cambio en la presión de formación. La causa y la magnitud del cambio se anota sobre el trazado, y esa

Cambio en la Densidad de la Arcilla Normalmente, la densidad de las arcillas aumenta con la profundidad, debido a que el peso unitario de arcilla es mayor, el agua libre es expulsada por el proceso de compactación y emigra hacia formaciones de arena. Se puede sospechar de un aumento de presión de formación cuando la densidad disminuye por debajo de una línea normal de tendencia. Es difícil el uso de este método para detectar la presión de formación debido a problemas en seleccionar partículas representativas de arcilla y en hacer medidas precisas de densidad. La densidad de las arcillas disminuye a medida que se penetra una zona de transición de presión mayor, porque la arcilla anormalmente presionada contiene más agua. La penetración y el tamaño de los cuttings también aumentan. Se pueden hacer mediciones directas de densidad de las arcillas, pero la interpretación debe hacerse con cuidado, porque tales medidas son frecuentemente enmascaradas por cambios en la mineralogía. Lodo Contaminado con Gas Frecuentemente, el lodo de perforación contaminado con gas no es una señal de una surgencia de pozo ya que el gas de cutting no reduce la presión de fondo de pozo en una cantidad importante. El gas de cutting comúnmente no ocasiona una gran reducción en la presión de fondo de pozo debido a que el gas se comprime; el peso del lodo encima del gas lo mantiene en un volumen pequeño. Si el volumen de gas en el lodo es pequeño, entonces la reducción de presión de fondo de pozo es también pequeña. Como el gas se circula hacia la superficie, la presión hidrostática disminuye y el volumen de gas aumenta. El gas se expande cerca de la superficie y por lo tanto aliviana al lodo en la línea de flujo. Sobre el fondo, sin embargo, 21

Capítulo 2. Causas y señales de advertencia en surgencia.

donde la presión hidrostática es alta, el volumen de gas es pequeño y ocurre muy poca reducción en la presión de fondo de pozo. El lodo se puede contaminar con gas por diversas razones. Por ejemplo, cuando se perfora una formación portadora de gas, el gas se introduce en el lodo desde la roca que es destruida por el trépano. En este caso, el gas de cutting es comúnmente un indicio de que se ha penetrado un reservorio de roca o arcilla con depósito de gas. No es el resultado de una densidad de lodo demasiado baja como para sobre equilibrar la presión de formación. Si existe alguna duda, se debe parar la bomba y hacerse un control de flujo del pozo. El gas de cutting también se manifiesta al perforar una formación de baja permeabilidad que contiene gas a presión mayor que la presión ocasionada por la columna de lodo. Dado que la formación no es muy permeable, el influjo de gas es lento. El gas de tal fuente puede causar un incremento en gas de cutting, de maniobra o gas de conexión y es un aviso de que se puede estar acumulando presión en el pozo. Cuando la presión del lodo es cercana a la presión de formación, el gas de conexión o de maniobra puede ocasionar también que el lodo se contamine. Cuando la bomba se para, la presión de fondo de pozo se reduce en la cantidad de la pérdida de presión por fricción en el anular. Adicionalmente, la presión de fondo de pozo se reduce cuando se saca cañería debido a la pérdida de presión por fricción del lodo que cae por alrededor del trépano. Por lo tanto, entre la perforación con la bomba encendida y el retirando de cañería con la bomba parada, puede existir una diferencia relativamente grande en la presión de fondo de pozo. Esta diferencia puede ser suficiente para el desbalance momentáneo del pozo, permitiendo así el ingreso de gas de conexión o de maniobra al pozo. Para reducir la presión del fondo, el gas tiene que reemplazar al lodo del pozo, entonces el lodo va a las piletas como una ganancia en volumen. La reducción en la presión de fondo de pozo puede calcularse por el aumento de volumen de pileta. Generando un valor de presión por unidad de volumen en el anular (en este caso psi/bbl) y multiplicando este valor por el incremento del volumen de pileta en bbl, puede determinarse la reducción en la presión de fondo como:

22

∆Pf = (Glodo ÷ CA) GP

(Ec.14)

donde: ∆Pf = reducción en presión de fondo de pozo, psi Glodo = gradiente de lodo, psi/pie

CA = capacidad anular, bbl/pie GP = ganancia de pileta, bbl Por ejemplo, suponga un pozo de 20 000 pie de profundidad y que el lodo se ha contaminado con gas disminuyendo su densidad desde 18 ppg a 9 ppg. El gradiente del lodo es 0,936 psi/pie (determinado por 0,052 x 18 ppg), el volumen anular es 0,0896 bbl/pie, y el aumento de volumen de pileta es 10 bbl. ¿Cuánto se ha reducido la presión de fondo de pozo? ∆Pf = (0,936 ÷ 0,0896) x 10 = 10,4 x 10 ∆Pf = 104 psi. De este ejemplo, puede verse que, aunque la densidad del lodo en superficie ha bajado a 9 ppg, la mitad de las 18 ppg de densidad del lodo en fondo, la presión de fondo de pozo se reduce solo 104 psi. Aunque 104 psi es un valor relativamente pequeño en vistas de lo mucho que se ha reducido la densidad del lodo en la superficie, puede ser suficiente para que el pozo surja. Es válido hacer notar que, incluso cuando el gas de cutting es tan extremo como en el ejemplo, puede tener menos efecto sobre la presión de fondo que cuando se detiene la bomba durante la perforación. En resumen, el gas de cutting no ocasiona una gran reducción en la presión de fondo; por lo tanto, la densidad de lodo nunca se debe aumentar solo por la contaminación de lodo con gas. Sin embargo, si existe alguna duda de que el gas de cutting está reduciendo la presión de fondo de pozo debido a una cantidad lo suficientemente grande como para permitir que los fluidos de la formación entren al pozo, deberá pararse la bomba y hacerse un control de flujo. Finalmente, si el pozo surge, la ganancia de pileta es una forma de determinar cuanto se ha reducido la presión de fondo de pozo.

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R 60N

Velocidad de penetración (R)

250 200 0,001

150

Ejemplo

0,200 “ d” 4,0

R = 20 N = 100 W = 25.000 D = 9 7/8 d = 1,64

30 20

250 200 150 100 50 30 20

10 8 6 5

φt

Peso sobre el trépano Wt (1000 lb)

1

2 Velocidad de Rotación N (rpm)

40

10

6

3,00,100

100

50

12 W

0,002

2,0

0,050 0,040

Tamaño del trépano D (pulgadas)

3 4

0,003 0,004

6

0,020 6” 6½” 8½”

0,006 0,008 0,010

1,0

0,020

Log R 60 N

0,010

9 7/8 12¼”

d=

0,030

10

0,008 0,006

10

8

Log 12 6Wt 10 φt

20

0,004

30

0,003

40 50

Figura 8. Tomógrafo desarrollado por Jorden y Shirley para determinar rápidamente el exponente d.

Cambio en el Valor Normalizado de Penetración (Exponente d) El exponente d como un valor para predecir formaciones de presión anormales en la Costa del Golfo se ideó en 1966 por Jorden y Shirley de la Shell Oil Company. Ellos postularon que la penetración o velocidad de penetración (ROP), podría usarse para identificar formaciones sobrepresionadas ya que la ROP dependía del diferencial entre la presión de pozo y la presión de formación. Es decir, la ROP se incrementaba a medida que la presión diferencial disminuía. Al estudiar datos de varios pozos perforados en el Sur de Luisiana, Jorden y Shirley concluyeron en que "los datos obtenidos en la perforación se pueden usar para detectar el tope de sedimentos con sobrepresión en zonas donde se conoce la profundidad aproximada de sobrepresión. Un gráfico de velocidad de penetración normalizada mostrará una tendencia de continuidad decreciente de la velocidad de penetración con la profundidad, y una inversión

de esta tendencia cuando el trépano penetra sedimentos con sobrepresión. Se puede usar esta técnica como un método para evitar una surgencia y para identificar sobrepresiones antes de registrarlas. Dedujeron el exponente d de la ecuación general de perforación: R ÷ N = a x (Wtd ÷ φt)

(Ec.15)

donde R = velocidad de penetración, pie/hr N = velocidad rotativa, rpm a = una constante sin dimensiones Wt = peso sobre el trépano, lb. d = exponente en la ecuación general de perforación, adimensional

φt

= diámetro del trépano, pulg.

Jorden y Shirley encontraron que, si la constante a se hace desaparecer tomando logaritmos, podría reestructurarse la ecuación y 23

Capítulo 2. Causas y señales de advertencia en surgencia.

resolverse para el exponente d. La ecuación reestructurada y resuelta es: d = log(R ÷ 60N) ÷ log(12Wt ÷ 1000 φt) (Ec. 16) donde d = exponente d; adimensional R = velocidad de penetración, pie/hr N = velocidad rotativa, rpm Wt = peso sobre el trépano, 1000 lb.

φt

= diámetro del trépano, pulg.

Como ejemplo de resolución de la ecuación, asumir que:

puntos con una línea recta se determina un tercer punto sobre la recta de 12Wt/106 φt (0,030 en este caso). Finalmente, trace una línea recta entre la marca en la línea R/60N y la marca sobre la línea 12Wt/106 φt y lea el valor del exponente d donde la línea recta cruza la raya d en el ábaco. En este ejemplo, d = 1,64. Lo importante de recordar sobre el uso del exponente d es que su valor debería aumentar con la profundidad; si disminuye, es posible que se haya penetrado una zona de transición o sobrepresión. Dado que el exponente d depende de las variaciones de la densidad de lodo, se han hecho modificaciones para corregirlo por cambios de la misma. La fórmula es la siguiente:

R = 30 pie/hr N = 120 rpm W =35 Dt = 8,5 pulg. Por lo tanto: d = log [30 ÷ (60 x 120)] ÷ ÷ log [(12 x 35) ÷ (1000 x 8,5)] = log (30 ÷ 7200) ÷ log (420 ÷ 8500) = log 0,0042 ÷ log 0,0494 = -2,377 ÷ -1,306 d = 1,82 Normalmente, los valores para el exponente d aumentan con la profundidad hasta que se penetra con el trépano una zona de transición o de sobrepresión. Entonces los valores para d disminuyen. Dado que el exponente d debería graficarse por cada 5 a l0 pie de pozo cuando se está buscando la inflexión de la zona de presión irregular, Jorden y Shirley desarrollaron un nomógrafo para determinar rápidamente el exponente d (fig.8). Para usar el ábaco, primero se debe determinar la velocidad de penetración (R) y velocidad rotativa (N). Como ejemplo, asumir que R = 20 pie/hr y N = 100 rpm. Trace una línea recta uniendo los dos puntos sobre las rayas R y N en el nomógrafo, 20 y 100 respectivamente. Marque el punto de intersección con la línea R/60N; en este caso, está entre 0,003 y 0,004. Por otro lado, determine el peso sobre trépano (Wt) y el diámetro del trépano (φt). Por ejemplo, supongamos que Wt = 25000 libras y que 24

φt

= 9,718 pulgadas. Uniendo estos dos

dc = d x (dl1 ÷ dl2)

(Ec. 17)

donde dc = exponente d corregido dl1 = densidad normal del lodo, 9,0 ppg dl2 = densidad actual del lodo, ppg Algunos operadores y contratistas de perforación prefieren modificar la ecuación 17 asignándole un valor diferente a dl1. En lugar de asumir una densidad normal de lodo de 9,0 ppg, a dl1 se le da el valor de densidad de lodo en uso antes de cambiarla. Entonces a dl2 se le da el valor de la densidad de lodo en uso después de que cambió. Por lo tanto: dl1 = densidad de lodo original, ppg dl2 = densidad de lodo nuevo, ppg. Por ejemplo, si d = 1,64 dl1 = 12,1 ppg dl2 = 12,7 ppg, entonces dc = 1,64 x (12,1 ÷ 12,7) = 1,64 x (0,95) dc = 1,56 El exponente d corregido es 1,56. Indicaciones por medio de Análisis Sísmicos Frecuentemente se pueden identificar, mediante registros sísmicos, las grandes estructuras, las arcillas masivas, las fallas y otras posibles fuentes de formación de presiones

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irregularmente altas. A partir de tales registros se pueden obtener los primeros indicios de posibles presiones anormales en un área. Los intérpretes pueden predecir la presencia de presión anormal, ya que pueden ver en las secciones sísmicas los tamaños de las estructuras, los movimientos de fallas, la profundidad y el espesor de lechos de salinos y otras estructuras. Dado que la medición de presiones en la tierra es una parte común de la interpretación sísmica, pueden identificarse y medirse con exactitud las presiones que se desarrollan en las arcillas masivas. Las modernas técnicas sísmicas y métodos de interpretación proveen a operadores y contratistas de información que les permite prepararse para zonas de presiones irregulares. Indicaciones por medio de Registros de Datos Los registros de formaciones perforadas pueden ser muy útiles para obtener conocimientos sobre altas presiones de formación. Aunque tales registros pueden no ayudar a predecir zonas de alta presión en el pozo que se está registrando, pueden ser de gran ayuda para subsiguientes pozos que se perforan en la misma zona. Algunas de las características registradas para confirmar que se ha traspasado presiones anormales son: la resistividad de la arcilla, el tiempo de transmisión acústica, la conductividad y la radioactividad. Un método que se usa para la identificación de formaciones de presiones irregulares durante la perforación es comparando las medidas de los registros actuales de arcillas con tendencias establecidas en lechos arcillosos normalmente compactos. La compactación de la pizarra normal provoca una porosidad decreciente con la profundidad,

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aumentando la resistividad con la profundidad y disminuyendo el tiempo de transmisión sónico con la profundidad. Si se observan desviaciones de estas tendencias, probablemente se presentarán presiones de poro anormales. Cambio en las Propiedades del Lodo Las propiedades del lodo de perforación pueden variar a medida que aumenta la presión de formación. Por ejemplo, cuando la presión en la formación aumenta más rápido que la presión de la columna de lodo, más cuttings y esquirlas pueden disolverse en el lodo y aumentar su viscosidad. Si se perfora una roca sello de yeso sobre un domo de sal o el mismo domo, generalmente aumenta la viscosidad del lodo. Un incremento de viscosidad determina una mayor pérdida de agua y, en el caso de la sal, un aumento de salinidad en el filtrado del lodo. Los cambios en las propiedades del lodo pueden ser el resultado de cambios en las condiciones del fondo de pozo y deben verificarse en cuanto se detectan. Indicaciones por medio de Unidades Registradoras de Lodo Ocasionalmente, los registros de lodo permiten encontrar e interpretar otras indicaciones de presión anormal, pero estas indicaciones pueden ser difíciles de reconocer para la cuadrilla. Por ejemplo, los registros de lodo permiten detectar reacciones sutiles entre el lodo de perforación, el trépano y la formación que pueden dar indicios de que se está penetrando formaciones con presión anormal. Incluso otra indicación que puede detectar un registro de lodo son los cambios en el tipo de arcillas o lutitas que el trépano está penetrando.

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Capítulo 2. Causas y señales de advertencia en surgencia.

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Capítulo 3

PROCEDIMIENTOS DE CIERRE Y PRESIONES DE CIERRE DE POZOS

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Capítulo 3. Procedimientos de cierre y presiones de cierre.

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3 PROCEDIMIENTOS DE CIERRE Y PRESIONES DE CIERRE ____________________________________ Cuando ocurre una surgencia, generalmente el pozo puede cerrarse sin riesgo si el casing se encuentra instalado y cementado de manera adecuada en una formación competente. A pesar de que los procedimientos de cierre son básicamente los mismos para cada pozo, las condiciones del pozo y las políticas de cada compañía a menudo tienen variaciones. Por lo tanto, muchos operadores colocan sus procedimientos de cierre para cada pozo en la plataforma del equipo y solicitan que los miembros del equipo los aprendan. Debido a que los equipos de tierra y los equipos de fondo en offshore usan BOP montadas en superficie, los procedimientos básicos de cierre para estos tipos de equipos son los mismos. Para equipos flotantes son necesarios procedimientos especiales de cierre, debido a que el conjunto BOP generalmente esta montado en el piso marino. Sin importar si se está usando un conjunto de BOP de superficie o uno submarino, serán necesarios diferentes procedimientos de cierre, ya sea que se trate de una surgencia durante la perforación o de una que ocurra mientras se maniobra. PROCEDIMIENTOS DE CIERRE CON CONJUNTOS DE BOP DE SUPERFICIE DURANTE LA PERFORACIÓN Se usa generalmente un conjunto de BOP en equipos de tierra y en equipos apoyados en el fondo del mar como autoelevadores y plataformas. Dado que existen diversas variantes de procedimientos que se usan para cerrar un pozo con un conjunto de BOP durante la perforación es importante que en el equipo todos se familiaricen y sigan dichos procedimientos. A modo instructivo, un ejemplo de procedimiento de cierre (un cierre blando) que ha sido usado exitosamente sería: 1. Pare la mesa rotary y haga sonar la alarma 2. Levante la sarta de sondeo hasta que el sustituto del vástago esté sobre la mesa rotary. (Se debe hacer una medición previa para asegurarse de que una unión de cañería no esté frente a una esclusa cuando se levante el trépano). 3. Pare las bombas. 4. Verifique si hay flujo. 5. Si el pozo fluye, abrir la válvula que habilita el choke manifold o la válvula HCR (esto es, abra la línea de salida de la BOP al estrangulador hidráulico automático o al estrangulador manual).

6. Cierre la BOP (comúnmente la BOP anular). 7. Cierre el estrangulador lentamente mientras controla la presión del anular. Se debe tornar una decisión por adelantado respecto a qué acción realizar si la presión del anular excede la máxima presión admisible de superficie o MAPS. Si ésta fuera excesiva, podría ocurrir una fractura de la formación, causando la pérdida de circulación y un posible descontrol subterráneo. La MAPS se determina generalmente por medio de una prueba de admisión o similar. 8. Cuando el estrangulador se cierra totalmente, deje pasar unos pocos minutos para que se estabilicen las presiones; luego registre la presión de cierre del sondeo (PCS). 9. Registre la presión de cierre del anular (PCA). 10. Registre el incremento de nivel de pileta PROCEDIMIENTOS DE CIERRE CON CONJUNTOS DE BOP DE SUPERFICIE MIENTRAS SE MANIOBRA De la misma forma en que existen muchas variaciones de procedimientos para cerrar un conjunto de superficie durante la perforación, también existen muchas alternativas disponibles 29

Capítulo 3. Procedimientos de cierre y presiones de cierre.

para cerrar un conjunto de superficie al sacar herramienta. Una vez más, es importante para todos los miembros del equipo conocer y seguir los procedimientos. El siguiente procedimiento ha sido usado exitosamente: 1. Cuelgue de inmediato el sondeo de las cuñas y haga sonar la alarma. 2. Instale y ajuste en el sondeo una válvula de seguridad de pasaje pleno. La válvula deberá estar en posición abierta. 3. Cierre la válvula de seguridad de pasaje pleno. 4. Abra la válvula HCR a un estrangulador de control remoto o manual. 5. Cierre la BOP (generalmente la BOP anular). 6. Cierre el estrangulador lentamente mientras controla la presión del anular. Si la MAPS fuera excesiva, podría ocurrir una fractura de formación. 7. Instale una válvula de surgencia (inside BOP) encima de la válvula de seguridad de pasaje total y actívela. 8. Levante y enrosque el vástago. 9. Abra la válvula de seguridad de pasaje total. 10. Arranque la bomba y abra la válvula de surgencia incrementando la presión en el sondeo gradualmente. Registre la presión del standpipe por cada ¼ barril bombeado. Debería incrementar aprox. la misma cantidad por cada ¼ barril hasta que la presión se equipare y la válvula de surgencia se abra. (Otro método es abrir el estrangulador manteniendo en el anular la PCA, bombear a régimen reducido de ahogue, registrar la presión en el sondeo; luego restar la presión reducida de circulación (PRC) de la presión en el sondeo para obtener PCS) 11. Con la válvula de surgencia abierta, registre la PCS. 12. Registre la PCA. 13. Registre el incremento de nivel de pileta. PROCEDIMIENTOS DE CIERRE DURANTE LA PERFORACIÓN CON BOP SUBMARINA Dado que un equipo flotante de perforación tal como un barco perforador o semisumergible 30

está en movimiento durante la operación de perforación, y dado que el conjunto de BOP se ubica generalmente en el lecho marino, se debe tener la precaución de asegurarse que la unión de las barras de sondeo no interfiera al cerrar una esclusa del conjunto. Al igual que en casos de conjuntos de BOP de superficie, existen varios procedimientos de cierre usando BOPs submarinas. El siguiente procedimiento ha sido usado exitosamente para cerrar un conjunto submarino durante operaciones de perforación: 1. Pare la mesa rotary, haga sonar la alarma. 2. Levante la sarta de sondeo hasta que el sustituto del vástago pase la mesa rotary. 3. Pare las bombas. 4. Abra las líneas submarinas del estrangulador interior y exterior o las válvulas de seguridad contra fallas. 5. Cierre la BOP anular. 6. Cierre el estrangulador automático mientras controla la presión del anular. Si la MAPS fuera excesiva, podría ocurrir una fractura de formación. 7. Registre la PCS. 8. Registre la PCA. 9. Registre el incremento de nivel de pileta. 10. Disminuya la presión de cierre en la BOP anular. Algunos operadores y contratistas prefieren además colgar la sarta de sondeo en las esclusas de la BOP para prevenir la acumulación de gas debajo de las BOP anulares submarinas y para prevenir el daño en los sellos de las esclusas provocado por el movimiento del sondeo. Un procedimiento de colgado sería el siguiente: 1. Realice una medición para asegurarse que las esclusas no cerrarán en una unión de barras de sondeo y que se encuentre accesible la válvula de seguridad más baja. 2. Cierre las esclusas. 3. Lentamente disminuya la tensión sobre la sarta hasta que la unión de barras de sondeo contacte las esclusas. Observe si el indicador de peso marca una disminución de peso de la cañería. 4. Si se está usando una BOP a esclusa que no tiene dispositivos de bloqueo automático, accione los dispositivos de bloqueo de esclusas.

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5. Registre la posición del vástago. PROCEDIMIENTOS DE CIERRE CON BOP SUBMARINA DURANTE LAS MANIOBRAS Para cerrar un pozo con una BOP submarina durante las maniobras se puede utilizar el siguiente procedimiento: 1. Coloque la unión de la primera barra de sondeo en las cuñas; haga sonar la alarma. 2. Coloque y enrosque una válvula de seguridad de pasaje pleno en el sondeo. Asegúrese que la válvula esté abierta. 3. Cierre la válvula de seguridad de pasaje pleno. 4. Abra las líneas submarinas del estrangulador interior y exterior o las válvulas de seguridad por falla. 5. Cierre la BOP anular. 6. Cierre el estrangulador automático lentamente controlando la presión del anular. Si la MAPS se excediera, podría ocurrir una fractura de formación. 7. Instale una válvula de surgencia (inside BOP) por arriba de la válvula de seguridad de pasaje pleno del sondeo y actívela. 8. Enrosque y apriete el vástago. 9. Abra la válvula de seguridad de pasaje pleno. 10. Arranque la bomba y abra la válvula de surgencia para incrementar suavemente la presión en el standpipe o sondeo. Registre la presión en el sondeo cada ¼ barril bombeado. La presión debería incrementarse la misma cantidad por cada ¼ barril hasta que la presión en el sondeo arriba y abajo de la válvula de surgencia se igualen y ésta se abra. 11. Registre la PCS. 12. Registre la PCA. 13. Registre el incremento de pileta. 14. Ajuste la presión de cierre sobre la BOP anular según requerimiento para realizar stripping. Algunos operadores recomiendan, cuando hay una válvula flotadora en la sarta, cerrar el pozo y bajar el sondeo con presión (stripping), esto puede hacerse siempre y cuando la válvula

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flotadora funcione correctamente. Si la válvula flotadora comienza a perder, recomiendan que se instale una válvula de seguridad de pasaje pleno y la de surgencia antes de continuar bajando sondeo. Bajo ninguna circunstancia debería intentarse volver a bajar el sondeo al fondo con la BOP abierta y el pozo surgiendo. PROCEDIMIENTOS DE CIERRE BLANDOS Y DUROS Dependiendo de la preferencia del operador, el pozo puede cerrarse en duro o blando. Cierre duro significa cerrar la BOP manteniendo cerradas las vías de flujo alternativo en la línea de estrangulamiento. Cerrar blando significa cerrar la BOP teniendo abierto el estrangulador y la HCR, o las válvulas de seguridad por fallas. Algunos operadores prefieren el cierre duro porque permite que la surgencia sea mínima y simplifica el procedimiento de cierre; sin embargo, el cierre duro aumenta la probabilidad de fracturar la formación durante el cierre. Procedimiento de Cierre Duro Si se realiza un cierre duro, el estrangulador y la HCR, o las válvulas de seguridad, se colocan en posición cerrada durante las operaciones normales. Al ocurrir una surgencia, puede usarse el siguiente procedimiento: 1. Cierre la BOP y ajuste su presión de cierre según requerimiento. 2. Abra la HCR, o las válvulas de seguridad por fallas. 3. Lea y registre las PCS y PCA. Permita que se estabilicen las presiones antes de leer los indicadores. 4. Lea y registre el incremento de pileta. La ventaja primordial de un cierre duro es que el volumen de la surgencia que ha ingresado se mantiene pequeño, debido a que el pozo se cierra más rápido. Una desventaja es que con algunos procedimientos de cierre duro no se puede observar la presión del anular, dado que las válvulas de línea del estrangulador están cerradas; así, la MAPS podría ser elevada, pudiendo ocasionar una fractura de formación y una pérdida de circulación o una craterización. Sin embargo, algunos operadores piensan que no importa que la MAPS sea excesiva. No existe documentación para demostrar que el cierre duro cause golpe de ariete (un golpe de presión causado al parar súbitamente el flujo de líquido en un recipiente 31

Capítulo 3. Procedimientos de cierre y presiones de cierre.

cerrado) o daños al pozo, incluso si hay gas en los fluidos de surgencia. Procedimiento de cierre blando Si se usa un procedimiento de cierre blando, el estrangulador se abre completamente para las operaciones normales. Cuando se presenta una surgencia, puede usarse el siguiente procedimiento de cierre blando: 1. Abra la válvula automática del estrangulador (HCR) 2. Cierre la BOP anular. 3. Cierre el estrangulador 4. Ajuste la presión de cierre en la BOP anular. 5. Lea y registre la PCS y la PCA después de permitir que se estabilicen. 6. Lea y registre incremento de nivel de pileta. La desventaja principal de un procedimiento de cierre blando es que requiere más pasos y tiempo que un procedimiento de cierre duro. El resultado puede ser un ingreso mayor de fluidos de surgencia. Algunos operadores piensan, sin embargo, que la posibilidad de leer la presión del anular durante el cierre hace que sea preferible un cierre blando que uno duro. PROCEDIMIENTOS DE CIERRE ESPECIALES Cuando ocurre una surgencia y el equipo no esta perforando o maniobrando el sondeo, pueden ser necesarios procedimientos especiales de cierre. Por ejemplo, algunas compañías solicitan procedimientos especiales cuando ocurre una surgencia durante una maniobra y los portamechas han llegado al conjunto de BOP. Otras operaciones que requieren procedimientos especiales de cierre incluyen surgencias que ocurren durante las operaciones de perfilaje a pozo abierto y surgencias que ocurren cuando la sarta de perforación se saca completamente del pozo. Es importante para todos los miembros del equipo conocer los procedimientos requeridos durante todas las fases de la operación de perforación. PRESIÓN DE CIERRE DE SONDEO Y PRESIÓN DE CIERRE DE ANULAR Una vez que el pozo se cierra, se puede obtener información vital para el control del 32

pozo de los manómetros del sondeo y anular ubicados en la superficie. Puede imaginarse que estos manómetros tienen conductos muy largos. El conducto para el manómetro del sondeo es la sarta de perforación; si el trépano está en el fondo, llega hasta el mismo fondo del pozo. El conducto para el manómetro del anular está formado por las paredes del pozo y el casing. Dado que los conductos de los manómetros llegan hasta el mismo fondo del pozo, la presión de cierre de sondeo (PCS) y la presión de cierre del anular (PCA) indican las condiciones del fondo del pozo. Además, siempre que el sondeo esté lleno de lodo limpio de las piletas, como es normal cuando la surgencia ocurre con el trépano en el fondo y perforando, se puede usar la PCS para determinar el aumento en densidad de lodo necesario para ahogar el pozo. La densidad de lodo que se está usando mientras ocurre una surgencia más el incremento de densidad calculado a partir de la PCS da la nueva densidad de lodo necesaria para controlar el pozo. Dado que en el espacio anular el lodo contiene recortes y también los fluidos de surgencia, tales como gas, petróleo, o agua salada, al usar su presión para cálculos NO da un valor real de incremento de densidad de lodo. Densidad de Fluido de Surgencia y PCA Como la mayoría de las surgencias se componen de gas, petróleo o agua salada ya sea solos o en combinación, y dado que la densidad de estos fluidos está referida por los valores de PCA, es importante conocer el rango de densidades o pesos que exhiben estos fluidos. En general, el rango de densidad del gas es de 1,5 ppg a 3,0 ppg., el petróleo de 5,0 ppg a 7,0 ppg, y el agua salada de 8,6 ppg a 10,0 ppg. No es esencial conocer si los fluidos de surgencia en el pozo están compuestos principalmente de gas o agua salada para un exitoso control del pozo; de todas maneras, si el fluido de surgencia puede identificarse, se pueden prever los problemas relacionados a la expansión, percolación, explosión o cambios en las propiedades del lodo y por lo tanto evitarlos o solucionarlos más rápidamente. La mayoría de los operadores concuerdan en que la mejor política es manejar todas las surgencias como si fueran compuestas de gas hasta que haya una evidencia positiva de lo contrario. Si un pozo se cierra durante una surgencia de gas, la PCA es mayor que si el pozo se cierra durante una surgencia de agua salada, asumiendo

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que ambos fluidos tienen el mismo volumen. Se puede utilizar una ecuación para ilustrar que las surgencia de gas provocan mayor PCA que la surgencia de agua salada: PCA = PFOR – Phlodo – Phsurg

(Ec. 18)

donde PCA

= presión de cierre del anular, psi

PFOR = presión de formación, psi Phlodo = presión hidrostática desde el techo de la surgencia hasta la superficie, psi Psurg = presión del fluido de surgencia, psi. Como ejemplo, se presume que: profundidad = 13.750 pie de pozo densidad de lodo

= 12,0 ppg

gradiente de lodo

= 0,624 psi/pie

volumen anular

= 0,0459 bbl/pie

tamaño de = 30 bbl la surgencia PCS = 600 psi altura de = 654 pie surgencia en el anular PFOR = 9.180 psi Phlodo = (profundidad de pozo - altura de surgencia) x densidad de lodo x 0,052 Phsurg = gradiente de presión de fluido de surgencia x altura de la surgencia Si la densidad del gas es 2,15 ppg (el gradiente de presión es 0,112 psi/pie), entonces: PCA = 9.180 - 8.172 - 73 PCA = 935 psi. Si la densidad del agua salada es 9,25 ppg (el gradiente de presión es 0,481 psi), entonces: PCA = 9180 – 8172 - 315 PCA = 693 psi. Asumiendo que el volumen de la surgencia es el mismo, el ejemplo indica que la PCA puede variar dramáticamente, dependiendo de

que la surgencia sea de gas o agua salada. La diferencia es casi 250 psi en este caso. Otra diferencia entre una surgencia de gas y una surgencia de agua salada es el comportamiento de expansión de la surgencia mientras circula a la superficie. Si se usa un método de presión de fondo de pozo constante para circular la surgencia, se debe permitir entonces que la surgencia (burbuja) de gas se pueda expandir a medida que sube por el espacio anular. Por lo tanto, la PCA y el nivel de pileta irán en aumento hasta que el gas alcance la superficie. Por otro lado, con una surgencia de agua salada, no hay expansión mientras se circula por el espacio anular. Por lo tanto el valor de la PCA y el nivel de pileta permanecen cerca de sus valores de cierre originales. La densidad del aporte de la surgencia puede calcularse con la siguiente ecuación: dsurg = dL - [(PCA - PCS) ÷ (hsurg x 0,052)] (Ec.19) donde dsurg = densidad de la surgencia, ppg dL = densidad de lodo, ppg PCA = presión de cierre del anular, psi PCS = presión de cierre del sondeo, psi hsurg = altura de la surgencia en el anular, pies (hsurg = tamaño de la surgencia, bbl ÷ volumen anular, bbl/pie) Si la densidad del fluido que ha ingresado es menor que 3 ppg, se considera que es un gas. Si la densidad de fluido va desde 6 a 9 ppg, se considera que es una mezcla de gas y líquidos, tal como el agua salada y petróleo. Si la densidad va desde 9 a 10 ppg, se considera que la surgencia es de agua salada. Tenga presente que la mayoría de los operadores recomiendan que todas las surgencias se traten como surgencias de gas hasta que pueda establecerse definitivamente que no lo son. Como ejemplo de cálculo de la densidad de un aporte de surgencia, asuma que la densidad del lodo es 9,6 ppg; la PCS es 400 psi; la PCA es 700 psi; la ganancia de pileta es 15 bbl y el volumen anular es 0,0231 bbl/pie. En este caso, hsurg es alrededor de 649 pies, ya que 15 bbl dividido por 0,0231 bbl/pie es igual a alrededor de 649 pies. Utilizando estos valores en la ecuación 19: dsurg = 9,6 - [(700 - 400) ÷ (649 x 0,052)] 33

Capítulo 3. Procedimientos de cierre y presiones de cierre.

= 9,6 - (300 ÷ 34) = 9,6 – 8,8 dsurg = 0,8 ppg (gas) EL POZO COMO TUBO U Las presiones que aparecen en los manómetros del sondeo y del anular, y por ello la relación entre la presión hidrostática y la presión de la formación, puede ser más fácil de entender si se piensa en el pozo como un gran tubo en U. El sondeo forma una brazo del tubo U y el espacio anular entre el sondeo y el pozo forma el otro. Cuando las presiones de la columna de lodo en ambos lados de la U son iguales entre ellas, e iguales o mayores que la presión de la formación, no podrán ingresar los fluidos de la formación al pozo. Ambos lados de la U permanecen llenos de lodo y no aparece presión en los manómetros del sondeo o del anular cuando se para la bomba y se cierra el pozo (fig.9).

Como un ejemplo, asuma que el pozo es de 15.000 pies de profundidad y que está en uso un lodo de 15 ppg. Si se adopta un gas de surgencia de 400 pies de largo con una densidad de 2,3 ppg, la PCS es de 780 psi y la PCA es de 1.044 psi, porque la presión hidrostática es de 11.700 psi, la presión de la formación es de 12.480 psi, y la presión hidrostática de la surgencia es de 48 psi (fig.10). El lado del espacio anular de la U muestra una presión en la superficie mayor que la del lado del sondeo a causa de los fluidos de la surgencia en el espacio anular. PCS 780 psi

PCA 1.044 psi

LODO 15 PPG

14.600 pies

LODO 15 PPG PRESIÓN DE FORMACIÓN 12.480 psi

MEDIDOR DE PRESIÓN DE CASING

MEDIDOR DE PRESIÓN DE SONDEO

400 pies

GAS DE S URGENCIA 2,3 PPG

MEDIDOR DE PRESIÓN DE FORMACIÓN

Figura 10. A causa de los fluidos de surgencia más livianos en el espacio anular, la presión de cierre del casing es más alta que la presión de cierre del sondeo. PRESIÓN DE CASING O ANULAR (CERO) PRESIÓN DE BOMBA

A LAS PILETAS DE LODO PRESIÓN DE SONDEO

Figura 9. Con el sondeo y el espacio anular llenos de lodo con presión hidrostática mayor que la presión de la formación, las bombas detenidas y el pozo cerrado, no aparece presión en los manómetros del sondeo y del casing.

Ahora asuma que ocurre una surgencia y que se cierra el pozo. El sondeo todavía está lleno de lodo limpio, pero el espacio anular tiene en su interior lodo y fluidos de la surgencia. Con las bombas detenidas y el pozo cerrado, aparece presión en los manómetros del sondeo y del anular, porque la presión de la formación es mayor que la presión hidrostática y porque los fluidos de la surgencia han ingresado al espacio anular. 34

Figura 11. Cuando el lodo se está circulando, la presión de la bomba se indica en el manómetro del standpipe o del sondeo. La presión del casing, o del anular se lee cero porque toda la presión de la bomba se gasta a medida que se circula el lodo.

También es útil imaginarse el pozo como un tubo U cuando se está circulando el lodo durante

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operaciones normales. La presión requerida para circular el lodo a través del sondeo y el espacio anular (presión de bomba) puede leerse directamente en el manómetro del sondeo. La presión del espacio anular puede leerse en el manómetro del anular. Cuando se circula, la presión del sondeo indica la presión desarrollada por la bomba de lodo. La presión del anular indica cero porque toda la presión de circulación se pierde mientras el lodo se bombea hacia abajo por la columna de perforación, sale del trépano y sube por el anular (fig. 11). Por supuesto, si se incrementa la velocidad de circulación aumentando el régimen de la bomba, aparecerá una mayor presión en el manómetro del sondeo. También, si se incrementa la densidad de lodo, será necesaria una mayor presión para mantener la misma velocidad de circulación. En efecto, la bomba deberá trabajar más fuerte para mantener la misma velocidad de circulación con lodo más pesado. La nueva o mayor presión necesaria se puede determinar con la siguiente ecuación: PC2 = PC1 x dl2 ÷ dl1

(Ec.20)

donde PC2 = Presión de Circulación Nueva, psi PC1 = Presión de Circulación Vieja, psi dl2 = Densidad del Lodo Nuevo, ppg dl1 = Densidad del Lodo Original, ppg. Como un ejemplo, asuma que la vieja presión de circulación es de 2.800 psi con lodo de densidad l0 ppg. Con el lodo de densidad incrementada hasta 11 ppg, la nueva presión de circulación es: PC2 = 2800 x 11 ÷ 10 = 2800 x 1,1 PC2 = 3080 psi. Si se circula el pozo y se mantiene contrapresión en el anular por el estrangulador, la nueva presión de circulación resultará de sumar la anterior presión de circulación a la presión de cierre del anular. En el ejemplo, si se está manteniendo en el pozo contra-presión de 200 psi, entonces la presión total será 200 más 3.080, lo que es igual a 3.280 psi. Esta presión puede leerse en el manómetro del sondeo.

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Utilizando la PCS para Calcular la Presión de la Formación Cuando la presión de la columna de lodo es menor que la presión de la formación, los fluidos de la formación pueden entrar al pozo y normalmente ocurre una ganancia en el volumen de pileta igual al volumen de fluido que ha ingresado. Cuando el pozo se cierra, la presión en el sondeo es igual a la diferencia entre la presión de la formación y la presión hidrostática. Ya que la presión hidrostática puede calcularse con la altura y la densidad conocida de la columna de lodo dentro del sondeo, el sondeo representa un manómetro por el cual puede determinarse la presión de la formación utilizando la ecuación 21: PFOR = Ph + PCS

(Ec.2l)

donde PFOR Ph PCS

= presión de la formación, psi = presión hidrostática, psi = presión de cierre del sondeo, psi.

Como ejemplo, si la presión hidrostática es 5.300 psi y la presión de cierre del sondeo (PCS) es 350 psi, ¿cuál será la presión de la formación? PFOR

= 5300 + 350

PFOR

= 5650 psi.

Como usar la PCS para calcular el Incremento de Densidad de Lodo Ya que la PCS es una indicación de la presión de la formación, se la puede utilizar para calcular cuánto debe incrementarse la densidad de lodo para ahogar la surgencia del trépano a la superficie. Recuerde que el sondeo debe estar lleno de lodo limpio para que la PCS pueda utilizarse en la determinación del incremento de densidad de lodo en forma exacta. Como se mencionó antes, la PCA no puede utilizarse para calcular el incremento de densidad, porque los fluidos de la surgencia contaminan el lodo de perforación en el anular. Como resultado, la PCA es mayor que la PCS, porque los fluidos contaminantes de la surgencia reducen la presión hidrostática en el anular. Como se sostuvo con anterioridad, mientras más densos son los fluidos, más cerca estará la PCA de la PCS. Por ello, si la surgencia es agua salada en su mayoría, la PCA será menor que si la surgencia es en su mayoría gas, asumiendo que ambas sean del mismo volumen.

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Capítulo 3. Procedimientos de cierre y presiones de cierre.

Ya que la PCS es esencial para el control de la surgencia, la mayoría de los operadores recomiendan que se controle que el sondeo esté lleno de lodo antes de utilizarla para calcular la densidad de lodo necesaria para ahogar el pozo. En el caso de una surgencia grande, el lodo puede, por tubos en U, caer del sondeo hacia el anular, porque los fluidos en el anular han sido alivianados por la surgencia. Una PCS exageradamente alta es una indicación de que se ha producido el efecto descrito. Se puede verificar que el sondeo esté lleno de lodo manteniendo constante la PCA mientras se bombean 300 a 400 emboladas. Si el sondeo está lleno de lodo, la PCS permanecerá igual que antes de bombear. Si está parcialmente vacío, la presión será menor después de que se haya llenado con el lodo. Si la PCS baja después de bombear, se debe dar un segundo bombeo para estar seguro de que la presión es correcta. Cuando la tubería está llena, los valores para la PCS coincidirán. Una vez que se obtiene la PCS, se puede usar la siguiente ecuación para calcular la cantidad del aumento de la densidad del lodo necesaria para equilibrar la presión de la formación: ∆dL = PCS ÷ h ÷ 0,052

(Ec. 22)

donde

densidad de lodo para ahogar el pozo y cuál es la densidad de lodo de ahogue? ∆dL = 400 ÷ 7890 ÷ 0,052 = 0,0507 ÷ 0,052 = 0,97 ∆dL = 1 ppg Entonces, para encontrar la densidad de lodo de ahogue: dAH = 9 + 1 dAH = 10 ppg. La solución muestra que la densidad de lodo original (9 ppg) deberá incrementarse en 1 ppg para ahogar el pozo. Con el advenimiento de las calculadoras de bolsillo, la mayoría de los operadores y contratistas utilizan las ecuaciones 22 y 23, o ecuaciones similares, para determinar el incremento de la densidad de lodo. Sin embargo, una vez que se obtiene la PCS, el incremento de la densidad de lodo puede encontrarse también con el uso de una tabla (tabla B.8 del Apéndice B). El valor tomado de la tabla sumado a la densidad de lodo en el pozo da la nueva densidad necesaria para ahogar el pozo. El incremento de densidad necesario se puede leer frente a la profundidad y debajo de la PCS.

∆dL = incremento de densidad de lodo, ppg

Aumentando la PCS y la PCA

PCS = presión de cierre del sondeo, psi

A veces, después que se cierra un pozo, la PCS y la PCA aumentan lentamente, en lugar de estabilizarse en un valor fijo. El aumento de la presión puede ocurrir, ya sea, a causa de que está migrando gas a través del lodo o porque la formación surgente tiene baja permeabilidad. Si la causa del lento aumento de presión es debida a que está migrando gas en el pozo, la presión del sondeo no muestra la presión de la formación; sino, que representa una presión mayor a causa del gas a presión constante que sube en el pozo. Como consecuencia, el incremento necesario de la densidad del lodo determinado a partir de la PCS no será exacto. Si el aumento lento de presión se debe a una formación de baja permeabilidad, la surgencia está entrando al pozo muy lentamente y se evidenciará, luego de varias circulaciones, que la PCS es demasiado baja y que se debe incrementar más la densidad de lodo. Es difícil establecer la diferencia entre el gas que migra y una formación de baja permeabilidad hasta que el aporte se ha circulado fuera del pozo. En ese momento, si la

h

= profundidad vertical verdadera, pies.

Una vez que se encuentra el incremento de densidad de lodo debe sumarse a la densidad de lodo original para obtener la nueva densidad o densidad de ahogue necesaria para ahogar el pozo; así: dAH = dL + ∆dL

(Ec. 23)

donde dAH dL

= densidad de lodo de ahogue, ppg = densidad de lodo original, ppg

∆dL = incremento de la densidad de lodo, ppg. Como cálculo de ejemplo, suponga que un pozo surge y se cierra. La h del pozo es de 7890 pies, la densidad de lodo antes que ocurriera la surgencia en el pozo es 9 ppg y se lee una PCS de 400 psi. ¿Cuánto debe incrementarse la

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PCS no se estabiliza, el problema es de fluidos de la formación que entran al pozo a causa de una formación de baja permeabilidad. Ya que la diferencia entre la baja permeabilidad y el gas que migra no es evidente, una regla de oro es asumir que cualquier aumento de presión después de la primera hora de cierre se debe al gas que migra. Se permite que la presión se eleve la primera hora a menos que empiece a aproximarse al valor máximo admisible, luego se mantiene bajo control purgando a través del estrangulador. No debe permitirse que la presión del fondo del pozo caiga, porque podrían ingresar más fluidos de la surgencia, ni tampoco debe permitirse que aumente, porque puede ocurrir la fractura de la formación. PCS y PCA Bajas o Nulas A veces existen indicaciones de una surgencia, pero cuando se cierra el pozo, aparece poca o ninguna presión en el manómetro del sondeo. Si no aparece PCS, puede deberse a: 1) los manómetros del sondeo y del anular estén bloqueados, 2) se encuentra instalada una válvula flotadora en el sondeo, 3) el pozo no tiene presión, o 4) la presión es demasiado baja para aparecer en los manómetros. Si aparece poca o nada de la PCS, primero abra el estrangulador para ver si el pozo fluye. Si fluye, la razón de que no aparezca presión en el manómetro puede ser por una válvula flotadora en el sondeo o el manómetro podría estar roto o bloqueado. Si no está en uso ninguna válvula flotadora y si los manómetros están trabajando adecuadamente, abra la válvula de bypass del vástago, si el equipo está equipado con una, y controle si hay presión. Si todavía se mantiene la duda, algunos operadores recomiendan utilizar el método del perforador para circular el pozo y ver si fuera necesario una densidad de lodo adicional para equilibrar la presión de la formación. MÁXIMA PRESIÓN DE SUPERFICIE Y VOLUMEN CON SURGENCIAS GASEOSA Cuando se cierra un pozo con una surgencia gaseosa y el gas se circula hacia la superficie, su volumen se expandirá mientras se aproxima a la superficie a causa de la reducción de la presión hidrostática. El gas alcanzará su máximo volumen en la superficie donde la presión sobre él es la más baja. La presión de superficie del anular, que puede leerse en el manómetro

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respectivo, aumentará a medida que el gas se acerca a la superficie y alcanzará su valor máximo cuando se ventee a la atmósfera. El valor máximo puede ser crítico si excede la presión de fractura de la formación en el zapato del anular. La fractura de la formación en el zapato puede conducir a un descontrol subterráneo o a una craterización. La magnitud de la presión de superficie del anular en un pozo cerrado depende de varias condiciones: 1. Mientras más grande es el desequilibrio entre la presión hidrostática y la de formación, más alta es la presión de superficie. 2. Mientras más grande sea el volumen de la surgencia, más alta es la presión de superficie. 3. Mientras más baja es la densidad del aporte, más alta es la presión de superficie. 4. Las presiones aumentan a medida que el espacio anular es más chico. 5. Las presiones aumentan a medida que se incrementa la profundidad del pozo. 6. Las presiones aumentan a medida que la densidad de lodo se incrementa. 7. Circular lodo con densidad de ahogue al mismo tiempo que se circula la surgencia hacia afuera produce presiones de superficie menores que circular la surgencia hacia afuera sin aumentar la densidad de lodo, asumiendo que la circulación empieza con la surgencia en o cerca del fondo. 8. La migración de gas mientras el pozo está cerrado puede elevar las presiones de superficie cerca de las presiones de la formación. Cálculo de la Máxima Presión de Superficie Hay una ecuación disponible para calcular un valor de la máxima presión de superficie que se desarrolla en una surgencia de gas. A causa de muchas incógnitas, sin embargo, tales como la naturaleza de la sustancia de la surgencia, la temperatura de fluido del aporte, la trayectoria del flujo del lodo y la distribución de la surgencia, la presión máxima de superficie no se puede calcular en forma exacta. Existiendo tantos factores desconocidos, la ecuación se diseña para dar una respuesta al peor de los casos, esto es, la presión máxima de superficie calculada por medio 37

Capítulo 3. Procedimientos de cierre y presiones de cierre.

de la ecuación debe dar un resultado de magnitud más alta. La ecuación es: MPSsg = 0, 2 x (PFOR x GP x d AH ) ÷ CA

CA = capacidad del anular, bbl/pie dAH = densidad de lodo de ahogue, ppg.

(Ec.24)

Como ejemplo, asuma que:

donde

PFOR = 6000 psi

MPSsg = máxima presión de superficie de una surgencia de gas, psi PFOR = presión de la formación, psi dAH = densidad de lodo para ahogar el pozo, ppg Como un ejemplo, suponga que:

La solución es:

= 4 3168 ÷ 14

PFOR = 6000 psi

= 4 226,29

GP = 15 bbl

= 4 x 15 GMPsg = 60 bbl

dAH =14 ppg CA = 0,0352 bbl/pie

Esto muestra que los 15 bbl de surgencia de gas original provocarán que las piletas acusen una ganancia de 60 bbl cuando el gas alcance la superficie y se expanda hasta su máximo volumen.

La solución es: MPSsg = 0, 2 x (6 000 x 15 x 14) ÷ 0, 0352 = 0, 2 x 1260 000 ÷ 0, 0352 = 0, 2 x 35795000 ÷ 0, 0352

MIGRACIÓN Y EXPANSIÓN DEL GAS

= 0, 2 x 5982,93 MPSsg = 1197 psi

Recuerde que esta solución no es una representación exacta de la presión máxima de superficie, sino que es una indicación del valor más alto que se puede alcanzar. Como calcular la Ganancia Máxima de Pileta Si la surgencia contiene gas, éste se expandirá mientras se acerca a la superficie y en la superficie alcanzará el volumen máximo. A medida que el gas se expande desplaza más y más lodo fuera del pozo, por eso las piletas ganan más y más volumen hasta que el gas se libera en la superficie a través del estrangulador. Se puede estimar una idea de la ganancia de pileta que ocurrirá con la siguiente fórmula: (Ec. 25)

donde GMPsg = ganancia máxima de pileta por la surgencia de un gas, bbl PFOR = presión de la formación, psi

CA = 0,0352 bbl/pie

GMPsg = 4 6 000 x15 x 0, 0352 ÷14

CA = capacidad anular, bbl/pie

GMPsg = 4 PFOR x GP x CA ÷ d AH

GP = 15 bbl dAH = 14 ppg.

GP = ganancia inicial de pileta, bbl

38

GP = ganancia de pileta inicial, bbl

Cuando se cierra un pozo con una surgencia gaseosa, el gas migrará hacia la parte superior del pozo, aunque el pozo esté estático. La migración del gas puede causar confusión durante una operación de control de surgencia, porque puede no ser observada, no siempre ocurre visualmente, y si esto ocurre, sucede al final de operación. El gas o las burbujas de gas migran hacia arriba del pozo debido a que son más livianas que el lodo. No lo hacen a la misma velocidad que las burbujas de aire en el agua, porque el lodo es más viscoso que el agua. Cuando las burbujas de gas suben, se expanden, o si no pueden hacerlo, causan un incremento en la presión de superficie y en la presión del pozo. Por lo tanto, si un pozo se cierra por un largo tiempo, las presiones de superficie pueden elevarse gradualmente hasta que causen la pérdida de circulación si no se alivian. Sin embargo, si la burbuja de gas se expande sin control vaciará el pozo. Con el pozo vaciado, el tamaño de la surgencia aumenta, lo que a su vez causa más descarga. Este ciclo de aporte y descarga ha causado la pérdida de muchos pozos.

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Leyes del Gas y Expansión del Gas Si el gas se circula desde el fondo del pozo, se debe permitir que se expanda a medida que se mueve hacia arriba por el anular, de modo de evitar presiones excesivas en el pozo. La ley de Boyle sostiene que si la temperatura de un gas se mantiene constante, un incremento en la presión causa una disminución en el volumen del gas. La ley de Charles sostiene que si la presión se mantiene constante, un incremento en la temperatura causa un incremento en el volumen del gas y si el volumen del gas es constante, un incremento en la temperatura del gas resulta en un incremento en la presión del gas. Cuando las leyes de Boyle y Charles se combinan, se obtiene la ecuación del gas ideal: P1 x V1 ÷ T1 = P2 x V2 ÷ T2

(Ec.26)

donde P1 = presión de la formación, psi hidrostática a cualquier P2 = presión profundidad en el pozo, psi V1 = ganancia de pileta original, bbl V2 = volumen del gas a la misma profundidad a la que se toma P2, bbl T1 = temperatura del fluido de la formación, grados Rankine (ºR = °F + 460) T2 = temperatura del fluido de la formación en la misma profundidad en que se toma P2 y V2, °R En un pozo de petróleo, los gases son una mezcla compleja de gases de hidrocarburos. Los gases de hidrocarburos están fuera de la ley del gas ideal en una cantidad igual al factor de compresibilidad, Z, de los gases. La siguiente ecuación puede utilizarse para los gases de hidrocarburo: P1 x V1 ÷ T1 x Z1 = P2 x V2 ÷ T2 x Z2 (Ec.27) donde Z1 = factor de compresibilidad bajo presión en la formación, adimensional Z2 = factor de compresibilidad en las mismas condiciones de P2, V2 y T2, adimensional. Esta ecuación muestra que si el gas no se expande mientras se circula o mientras migra hacia la superficie, la presión del fondo del pozo se incrementará y puede exceder el gradiente de fractura de la formación, causando la rotura de la formación. Esta ecuación también puede

utilizarse para calcular cuánto se expande el gas mientras llega a la superficie. Por ejemplo, suponga que a 12000 pies el pozo toma una surgencia de 10 bbl con una densidad de lodo de 13 ppg. La temperatura del fondo del pozo es 220 °F, la presión del fondo del pozo es 8112 psi, y el factor de compresibilidad del fondo del pozo es 1,40. Finalmente, la presión de superficie es 14,7 psi, la temperatura de la superficie es 120 °F, y el factor de compresibilidad de superficie es 1,0. Por lo tanto: P1

= 8112 psi

P2

= 14,7 psi

V1 = 10 bbl V2 = incógnita T1

= 220 °F + 460 = 680 °R

Z1

= 1,40

T2

= 120 °F + 460 = 580 ºR

Z2

= 1,0.

La solución es: (8112 x 10) ÷ (680 x 1,40) = (14,7 x V2) ÷ (580 x 1,0)

81120 ÷ 952

= 14,7 x V2 ÷ 580

85,2 = 0,02535 x V2 V2 = 85,2 ÷ 0,02535 V2 = 3361 bbl en superficie.

la

Es decir que una surgencia de 10 bbl en el fondo puede expandirse a 3361 bbl en el momento que alcanza la superficie si se lo deja sin control. Ecuación Reducida de la Expansión del Gas El factor de compresibilidad de los gases de hidrocarburos generalmente se determina en forma experimental y no siempre se encuentra disponible la temperatura de la formación. Por lo tanto, la siguiente ecuación reducida para la expansión del gas la utilizan en los cálculos algunos operadores de control de surgencia. En general, sostiene que si el volumen de gas se duplica, la presión se reduce a la mitad. P1 x V1 = P2 x V2

(Ec.28)

donde P1

= presión de la formación, psi

39

Capítulo 3. Procedimientos de cierre y presiones de cierre.

P2

= presión hidrostática a cualquier profundidad en el pozo, psi

V1 = ganancia de pileta original, bbl V2 = volumen de gas a la misma profundidad en que se toma P2, bbl. Como ejemplo, asuma P1

= 5200 psi

P2

= 14,7 psi

V1 = 10 bbl V2 = incógnita. La solución es: 5200 x 10 = 14,7 x V2 V2 = 5200 x 10 ÷ 14,7 V2 = 3537 bbl. Una surgencia que desplazó 10 bbl de lodo desde el fondo, desplazará 3.537 bbl en el momento que llega a la superficie. Mientras se circula el gas hacia arriba por el anular, la presión hidrostática encima de la columna de gas disminuye, y el gas se expande rápidamente mientras se acerca a la superficie. Si la columna de gas no puede expandirse mientras se la circula o mientras migra hacia la superficie, aumentará la presión del fondo del pozo a medida que la columna de gas se desplaza hacia arriba. Ecuación de Migración del Gas Puede calcularse la velocidad a la que migra el gas hacia arriba del pozo. Una forma de calcularla es observar el aumento en la PCA en un período de 1 hora luego de cerrar el pozo. (Si la PCA aumenta rápidamente, se debe reducir el periodo de observación, dependiendo de cuan rápido ocurre el aumento). Después del periodo de observación, el incremento en la PCA se registra y se utiliza en la ecuación de migración del gas: Vmg = ∆PCA ÷ GLodo

(Ec. 29)

donde Vmg = velocidad de migración del gas, pie/h ∆PCA = cambio en la PCA después de 1 h, psi GLodo = gradiente de lodo, psi/pie Por ejemplo, asuma que la PCA original es 500 psi, que la PCA después de 1 hora es 1.100 psi y que el gradiente de lodo es 0,572 psi/pie. ¿Cuál es la velocidad de migración del gas? 40

Vmg = (1100 - 500) ÷ 0,572 Vmg = 1049 pies/h,

o

Vmg = 17,5 pies/min Migración del Gas cuando está en Solución Los problemas de control de pozos pueden terminar en descontroles a causa de la solubilidad de ciertos gases en tipos de lodo específicos. Por ejemplo, el gas metano se disuelve en lodos a base de aceite y el H2S se disuelve en lodos a base de agua. Este hecho a veces puede hacer más difícil la detección de una surgencia. Si el gas se disuelve en el lodo, gran parte del volumen de gas que ingrese al pozo puede influir muy poco en el cambio del volumen de pileta. El aporte se circula entonces hacia arriba del pozo por la columna de lodo hasta que la presión hidrostática en la parte superior disminuya hasta un cierto punto donde el gas se separa y se desprende de la solución. La detección de la surgencia por observación del flujo de retorno o las piletas de lodo puede ser muy difícil, hasta que la surgencia se encuentra lo bastante cerca de la superficie y se expande rápidamente. Además, el gas que entra al pozo no migra hacia la parte superior del pozo y puede que no se manifieste una ganancia notoria en volumen en las piletas de lodo. Si se sospecha de una surgencia, puede ser necesario un monitoreo cercano del flujo de retorno por un largo periodo para determinar si un aporte ha invadido el pozo. Los procedimientos de control para manejar surgencias de gas soluble son esencialmente los mismos que para cualquier otra surgencia, aunque exista una pequeña ganancia de pileta hasta que el gas se encuentre cerca de la superficie. Por el bien de la seguridad, se debe considerar un sistema desviador con BOP rotativa para evitar que el gas alcance el piso del equipo; también se debe alertar a las cuadrillas sobre la necesidad de extremo cuidado cuando se presenta una potencial surgencia de gas soluble. CÁLCULOS PRÁCTICOS PARA EL INCREMENTO DE LA DENSIDAD DE LODO Determinar el incremento de la densidad de lodo necesario para ahogar una surgencia es una parte básica de los cálculos de control de surgencia. Los siguientes problemas pueden resolverse utilizando ya sea la tabla B.8 o la ecuación 22: ∆dL = PCS ÷ h ÷ 0,052

(Ec. 22)

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1.

donde ∆dL = incremento de la densidad de lodo, ppg. PCS = presión de cierre del sondeo, psi h

= profundidad vertical verdadera, pies.

h PCS dL ∆dL Densidad requerida del lodo

= 11.250 pies = 300 psi = 14,7 ppg = ___________ = ___________

Luego, debe utilizarse la ecuación 23: dAH

= dL + ∆dL

(Ec. 23)

donde dAH

= densidad de lodo de ahogue, ppg

dL

= densidad de lodo original, ppg

∆dL = incremento de la densidad de lodo, ppg.

2.

h PCS dL ∆dL Densidad requerida del lodo

3.

h PCS dL ∆ dL Densidad requerida del lodo

4.

h PCS dL ∆dL Densidad requerida del lodo

= 14.250 pies = 720 psi = 16,2 ppg = ___________ = ___________ = 5.500 pies = 150 psi = 10,3 ppg = ___________ = ___________ = 8.820 pies = 780 psi = 12,6 ppg = ___________ = ___________

5.

Prof. Medida = 11.640 pies h = 9.820 pies PCS = 250 psi dL = 11,7 ppg ∆dL = ___________ Densidad requerida del lodo = ___________

41

Capítulo 3. Procedimientos de cierre y presiones de cierre.

42

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Capítulo 4

CIRCULACIÓN Y CONTROL DE SURGENCIA

43

Capítulo 4. Circulación y Control de Surgencia.

44

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4 CIRCULACIÓN Y CONTROL DE SURGENCIA ____________________________________ Debido a que la bomba es utilizada para circular los fluidos de la surgencia y el lodo de densidad de ahogue hacia afuera y hacia adentro del pozo respectivamente, representa una de las herramientas básicas del control de surgencia. Del mismo modo, el régimen de la bomba es uno de los valores fundamentales en el control de una surgencia, ya que afecta las presiones. Normalmente se mide en emboladas por minuto (epm), y juega un papel vital en el control exitoso de un pozo, esto se debe a que aún los pequeños cambios en el régimen de la bomba pueden causar grandes cambios en la presión en el fondo del pozo, donde la presión constante es especialmente crítica. Ya que el objetivo principal de la mayoría de los métodos de control de surgencia es mantener una presión de fondo de pozo constante, igual o levemente más alta a la presión de la formación, será necesario un minucioso control del régimen de la bomba. RÉGIMEN DE AHOGADO Para circular un pozo que ha surgido, se requiere que el régimen de la bombea sea inferior a la utilizada para la perforación normal. Este régimen reducido recibe el nombre de régimen de ahogue, y proporciona varias ventajas en cualquier método de control de surgencia: (1) reduce las pérdidas de presión por fricción por circulación, por lo que es menos probable que las presiones de circulación causen una excesiva presión en las formaciones expuestas; (2) otorga a la cuadrilla un tiempo mayor para agregar baritina u otros materiales densificantes al lodo; (3) reduce los esfuerzos en la bomba; (4) permite un tiempo mayor para que la cuadrilla reaccione a los problemas; y (5) permite que los estranguladores ajustables trabajen dentro de rangos de abertura adecuados. Normalmente, el régimen de ahogue solo será necesaria durante una operación de ahogado de pozo; no obstante, la mayoría de los operadores recomiendan que se seleccionen varias velocidades de ahogue. Por ejemplo, se recomienda seleccionar velocidades de ahogue de ½, ⅓ y ¼ de la velocidad de perforación normal de la bomba. A veces, puede ser recomendable una velocidad todavía menor, de modo de obtener una mayor reducción de la presión y obtener más tiempo para densificar. (Por ejemplo: 2 a 4 bbl/minuto)

reducida de la bomba es la presión reducida de circulación. Se obtiene circulando por dentro del sondeo y los portamechas, a través de las boquillas del trépano y hacia arriba por el espacio anular. Operando la bomba a una régimen reducida y superando la resistencia a la circulación se producirá la presión reducida de circulación. Esta presión puede leerse fácilmente en el medidor del standpipe o en el manómetro del sondeo. La relación entre el régimen de la bomba y la presión de la bomba viene dada por la siguiente ecuación: P2 = P1 x epm22 ÷ epm12

(Ec. 30)

donde P1

= presión original de la bomba a emb1, psi

P2

= presión reducida o aumentada de la bomba a emb2, psi

emb1 = régimen original de la bomba, epm emb2 = régimen reducido o incremento, epm Como un ejemplo de trabajo con la ecuación, calcule P2 si: P1

= 1200 psi

epm1 = 60 epm epm2 = 30 epm La solución es: P2

= 1200 x 302 ÷ 602

PRESIÓN A LA VELOCIAD DE AHOGUE

= 1200 x 900 ÷ 3600

Cuando el régimen de la bomba se reduce al régimen de ahogue, la presión de circulación o de la bomba, también se reduce. Esta presión

= 1200 x 0,25 P2

= 300 psi

45

Capítulo 4. Circulación y Control de Surgencia.

Es decir, cuando el régimen de la bomba se reduce a la mitad, desde 60 a 30 epm, la presión de circulación disminuye cuatro veces, desde 1.200 psi hasta 300 psi. Otro ejemplo muestra esta relación. Asuma que: P1

= 3000 psi

epm1 = 90 epm epm2 = 30 epm La solución es: P2

= 3000 x 302 ÷ 902 = 3000 x 900 ÷ 8100

P2

= 333 psi

En este caso, el régimen disminuye a las dos terceras partes en vez de la mitad; por lo tanto, la presión de la bomba se reduce más de cuatro veces, en este caso, de 3000 psi a 333 psi, una caída en un factor de nueve. Aunque las presiones pueden calcularse, se prefiere realmente desacelerar la bomba a diferentes velocidades y determinar las respectivas presiones a régimen de ahogue (PRC) antes de que el pozo surja. Ambas deben establecerse previo a la surgencia. Muchos recomiendan que las cuadrillas determinen y registren de manera rutinaria la régimen de ahogue y la PRC, por lo menos una vez por turno, por lo general durante el periodo de engrasado y mantenimiento luego que la nueva cuadrilla toma el turno. Las presiones y las velocidades de ahogue de ambas bombas se deben determinar e ingresar en el reporte de perforación. Se deben tomar nuevas PRC si la densidad de lodo, o el tamaño de las boquillas del trépano se cambian durante el turno, o si se perfora una gran cantidad de metros. Tenga presente que la presión a régimen de ahogue que se ha registrado previo a una surgencia puede no ser la misma PRC en un tiempo posterior. No solamente los cambios en la profundidad, la densidad de lodo y los tamaños de las boquillas cambian la PRC, sino que también pueden hacerlo otros factores de los que la cuadrilla puede no estar alerta. Por ejemplo, una boquilla del trépano obstruida o parcialmente obstruida incrementa la PRC. Los cambios en la pérdida de presión anular también cambian la PRC. Como la PRC puede cambiar sin el conocimiento de la cuadrilla, muchos operadores requieren que sea verificada inmediatamente antes de que se circule la surgencia. 46

PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN Cuando un pozo surge y se cierra completamente, la presión aparece en el manómetro del sondeo. La presión de cierre del sondeo (PCS) representa la cantidad de desequilibrio hidrostático en el pozo. Esto es, la PCS muestra cuánto más alta es la presión de la formación que la presión hidrostática en el sondeo. Por lo tanto, cuando llegue el momento de circular la surgencia fuera del pozo, la PCS debe sumarse a la PRC para mantener constante la presión del fondo del pozo. Sumando la PCS y la PRC se obtiene la presión inicial de circulación (PIC). La PIC es la presión de bomba necesaria para comenzar a circular el pozo surgente. La PIC se determina con la siguiente ecuación: PIC = PRC + PCS

(Ec.31)

donde PIC = presión inicial de circulación, psi PRC

= presión reducida de circulación, psi

PCS = presión de cierre de sondeo, psi Como un ejemplo, asuma que la PRC es 750 psi y que la PCS es 200 psi. Para determinar la PIC: PIC = 750 + 200 PIC = 950 psi La presión necesaria para comenzar la circulación de la surgencia será de 950 psi. Dependiendo del método de control de surgencia utilizado, la PIC puede ser simplemente la presión de circulación inicial, o puede ser la presión de circulación a ser mantenida hasta que la surgencia se circula fuera del pozo. Por ejemplo, si la surgencia se circula ingresando al pozo lodo con densidad de ahogue (como en el método esperar y densificar), entonces al valor de la PIC debe permitírsele disminuir mientras el lodo de densidad de ahogue mayor llena el sondeo. Cuando el lodo de densidad de ahogue llena completamente el sondeo, la presión hidrostática en él debe equilibrar la presión de la formación, lográndose una presión de circulación final con un valor menor que la PIC. Por el contrario, si la surgencia se circula con lodo cuya densidad era la que tenía cuando el pozo surgió (como en el método del perforador), entonces el valor para la PIC se debe utilizar hasta que la surgencia se ha circulado completamente. El lodo de menor densidad no equilibrará la presión de la formación.

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Resolviendo los problemas de ejemplo, puede verse como la PRC y la PCS se relacionan para obtener la PIC; simplemente sumándolas. 1. PRC PCS PIC

= 900 psi = 210 psi =

2. PRC PCS PIC

= 1.000 psi = 540 psi =

3. PRC PCS PIC

= 610 psi = 100psi =

4. PRC PCS PIC

= 900 psi = 820 psi =

5. PRC PCS PIC

= 820 psi = 150 psi =

EMBOLADAS Y TIEMPO DE LA BOMBA DESDE SUPERFICIE HASTA TRÉPANO Para un control exitoso de la surgencia, también será necesario el número de emboladas de la bomba y el tiempo que le toma al lodo ser bombeado desde la superficie hacia abajo, por el interior del sondeo, hasta el trépano. Ya que la presión del sondeo disminuye a medida que el lodo con densidad de ahogue se bombea hacia abajo, el número de emboladas desde la superficie al trépano y el tiempo son necesarios para graficar la velocidad de disminución de la presión del sondeo. Regular la disminución en la presión del sondeo permitirá al personal de control de surgencia mantener la presión del fondo del pozo constante mientras se circula hacia abajo el lodo con densidad de ahogue. Para calcular el tiempo desde la superficie al trépano o el número de emboladas de la bomba requeridas para bombear lodo desde la superficie hasta el trépano, se debe conocer el desplazamiento de la bomba, en barriles por embolada (bbl/e) y la capacidad de la tubería y de los portamechas en barriles por pie (bbl/pie). El desplazamiento de la bomba puede encontrarse en el apéndice B, en el manual de la bomba suministrado por el fabricante o puede calcularse. La capacidad del sondeo y del portamechas puede encontrarse también en el apéndice B, en las tablas de cementación publicadas por las mayores compañías de servicio de cementación o puede calcularse. En cualquier caso, una vez que se encuentran los

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valores del desplazamiento de la bomba y de la capacidad del sondeo y de los portamechas, pueden utilizarse ecuaciones para calcular el número de emboladas desde la superficie al trépano y el tiempo desde la superficie al trépano: N° emb sondeo = Cs x Ls ÷ Db

(Ec.32)

donde N° emb sondeo = número de emboladas desde la superficie al trépano para desplazar lodo en el sondeo Cs = capacidad del sondeo, bbl/pie Ls = longitud del sondeo, pies Db = desplazamiento de la bomba, bbl/e, y N° emb pm = Cpm x Lpm ÷ Db

(Ec.33)

donde N° emb pm = número de emboladas desde la superficie al trépano para desplazar lodo en los portamechas Cpm = capacidad de los portamechas, bbl/pie Lpm = longitud de los portamechas, pies Db = desplazamiento de la bomba, bbl/e Para el cálculo del tiempo la ecuación es tsup-trep = N° embsup-trep ÷ epm

(Ec.34)

donde tsup-trep = tiempo desde la superficie al trépano, min. N° embsup-trep = número de emboladas desde la superficie al trépano epm = régimen de la bomba, epm Utilizando datos de un pozo, puede resolverse un problema de ejemplo. Si profundidad del pozo = 14000 pies sondeo = 13400 pies, φes: 5 pulg. ; 19,5 XH portamechas

= 600 pies, φepm: 6 pulg.; φipm: 213/16 pulg.

epm = 45 epm Db = 0,123 bbl/e Cs

= 0,01776 bbl/pie

Cpm = 0,00491 bbl/pie,

47

Capítulo 4. Circulación y Control de Surgencia.

¿Cuál es el número de emboladas desde la superficie al trépano y cuánto tiempo le toma al lodo ser desplazado en el sondeo? N° emb sondeo = 0,01776 x 13400 ÷ 0,123 N° emb sondeo

= 1.935

N° emb pm = 0,00491 x 600 ÷ 0,123

N° embsup-trep = 1959 emboladas Para determinar el tiempo desde la superficie al trépano: tsup-trep = 1.959 ÷ 45 tsup-trep = 43,5 min Como se mencionó anteriormente, se pueden calcular las capacidades de bombas duplex y triplex. Se debe conocer el diámetro de los pistones y la longitud de la embolada de ambas bombas, como también el diámetro del vástago. La ecuación para una bomba duplex con una eficiencia del 90% es la siguiente: Db = 0,000162 x Le [(2 x φp ) – φv ] 0,90 donde Db = desplazamiento de la bomba, bbl/e Le = longitud de la embolada, pulg. φp

= diámetro de pistón, pulg.

φv

= diámetro del vástago, pulg.

Como ejemplo, encuentre el desplazamiento de una bomba duplex con un 90% de eficiencia si la bomba tiene una embolada de 14 pulg., pistones de 5 ¾ pulg. de diámetro y un vástago de 2 pulg. de diámetro: Db = 0,000162 x 14 [(2 x 5,752) – 22] 0,90 = 0,000162 x 14 x 62,125 x 0,90 = 0,1268 bbl/e El desplazamiento de la bomba duplex del ejemplo será de 0,1268 bbl/e La ecuación para encontrar el desplazamiento de una bomba triplex con un 100% de eficiencia es la siguiente: (Ec.36)

donde 48

Como ejemplo, el desplazamiento de una bomba triplex con un 100% de eficiencia, con pistones de 7 pulg. de diámetro y con una longitud de embolada de 10 pulg. será:

El desplazamiento de la bomba triplex del ejemplo es 0,119 bbl/e. Si se desea, también puede calcularse la capacidad del sondeo, de los portamechas, del pozo entubado o del pozo abierto. Debe conocerse el diámetro interior del sondeo, de los portamechas o del casing y se pueden encontrar en las tablas del fabricante u en otras tales como las API Bul SC2, Bulletin on Performance Properties of Casing, Tubing and Drill Pipe. Una vez conocido el correspondiente φi, se puede usar la siguiente ecuación para determinar la capacidad: C =

2

(Ec. 35)

Db

Lemb = longitud de la embolada, pulg.

Db = 0,119 bbl/e.

N° embsup-trep = 1935 + 24

Db = 0,000243 φp2 Lemb

= diámetro del pistón, pulg.

Db = 0,000243 x 72 x 10

N° emb pm = 24 emboladas

2

φp

= desplazamiento de la bomba, bbl/e

φi2 ÷ 1.029,4

(Ec.37)

donde C

= capacidad del sondeo, portamechas o del pozo entubado o abierto, bbl/pie

φi

= diámetro interior del sondeo, portamechas o del pozo entubado o abierto, pulg.

Como ejemplo, suponga que se está utilizando un sondeo de 5 pulg., 19,5 XH. Al consultar una tabla adecuada se encuentra que el φi de esta cañería es de 4,276 pulg.. Por lo tanto: C

= 4,2762 ÷ 1.029,4

C

= 0,01776 bbl/pie

El sondeo de 5 pulg., 19,5 XH tiene una capacidad de 0,01776 bbl/pie PROBLEMAS DE EJEMPLO PARA EL TIEMPO Y LAS EMBOLADAS DESDE LA SUPERFICIE AL TRÉPANO Utilizando un ejemplo de bomba y los datos del pozo, determine las emboladas de la bomba desde la superficie al trépano y el tiempo de propagación desde la superficie al trépano. Utilice las tablas en el Apéndice B para la tubería de perforación o calcule los valores utilizando las fórmulas anteriores.

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Prof. total (PT) = 8590 pies Prof. Vertical verdadera (h) = 8590 pies Sondeo (S) = 8390 pies, 4 ½ pulg. 16,6 IF Portamechas (PM) = 200 pies, φe: 6 pulg. φi: 2 ¼ pulg. Bomba = 6 ½ x 16 duplex, vástago φe: 2 ½ pulg. Régimen de ahogue = 30 epm Emboladas desde la superficie al trépano = ______________ Tiempo desde la superficie al trépano = _______________

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N° embsup-trep = _______________ tsup-trep = _______________

1.

2.

3.

4.

PT = 11240 pies h = 11240 pies S = 10790 pies, 4 ½ pulg., 16,6 XH PM = 450 pies, φe: 7 pulg., φi: 2 ¼ pulg. Bomba = 6 x 16 duplex, Vástago: φe 2 ½ pulg. Régimen de ahogue = 38 epm N° embsup-trep = _______________ tsup-trep = _______________ PT = 5201 pies h = 5201 pies S = 5051 pies, 4 ½ pulg., 16,6 IF PM = 150 pies, φe: 6 ¼ pulg., φi: 2 ¼ pulg. Bomba = 6 ½ x 18 duplex, vástago de 2 ½ pulg. φe Régimen de ahogue = 33 epm N° embsup-trep = _______________ tsup-trep = _______________ PT = 14450 pies h = 14450 pies S = 13950 pies, 4 ½ pulg., 16,6 IF PM = 500 pies, φe: 7 pulg., φi: 2 ¼ pulg. Bomba = 6 x 16 duplex, vástago φe: 2 ½ pulg. Régimen de ahogue = 40 spm

5.

PT = 8410 pies h = 8410 pies S = 8310 pies, 4 ½ pulg., 16,6 XH PM = 100 pies, φe: 6 pulg., φi: 2 ¼ pulg. Bomba = 6 x 16 duplex, vástago φe: 2 ½ pulg. Régimen de ahogue = 30 epm N° embsup-trep = _______________ tsup-trep = _______________

6.

PT = 12450 pies h = 10800 pies S = 11820 pies, 5 pulg., 19,5 XH PM = 630 pies, φe: 8 pulg., φi: 3 pulg. Bomba = 6 x 12 triplex Régimen de ahogue = 45 epm N° embsup-trep = _______________ tsup-trep = _______________

7.

PT = 11450 pies h = 9220 pies S = 11210 pies, 5 pulg., 19,5 XH PM = 630 pies, φe: 8 pulg., φi: 3 pulg. Bomba = 6 x 10 triplex Régimen de ahogue = 45 epm N° embsup-trep = _______________ tsup-trep = _______________

8.

PT = 14200 pies h = 10244 pies S = 14000 pies, 5 pulg., 19,5 XH PM = 200 pies, φe: 9 pulg., φi: 3 pulg. Bomba = 5 x 12 triplex Régimen de ahogue = 50 epm N° embsup-trep = _______________ tsup-trep = _______________

9.

PT = 8850 pies 49

Capítulo 4. Circulación y Control de Surgencia.

h = 6210 pies S = 8700 pies, 5 pulg., 19,5 XII PM = 150 pies, φe: 7 ¾ pulg., φi:2 ¼ pulg. Bomba = 6 x 12 triplex Régimen de ahogue = 47 epm N° embsup-trep = _______________ tsup-trep = _______________ 10.

PT = 9955 pies h = 7850 pies S = 9745 pies, 5 pulg., 19,5 XH PM = 210 pies, φe: 6 ¼ pulg. φi: 2 ¼ pulg. Bomba = 5 ½ x 12 triplex Régimen de ahogue = 45 epm N° embsup-trep = _______________ tsup-trep = _______________

VOLUMEN ANULAR Cuando se circula durante las operaciones de control de surgencia, puede ser útil conocer el volumen anular entre la tubería de perforación o los portamechas de perforación y el pozo entubado o abierto. Las tablas o la siguiente ecuación pueden utilizarse para encantar el volumen: CA = (φIh2 – φEs2) ÷1.029,4

(Ec.38)

donde CA

= capacidad anular, bbl/pie

φip

= diámetro interior del pozo abierto o entubado, pulg.

φes

= diámetro exterior del sondeo o de los portamechas de perforación, pulg.

Como ejemplo, suponga que se está usando un sondeo de 5 pulg., 19,5 XH, y que el diámetro del pozo abierto es de 8 ½ pulg..

φe, 53,5 libras por pie, en un pozo que tiene un φi También asuma un casing de 9 ⅝ pulg. de

de 8,535 pulg. Por ello: CA pozo abierto

= (8,52 - 52) ÷ 1029,4

CA pozo abierto

= 0,0459 bbl/pie

CA pozo entubado = (8,5352 -52) ÷ 1029,4 50

CA pozo entubado = 0,0465 bbl/pie También puede ser útil conocer el volumen, o la capacidad del pozo abierto o entubado sin el sondeo o portamechas en su interior: C =

φi2

+ 1029,4

(Ec.37)

donde C

= capacidad del pozo, bbl/pie

φi

= diámetro interior del pozo (abierto o entubado), pulg.

Como ejemplo, calcule la capacidad de un pozo abierto de 8 ½ pulg.. Asuma que el pozo no tiene áreas lavadas: C

= 8,52 ÷ 1029,4 = 72,25 ÷ 1029,4

C

= 0,0702 bbl/pie

EMBOLADAS Y TIEMPO DESDE EL TRÉPANO A LA SUPERFICIE Es importante, para el personal de control de surgencia, conocer el tiempo que tarda el lodo en subir desde el fondo hasta la superficie, de modo de saber en que momento deben esperar los fluidos de la surgencia y luego el lodo con densidad de ahogue. Cuando el lodo llega a la superficie, se puede detener la bomba, controlar el pozo por flujo y determinar si el pozo está ahogado. Si se conoce el tiempo de subida del lodo desde el fondo, para el régimen normal de la bomba cuando se perfora, y si durante una operación de control de surgencia, el régimen de ahogue es la mitad de la velocidad normal de perforación, el tiempo de subida del lodo desde el fondo a la superficie será dos veces mayor. Pero si utilizamos el número de emboladas de la bomba en vez del tiempo de subida del lodo, este número es el mismo que durante la perforación a velocidad normal. El tiempo o el número de emboladas de la bomba que se necesitan para desplazar el lodo pesado hasta la superficie se puede calcular utilizando ecuaciones similares a las usadas en los cálculos desde la superficie al trépano. Como estos cálculos no son necesarios para el ahogue del pozo, solo nos darán una estimación de cuando el lodo llegará a la superficie. Para calcular el número de emboladas necesarias para subir el lodo desde el trépano a la superficie se usa la siguiente ecuación:

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ETS = [(φp2 – φepm2) ÷ 1029,4 x (Lpm ÷ Db)] + [(φp2 – φes2) ÷ 1029,4 x (Ls ÷ Db)] (Ec.39) donde ETS = número de emboladas de la bomba desde el trépano a la superficie

φp

= diámetro del pozo, pulg.

φepm

= diámetro exterior de los portamechas, pulg..

Lpm = longitud de los portamechas, pies Db

= desplazamiento de la bomba, bbl/e

φes

= diámetro exterior del sondeo, pulg.

Ls

= longitud del sondeo, pies

ttrep-sup = 2h, 52 min Tenga en cuenta que si el pozo se encuentra entubado se debe utilizar el diámetro interno del casing en vez del de pozo abierto. PROBLEMAS EJEMPLOS DE EMBOLADAS Y TIEMPO DESDE EL TRÉPANO A LA SUPERFICIE Determine el número de emboladas y el tiempo requerido para bombear lodo desde el fondo del pozo hasta la superficie. 1.

= N° embtrep-sup ÷ epm

(Ec. 40)

donde

2. ttrep-sup

N° embtrep-sup

= tiempo desde el trépano a la superficie, min

epm = régimen de la bomba, epm. Ejemplo: Calcular el número de emboladas desde el trépano a la superficie y el tiempo si: = 5 pulg., 19,5 XH

Ls

= 13.400 pies

φpm

= φe: 6 pulg. (φi: 2 ¼ pulg.)

3.

= 8 ½ pulg.

Db = 0,123 bbl/e epm = 30 epm La solución es N° embtrep-sup = [(8,52 - 62 ÷ 1029,4 x (600 ÷ 0,123)] + [(8,52 - 52 ÷ 1029,4 x (13400 ÷ 0,123)] N° embtrep-sup = 172 + 5001 N° embtrep-sup = 5173 Para calcular el tiempo ttrep-sup = 5173 ÷ 30 ttrep-sup = 172 min

= 7 ⅞ pulg.

φp φes φpm

= 9 ⅞ pulg.

φp φes φpm

= 8 ¾ pulg.

= 4 ½ pulg.

= 4 ½ pulg.

= 4 pulg. Lpm = 200 pies Ls = 5001 pies Db = 0,205 bbl/e epm = 25 epm N° embtrep-sup = ttrep-sup =

Lpm = 600 pies

φp

φp φes φpm

= 4 ½ pulg.

= 6 pulg. Lpm = 360 pies Ls = 10880 pies Db = 0,153 bbl/e epm = 33 epm N° embtrep-sup = = ttrep-sup

= número de emboladas desde el trépano a la superficie

φes

= 8 ¾ pulg.

= 6 pulg. Lpm = 540 pies Ls = 8050 pies Db = 0,182 bbl/e epm = 30 epm N° embtrep-sup = ttrep-sup =

Para estimar el tiempo de subida desde el fondo, utilice la ecuación 40: ttrep-sup

φp φes φpm

4.

= 4 ½ pulg.

= 7 pulg. Lpm = 400 pies Ls = 14050 pies Db = 0,153 bbl/e epm = 30 epm = N° embtrep-sup 51

Capítulo 4. Circulación y Control de Surgencia.

ttrep-sup

φp φes φpm

5.

que se requiere más presión para bombear el lodo más pesado al mismo régimen. El valor para la PFC será menor que la PIC, porque la PIC se determina sumando la PRC y la PCS.

= = 12 ¼ pulg. = 4 pulg.

Como ejemplo, suponga que la PCS es 500 psi. Si la PIC es 1.100 psi, la PRC es 600 psi, la densidad original del lodo es 11 ppg y la densidad de lodo de ahogue es 12 ppg, la PFC tendrá un valor aproximado de 655 psi, o 445 psi menor que la PIC.

= 8 pulg. Lpm = 500 pies Ls = 11950 pies Db = 0,123 bbl/e epm = 45 epm N° embtrep-sup = ttrep-sup = PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN La presión de la bomba cambia con la densidad de lodo. A medida que la densidad del lodo aumenta, se necesita más presión para bombear el lodo a la misma velocidad que antes. En el control de surgencia la densidad del lodo se incrementa para controlar la formación surgente. Por lo tanto, la presión de circulación a régimen de ahogue tiene que ser mayor debido a la densidad del lodo más pesado. Para calcular el incremento, la PRC se multiplica por la densidad del lodo de ahogue (densidad nueva del lodo) y se divide por la densidad de lodo que se estaba usando originalmente cuando ocurrió la surgencia. La presión corregida de la bomba será la presión final de circulación (PFC). Para calcular la PFC, la que puede leerse en el manómetro del sondeo una vez que el lodo nuevo de densidad de ahogado lo llena, puede utilizarse la siguiente ecuación: PFC = PRC x ( dAH ÷ dL)

(Ec.41)

donde PFC = presión final de circulación, psi PRC = presión reducida de circulación, psi dL

= densidad del lodo original, ppg

dAH = densidad de lodo de ahogue, ppg. Como un ejemplo, asuma que la PRC es 600 psi, la densidad original del lodo es 11 ppg y la densidad del lodo de ahogue es 12 ppg. ¿Cuál es la PFC? PFC

= 600 x (12 ÷ 11)

PFC

= 655 psi.

La PFC en este ejemplo es 655 psi, o sea, cuando el lodo de ahogue llena completamente el sondeo, el manómetro de la bomba debe leer 655 psi. La PFC es más alta que la PRC debido a 52

PROBLEMAS EJEMPLO PARA LA PRESIÓN FINAL DE CIRCUALCIÓN Para reafirmar el entendimiento y el cálculo de la PFC, desarrolle los siguientes problemas utilizando la ecuación 41. 1. PRC dL dAH PFC

= = = =

750 psi 11,5 ppg 12,5 ppg

2. PRC dL dAH PFC

= = = =

650 psi 13,0 ppg 13,3 ppg

3. PRC dL dAH PFC

= = = =

650 psi 11,0 ppg 12,2 ppg

4. PRC dL dAH PFC

= = = =

1.200 psi 14,5 ppg 15,2 ppg

5. PRC dL dAH PFC

= = = =

1.050 psi 16,2 ppg 17,0 ppg

6. PRC = dL = dAH = PFC=

950 psi 14,5 ppg 15,0 ppg

7. PRC dL dAH PFC

750 psi 17,0 ppg 17,8ppg

= = = =

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Capítulo 5

GRADIENTE DE FRACTURA DE LA FORMACIÓN

53

Capítulo 5. Gradiente de Fractura de la Formación.

54

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5 GRADIENTE DE FRACTURA DE LA FORMACIÓN ____________________________________ La presión de fractura de la formación es la cantidad de presión que causa que una formación se quiebre o se fracture. En el control de surgencia, se debe conocer la presión de fractura de la formación expuesta más débil del pozo porque las presiones que se desarrollan durante los procedimientos de control de surgencia pueden ser mayores que la presión de fractura. Si se supera esta presión, la formación se fractura, pudiendo resultar en una pérdida de circulación y en un descontrol subterráneo o rotura del pozo (craterización). La presión de fractura de la formación puede expresarse en psi, densidad equivalente de lodo, o gradiente de fractura. Si se utiliza el gradiente de fractura, usualmente se expresa en psi/pie. Por ejemplo, asuma que una formación de 5.000 pies de profundidad se fractura cuando se ejerce sobre ella 3.640 psi. Entonces, la presión de fractura de esta formación es de 3.640 psi. Su gradiente de fractura es 0,728 psi/pie, porque 3.640 psi divididas por 5.000 pies es igual a 0,728 psi/pie. Además, en términos de densidad equivalente de lodo, la presión desarrollada por 14,0 ppg de lodo fracturarán esta formación del ejemplo porque 14,0 ppg x 0,052 x 5.000 pies = 3.640 psi. DATOS DE FRACTURA El punto de fractura de una formación ha sido objeto de estudio y de mucha investigación desde los años 60. Se ha utilizado gran cantidad de datos de caídas de presión en trabajos de cementación a presión y de pozos en los cuales se produjo pérdida de circulación, de modo de correlacionar la presión de fractura, la profundidad del pozo y la presión poral para un área dada. Este tipo de relación se ha desarrollado para la Costa del Golfo de Louisiana (fig. 12). Los datos de fractura de formaciones con presión poral normal (en este ejemplo, la presión que produce un lodo con densidad de 9,0 ppg) versus la profundidad se muestran con la línea negra gruesa en el extremo izquierdo del grupo de curvas en el gráfico. Esta curva de 9,0 ppg indica que a 4.000 pies en la Costa del Golfo de Louisiana, la presión de fractura podría suponerse equivalente a casi 14,4 ppg de lodo. Una densidad de lodo equivalente de 14,4 ppg

corresponde a una presión de fractura de 2995 psi a 4000 pies, o a un gradiente de fractura de 0,749 psi/pie. Las curvas restantes muestran como la presión de fractura se incrementa a cualquier profundidad dada cuando se encuentran presiones porales anormales. Una presión poral más alta para una determinada profundidad se traduce en una mayor presión de fractura para esa profundidad. DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE FRACTURA En una sección de un pozo abierto, la formación que está inmediatamente debajo del zapato de la cañería de entubación es casi siempre la formación más débil, porque es la formación más superficial expuesta y usualmente tiene una presión poral menor que las formaciones que yacen debajo de ella. En general, las formaciones con presiones porales menores se fracturan más fácilmente que las formaciones con presiones porales más altas. A causa de que la formación que más probablemente se fracture es en el zapato de la cañería de entubación, y debido a que la pérdida de lodo resultante pueden causar dificultades severas en el control de surgencia, se debe determinar la presión de fractura de la formación en el zapato cada vez que se baja y se cementa una nueva columna de cañería de entubación. A través de los años, se ha desarrollado un número de ecuaciones que permiten calcular el gradiente de fractura estimado, pero muchos operadores prefieren llevar a cabo pruebas de admisión o de competencia de la formación (Leak-off Test: LOT y Pressure Integrity Test: PIT). 55

Capítulo 5. Gradiente de Fractura de la Formación.

RESISTENCIA DE LA FORMACIÓN (ppg) 0

12

13

14

15

16

10 11 12

13

17

18

19

2.000

4.000

9

14

15

16

17

18

GRADIENTE DE PRESIÓN PORAL DE FORMACIÓN (ppg)

PROFUNDIDAD VERTICAL DEL P OZO (pies)

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000

Figura 12. Estimación de la Resistencia de la Formación en la zona de la Costa del Golfo de Louisiana

56

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Las pruebas de admisión muestran la presión a la que una formación comienza realmente a admitir líquido y a fracturarse. En otras palabras, el valor medido en una prueba de admisión (LOT) es el de la presión de una columna de lodo necesaria para causar la real fractura de la formación y que comienza a admitir todo el lodo. Los ensayos de competencia (PIT) de la formación son similares a las pruebas de admisión pero el fluido se bombea dentro del pozo hasta que se alcanza una presión predeterminada para determinar que la formación es al menos tan resistente como se espera o requiera. Un LOT o PIT puede también proveer datos para determinar la máxima presión admisible de superficie (MAPS) y la máxima densidad de lodo equivalente que puede utilizarse para evitar la fractura de la formación en el zapato del casing. Como la presión de fondo de pozo depende de la densidad de lodo, un cambio en la densidad de lodo cambia la MAPS; mientras más alta sea la

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densidad de lodo, más baja será la MAPS. Además, el ensayo puede indicar la capacidad de adherencia del cemento en el zapato y si fuera necesaria una cementación correctiva u otro casing. CONSIDERACIONES ANTES DE REALIZAR PRUEBAS DE ADMISIÓN Cuando se rota el zapato del casing (o se reperfora) previo a ejecutar una prueba de admisión, no se debe reperforar más de 5 a 50 pies de pozo debajo del zapato. Generalmente, se acepta entre 5 a 10 pies, pero la profundidad depende de los requerimientos operativos de la compañía y de los requerimientos de la Plataforma Continental Exterior de los Estados Unidos y del Servicio de Dirección de Minerales (MMS). La resistencia de gel, el punto de escurrimiento y la viscosidad del lodo afectan la presión necesaria para circularlo, por lo que se debe tratar de reducir estos valores a un mínimo.

350

300

γ=

25

γ=

250

20

γ=

15

PSI

200

150

γ = 10

γ =8 γ =6

100

γ =4

50

γ =2 0

1

2

3

4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 LONGITUD DE LA COLUMNA DE SONDEO, MILES DE PIES

Figura 13. Pérdida de presión por gelificación del lodo versus miles de pies de sondeo de 5 pulgadas y 19,5 libras por pie (desarrollado por la ecuación 43)

57

Capítulo 5. Gradiente de Fractura de la Formación.

En particular, la resistencia de gel debe mantenerse tan baja como sea posible, porque afecta el valor de presión necesario para iniciar la circulación y esta presión tiene que restarse de la presión de fractura del zapato del casing. Existen fórmulas para determinar cuanta presión tiene que restarse por causa de la resistencia de gel. Determinar la presión de fractura involucra bombear lodo de perforación hacia abajo del pozo y como el lodo puede bombearse hacia abajo por el sondeo o por el espacio anular, la ecuación que se utiliza depende del método de bombeo. Cuando se determina la presión de fractura bombeando lodo hacia abajo por el sondeo, puede utilizarse la siguiente fórmula: Pg = Ls (γ ÷ 300 φis)

(Ec. 42)

Donde

Ls = longitud del sondeo, pies

φis

= resistencia de gel 10-min del lodo, lb/100 pie2 = diámetro interior del sondeo, pulg.

Como un ejemplo, asuma que:

(Ec. 43)

donde Pg = presión requerida para vencer la resistencia de gel, psi Ls = longitud de la columna de sondeo, pies γ

= 10 min. de resistencia de gel del lodo, lb/100pies2

φp

= diámetro del pozo, pulg.

φes

= diámetro exterior del sondeo, pulg.

Ls = 12000 pies γ = 10 lb / 100 pie2

φp

= 8½ pulg.

φes

= 5 pulg.

Por lo tanto: Pg = 12000 [10 ÷ 300 (8½ - 5)] = 12000 (10 ÷ 1050)

Ls = 12000 pies 2

γ

= 10 lb/100 pie

φis

= 4,276 pulg.

= 12000 x 0,0095 Pg = 114 psi.

= 12000 (10 ÷ 1.282,3)

En este ejemplo, tiene que restarse 114 psi del valor de presión determinada en la prueba de admisión o fractura cuando el ensayo se realiza bombeando hacia abajo por el anular.

= 12000 x 0,0078

Realización de Pruebas de Admisión (LOT)

Por lo tanto: Pg = 12000 [10 ÷ (300 x 4,276)]

Pg = 94 psi. En este ejemplo, tienen que restarse 94 psi del valor de la presión determinada por la prueba de admisión, porque representa el valor de presión requerido para romper la resistencia de gel del lodo. Puede ser útil, en la determinación de las pérdidas de presión por la resistencia de gel, una gráfica, (fig. 13), cuando se bombea lodo hacia abajo por el sondeo. Utilizando el ejemplo de una columna de perforación de 12000 pies y lodo con una resistencia de gel de 10 lb/100 pie2, el gráfico muestra que la pérdida de presión por la gelificación del lodo es

58

Pg = Ls x [γ ÷ 300 x (φp - φes)]

Como un ejemplo, asuma que:

Pg = presión requerida para vencer la resistencia de gel, psi γ

alrededor de 94 psi. También se muestran en el gráfico otros valores de resistencia de gel. En caso que las pruebas de admisión o de fractura se realicen bombeando por el anular, la ecuación 42 se modifica levemente:

Existen muchas técnicas para ejecutar pruebas de admisión, pero la mayoría de los operadores aceptan que ciertos puntos son generales para todos. Por ejemplo, se recomienda utilizar un medidor de presión exacto, una bomba de cementación (en vez de una bomba de lodo), que el caudal de la bomba no exceda de ½ bbl por minuto y, como se menciono previamente, que el zapato no sea reperforado más profundo de lo necesario. Para realizar una prueba de admisión, se acepta el siguiente procedimiento:

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Figura 14. Típico gráfico de ensayo de admisión. El área A muestra donde las líneas de superficie están llenas con lodo; B es el punto donde la formación comienza a tomar fluido. En muchos casos, este es el punto definido como presión de admisión. C es el punto donde la formación se fracturó.

59

Capítulo 5. Gradiente de Fractura de la Formación.

1. Circule el pozo para establecer una densidad de lodo uniforme a través del sistema. 2. Levante el trépano hasta el zapato de la cañería de entubación. 3. Cierre la BOP. 4. Utilizando la bomba de cementación, bombee hacia abajo por el sondeo a un caudal no más alto que ½ bbl/min y preferiblemente cerca de ¼ bbl/min 5. Sobre un gráfico registre el fluido bombeado en incrementos de ¼ bbl versus la presión del sondeo hasta que la formación bajo el zapato comience a admitir fluido; en este punto, la presión continuará subiendo, pero a un régimen menor (fig. 14). 6. Repita el ensayo para verificar el punto en el que la formación comienza justo a admitir fluido; este punto es la presión de admisión.

LÍNEA DE PRESIÓ N DE ADMISIÓ N ANTICIPADA

PRESIÓN (PSI)

BOMBA DETENIDA

VOLUMEN INYECTADO

TIEMPO VOL.INY.

TIEMPO

Figura 15. Si el trabajo de cementación fue pobre, la presión se cae mucho antes llegar a la presión de admisión anticipada.

Modificando la presión de admisión según sea necesario (tal como restando el valor de la presión necesaria para iniciar la circulación) puede determinarse la máxima presión admisible de superficie. Como se afirmó anteriormente, 60

una prueba de admisión también puede revelar un trabajo de cementación pobre canalizándose la presión por detrás del casing. Un gráfico de presión versus el volumen de fluido inyectado durante una prueba de admisión que involucra un trabajo de cementación pobre muestra que la presión se cae mucho antes del punto de admisión anticipado (fig. 15). Realización de Ensayos de Competencia de la Formación (PIT) En los casos en los que no se desea o no es posible bombear hasta el punto de admisión, pueden ejecutarse ensayos de competencia de la formación o ensayos estáticos. En este tipo de ensayo, el fluido se bombea dentro del pozo cerrado hasta que se alcanza una presión de ensayo en superficie predeterminada, la cual se cree está por debajo de la presión que realmente provoca que la formación se fracture y admita fluido. El valor de la presión de ensayo en superficie se obtiene usualmente evaluando datos de otros pozos perforados en la cercanía. Una forma de ejecutar un ensayo de competencia de la formación es siguiendo los mismos pasos que en el ensayo de admisión excepto que, después que se cierra la BOP, se debe bombear lentamente lodo dentro del pozo hasta que se alcanza la presión de superficie de ensayo predeterminada. Si la presión predeterminada se alcanza antes que la formación realmente se rompa y el fluido comience a filtrar, la presión puede utilizarse de igual modo a la presión de admisión. Si, durante el ensayo la presión provoca que la formación se rompa y que el fluido se filtre, entonces, el ensayo estático, o de competencia de la formación, pasa a ser una prueba de admisión y los resultados se tratan de manera consecuente. En términos de densidad de lodo equivalente, puede obtenerse por medio de fórmulas un valor de presión de ensayo en superficie. Para calcular la presión de ensayo en superficie se tiene en cuenta la diferencia de presión hidrostática entre la densidad de lodo utilizada para perforar el pozo y la densidad de lodo anticipada para equilibrar las presiones más altas pozo abajo. Para realizar el ensayo de competencia de la formación, y a causa de que puede necesitarse lodo de mayor densidad para equilibrar las presiones de las formaciones penetradas mientras avanza la perforación, algunos operadores utilizan el método de la densidad equivalente de lodo.

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Una vez que se obtiene de los datos de un pozo cercano la densidad de lodo equivalente que se cree puede soportar la formación en el zapato sin fracturarse, se puede utilizar la siguiente fórmula para calcular la presión de prueba en superficie: PPS = (de -dL) x 0,052 x hzap (Ec. 44) donde

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zapato y con la densidad de lodo conocida que se ha usado para reperforarlo. Ph1 = 0,052 x de x hzap

(Ec.45)

Ph2 = 0,052 x dL x hzap

(Ec.46)

PPS = Ph1 - Ph2

(Ec.47)

donde Ph1 = presión hidrostática, psi

PPS = presión de prueba en superficie, psi

de

de

= densidad de lodo equivalente, ppg

dL

= densidad de lodo en el pozo, ppg

hzap = profundidad vertical verdadera del zapato del casing, pies.

hzap = profundidad vertical verdadera del zapato del casing, pies. Como problema de ejemplo asuma que: de

= 13 ppg

dL

= 10 ppg

hzap = 5000 pies. Por lo tanto: PPS = (13 - 10) x 0,052 x 5000 PPS = 780 psi. La presión de prueba en superficie determinada en el ejemplo es de 780 psi; en otras palabras, si se permite que la presión en superficie sobrepase las 780 psi, entonces puede fracturarse el zapato y producirse un flujo subterráneo. Otro modo de determinar la presión de prueba de superficie es con datos de un pozo cercano, de la densidad de lodo equivalente que se piensa que puede soportar la formación del

= densidad de lodo equivalente, ppg

Ph2 = presión hidrostática, psi dL = densidad de lodo en el pozo, ppg PPS

= presión de prueba en superficie, psi.

Como un ejemplo, asuma que: de

= 16,2 ppg

hzap = 12450 pies dL

= 11,5 ppg.

Por lo tanto: Ph1

= 0,052 x 16,2 x 12450

Ph1

= 10488 psi

Ph2

= 0,052 x 11,5 x 12450

Ph2

= 7.445 psi

PPS = 10488 – 7445 PPS = 3043 psi. En este caso, si la presión en superficie excede las 3043 psi, puede fracturarse el zapato y generarse un descontrol subterráneo.

61

Capítulo 5. Gradiente de Fractura de la Formación.

62

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Capítulo 6

MÉTODOS DE CONTROL DE SURGENCIA

63

Capítulo 6. Métodos de Control de Surgencia.

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6 MÉTODOS DE CONTROL DE SURGENCIA ____________________________________ El objetivo de cualquier método de control de surgencia es ahogar la surgencia y poner el pozo bajo control. Para lograr esto, el método debe permitirle al personal (1) remover los fluidos de la surgencia del pozo y (2) llenar el pozo con lodo de densidad suficiente para ejercer presión igual o más grande que la presión de la formación. Existen muchos métodos de control de surgencia, incluyendo el del perforador, esperar y densificar, concurrente, volumétrico, lubricación, de baja presión del estrangulador; sin embargo, los tres más frecuentemente utilizados son el del perforador, esperar y densificar, y el concurrente. Aunque se presentan diferencias entre los tres métodos, en varios aspectos son similares. Por ejemplo, los tres comparten el principio básico de que debe mantenerse la presión del fondo del pozo constante a lo largo de la operación de control de surgencia, sin tener en cuenta la naturaleza del aporte. La presión del fondo del pozo se mantiene constante circulando el fluido de perforación a una velocidad de bomba también constante a través del estrangulador y operando el estrangulador apropiadamente cuando sea necesario ajustar la contrapresión ejercida en el pozo. Además, los tres métodos posibilitan al personal detener la bomba, cerrar totalmente el estrangulador y analizar el problema, sin poner el pozo en peligro, en ningún momento durante el procedimiento. Los tres también requieren una presión de circulación final constante después que el lodo de densidad de ahogue alcance el trépano. Independientemente del método utilizado, luego que un pozo surge y se cierra, se da tiempo a que se estabilicen la PCS y la PCA (normalmente en pocos minutos), se leen y se registran. La presión de circulación reducida (PRC), que es la presión indicada en el sondeo o en el manómetro del standpipe cuando la bomba se opera a una velocidad reducida, se determina y se registra usualmente antes de que ocurra alguna surgencia. Cuando ocurre la surgencia, la PCS se suma a la PRC para obtener la PIC. Como se dijo antes, la presión de fondo se mantiene constante con el régimen de bomba constante y ajustando el estrangulador cuando sea necesario. Para todos los métodos son muy útiles las planillas de control de surgencia, ya que pueden registrarse datos como la PCS, la PCA, la PRC, la profundidad del pozo, los datos de la cañería de entubación y toda información necesaria para ahogar un pozo exitosamente, pudiendo utilizarla como referencia durante los procedimientos de ahogado. La diferencia principal entre los tres métodos se establece en el modo y momento de bombear el lodo con densidad de ahogue a través del sondeo. En el método del perforador, la surgencia se circula con el mismo lodo que se encontraba en el pozo en el momento que ocurrió la surgencia. Posteriormente y para controlar el pozo, se circula el lodo con densidad de ahogue. En el método esperar y densificar, la surgencia se circula al mismo tiempo que se bombea el lodo con densidad de ahogue. En el método concurrente la densidad del lodo se va incrementando por intervalos, usualmente un punto por vez. Siempre que se incrementa la densidad, inmediatamente se circula el nuevo lodo por el sondeo y se recalculan las presiones de circulación. Este proceso de incrementar la densidad de lodo en intervalos y circular

continúa hasta que se logra la densidad de ahogue. MÉTODO DEL PERFORADOR El método del perforador es el más básico de todos y puede emplearse en un gran número de situaciones de control de surgencia. Como involucra el uso de muchas técnicas comunes a otros métodos, el del perforador se puede estudiar para aprender los procedimientos básicos de control de surgencia. Procedimiento para el Método del Perforador Se detalla paso a paso los procedimientos para controlar una surgencia mediante el método del perforador:

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Capítulo 6. Métodos de Control de Surgencia.

PLANILLA DE AHOGUE MÉTODO DEL PERFORADOR

1. Registre la información a. Tamaño del casing ___________ Profundidad ____________ ft b. Resistencia a la presión interna del casing ______________ psi Presión máxima admisible fijada por el operador ________ psi c. Presión de circulación (Pn) __________________________ psi Velocidad de bombeo _____________________________ epm (velocidad normal de circulación)

d. Mantenga constante tanto el régimen de la bomba en su valor reducido como también la presión del sondeo. Si la presión del sondeo aumenta, abra el estrangulador y si disminuye ciérrelo suavemente. Cuando ha accionado el estrangulador, observe el cambio en el manómetro del anulara para pronosticar la magnitud de la presión en el medidor del sondeo. e. Cuando el pozo está libre de gas, petróleo o agua salada, pare la bomba y cierre el pozo. En ese momento, la presión del anular y del sondeo deben ser las mismas que la presión de cierre original (PCS). f. Registre la presión nueva en el anular. PCA nueva _____________ psi.

d. Presión reducida de circulación (Pr) ______________ psi

4. Calcule la densidad de lodo para ahogar el pozo. Velocidad _____________ epm

2. Detenga la bomba y cierre completamente el pozo. Permita que las presiones se estabilicen. No permita que la presión del casing se exceda en lo más mínimo de la indicada en 1.b. Si la presión aumenta hasta este valor, circule a la presión más alta que el casing lo permita y utilice el método de baja presión del estrangulador para ahogar el pozo. a. Presión del sondeo (PCS) ___________________________ psi b. Presión del anular (PCA) ___________________________ psi c. Densidad de lodo (en el sondeo, dL) __________________ ppg d. Longitud del sondeo (Ls) ____________________________ ft

a. El incremento necesario en la densidad del lodo se calcula a partir de la información registrada en el paso 2.

∆d L =

20 x ( _ _ _ _ ) 20 x PCS = = _ _ _ _ _ ppg Ls (_ _ _ _ _)

b. Densidad de lodo necesaria: dAH = dL + ∆dL = _____________ + ______________ ppg = ______________________________ ppg 5. Lleve al sistema de lodo de superficie a la densidad de lodo que se requiere.

e. Ganancia de pileta _________________________________ bbl

Si el densificado del lodo puede hacerse en una pileta separada, se debe comenzar simultáneamente con el paso 3.

f. Tiempo de circulación de superficie al trépano __________ min

6. Fije la velocidad y las presiones de circulación para ahogar el pozo.

3. Fije la velocidad y las presiones de circulación para limpiar el pozo. a. Encienda la bomba y abra el estrangulador, tanto como sea necesario. La presión en el estrangulador debe ser inicialmente la presión de cierre del casing o anular (PCA), y debe mantenerse constante mientras la velocidad de la bomba aumenta hasta las emboladas por minuto deseadas. b. Ajuste el estrangulador para obtener PCA psi o para obtener la presión del sondeo de (PRC + PCS) psi. Utilice la presión reducida de circulación registrada (PRC) y el régimen de bombeo desde 1d. c. Registre la presión de circulación por el sondeo __________ psi Régimen

___________________________________epm

Figura 16. Planilla de ahogue de pozos, método del perforador.

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a. Encienda la bomba y abra el estrangulador tanto como sea necesario. La presión en el estrangulador debe ser inicialmente la presión de cierre del anular 3f, y debe mantenerse constante mientras se aumenta la velocidad de la bomba hasta las emboladas por minuto deseadas. b. Con el estrangulador mantenga constante la presión del anular, mientras se llena el sondeo con el lodo densificado. c. Después que el sondeo se ha llenado con el lodo densificado, registre la presión de sondeo, mantenga la velocidad de la bomba y ahora es la presión del sondo la que debe mantenerse invariable modificando la apertura del estrangulador hasta que el anular se llene con el lodo nuevo. d. Cuando el lodo densificado llega a la superficie, se libera la presión del estrangulador, si la hubiera. Pare la circulación y realice un control de flujo.

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1.

Cuando ocurre una surgencia, cierre el pozo de acuerdo con los procedimientos del operador y del contratista.

2.

Registre la PCS, la PCA y el aumento de nivel de la pileta.

3.

Llene la planilla de control de surgencia (fig. 16). Tenga en cuenta que algunos datos, tales como la PRC, por lo general se debe registrar antes que ocurra la surgencia.

4.

Para empezar a circular, abra el estrangulador; lentamente lleve la bomba a velocidad de ahogado y mantenga la PCA en un valor constante (normalmente la lectura original de cierre) ajustando el estrangulador. Manteniendo constante la PCA durante este intervalo corto de tiempo se logra mantener constante la presión del fondo del pozo.

5.

6.

7.

Cuando la bomba está a la velocidad de ahogue, el manómetro del sondeo mostrará la PIC (presión inicial de circulación). Mantenga la PIC constante abriendo o cerrando el estrangulador. Mantenga una velocidad de bomba constante. No permita que la bomba cambie de régimen. Circule el aporte, manteniendo la presión del sondeo constante a la PIC. (Recuerde que la PIC es igual a la PRC más la PCS.) Cuando se ha sacado todo el aporte de la surgencia y se cierra el pozo, tanto la PCS como la PCA deben ser iguales a la PCS que se registró cuando ocurrió la surgencia. Detenga la bomba, cierre el estrangulador y prepare lodo de densidad de ahogue. Se puede calcular el incremento de la densidad de lodo utilizando la siguiente fórmula: ∆dL = PCS ÷ h ÷ 0,052

(Ec. 22)

donde ∆dL = incremento de la densidad de lodo, ppg PCS = presión de cierre del sondeo, psi h

= profundidad vertical verdadera, pies

También se pueden utilizar tablas como la B.8 que se encuentra en el apéndice B.

8.

Cuando las piletas están llenas con lodo de densidad de ahogue, abra el estrangulador y lleve la bomba lentamente hasta la velocidad de ahogue, mande el lodo nuevo manteniendo constante la presión anular en el valor de cierre, hasta que el lodo nuevo llegue al trépano. A medida que el lodo nuevo va llenando el sondeo, la PIC decrecerá lentamente hacia la PFC. Ya que es necesario saber cuándo se ha llenado el sondeo con el lodo nuevo, con el objeto de determinar la PFC, será necesario efectuar algunos cálculos. El número de emboladas de la bomba necesarias para que el lodo nuevo llegue al trépano (emboladas superficie a trépano) puede calcularse con la siguiente ecuación: N° embsup-trep = Cs x Ls ÷ Db

(Ec. 32)

donde N° embsup-trep = número de emboladas desde la superficie al trépano Cs = capacidad del sondeo, bbl/pie Ls = longitud del sondeo, pies Db = desplazamiento de la bomba, bbl/s. El tiempo desde la superficie al trépano puede calcularse con la siguiente ecuación: tsup-trep = N° embsup-trep ÷ epm

(Ec.24)

donde tsup-trep

= tiempo desde la superficie al trépano, min.

N° embsup-trep = número de emboladas desde la superficie al trépano epm = régimen de la bomba, epm. Mientras se está bombeando dentro del pozo, la cuadrilla debe continuar mezclando el lodo de densidad de ahogue en las piletas. Cuando el lodo de densidad de ahogue llega al trépano, deje de controlar la presión del anular y comience a observar la presión del sondeo. Mantenga la presión del sondeo constante en el nuevo valor (PFC) hasta que el lodo de densidad de ahogue aparezca en la canaleta de retorno o en el estrangulador. Mantenga constante la velocidad de la bomba. Si se conoce la PRC, entonces puede calcularse la presión final de circulación con la siguiente fórmula: PFC = PRC x ( dAH ÷ dL) (Ec. 41) 67

Capítulo 6. Métodos de Control de Surgencia.

donde PFC = presión final de circulación, psi PRC = presión reducida de circulación, psi dAH = densidad del lodo de ahogue, ppg dL = densidad del lodo original, ppg. 9.

Detenga las bombas y lleve a cabo un control de flujo o cierre el pozo para asegurarse que está ahogado. Antes de seguir perforando, considere una circulación adicional para acondicionar el lodo y tal vez para agregar un margen de seguridad, o de maniobra.

Técnicas Comunes en el Método del Perforador Ya que muchas de las técnicas utilizadas en el método del perforador se utilizan también en el método esperar y densificar y en el concurrente, los especialistas de control de surgencia frecuentemente recomiendan estudiar cuidadosamente el método del perforador. Las técnicas del método del perforador comunes a los otros dos incluyen (1) cerrar el pozo rápida y adecuadamente, (2) mantener la presión del anular constante mientras el régimen de la bomba se lleva al régimen de ahogue para determinar adecuadamente la PIC, (3) mantener el régimen de la bomba constante al régimen de ahogue, ( 4) mantener la presión del sondeo constante, (5) calcular la capacidad de la columna de perforación y el número de emboladas hasta el trépano, y (6) calcular la densidad del lodo de ahogue. Independientemente del método, si el pozo se cierra rápida y adecuadamente el aporte será pequeño. Elevando la velocidad de la bomba, mientras se mantiene constante la presión del anular se logra la suficiente presión del fondo para evitar que ingresen al pozo fluidos adicionales de la surgencia. Una vez que la bomba está al régimen de ahogue, manteniéndola a un régimen constante, permite que la presión del fondo del pozo permanezca constante ajustando el estrangulador. Finalmente, manteniendo estable la presión del sondeo mediante el ajuste del estrangulador se logra una presión de fondo constante previo al momento de circular el lodo densificado para ahogar. Una vez que se bombea el lodo de ahogue por el sondeo hasta el trépano, nuevamente se mantiene constante la presión del

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sondeo a la PFC para mantener constante la presión del fondo del pozo. Aunque el método del perforador algunas veces aumenta la probabilidad de pérdida de circulación mientras se ahoga una surgencia de gas, ciertos aspectos del método pueden ser ventajosos. Por ejemplo, es de fácil aprendizaje porque requiere solamente unos pocos cálculos y la circulación se puede comenzar de inmediato, lo que disminuye la posibilidad de que el sondeo se atasque, que se tape el circuito de circulación, o que el gas migrante complique la situación del control de surgencia. Limitaciones del Método del Perforador A pesar de sus ventajas, el método del perforador tiene algunas limitaciones. Por ejemplo, si el aporte de la surgencia es gas, la presión de superficie del casing se eleva a un valor máximo. Ya que el pozo se circula con el lodo de densidad que tenía cuando ocurrió la surgencia, toda la presión adicional necesaria para prevenir ingresos adicionales de fluidos de surgencia debe mantenerse reteniendo la contrapresión con el estrangulador. No se bombea lodo de densidad de ahogue más pesado hasta que el pozo esté limpio. Como el gas de una surgencia se expande mientras se lo circula hacia arriba, empujará al lodo fuera del anular reduciendo la presión hidrostática en el anular; por ello, el estrangulador debe retener más y más contrapresión para mantener la presión del fondo del pozo en el valor correcto. Como resultado, la presión del casing en la superficie puede llegar a un valor muy alto cuando la surgencia es en gran parte o totalmente de gas. La alta presión del casing puede posibilitar fractura de la formación, pérdida de circulación, y un descontrol (blowout) o craterización subterráneo, dependiendo de las ubicaciones relativas del aporte y del zapato del casing. Además, el método del perforador requiere un tiempo relativamente largo para ahogar el pozo, ya que se necesitan dos circulaciones: una para circular el aporte hacia afuera y una para circular el lodo de densidad de ahogue por todo el pozo. Como la presión en el conjunto de BOP se mantiene durante las dos circulaciones, aumenta la posibilidad de otro tipo de problemas. MÉTODO ESPERAR y DENSIFICAR Se llama así porque la cuadrilla primero cierra el pozo, espera a que se prepare lodo de densidad de ahogue y después circula el nuevo lodo

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densificado dentro del pozo. Al mismo tiempo que se bombea el nuevo lodo, el lodo original y los fluidos de la surgencia se sacan a través del estrangulador. Este procedimiento puede generar una presión de superficie o de casing menor que si se circula primero la surgencia con lodo original y después se circula el lodo nuevo. La presión de superficie puede ser menor con el método esperar y densificar, ya que el lodo nuevo y más pesado llegará al fondo del espacio anular antes de que se saque el aporte de gas a través del estrangulador. La presión hidrostática provocada por el nuevo lodo de densidad mayor reducirá la presión de superficie necesaria para mantener la presión de fondo constante. En caso de que la presión de superficie sea limitada, se reducen las posibilidades de rotura de la formación. Sin embargo, tales posibilidades de

disminuir las roturas de la formación sólo existirán si el lodo densificado entra al espacio anular antes de que el aporte de gas pase frente al zapato del casing. La mayoría de los operadores recomiendan que se consideren estas ventajas potenciales del método esperar y densificar en la perforación off shore, en locaciones donde es muy probable la pérdida de circulación o la falla del equipo y donde sea posible la preparación rápida de lodo con densidad de ahogue. Se debe ponderar la ventaja de la presión reducida en el casing frente a la probabilidad de problemas tales como la migración de gas, tubería atascada o taponamiento de la circulación dentro del pozo durante el periodo de espera. Tales problemas se agravan a medida que pasa el tiempo y no se hace ninguna circulación.

PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN

PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN

3.000

2.000

1.200 1.000

0 EMBOLADAS TIEMPO (min.) 0 1.200 PRESIÓN

950 psi

175 5 1.150

350 10 1.100

525 15 1.050

700 20 1.000

875 25 950

Figura 17. Cuando se conocen la PIC y la PFC, se puede trazar un gráfico para la correcta presión de sondeo. En este ejemplo, la PIC es 1.200 psi y la PFC es 950 psi. A los 15 minutos y 525 emboladas de la circulación, la presión del sondeo debe ser 1.050 psi.

Características del Método Esperar y Densificar Se deben tener en cuenta dos características importantes del método esperar y densificar. Primero, tal como se observa en el manómetro del sondeo, la presión de bombeo disminuye cuando se circula por el sondeo lodo con densidad de ahogue, aún a caudal constante. Segundo, no es necesario mantener constante la presión del casing mientras el lodo nuevo llena el sondeo; se debe permitir su incremento de modo

de mantener constante la presión del fondo del pozo. Para entender por qué disminuye la presión del sondeo mientras se bombea el lodo nuevo por el mismo sondeo, recuerde que (1) el manómetro del sondeo muestra la presión de la bomba cuando se está circulando el pozo y (2) la PIC incluye el exceso de la presión de formación respecto de la presión hidrostática del lodo original en el sondeo. Por ello, después que se calcula la nueva densidad de lodo con la PCS y se circula el lodo nuevo por el sondeo, se 69

Capítulo 6. Métodos de Control de Surgencia.

equilibra la presión ejercida por la formación sobre el lodo de la tubería y decrece la presión de circulación del sondeo. En el método del perforador, una forma de mantener la presión del fondo del pozo constante mientras el lodo nuevo llena el sondeo es mantener la presión del casing constante maniobrando el estrangulador. Este procedimiento es aceptable siempre que todo el gas se haya circulado fuera del pozo. Con el método esperar y densificar, la presión del casing no debe mantenerse constante mientras el lodo nuevo llena el sondeo, porque al mismo tiempo se está circulando la surgencia por el anular y se debe posibilitar la expansión de cualquier gas presente en la misma para evitar presiones excesivas. Cuando esto sucede, aumenta la presión del casing. Con el método esperar y densificar, la presión del fondo del pozo se mantiene constante utilizando una técnica diferente. Una técnica conocida es determinar primero la PIC, la PFC y la cantidad y velocidad a la que la PCS decrecerá. Estos valores se registran en un gráfico y se los observa mientras el lodo nuevo llena el sondeo (fig. 17). Si la presión del sondeo se aparta del valor calculado, se ajusta el estrangulador para corregirlo y la presión del fondo del pozo se mantiene constante hasta que se alcanza la PFC. Procedimiento para el Método Esperar y Densificar El siguiente procedimiento método esperar y densificar:

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corresponde

al

1.

Cuando ocurre la surgencia, cierre el pozo.

2.

Llene la hoja de trabajo (planilla de ahogue) e incremente la densidad de lodo.

3.

Cuando el lodo nuevo está listo, abra el estrangulador y lentamente lleve la bomba a la velocidad de ahogue mientras mantiene la presión del casing constante utilizando el estrangulador. (Con las BOP submarinas, disminuya la presión del casing en la cantidad de presión de fricción de la línea de estrangulación, si se conoce). Cuando la bomba está a régimen de ahogue, observe el

manómetro del sondeo; debe indicar la PIC. 4.

Mientras mantiene el régimen de la bomba constante, continúe bombeando el lodo nuevo por el sondeo. La presión del sondeo decrecerá a medida que el lodo nuevo llena la tubería. La disminución en la presión del sondeo puede monitorearse en el gráfico de la planilla de ahogue y el estrangulador deberá abrirse o cerrarse para corregir pequeñas fluctuaciones.

5.

Cuando el lodo de densidad de llegue al trépano, mantenga la mantenga las emboladas de la constantes hasta que el lodo alcance la superficie.

6.

Detenga la bomba, cierre el pozo y controle si hay flujo.

ahogue PFC y bomba nuevo

Llenando la Hoja de Trabajo del Método Esperar y Densificar Con el método esperar y densificar es esencial utilizar una hoja de trabajo o de ahogue, que provea no solamente espacios para la información registrada previamente, tal como la PRC, sino que también contenga espacios para realizar los cálculos necesarios y una grilla para trazar la caída de presión del sondeo a medida que se circula hacia abajo el lodo nuevo por el sondeo (fig. 18). Una representación de la reducción de PCS en función del número de emboladas desde la superficie al trépano y del tiempo desde la superficie al trépano, es un elemento muy útil y claro al que el operador de control de surgencia puede referirse en cualquier momento durante el tiempo en que el sondeo se está llenando con lodo nuevo. Al referirse a este gráfico, el operador puede estar seguro que está manteniendo la presión adecuada en el manómetro del sondeo y por lo tanto en el fondo del pozo. La planilla de ahogue puede llenarse de la siguiente manera: 1.

Asegúrese de que la información prerregistrada sea correcta.

2.

Cuando ocurre la surgencia, registre la PCS, la PCA y el incremento de volumen de la pileta.

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PLANILLA DE AHOGUE DE POZO MÉTODO DE ESPERAR Y DENSIFICAR 1. INFORMACIÓN PREREGISTRADA presión de reducida de circulación (PRC) a _______ emboladas por minuto ___________ psi 2. REGISTRO DEL TIEMPO DE CIERRE tiempo de circulación, superficie - trépano _____________ min., ______________ emboladas presión de cierre del sondeo (PCS) ...................................................... ______________ psi presión de cierre del casing (PCA) ....................................................... ______________ psi 3. DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN PRC + PCS …………………..........................................…………….. ______________ psi 4. CÁLCULO DEL INCREMENTO DE DENSIDAD DEL LODO ∆dL = PCS ÷ h ÷ 0,052 ……………………………………………..______________ ppg densidad del lodo original ……………………………………….………______________ ppg 5. NUEVA DENSIDAD DEL LODO NECESARIA ………………….......______________ ppg 6. DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN Presión Reducida de Circulación x densidad de lodo de ahogue ÷ densidad del lodo original PFC = PRC x dAH ÷ dL .......................................................................... ______________ psi ANÁLISIS GRÁFICO 1. Marque la presión inicial de circulación sobre el borde izquierdo del gráfico. 2. Marque la presión final de circulación sobre el borde derecho del gráfico. 3. Conecte los puntos con una línea recta.

2.000

1.000

PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN

PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN

3.000

PCS emboladas tiempo

Figura 18. Típica planilla de ahogue de pozo para el método de Esperar y Densificar

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Capítulo 6. Métodos de Control de Surgencia.

PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN

PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN

3.000

2.000

1.500

1.200 psi 1.000

PCS emboladas tiempo

Figura 19. Una línea recta conecta la PIC y la PFC en el método esperar y densificar.

PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN

PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN

3.000

2.000

1.500

1.200 psi 1.000

PCS 1.500

1.470

1.440

1.410

1.380

1.350

1.320

1.290

1.260

1.230

1.200

Figura 20. La PCS cae aproximadamente 30 psi por cada división del gráfico entre la PIC y la PFC en el método esperar y densificar.

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PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN

PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN

3.000

2.000

1.500

1.200 psi 1.000

PCS 1.500 emboladas 0

1.470 80

1.440 160

1.410 240

1.380 320

1.350 400

1.320 480

1.290 560

1.260 640

1.230 720

1.200 800

Figura 21. La cantidad total de emboladas de la superficie al trépano es 800, por lo tanto la primer división luego del cero tendrá un valor de 80, la segunda 160, la tercera 240 y así sucesivamente hasta alcanzar el total de 800, en el método de esperar y densificar.

3.

Utilizando la fórmula que aparece en la planilla de ahogue, calcule el incremento de la densidad de lodo y anótelo.

4.

Ahora vaya al gráfico de PCS. Para trazar la disminución en la PCS, determine la PIC utilizando la fórmula

correspondiente que aparece en la planilla de ahogue. 5.

Marque la PIC en el gráfico de la planilla y en el punto correspondiente en psi sobre la línea vertical izquierda del gráfico.

PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN

PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN

3.000

2.000

1.500

1.200 psi 1.000

PCS emboladas tiempo

1.500 0 0

1.470 80 5

1.440 160 10

1.410 240 15

1.380 320 20

1.350 400 25

1.320 480 30

1.290 560 35

1.260 640 40

1.230 720 45

1.200 800 50

Figura 22. El tiempo total desde la superficie al trépano es de 50 min., por lo tanto la primer división luego del cero tendrá el valor 5, la segunda 10, la tercera 15 hasta que se alcanza el total de 50, en el método esperar y densificar.

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Capítulo 6. Métodos de Control de Surgencia.

MÉTODO DE ESPERAR Y DENSIFICAR

PLANILLA DE AHOGUE DE POZO Día ________ Hora ________ Nombre __________________ 1.

INFORMACIÓN PREREGISTRADA Trépano, h __________ pie. Trépano, PM __________ pie. Zapato, h __________ pie Zapato, PM __________ pie Casing: Tamaño _________ pulg. Peso _________ lb/pie Grado _________ 70% estallido _________ psi MAPS ________ psi Pozo: Tamaño _________ pulg. Presión de fricción de la línea de estrangulación (solo equipos flotantes) ____________ psi Sondeo: Tamaño _________ pulg. Peso _________ lb/pie Capacidad del sondeo: ____________ bbl/pie Capacidad del portamechas: ____________ bbl/pie Emboladas trépano al zapato = ( ___________ - ____________ ) x _______________ ÷ ____________________ = _________ e Prof. del pozo Prof. del zapato Cap. anular, bbl/pie Despl. de bomba, bbl/e Máxima densidad admisible del lodo (de) ( ________________ ÷ ______________ ÷ 0,052) + _______________________ ………………………………. = _______ ppg Presión de admisión h del zapato Densidad del lodo de prueba Máxima Presión Admisible de Superficie basada en el Ensayo de Admisión ( ____________________________ - ___________ ) x _______________ x 0,052 ………………………………. = _______ ppg Máxima densidad admisible del lodo dl1 h del zapato PRESIÓN REDUCIDA DE CIRCULACIÓN (PRC) Bomba Nº1 _________________ psi a ____________ e. Desplazamiento de la bomba ___________ bbl/e

Bomba Nº2 ____________ psi a ____________ e Desplazamiento de la bomba ___________ bbl/e

2.

REGISTRO Presión de cierre de sondeo (PCS) …………………………………………………….…...……………. = _________ psi Presión de cierre de anular (PCA) ….………………………………………………....…………………. = _________ psi Incremento del volumen de pileta ….……………………………………………………………………. = _________ bbl

3.

DETERMINE LA PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN (PIC) PIC = ___________ + ____________ ….………………………………………….……………………. = _________ psi PRC PCS

4.

CALCULAR EL INCREMENTO DE DENSIDAD DE LODO (∆dl) ∆dL = ___________ ÷ ____________ ÷ ______________ …...……………………………………… PCS 0,052 h Sumar la densidad del lodo original (dL)

= __________ ppg

5.

DENSIDAD DEL LODO DE AHOGUE (dAH)………………………………..................................

= __________ ppg

6.

DETERMINE LA PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN ppg

= __________ ppg

PFC = ___________ x ____________ ÷ ____________ ………………………….…………………….. = _________ psi (PFC) dL PRC dAH 7.

CALCULE LAS EMBOLADAS DESDE LA SUPERFICIE AL TRÉPANO (EST) A. Sondeo:

Capacidad del sondeo x Longitud del sondeo ÷ Desplazamiento de la bomba ………… = ____________ e

B. Portamechas: Capacidad del portamechas x Longitud del portamechas ÷ Desplazamiento de la bomba = ____________ e Total de emboladas ....……. = ____________ e Tiempo de circulación hasta el trépano = Total de emboladas ÷ epm = _………….……………..…… = ____________ min 8.

CUADRO DE REDUCCIÓN DE LA PRESIÓN DEL SONDEO Presión = (PIC – PFC) ÷ 10 = ___________ psi/división Tiempo

0

0

Tiempo

Presión

PIC

PFC

Presión

0

0

Emboladas

Emboladas

Mantenga constante la presión final de circulación (PFC) durante toda la maniobra luego de que el lodo de ahogue alcance el trépano.

Figura 23. Planilla de ahogue de pozo para el método de esperar y densificar

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PLANILLA DE AHOGUE DE POZO MÉTODO CONCURRENTE 1. INFORMACIÓN PREREGISTRADA presión reducida de circulación a _____________ emboladas por minuto ____________ psi 2. REGISTRO EN EL MOMENTO DE CIERRE tiempo de circulación, superficie - trépano _____________ min., ______________ emboladas presión de cierre del sondeo (PCS) ...................................................... ______________ psi presión de cierre del casing (PCA) ....................................................... ______________ psi 3. DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN presión reducida de circulación + PCS ….…………………………….. ______________ psi 4. CÁLCULO DEL INCREMENTO DE DENSIDAD DEL LODO ∆dL = PCS ÷ h ÷ 0,052 …………………..………………………….______________ ppg densidad del lodo original ……………………………………….………______________ ppg 5. NUEVA DENSIDAD DEL LODO NECESARIA ………………….......______________ ppg 6. PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN DETERMINADA …………….______________ ppg Presión Reducida de Circulación x nueva densidad del lodo ÷ densidad del lodo original PFC = PRC x dAH ÷ dL .......................................................................... ______________ psi ANÁLISIS GRÁFICO 1. Marque la presión inicial de circulación sobre el borde izquierdo del gráfico. 2. Marque la presión final de circulación sobre el borde derecho del gráfico. 3. Conecte los puntos con una línea recta.

2.000

1.500

1.000

PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN

PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN

3.000

Dens. Lodo PCS emboladas tiempo

Figura 24. Planilla de ahogue de pozo para el método concurrente.

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Capítulo 6. Métodos de Control de Surgencia.

PRESIÓN FINIAL DE CIRCULACIÓN

PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN

3.000

2.000

1.500

1.200 psi 1.000

Dens.Lodo PCS emboladas tiempo

12,2 1.550 420 60

12,3 1.450 420 60

12,4 1.350 420 60

12,5 1.250 420 60

12,6 1.150 420 60

12,7 1.050 420 60

Figura 25. Planilla de ahogue de pozo para el método concurrente.

76

6.

Utilice la fórmula de la planilla de ahogue para determinar la PFC y márquela sobre la línea vertical derecha del gráfico.

7.

Ubique en el borde izquierdo la PIC y en el borde derecho la PFC y dibuje una línea para conectar los dos puntos (fig. 19).

8.

Determine las presiones entre la PIC y la PFC e ingréselas en las divisiones en la parte inferior del gráfico. Las presiones intermedias entre la PIC y la PFC pueden calcularse restando la PFC de la PIC, dividiendo la respuesta por el número de divisiones y restando progresivamente esta respuesta de la PIC. Por ejemplo, si la PIC es 1.500 psi, la PFC es 1.200 psi, y aparecen 11 divisiones en la parte inferior del gráfico en la hoja de trabajo, registre 1.500 en la primera división. Esto deja 10 divisiones para llegar al punto donde la presión del sondeo alcanza las 1.200 psi. Por lo tanto, reste 1.200 de 1.500, divida el resultado por 10. El resultado muestra que la PCS cae 30 psi en cada división después de la PIC de 1.500 psi. Por ello, en la primera división después de aquella donde se

registra la PIC, el valor de la presión es 1.470 psi; en la segunda, es 1.440 psi y así sucesivamente hasta que se alcanza la PFC de 1.200 psi (fig. 20). 9.

Determine el número de emboladas desde la superficie al trépano utilizando la fórmula mostrada en la planilla de ahogue e ingrese este valor en los espacios correspondientes de la planilla y en la división en el extremo derecho sobre el gráfico de la planilla de ahogue.

10. Ingrese 0 (cero) en el extremo izquierdo. Luego, registre el número adecuado de emboladas en las divisiones restantes. Como un ejemplo, asuma que N° embsuptrep es 800 y que están marcadas 11 divisiones en el gráfico. Divida 800 por 10 obteniéndose 80. Ingrese este valor en la primera división después del 0, luego 160 en la segunda, 240 en la tercera y así sucesivamente hasta que se alcanza un total de 800 emboladas (fig. 21). 11. Para obtener el tiempo desde la superficie al trépano tsup-trep, utilice la fórmula que aparece en la planilla de ahogue y anote este valor en el espacio en blanco en la hoja de trabajo y también

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en la esquina derecha del gráfico de la hoja. Luego, ingrese 0 (cero) en la esquina izquierda y los tiempos correspondientes en las divisiones restantes. Como ejemplo, asuma que el tsup-trep es de 50 min. Dividiendo 50 por 10 nos da 5. Ingrese 5 en la primera división después del 0 y luego sume progresivamente 5 min a cada división para que los tiempos se lean 0, 5, 10, 15 y así sucesivamente, hasta que se alcancen los 50 min (fig. 22). 12. Con la presión, el número de emboladas, y el tiempo registrado, el operador puede ahora consultar el gráfico y observar el valor calculado de la presión del sondeo en cualquier punto durante el tiempo de llenado con lodo nuevo del sondeo. Por ejemplo, a los 25 min en el procedimiento de circulación, y a las 400 emboladas, la PCS debe ser de 1.350 psi aproximadamente. Si no es así, se ajusta el estrangulador para llevar la presión al valor correcto o si existiera una gran discrepancia, se pueden implementar procedimientos de emergencia. Aunque muchos operadores prefieren utilizar un gráfico para trazar la caída de presión del sondeo mientras el lodo de densidad de ahogue lo llena, no es esencial hacerlo de ese modo. De hecho, algunos operadores piensan que un gráfico puede complicar el procedimiento. Prefieren utilizar una hoja de ahogado sin el gráfico (fig. 23). Con una planilla de ahogue que no tenga un gráfico, no es necesario dibujar líneas con extremos rectos; por el contrario, se llena de modo muy similar a cualquier otra planilla de ahogue. PROBLEMAS DE EJEMPLO PARA EL MÉTODO ESPERAR y DENSIFICAR Es fundamental la práctica para aprender como llenar una planilla de ahogue. Utilice la información que se da en cada uno de los problemas siguientes junto con las adecuadas ecuaciones para llenar la planilla de ahogue de l método esperar y densificar. 1.

Pozo: h: Diámetro: Sondeo (S): Casing:

10500 pie; 12 ½ “ 5” 19,5 ppf, XH 13 ⅜”, 72,0 ppf;

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h: PRC: Bomba: PCS: PCA: Incremento de volumen en pileta : Densidad de lodo: 2.

Pozo: h: Diámetro: Sondeo: Casing: h: PRC: Bomba: PCS: PCA: Incremento de volumen en pileta: Densidad de lodo: 3.

Pozo: h: Diámetro: Sondeo: Casing: h: PRC: Bomba: PCS: PCA: Incremento de volumen en pileta: Densidad de lodo: 4.

Pozo: h: Profundidad medida (PM): Diámetro: Sondeo: Casing: PRC: Bomba: PCS: PCA: Incremento de volumen en pileta: Densidad de lodo: 5.

Pozo:

h: PM: Diámetro:

8000 pie 800 psi a 45 epm 6½” x 12” P-160 triplex 300 psi 420 psi 40 bbl 11,8 ppg 5800 pie; 12 ¼” 5”, 19,5 ppf, XH 13 ⅜”, 72,0 ppf, 4000 pie 700 psi a 45 epm 6” x 12”PT-1.700 triplex 220 psi 300 psi 25 bbl 10,2 ppg 12.550 pies; 8¾” 4½ “, 16,6 ppf, XH 9⅝ “, 53,5 ppf; 9500 pie 850 psi a 30 epm 5¾” x 12”F-1.600 triplex 520 psi 750 psi 38 bbl 14,5 ppg 8820 pie; 10255 pie. 9⅞” 5”, 19,5 ppf, XH 7⅝”, 39,0 ppf 950 psi a 45 epm 5½” x 12” triplex 320 psi 500 psi 40 bbl 11,7 ppg 11905 pie 13450 pie 9⅞” 77

Capítulo 6. Métodos de Control de Surgencia.

Sondeo: Casing: h: PRC: Bomba: PCS: PCA: Incremento de volumen en pileta: Densidad de lodo:

5”, 19,5 ppf, XH 10¾”, 55,5 ppf 9200 pie 1100 psi a 45 epm 6” x 12” triplex 450 psi 600 psi

ajuste la presión del sondeo al valor calculado. La circulación puede comenzarse tan pronto como se haya determinado la PIC. 3.

Cuando circule, haga que el personal de la pileta de lodo avise cada vez que se incremente la densidad de lodo en las piletas. Cada vez que se incrementa la densidad de lodo hasta uno de los valores que aparecen en la parte inferior del gráfico, haga que el operador del estrangulador ajuste la presión de circulación a la presión del sondeo que se muestra en el gráfico.

4.

Continúe circulando hasta que el lodo con la densidad de ahogue requerida vuelva a la superficie y el pozo esté muerto.

30 bbl 12,8 ppg

MÉTODO CONCURRENTE A menudo se piensa que el método concurrente de control de surgencia es el más complicado, principalmente porque requiere mayor cantidad de registros que los métodos del perforador y de esperar y densificar. Otra desventaja potencial cuando se lo compara con el método esperar y densificar, es que puede desarrollarse una mayor presión del casing si ocurre una surgencia gaseosa. Además, ya que el lodo se densifica en una serie de escalones, la mezcla de lodo puede ser un problema. No solo debe densificarse el lodo mientras el pozo se está circulando, sino que una vez que se logra el lodo nuevo, esa densidad debe mantenerse a lo largo del tiempo en que se circula. Tal vez la ventaja más fuerte del método concurrente es que en los equipos perforadores donde el lodo no puede densificarse todo de una vez, la presión del casing que se genera es menor que la presión que se desarrolla con el método del perforador cuando debe manejarse una surgencia de gas.

Como completar el Gráfico para el Método Concurrente Siga estos pasos para completar el gráfico para el método concurrente: 1.

Sobre la planilla de ahogue del método concurrente, registre la PIC sobre la línea vertical izquierda del gráfico.

2.

En la parte inferior del gráfico, indique el incremento de densidad de lodo. Comience con la densidad de lodo actual en la división de la izquierda e incremente la densidad de lodo en 0,1 ppg en cada división hasta que se alcance la densidad final de lodo (fig. 25).

3.

Registre la PFC sobre la línea vertical derecha del gráfico.

4.

Conecte la PIC y la PFC con una línea recta. La línea muestra la disminución de la presión de circulación con el incremento de la densidad de lodo.

Procedimiento para el Método Concurrente El siguiente es un procedimiento para el método concurrente: 1.

2.

78

Después que se cierra el pozo y se registra la información, calcule la PIC, la PFC y el incremento de la densidad de lodo. Llene la planilla de ahogue utilizando incrementos de densidad de lodo en la parte inferior del gráfico. También calcule las emboladas desde la superficie al trépano y el tiempo y la disminución de presión del sondeo con cada una de las densidades de lodo (fig. 24). Encienda la bomba y llévela a la velocidad de ahogue mientras mantiene la presión del casing constante. Cuando la bomba está a velocidad de ahogue,

PROBLEMA DE EJEMPLO PARA EL MÉTODO CONCURRENTE Dada la siguiente información, h

= 11000 pies

dL = 11,0 ppg dAH

= 11,5 ppg

PIC

= 1600 psi

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PFC

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= 1100 psi

N° embsup-trep = 1588 emboladas Utilice el gráfico de la planilla de ahogue del método concurrente y vea la disminución de la presión de circulación que ocurre con cada incremento de la densidad de lodo. CONSIDERACIONES AL DENSIFICAR Ya sea utilizando el método del perforador, el de esperar y densificar o el concurrente para ahogar un pozo, el lodo tiene que densificarse hasta la densidad necesitada. Para esto, usualmente se agrega baritina al sistema de lodo para lograr la densidad requerida. Por lo tanto, es importante conocer cuantas bolsas de baritina serán necesarias para obtener el incremento de densidad deseado. Se puede utilizar una simple ecuación para determinar el número de bolsas de baritina a agregar: bb100 = 1.470 (dl2 - dL) ÷ (35- dl2)

(Ec. 48)

donde bb100 = bolsas de baritina a agregar por 100 bbl de lodo dl2

= densidad de lodo deseada, ppg

dL

= densidad de lodo original o inicial, ppg.

Como ejemplo, asuma que la densidad inicial de lodo es 12,2 ppg y que la densidad de lodo deseada es 12,7 ppg. De acuerdo con la ecuación, el número de bolsas de baritina necesarias para lograr esta densidad es: bb100 = 1.470 (12,7- 12,2) ÷ (35- 12,7) = 1.470 x 0,5 ÷ 22,3 = 735 ÷ 22,3 bb100 = 32,95 bolsas

o

33 bolsas aprox.

Esto nos dice que se deben agregar al sistema alrededor de 33 bolsas de baritina por cada 100 bbl de lodo para incrementar la densidad desde 12,2 ppg hasta 12,7 ppg. Por lo tanto, si el sistema de lodo contiene 800 bbl, tendremos que agregar 8 x 33 = 264 bolsas de baritina para lograr ese incremento. De igual modo que el nivel del pozo sube cuando se introduce el sondeo, el volumen ocupado por el lodo aumentará cuando se agrega la baritina a los tanques de lodo o a las piletas. Por lo tanto, es importante conocer el volumen

de los tanques de lodo del equipo perforador y el incremento de volumen que ocurre cuando se agrega baritina al sistema cuando se va a incrementar la densidad de lodo. Para determinar el volumen de los tanques en bbl, se puede utilizar la siguiente ecuación: Vtke = ltke x atke x htke ÷ 5,614

(Ec. 49)

donde Vtke = volumen del tanque de lodo, bbl ltke = longitud del tanque de lodo, pie atke = ancho del tanque de lodo, pie htke = altura del tanque de lodo, pie Entonces, un tanque de lodo de 16 pie de largo, 10 pie de ancho y 7 pie de altura, tiene un volumen de: Vtke = 16 x 10 x 7 ÷ 5,614 = 1.120 ÷ 5,614 Vtke = 199,5

o

200 bbl aprox.

Tenga presente que, debido a que usualmente se emplean varios tanques de lodo, se debe determinar el volumen de cada tanque y luego sumar el volumen de cada uno para determinar el volumen total de los tanques en el sistema. Se puede usar la siguiente ecuación para determinar el incremento de volumen del lodo cuando se le agrega la baritina: Vi = bb ÷ 14,9

(Ec. 50)

donde Vi = volumen del incremento, bbl bb = número de bolsas de baritina agregadas al sistema. Por ejemplo, supongamos que se agregaron 264 bolsas de baritina al sistema de lodo con objeto de lograr un determinado incremento de la densidad del lodo. Para determinar el aumento de volumen del lodo, provocado por la inclusión de esta cantidad de bolsas: Vi = 264 ÷ 14,9 Vi = 17,7 o

18 bbl aprox.

Luego, el incremento de volumen en el sistema de lodo será de 18 bbl aproximadamente. MÉTODO VOLUMÉTRlCO El método volumétrico se utiliza por lo general para controlar la presión del fondo del 79

Capítulo 6. Métodos de Control de Surgencia.

pozo cuando el sondeo no se encuentra dentro del pozo o cuando el pozo no puede circularse. También se lo puede utilizar cuando el pozo está cerrado y la cuadrilla está esperando órdenes o equipo. Además, puede emplearse cuando se está haciendo stripping hacia dentro o fuera del pozo. La técnica no es un método de control de surgencia en el sentido de ser un método de circulación, ya que simplemente coordina el aumento o la disminución de la presión anular con la cantidad de lodo desplazada desde el pozo. La premisa básica del método volumétrico es que cada barril de lodo contribuye con una cierta presión al fondo del pozo, la que puede medirse en psi por barril (psi/bbl). En otras palabras, si se extrae 1 barril de lodo, la presión del fondo del pozo se reduce en la cantidad de presión ejercida por ese 1 bbl; si se bombea 1 bbl, la presión del fondo del pozo se incrementa en la cantidad de presión ejercida por ese 1 bbl. Para obtener el valor de las psi/bbl, el gradiente de lodo en psi/pie se divide por la capacidad anular en bbl/pie, o por la capacidad del pozo en bbl/pie si no hay tubería dentro del pozo. La fórmula siguiente nos da: Ph1 bbl = (dL x 0,052) ÷ CA

o (6) no hay material de densificación suficiente disponible en el lugar. Procedimiento para el Método Volumétrico Cuando un pozo se cierra bajo presión, puede utilizarse el siguiente procedimiento paso por paso para el método volumétrico: 1.

Registre la PCA.

2.

Instale a la salida del manifold de estrangulación una línea a un aforado para descargar fluido. El tanque debe graduarse para que el fluido pueda medirse con una exactitud cercana a 1 galón.

3.

Calcule las psi/bbl de fluido extraído o agregado al pozo. (La presión hidrostática aumentará o disminuirá mientras el fluido se agrega o se extrae desde el pozo) Utilice un estrangulador ajustable manual para extraer fluido.

4.

Monitoree la PCA y permita un incremento de 100 psi; este incremento ocurre mientras las burbujas de gas migran hacia arriba del pozo.

5.

Extraiga una pequeña cantidad de lodo (¼ bbl o alrededor de 10 gal) del pozo. Asegúrese de medir exactamente la cantidad de lodo extraído.

6.

Registre la reducción en la PCA cuando se extrae el lodo.

7.

Calcule la reducción en la presión del fondo del pozo causada al extraer el lodo.

8.

Si la reducción en la presión del fondo del pozo es menor que 100 psi, repita el paso 5 hasta que se obtenga una reducción de 100 psi.

9.

Repita los pasos 4, 5, 6 y 7 mientras se incrementa la presión de la cañería de entubación.

(Ec. 51)

donde Ph1 bbl = psi/bbl de lodo dL = densidad de lodo, ppg CA = capacidad anular, bbl/pie El valor para las psi/bbl tiene que coordinarse con los cambios en el volumen de la pileta o con el volumen de tanque de llenado. Para utilizar el método volumétrico, el pozo se cierra bajo presión y se registra la PCA. Si la PCA no se eleva, la presión del fondo del pozo permanece constante y el método volumétrico no será utilizable. Si la PCA se eleva, se puede extraer el lodo del pozo mientras la presión del casing se incrementa de acuerdo al valor calculado de psi/bbl. Al extraer lodo desde el pozo se mantiene constante la presión del fondo del pozo, porque la presión del fondo del pozo es la suma de la presión del casing y de la presión ejercida por la columna de lodo. En resumen, el método volumétrico puede utilizarse cuando (1) no hay tubería dentro del pozo, (2) el trépano está a una distancia lejana del fondo, (3) el trépano o el sondeo está obstruido, (4) se hace stripping hacia dentro o fuera del pozo, (5) se está esperando la llegada de la unidad de snubbing, el camión de punzamiento 80

A medida que el gas se eleva, puede ser necesario extraer más frecuentemente. Cuando el gas alcanza la superficie, se puede utilizar un procedimiento similar para lubricar el lodo dentro del pozo de modo de compensar las reducciones de presión en el casing mientras se extrae el gas. El método volumétrico mantiene la presión del fondo del pozo casi constante; esta exactitud depende del conocimiento de la capacidad real

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del pozo y de la localización del aporte de la formación. Los ensanchamientos del pozo, los sondeos combinados o los diferentes tamaños de casing pueden conducir a inexactitudes. Por ello, el método volumétrico provee simplemente una manera de controlar la presión del fondo del pozo mientras el gas se expande y migra desde el fondo del pozo hacia arriba. Si el gas alcanza la superficie, puede ser deseable reducir la presión del casing en la superficie. Para reducir la presión del casing, se bombea un volumen medido de fluido o se lubrica, dentro del anular a una presión por debajo de la que causaría la fractura de la formación. La presión del fluido inyectado debe mostrar un incremento y luego una disminución mientras el fluido se inyecta. El gas (no el líquido) debe purgarse hasta que la presión se reduzca en la cantidad de la presión hidrostática del fluido inyectado, más cualquier incremento inicial en la presión del casing durante la inyección. PROBLEMA DE EJEMPLO PARA EL MÉTODO VOLUMÉTRICO Calcule las psi/bbl de lodo (Ph1 siguientes condiciones:

bbl)

bajo las

Densidad de lodo = 12,0 ppg Casing 9⅝”, 53,5 ppf, grado P-110 Capacidad anular = 0,0459 bbl/pie Tamaño de la surgencia = 10 bbl PCA = 800 psi (se permite que aumente hasta 900 psi). La solución es Ph1 bbl = (dL x 0,052) ÷ CA = (12,0 x 0,052) ÷ 0,0459 = 0,624 ÷ 0,0459 Ph1 bbl = 13,59 psi/bbl. Esto nos muestra que cada bbl de lodo ejerce 13,59 psi. En este ejemplo, asuma que a la PCA puede aumentar hasta 900 psi. Luego ¼ bbl de fluido se extrae del pozo. Como consecuencia de la extracción del fluido, considere que la PCA cayó a 850 psi. En este caso, la presión del fondo del pozo caerá 53,4 psi, porque la PCA cayó 50 psi, ¼ de 13,59 psi es 3,4 psi; y 50 más 3,4 es 53,4. En otras palabras, la PCA se redujo desde 900

psi hasta 850 psi como resultado de extraer ¼ bbl de fluido del pozo. También, la presión del fondo del pozo se redujo en 53,4 psi como resultado de extraer ¼ bbl de fluido. En este ejemplo, puede extraerse una pequeña cantidad adicional de fluido sin causar que la PCA caiga por debajo de 800 psi y permitir que más fluidos de la formación ingresen al pozo. Para calcular la cantidad de la caída en la presión del fondo del pozo como resultado de purgar fluido del pozo se usa la siguiente ecuación: ∆Pf = ∆PCA + (Vf x Ph1 bbl)

(Ec.52)

donde ∆Pf = variación de la presión del fondo del pozo luego de extraer el fluido, psi ∆PCA = variación de la presión de cierre de anular después que se extrae el fluido, psi. Vf = volumen de fluido extraído, bbl Ph1 bbl = presión hidrostática ejercida por el lodo, psi/bbl. Supongamos que se extrae del pozo ¼ bbl de fluido para hacer un ∆PCA de 50 psi, y que la Pbbl es 13,59 psi/bbl. Se puede determinar el valor de ∆Pf como sigue: ∆Pf = 50 + ( ¼ x 13,59) = 50 + 3,4 ∆Pf = 53,4 psi MÉTODO DE BAJA PRESIÓN DEL ESTRANGULADOR Cuando la PCA comienza a elevarse mientras se circula una surgencia y mientras se mantiene la presión del fondo del pozo constante, el personal inexperto algunas veces cree que es más seguro permitir que la PCA disminuya. Desafortunadamente, abrir el estrangulador para reducir la PCA también reduce la presión del fondo y permite el ingreso de nuevos fluidos de la formación. Sin embargo, en algunos casos, la apertura deliberada del estrangulador con el objeto de reducir la contrapresión en el pozo se puede realizar exitosamente para controlar el flujo de los fluidos desde el pozo. Cualquier procedimiento de ahogue de una surgencia en el que el estrangulador se ajusta para que la PCA 81

Capítulo 6. Métodos de Control de Surgencia.

caiga por debajo del valor requerido para mantener la presión del fondo del pozo a o sobre la presión de la formación es un método de baja presión del estrangulador. En efecto, el estrangulador se abre, la presión del casing baja y fluidos adicionales de la formación ingresan al pozo. Los fluidos de la formación continuarán ingresando al pozo mientras la presión del estrangulador se mantenga en un valor bajo. Los métodos de baja presión del estrangulador se emplean algunas veces en áreas donde es posible perforar en desequilibrio. Usualmente, la perforación en desequilibrio se aplica en formaciones compactas, de baja permeabilidad con las que el operador está muy familiarizado. Al mantener la presión del estrangulador baja, la cuadrilla puede continuar perforando en desequilibrio y mantener el régimen de penetración alto. Los métodos de baja presión del estrangulador han sido también utilizados para evitar dañar las formaciones compactas pero fracturadas. En este caso para que el método sea exitoso, la formación surgente debe ser compacta, de baja permeabilidad para que los aportes de la formación tengan un

82

volumen relativamente bajo (a demás, el operador tiene que haber perforado un número significante de pozos en el área para conocer las características de la formación surgente). En los casos donde el pozo ha penetrado una formación de alta permeabilidad o cuando no se conoce la permeabilidad de la formación, intentar ahogar el pozo con la presión del estrangulador disminuída es un procedimiento incierto que puede causar rápidamente una situación insostenible, por lo tanto, la mayoría de los operadores no recomiendan que se utilicen los métodos de baja presión del estrangulador, excepto en situaciones perfectamente especificadas, o cuando la PCA comienza a exceder las limitaciones del equipo. Tales métodos no deben utilizarse solo porque las presiones durante el cierre inicial amenazan con exceder los gradientes de fractura de formación por debajo del zapato del casing que ha sido asentado a una profundidad insuficiente para evitar la craterización. Tales casos son a menudo el resultado de un pobre planeamiento. Si llegaran a presentarse, podrían manejarse mejor utilizando un procedimiento desviador.

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Capítulo 7

OPERACIONES DE CONTROL DE POZO INUSUALES

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Capítulo 7. Operaciones de Control de Pozos Inusuales.

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7 OPERACIONES DE CONTROL DE POZO INUSUALES ____________________________________ Durante la operación de control de pozos puede ser necesario realizar procedimientos distintos a los normales, los cuales dependen de las características del pozo o de la surgencia. Los supervisores y el turno de perforación deben estar en conocimiento de dichos procedimientos y estar preparados para efectuarlos. Aunque es imposible cubrir todas las situaciones inusuales que puedan ocurrir, muchos operadores requieren que su personal esté familiarizado con los siguientes casos: (1) Un agujero en el sondeo, (2) trépano tapado, (3) ahogar el pozo con el trépano lejos del fondo, (4) ahogar el pozo con el sondeo fuera del mismo, (5) ahogar un pozo con válvula flotadora, (6) operaciones de sacar y bajar el sondeo bajo presión con y sin el peso suficiente de la columna perforadora (Stripping y Snubbing respectivamente), (7) pérdida de circulación, (8) excesiva presión de entre columnas y (9) procedimiento de bombeo por el anular para retornar el fluido de aporte a la formación de donde salió (bullheading).

AGUJERO EN EL SONDEO Cuando se está circulando una surgencia afuera del pozo y se tiene un agujero en el sondeo, se produce un descenso de la presión de cierre del sondeo (PCS) y la presión de cierre del anular (PCA) no varia. Dado que PCS baja, el operador del estrangulador podría tender a cerrar el mismo en un intento de mantener la PCS en su valor previo. Sin embargo, si se cierra el estrangulador, aumentará la presión entre las columnas a un valor mayor que el necesario para evitar la entrada del fluido de formación al pozo. Si el agujero en el sondeo es grande, el estrangulador podría ser cerrado en tal medida que la presión adicional provoque la fractura de la formación y la pérdida de circulación. Por lo tanto es muy importante estar atento a la posibilidad de la existencia de un agujero en el sondeo y ser capaz de reaccionar de manera apropiada cuando se presente este tipo de problema. Una vez confirmada la existencia de un agujero en el sondeo, el paso siguiente es determinar si el mismo está por encima o por debajo del fluido del aporte, dado que esta posición relativa nos indica como se debe manejar la situación. Por ejemplo, si el agujero está por encima del bolsón, será muy difícil o imposible mantener la presión en el fondo del pozo mientras se circula el bolsón hacia fuera de manera convencional. Dado que el agujero vincula el sondeo a la presión anular, las lecturas de presión en el sondeo ayudarán a localizar la posición del agujero. Por ejemplo, si la PCS es mucho mayor

que la esperada y no decrece purgando un poco el lodo, es probable que el agujero esté por encima del bolsón. En realidad, si no hay lodo densificado dentro del sondeo la PCS puede ser muy parecida a la PCA. Si, por otro lado, el agujero está por debajo del bolsón es probable que la PCS esté próxima al valor medido inicialmente. Cuando se circula una surgencia, generalmente el régimen de la bomba (epm) es menor que la normal y dado que el agujero en el sondeo puede ser muy pequeño, la detección del problema puede ser dificultosa. Si se determina que el agujero está por debajo del bolsón, muchos operadores recomiendan que se continúe con la circulación hasta que salga el bolsón. Una disminución de las epm de la bomba reduce el caudal a través del agujero en el sondeo y disminuye la posibilidad de agrandamiento del mismo. Consiguiendo esto último es posible continuar circulando el pozo sin excesiva contrapresión.

TRÉPANO TAPADO Cuando un pozo surge, se agrega una gran cantidad de baritina en las piletas. Luego, cuando se remueve el lodo durante la desgasificación es posible que se formen relativamente grandes pedazos de material sólido. Cuando se efectúa la circulación estas masas sólidas pueden tapar total o parcialmente las boquillas del trépano. Afortunadamente, el taponamiento es poco común y cuando esto ocurre generalmente es parcial.

85

Capítulo 7. Operaciones de Control de Pozos Inusuales.

1. Pare la bomba completamente.

Si se tapa el trépano, ya sea total o parcialmente, cuando se está circulando una surgencia hacia fuera del pozo, aumenta súbitamente la presión de sondeo. Sin embargo, la presión de entre columnas permanece relativamente constante. Es importante que el operador del estrangulador reconozca un trépano tapado y que no abra el estrangulador en un intento de reducir la PCS a su valor anterior. Abrir el estrangulador reduce la presión en el fondo y permite la entrada adicional de fluido de aporte. Si el trépano está completamente tapado los procedimientos que se sugieren a continuación pueden ayudar a solucionar el problema. 1.

Incremente rápidamente y luego disminuya el caudal de bombeo. El aumento de presión puede limpiar las boquillas.

2.

Punce la columna perforadora por encima del trépano.

3.

Use cuerda explosiva cerca del trépano; el tiro podría limpiar las boquillas.

4.

Use carga moldeada cerca del trépano; la explosión podría limpiar las boquillas.

Si el trépano está parcialmente tapado, algunos operadores sugieren que el mejor curso de acción es el siguiente:

y

cierre

el

pozo

2. Registre PCS y PCA. 3. Abra el estrangulador, ponga en marcha la bomba a las epm originales mientras se mantiene PCA constante. 4. Cuando la bomba está en velocidad de ahogue anote la presión en el sondeo; ésta será ahora la nueva presión inicial de circulación (PIC). Si esta presión es demasiado alta elija un régimen menor para la bomba (epm) y repita el procedimiento.

OTROS PROBLEMAS Además de un agujero en el sondeo y del trépano tapado, pueden presentarse otras situaciones inusuales. Una cuadrilla alerta puede, a menudo, identificar el problema observando su efecto en la PCS, PCA, peso del sondeo, nivel de piletas y régimen de bombeo. La Tabla 1 muestra varios problemas y sus efectos así como lo que ocurre cuando el gas llega a la superficie. A modo de ejemplo, observe que la presión en el sondeo disminuye y el régimen de bombeo aumenta como consecuencia de una boquilla lavada. No tiene efecto en la presión del anular, peso de la columna o nivel de piletas.

Tabla 1 Efecto de Varios Problemas en las Presiones, Peso, Nivel de Piletas y EPM

Estrangulador lavado

Presión en el Sondeo Disminuye

Presión de Entre columnas Disminuye

Peso de la Columna No cambia

Estrangulador tapado

Aumenta

Aumenta

No cambia

No cambia Disminuye

Gas llega a superficie

Disminuye

Disminuye

Disminuye

Disminuye No cambia

Pérdida de circulación

Disminuye

Disminuye

Aumenta

Disminuye

Aumenta

Agujero en el sondeo

Disminuye

No cambia

No cambia

No cambia

Aumenta

Sondeo partido

Disminuye

No cambia

Disminuye

No cambia

Aumenta

Aumenta

No cambia

No cambia

No cambia Disminuye

Boquillas erosionadas

Disminuye

No cambia

No cambia

No cambia

Aumenta

Bomba dañada o lodo cortado por gas

Disminuye

Disminuye

No cambia

No cambia

Aumenta

Entrada de gas

No cambia

Aumenta

Aumenta

Aumenta

No cambia

Aumenta

No cambia

Aprisionado

Problema

Boquillas tapadas

Pozo con derrumbe 86

Nivel de Pileta Aumenta

EPM Aumenta

Disminuye Disminuye

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SONDEO LEJOS DEL FONDO

SONDEO FUERA DEL POZO

Si el pozo surge durante la maniobra, es por consecuencia de un error en el procedimiento. Cuando se saca la herramienta se debe agregar lodo que reemplace lo ocupado por la columna, y el pozo se debe llenar con la cantidad apropiada. Si ingresan fluidos de formación al pozo durante la sacada, es porque no se está llenando el pozo suficientemente. Similarmente durante una bajada, se debe desplazar la cantidad apropiada de lodo del pozo. Cuando no hay sondeo en el pozo y el fluido de formación entra al mismo, el lodo fluirá por la canaleta. Sin embargo, si el turno está alerta, podrá reconocer que ha ocurrido un influjo y tomará los recaudos para prevenir mayores intrusiones. Si el pozo surge cuando se hace la maniobra, el control de presiones puede ser más dificultoso, pero cuánto más rápida es la reacción al problema menos dificultosa será la solución. Deben estar a disposición inmediata y en el piso del equipo, una válvula de seguridad de pasaje total, válvula de surgencia, llaves para operar y las reducciones adecuadas. Además, todo el equipamiento deberá estar en buenas condiciones operativas y estar ubicados en el piso donde serán instaladas rápida y correctamente. Antes de instalar la válvula de seguridad o la válvula de surgencia se debe abrir el anular. Si el espacio anular está total o parcialmente cerrado es probable que los fluidos circulen por el interior del sondeo con tan alta velocidad que será dificultoso o imposible empalmar una válvula de seguridad. Si el pozo surge, estando el sondeo lejos del fondo y puede ser bajado bajo presión ("stripping"), se podrá controlar con la densidad del lodo que se estaba usando cuando se perforaba. Si el sondeo no puede ser bajado con presión, entonces será necesaria una mayor densidad para ahogar el pozo con el sondeo acortado. Es importante utilizar la profundidad vertical al trépano y no al fondo para calcular la densidad necesaria. En muchos casos el aumento necesario de la densidad puede provocar la pérdida de circulación. En cualquier caso, se debe anticipar de manera cuidadosa las consecuencias del manejo de volúmenes de lodo con densidad original y densidad mayor cuando el sondeo esté en el fondo.

Si la surgencia ocurre con el sondeo fuera del pozo, muchos operadores recomiendan cerrar inmediatamente el pozo y efectuar los preparativos para bajar con presión stripping y/o "snubbing". Durante los preparativos se recomienda leer y registra la PCA cada 15 minutos. Si la PCA aumenta, lo que ocurrirá si el fluido invasor es gas, dado que este asciende en el pozo, el problema se agrava. La migración del gas a la superficie puede causar un excesivo incremento de las presiones a menos que se le permita expandirse. El método volumétrico de control de pozos puede ser usado para controlar la presión en la cañería purgando fluido del pozo. Si se conoce la cantidad de lodo desplazado del pozo antes de que comience la migración, la solución es más fácil, dado que se puede calcular el tamaño de la intrusión gaseosa y su ubicación en el pozo. Además, se puede determinar la cantidad apropiada de lodo a ser purgado para mantener la correcta presión en el fondo.

VÁLVULA FLOTADORA EN EL SONDEO Una válvula flotadora o de retención puede ser instalada en la columna perforadora para evitar que los fluidos de una surgencia entren en la misma. Se coloca normalmente en el sustituto sobre el trépano (Fig. 26). El problema radica en que, estando colocada la válvula y produciéndose una surgencia, cuando se cierre el pozo se leerá cero en la PCS. Dado que esta lectura es esencial para los procedimientos de control será necesario determinar su valor. Se conocen varios métodos para superar este problema. El siguiente es uno de ellos: 1.

Determine si hay presión entrampada en el espacio anular purgando un poco de líquido (¼ de barril) y controle nuevamente la PCA.

2.

Llame a un bombeador de cemento para inyectar lodo por el sondeo.

3.

Mientras mantiene constante la PCA con el estrangulador, bombee tan despacio como sea posible y observe la PCS. Aumentará hasta un cierto valor que quedara constante. Cuando esto ocurre pare la bomba. La presión observada luego de parar la bomba será la PCS. 87

Capítulo 7. Operaciones de Control de Pozos Inusuales.

OPERACIONES DE STRIPPING Y SNUBBING CONO (CERRADO )

RE SORTE

Figura 26. Normalmente una válvula flotadora se instala en un sustituto especial por encima del trépano. La presión de circulación supera la presión del resorte y la mantiene abierta

En otros métodos para determinar PCS se usa la bomba de lodo. Uno de tales métodos implica bombear tan despacio como sea posible hasta que la PCA comienza a aumentar, luego parar el bombeo. La presión indicada en el manómetro del sondeo será la PCS.

Para ahogar un pozo de manera apropiada la columna perforadora debe estar cerca o en el fondo del pozo. Existiendo presión en superficie, será necesario maniobrar el sondeo bajo presión. Esta acción se llama "Stripping". Si la presión ejerce un empuje hacia arriba mayor que el peso del sondeo será necesaria la operación denominada "Snubbing". Esto último requiere el uso de equipamiento especial para forzar el sondeo a través del preventor o preventores usados en el "Stripping".

Preparación para stripping Antes de comenzar el "Stripping" se deben realizar todos los preparativos que sean necesarios para minimizar cualquier posibilidad de error. Se ha usado exitosamente el siguiente procedimiento para realizar un trabajo de "Stripping": 1.

Reduzca la presión de cierre sobre el preventor anular a la mínima presión de cierre. Excepto si se opera con conjuntos sumergidos, normalmente se determina la mínima presión de cierre permitiendo una pequeña fuga de líquido entre el sondeo y la goma empaquetadora del preventor. Con conjuntos sumergidos debe usarse la tabla de características de operación de los preventores en uso para determinar la mínima presión de cierre.

2.

Registre la PCA.

3.

Asegúrese de la disponibilidad de una válvula de surgencia (inside BOP) o una válvula de seguridad junto con una válvula de surgencia (inside BOP) en buenas condiciones y totalmente abiertas.

El siguiente es otro método usando la bomba de lodo: 1.

Cierre el pozo, anote la PCA y obtenga la presión reducida de circulación (PRC) registrada anteriormente durante la perforación.

2.

Comience a bombear y circule con el caudal reducido mientras ajusta el estrangulador manteniendo constante la PCA.

3.

Después que la bomba entra en régimen y la PCA se mantiene en su valor original, lea y anote la presión en el manómetro de sondeo.

4.

Pare la bomba y cierre el estrangulador.

4.

5.

La PCS será igual a la presión leída menos la presión reducida de circulación (PCR).

Si el sondeo está afuera del pozo instale una válvula de retención o flotadora sobre el trépano.

5.

Retire todos los protectores de goma del sondeo antes de iniciar el "Stripping".

6.

Equípese con un estrangulador manual, ya sea que se esté sacando o bajando el sondeo.

La técnica precedente es válida sólo si la presión reducida de circulación (PCR) es todavía correcta. Asumir que la PCR es correcta puede ser potencialmente peligroso.

88

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7.

Use un tanque de maniobras para medir con precisión los volúmenes purgados o agregados al pozo.

8.

Si baja con presión, calcule la cantidad de lodo a purgar del pozo dado que el volumen del sondeo lleno desplaza el lodo del pozo.

9.

Esté preparado para llenar el interior de sondeo con lodo periódicamente.

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bajan con presión sin dificultad. Por lo tanto, el personal de supervisión del equipo de perforación tiene la responsabilidad de explicar al turno exactamente que es lo que cada uno debe hacer durante un trabajo de "stripping". Stripping hacia dentro con preventor anular Esta operación no es dificultosa pero se deben tener en cuenta varias recomendaciones:

10. Cuando se utilizan dos válvulas preventoras en una operación de "stripping", debe haber una distancia entre ellas suficiente para ubicar una unión. Además, cuando se baja sondeo tenga en cuenta que el primer tiro estará formado por una válvula de surgencia y una unión (o una válvula de surgencia, la válvula de seguridad y la unión) que deben caber entre los preventores. 11. Infórmese sobre la política de la compañía en referencia a las operaciones de "stripping". El personal de supervisión tiene que tomar decisiones basadas en tales políticas y deben estar preparados para tomadas. 12. Considere si realmente podría sacar el sondeo si éste tiene protectores de goma instalados. Podrían existir problemas si las gomas se salieran o acumularan en los preventores. 13. Dado que la vida del elemento empaquetador de un preventor anular puede ser prolongada limitando la máxima presión que el pozo ejerce sobre él, muchas compañías tienen un límite de presión de pozo para "stripping". Algunos operadores eligen 2000 psi como máxima presión de pozo para "stripping". Sin embargo, recientes ensayos revelan que se obtiene una performance adecuada exponiendo la BOP anular a 3000 psi. En cualquier caso el personal debe estar al tanto de los límites impuestos y respetarlos.

Stripping hacia dentro del pozo. Bajar bajo presión puede ser una operación peligrosa, si el personal de turno no comprende correctamente el proceso de "stripping" y sus limitaciones. Sin embargo, hay equipos de terminación con mínimo de equipamiento y pequeñas cuadrillas que frecuentemente sacan y

Figura 27. Una válvula reguladora de presión en posición de venteo permite que una conexión pase fácilmente el preventor

1.

La válvula reguladora de presión para la BOP anular está diseñada de modo que el fluido hidráulico pueda pasar a través de ella en dos direcciones. El fluido pasa a través de la válvula y acciona el preventor. Luego, para permitir que el preventor se abra ligeramente cuando una unión pasa a través de él, el fluido es devuelto hacia atrás por la válvula (Fig. 27). Por lo tanto la válvula reguladora de presión debe estar en buenas condiciones operativas. Además las líneas de la válvula BOP anular deben ser lo 89

Capítulo 7. Operaciones de Control de Pozos Inusuales.

suficientemente grandes para permitir el flujo con un mínimo de restricción. En instalaciones submarinas, se puede instalar un botellón acumulador cerca del preventor para permitir que el fluido regrese libremente al botellón (Fig. 28). Se debe considerar la instalación del botellón acumulador, si la compañía tiene como política hacer "stripping" con BOP anular.

FE

= Fuerza de empuje del pozo, lb.

φec

= Diámetro exterior de la cupla, pulg..

PCA = Presión de cierre en el anular, psi. F = Factor de fricción (1000 lb). Como ejemplo asumamos que:

φec

= 6,25 pulgadas

PCA = 750 psi Por lo tanto:

BOTELLÓN

Figura 28. Si se monta un cilindro acumulador cerca del anular permitirá el ingreso de fluido y facilita la maniobras bajo presión

FE

= 6,252 x 0,7854 x 750 + 1000

FE

= 24008 lbs

Es decir, para bajar la columna con éxito a través de la BOP anular en el pozo con presión, el peso de la misma en el pozo debe ser mayor de 24008 libras. Se puede calcular la longitud de sondeo necesaria que tenga el peso suficiente para contrarestar el empuje del pozo. Además, se debe tener en cuenta que el pozo está lleno con lodo y el sondeo tenderá a flotar en un cierto grado, por lo tanto se debe considerar un cierto factor de flotación. El factor de flotación se puede determinar como sigue: Ff = (65,5 - dL) ÷ 65,5

(Ec. 54)

donde 2.

Como se dijo anteriormente use la menor presión de cierre posible en el preventor anular. Esto ayuda a prevenir el desgaste del elemento empaquetador. Se debe reducir la presión de operación hasta que por la BOP anular escape un poco de líquido cuando se maniobra el sondeo a través de la misma. En instalaciones submarinas la presión de cierre debe ser la recomendada por el fabricante.

3.

Como lubricante mantenga agua o aceite sobre el elemento empaquetador.

4.

La presión del pozo puede ser tan alta que puede empujar al sondeo fuera del pozo o evitar que se lo baje si no se cuenta con el auxilio de un sistema para forzarlo a bajar o unidad de "snubbing". Para bajar el sondeo con el pozo bajo presión el peso de la herramienta debe ser mayor que el empuje que ejerce la presión anular hacia arriba. Para estimar esto podemos usar la siguiente ecuación:

FE = (φec) x 0,7854 x PCA + F. 2

90

(Ec. 53)

Ff = Factor de flotación (adimensional) dL = Densidad del lodo, ppg. Ejemplo: si en el pozo se tiene un lodo de 12 ppg. Ff = (65,5 – 12) + 65,5 = 0,82 Conociendo el factor de flotación y el empuje del lodo en el pozo, se puede calcular la longitud del sondeo necesaria para hacer "stripping": Ls = FE ÷ (Ws x Ff)

(Ec. 55)

donde Ls = Longitud de sondeo, pies. FE = Fuerza de empuje del pozo, lb. Ws = Peso del sondeo, lb/pie. Ff = factor de flotación. Si el sondeo pesa 20,9 lb/pie entonces: Ls = 24.008 ÷ (20,9 x 0,82) Ls = 1.401 pies Por lo tanto, el sondeo debe ser de 1401 pies como mínimo para que tenga el peso suficiente

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para bajarlo bajo presión a través del preventor anular. Si entonces, resultara posible bajar el sondeo bajo presión, se podrá aplicar el siguiente procedimiento con el preventor anular: 1.

Una vez más, use la menor presión posible en la BOP anular.

2.

No baje a más de 1 pie/seg, y hágalo con mayor suavidad al pasar la unión por el elemento empaquetador. Será necesario realizar mediciones para determinar en qué momento pasará la unión cuando se trabaja con BOP submarina. Si el barco sube y baja demasiado, algunos operadores recomiendan no disminuir la velocidad de bajada para evitar invertir la dirección de la unión en el preventor.

3.

Mientras se está bajando el sondeo, mantenga constante la PCA con el estrangulador. Se puede medir el volumen de lodo desplazado y realizar las correcciones necesarias para obtener los cambios de presión anular mientras se continúa con el "stripping". Se pueden utilizar las ecuaciones 51 y 56 para calcular el desplazamiento volumétrico a modo de mantener una PCA constante. Ph1 bbl = (dL x 0,052) ÷ CA

Ph1 bbl = 17,33 psi PCA1 = 1.000 psi Entonces: PCA2 = 20 x 17,33 + 1.000 PCA2 = 1346,60 psi En muchos trabajos de "stripping", con solo mantener constante la PCA con el estrangulador debería ser suficiente. Sin embargo, será necesario realizar una corrección debido a que el gas asciende en el pozo. Siendo así, estas ecuaciones u otras similares pueden ser utilizadas para calcular esa corrección. 4.

Cada tiro de sondeo que se baja bajo presión debe desplazar una cierta cantidad de lodo, si no es así, se ha perdido la circulación.

5.

Si la PCA no para de subir incluso cuando entre tiros introducidos para el desplazamiento, use las ecuaciones de corrección volumétricas (Ec. 51 y 56). A medida que se baja el sondeo con presión, el fluido del pozo gana altura debido a que el sondeo desplaza fluido. Ya que es posible calcular el volumen del pozo y el del sondeo, como también el desplazamiento, no es difícil calcular la ganancia en altura. La ecuación que se puede usar para este fin es la siguiente:

(Ec. 51)

donde Ph1 bbl = Presión por bbl de lodo, psi. = Densidad del lodo, ppg.

dL CA

= Capacidad anular, bbl/pie.

Como ejemplo si = 15 ppg

dL CA

= 0,045 bbl/pie

entonces Ph1 bbl = (15 x 0,052) ÷ 0,045 = 17,33 psi/bbl PCA2

= ∆Vp x Ph1 bbl + PCA1 (Ec. 56)

donde PCA2 = Nueva presión de cierre anular, psi. ∆Vp = Variación del volumen en piletas, bbl. Ph1 bbl = Presión por bbl de lodo, psi. PCA1 = Presión de cierre anular inicial, psi. Como ejemplo, si ∆Vp = 20 bbl

h = Ls x (Cs + Ds) ÷ CA

(Ec. 57)

donde: h = ganancia de altura (pies). Ls = longitud de sondeo bajado (pies). Cs = capacidad del sondeo (bbl/pie). Ds = desplazamiento del sondeo (bbl/pie). CA = capacidad anular (bbl/pie). A modo de ejemplo, asuma que se bajan bajo presión 2.500 pies de sondeo de 5 pulg., 19,5 lb/pie, con uniones 6 ⅜”, ante un influjo en un pozo de 12¼” ¿Cuánto gana en altura el influjo? Para resolver este problema, use primero las tablas B1 y B2 en el Apéndice B para encontrar la capacidad y el desplazamiento del sondeo. Para este ejemplo la capacidad del sondeo es 0,01776 bbl/pie y el desplazamiento es de 0,00750 bbl/pie. Determine ahora la capacidad anular de un pozo 12 ¼" con sondeo de 5”. La capacidad anular es igual al cuadrado del diámetro del 91

Capítulo 7. Operaciones de Control de Pozos Inusuales.

pozo, menos el cuadrado del diámetro del sondeo, dividido por 1029,4. En este caso, la capacidad anular será: CA = (12,252 - 52) ÷ 1029,4 CA = 0,1215 bbl/pie Conociendo este valor use la ecuación 57 para obtener la solución: h = 2.500 x (0,01776 + 0,00750) ÷ 0,1215 h = 521 pies

Ls = 15 726,25 ÷ (20,9 x 0,82) Ls

Nótese que la longitud y el peso necesario para bajar el sondeo bajo presión a través de las esclusas es menor que cuando se usan preventores anulares. Si se considera que es posible bajar el sondeo bajo presión a través de las esclusas, se puede realizar el siguiente procedimiento: 1.

Seleccione las dos esclusas que serán usadas y mida las distancias entre la mesa rotary y los topes de las esclusas superior e inferior (se puede utilizar un preventor anular en lugar de la esclusa superior).

2.

Reduzca la presión hidráulica de cierre de las esclusas a 500 psi o menos.

3.

Con la esclusa superior cerrada baje despacio una barra, midiéndola hasta que la unión se encuentre a 2 pies por encima de la esclusa superior (en equipos flotantes esta distancia debe ser mayor para tener en cuenta la oscilación del barco).

4.

Pare el descenso y cierre la esclusa inferior.

5.

Purgue la presión entre la esclusa superior e inferior y abra la esclusa superior.

6.

Midiendo cuidadosamente baje la barra hasta que la unión esté ubicada entre las dos esclusas.

7.

Pare la bajada y cierre la esclusa superior.

8.

Usando una bomba de ensayo presurice el espacio entre las esclusas al mismo valor que la presión del pozo. Abra la esclusa inferior.

9.

Continúe el proceso repitiendo desde el punto 3.

Stripping hacia dentro con preventores a esclusas Para realizar este procedimiento será necesario un buen juicio y cuidadosas mediciones. Para hacer “stripping” se pueden utilizar los preventores a esclusas cuando: la presión en el anular es demasiado alta como para poder pasar las uniones a través de la BOP anular; las gomas protectoras no pueden ser retiradas del sondeo; el preventor anular está inoperable o no se dispone de él. Se pueden utilizar las ecuaciones 54, 55 y 58 para estimar cuánto debe pesar el sondeo para bajarlo en el pozo exitosamente con preventores a esclusas. Como se ve, hay que hacer una corrección, dado que debe usarse el diámetro exterior de la barra en lugar del diámetro exterior de la unión. Por ejemplo; con sondeo de 5”, 20,9 lb/pie, una PCA = 750 psi y una densidad de 12 ppg, el mínimo peso que debe tener una columna para poder ser bajada sería: FE = (φes)2 x 0,7854 x PCA + F

(Ec. 58)

donde: FE

= Empuje del pozo, lb.

φes

= Diámetro exterior del sondeo, pulg..

PCA = Presión de cierre anular, psi. F = Factor de fricción estimado en 1.000 lbs Por ejemplo: FE

= 52 x 0,7854 x 750 + 1000

FE = 15 726,25 lbs Con 12 ppg de densidad en el pozo Ff = (65,5 - 12) ÷ 65,5 = 0,82 Ff = Factor de flotación. Con un sondeo que pesa 20,9 lb/pie, la longitud mínima será (usando la ecuación 55) 92

= 917,6 pies

Durante la operación de "stripping” mantenga constante la PCA purgando lodo a través del estrangulador. Se debe medir cuidadosamente el lodo desplazado y hacer las correcciones correspondientes mientras se va introduciendo el sondeo. En la mayoría de los trabajos de stripping puede ser suficiente mantener constante la presión del anular. Sin embargo, la migración del gas puede requerir correcciones.

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Durante la operación de stripping cada barra desplazará lodo. Cuando se detiene el descenso, el desplazamiento y el aumento de presión debe parar. Si una barra no desplaza lodo, se habrá perdido la circulación. Si la presión no deja de aumentar y el desplazamiento es correcto, use la corrección volumétrica (ecuaciones 51 o 56).

Stripping hacia fuera del pozo Se siguen las mismas reglas generales de la bajada; sin embargo, será necesario una válvula flotadora o una BOP interior para sellar el interior del sondeo. Se debe tomar una decisión muy cuidadosa para sacar el sondeo bajo presión con una surgencia de gas; en realidad muchos operadores no recomiendan sacar bajo presión con gas en el pozo.

Snubbing Si el empuje generado por la presión del pozo, que actúa sobre la sección de la unión o del cuerpo del sondeo, es mayor que el peso de éste, será necesario un adecuado equipamiento para forzar la bajada a través de los preventores. Mediante las ecuaciones 53, 54 y 55 se puede determinar cuánto sondeo se deberá forzar antes de poder hacer stripping. Se debe hacer una completa preparación antes de comenzar con la operación de snubbing para asegurarse que todos los involucrados conozcan sus posiciones y tareas. Es esencial una revisión de los procedimientos por parte del operador y del contratista; y todo el equipamiento debe estar en buenas condiciones. En general las mismas precauciones que se hacen para stripping deben hacerse para snubbing. Existen dos tipos generales de unidades de snubbing o de tracción: mecánicas o hidráulicas. Unidades mecánicas de snubbing: Existen de diversas medidas. Se diseñan para usar el guinche del equipo perforador. Las unidades más pequeñas son capaces de ejercer hasta 50.000 lbs de fuerza. Las de tamaños mayores llegan a ejercer 350.000 lbs de fuerza. Un modelo confía en la potencia del equipo para bajar o sacar a través de un sistema de poleas y cables controlados por el cuadro del equipo. Los componentes básicos, de una típica unidad mecánica son: los preventores o cabezas de control, las "cuñas" estacionarias y viajeras, el manifold de operación, la unidad de energía, la línea de tensión y los contrapesos.

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La fuerza hacia abajo para obligar al sondeo descender en el pozo en contra de la presión se logra mediante el sistema de poleas. Levantar el aparejo provoca que las cuñas que están abrazando al sondeo desciendan y empujen hacia abajo. En cada ciclo, las cuñas estacionarias vinculadas al control superior abrazan al sondeo, hasta que se suben o se bajan las cuñas viajeras para abrazar nuevamente otro tramo de sondeo. El flujo de líquido alrededor del sondeo se cierra mediante tres cabezas controladas hidráulicamente. Las dos superiores se abren y cierran para lubricar el sondeo que sube o baja al pozo. La cabeza inferior se cierra para permitir el cambio del elemento empaquetador en las superiores. El sondeo debe ser taponado usando un niple de asiento, tapón deslizante o tapón puente, dependiendo si el sondeo se saca o se baja. (Fig.29) Unidades hidráulicas de snubbing: La mayoría de las unidades hidráulicas son autónomas y por lo tanto son operadas sin la presencia del equipo de perforación en el pozo. Tales unidades usan preventores o cabezas de control y elementos similares a las unidades mecánicas. Un gato hidráulico multicilíndrico baja o sube las cuñas que abrazan el sondeo y lo fuerzan hacia fuera o dentro del pozo. Las cuñas estacionarias debajo de las cuñas viajeras mantienen el sondeo en su lugar mientras se posicionan nuevamente las cuñas viajeras para comenzar otro ciclo. Un empaquetador integral controla las presiones hasta 3000 psi. Las cabezas de control se usan con presiones superiores a 3000 psi y refuerzan el empaquetador. Todas las operaciones se llevan a cabo desde una consola de control ubicada en la plataforma de trabajo (fig. 30).

PÉRDIDA DE CIRCULACION Es el caso cuando se pierde lodo hacia la formación. La surgencia del pozo causa presiones adicionales y es necesario evitar o minimizar la pérdida de circulación durante un control de surgencia. Los métodos de control están diseñados para circular lodo pesado y ahogar el pozo. Si se pierde circulación puede ser difícil o imposible circular el espacio anular lleno de lodo pesado. Cuando se cierra un pozo después del la surgencia se utiliza la presión de cierre del sondeo para calcular la densidad de ahogue.

93

Capítulo 7. Operaciones de Control de Pozos Inusuales.

APAREJO

CUÑAS VIAJERAS

CUÑAS FIJAS

PLATAFORMA

LÍNEA TENSA

PLATAFORMA

CABEZAL SUPERIO R DE CONTROL

CONTRAPESO

CABEZAL DE CONTROL AUXILIAR

CABEZAL DE CONTROL DE SEG URIDAD

Figura 29. Unidad Snubbing

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MANIFOLD DE OPERACIÓN

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CORONA DE POLEA DUAL

MÁSTIL CABEZAL GIRATORIO VÁLVULA DE ACOPLE BRAZO DE LA LLAVE

CUÑAS VAJERAS MESA ROTARY CONSOLA DE CONTROL PISO DE TRABAJO

LLAVE DE FUERZA

ELEVADOR DE CAÑERÍA

GUINCHE DUAL

CUÑAS FIJAS

STANDPIPE STRIPPER BOP

VÁLVULAS ECUA LIZADORAS HIDRÁULICAS UNIDAD DE POTENCIA TANQUE DE COMBUSTIBLE

CARRETEL ADAPTADOR MANIFOLD

BOP DE LA BOMBA CANASTA PARA TUBERÍAS CAJA DE HERRAMIENTAS

CARRETE PORTAMANGUERA

Figura 30. Unidad Snubbing hidráulica

95

Capítulo 7. Operaciones de Control de Pozos Inusuales.

Las presiones de cierre pueden ser un indicador de la probabilidad de pérdida de circulación. La manera de averiguar si se ha perdido circulación es intentar circular. Si los retornos son reducidos o nulos estamos entonces con pérdida de circulación.

Condiciones para la pérdida de circulación Generalmente son tres las condiciones responsables de la pérdida de circulación: mala cementación, fractura inducida y formaciones fracturadas o cavernosas. Mala cementación: Una de las causas más comunes de pérdida de circulación durante el control de una surgencia es un zapato mal cementado de la última cañería instalada. Por este motivo la mayoría de los operadores efectúan ensayos de admisión (LOT) o de integridad a la presión (PIT) inmediatamente de rotar el zapato para determinar la presión a la que ocurre la fractura. El ensayo es normalmente realizado para determinar la más alta densidad equivalente de lodo que pueda llegar a usarse antes de que la próxima cañería (casing) sea colocada. Algunas veces estos ensayos se efectúan levantando presiones hasta un valor predeterminado o establecido. En todo caso una mala cementación es especialmente peligrosa dado que puede permitir que los fluidos de la surgencia penetren alrededor del casing y debajo del equipo. Los más importantes siniestros en tierra o mar han ocurrido porque el gas subió a la superficie alrededor de la cañería.

Formaciones fracturadas o cavernosas: Cuando se perfora en zonas de roca dura algunas formaciones son cavernosas, es decir tienen aberturas naturales en las cuales pueden alojarse grandes cantidades de lodo. Las formaciones fracturadas naturalmente pueden también absorber grandes flujos de lodo. Tales formaciones son difíciles o imposibles de sellar, y un período de espera a menudo no ayuda. Muchas veces la formación entera es cavernosa o fracturada, de tal manera que la presión requerida para ahogar el pozo está muy cerca del valor necesario para causar la pérdida de retorno.

Control de pozo con pérdida parcial: La pérdida de retorno, durante la surgencia de un pozo, puede detectarse en primera medida cuando baja el nivel de las piletas. Se recomiendan diversos procedimientos si algún retorno continúa llegando a la superficie. 1.

Si el caudal de lodo se puede mantener preparando mezcla, muchos operadores recomiendan que se siga con el control. La presión en la zona de pérdida disminuirá luego que los fluidos intrusos se circulan por arriba de ella y el problema se resuelve solo.

2.

Algunos operadores recomiendan que se detenga la bomba y se cierre el pozo si empeora la pérdida de circulación. Si se le da al pozo de 30 minutos a 4 horas para que se aquiete, el problema de circulación puede resolverse por si mismo. Con esta técnica se recomienda mantener la presión de sondeo constante purgando por el estrangulador. Si la presión en el estrangulador sube más de 100 psi se recomienda seguir la técnica que se describe a continuación:

3.

Elija un caudal de circulación menor y una nueva presión inicial de circulación. Con la bomba parada y el pozo cerrado, abra el estrangulador, comience a bombear al nuevo régimen y vaya cerrando el estrangulador hasta que la presión del anular llegue al mismo valor que antes (con cabezales debajo del mar reduzca la presión anular el mismo valor que la pérdida de carga de la línea al manifold). Luego controle la nueva

Fracturas inducidas: Las fracturas que son inducidas durante la perforación y por los procedimientos de control causan pérdidas de circulación. Tales fracturas pueden ser causadas por presiones fluctuantes, lodo muy pesado u otros procedimientos de control de pozo. En la mayoría de los casos las fracturas inducidas se cierran o sellan por su cuenta en un corto tiempo si se alivia la presión. Las fracturas inducidas ocurren en el punto más débil del pozo, usualmente el zapato del último caño. Sin embargo una fractura inducida puede causar los mismos problemas que una mala cementación.

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ser lo suficientemente grande para llenar cerca de 500 pies de pozo abierto. Con esta alta densidad el incremento de presión hidrostática puede controlar la presión de formación. Se debe mezclar baritina, pirofosfato ácido de sodio y soda cáustica con agua dulce. La baritina es el densificante, el pirofosfato ácido de sodio el disolvente y la soda cáustica levanta el pH del agua. Los componentes se mezclan para formar el tapón de 2,16 kg/l a 2,64 kr/l (18 a 22 ppg) que se ubica tan cerca de la zona activa como sea posible. La presión hidrostática debe ser suficiente para detener el flujo. De otra manera la baritina no puede asentarse formando un tapón sólido. Se pueden utilizar materiales con densidades mayores que la baritina para mezclar tapones. Algunos ejemplos son la hematita, ilmenita y galena. Aunque también se puede usar cemento, puede ser difícil formar un tapón resistente dado que el gas tiende a canalizarse en el cemento. Para ubicar con éxito un tapón de baritina, será necesario un equipamiento especial de mezclado y bombeo tal como un embudo de cemento y una bomba de cementación de alta capacidad. Se deben ejecutar ensayos pilotos para asegurar que las cantidades agregadas a la mezcla de pirofosfato ácido de sodio y soda son suficientes para permitir un apropiado asentamiento de la baritina. Si el asentamiento es muy lento se deberá agregar más pirofosfato ácido de sodio para aumentar la velocidad. El siguiente es uno de los procedimientos recomendados para preparar un tapón de baritina:

presión inicial de circulación en el sondeo. 4.

Prepare un tapón para pérdida de circulación que sea efectivo en esa zona. En general los materiales de control de pérdidas son más efectivos en zonas de roca dura que en terrenos plásticos.

5.

Mezcle un tapón de lodo pesado para tratar de ahogar el pozo. Este puede funcionar con una surgencia pequeña y si el nivel de pérdida está por encima de la zona surgente. Después que el pozo se ahogue resuelva la pérdida de circulación.

6.

Si no se pueden detener las pérdidas parciales severas (50% al 90 % de pérdida) use un tapón de baritina o tapón viscoso para sellar la zona surgente y luego arregle la pérdida de circulación.

TAPONES DE BARITINA A veces, después que se ha producido una surgencia y se está circulando, ocurre la pérdida. Esta puede presentar una condición compleja y peligrosa dado que el gas puede estar reemplazando el lodo (este lodo es por supuesto nuestra primera línea de defensa). Se puede encarar el problema de la pérdida de circulación si se pudiera usar en el pozo un tapón para sellar la zona que está aportando gas. Los tapones de baritina con densidades de 2,16 kg/l a 2,64 kg/l (18 ppg a 22 ppg) han sido efectivos en el control de zonas activas. Consisten usualmente de baritina, agua y una lechada diluyente. Se ubica tan cerca de la zona activa como sea posible. Debe tener una alta densidad (hasta 2,64 kg/l - 22 ppg), un rápido asentamiento y un alto filtrado. Finalmente debe

1.

Mezcle el tapón a través del embudo de la unidad cementadora y bombéelo directamente dentro del sondeo.

Tabla 2 Tapones de Baritina Densidad de la lechada ppg

Agua Gal/saco

18,0

5,10

5,30

20,0 21,0 22,0

3,70 3,20 2,75

6,43 6,95 7,50

Sacos baritina Bbl/saco por bbl de lechada

Bbl/200 sacos

Bbl/300 sacos

Bbl/400 sacos

Pie3/saco

0,189

37,8

56,2

75,5

1,060

0,156 0,144 0,133

31,1 27,8 26,6

46,6 43,2 40,0

62,1 57,5 53,3

0,873 0,807 0,748

97

Capítulo 7. Operaciones de Control de Pozos Inusuales.

2.

Calcule el volumen necesario para lograr un asentamiento en 500 pies de pozo abierto. Si es necesario incremente el volumen (ver tabla 1) si tiene severas pérdidas en el pozo.

3.

Mezcle alrededor de 0,7 lb de pirofosfato ácido de sodio por barril de agua.

4.

Ajuste el pH del agua a 9 con soda cáustica. Use 0,25 lb de soda por cada barril de agua. .

5.

Mezcle el tapón de baritina para lograr una lechada de 2,16 kg/l a 2,64 kg/l (18 a 22 ppg) preferentemente 2,64 kg/l (22 ppg)

Una vez que se ha mezclado la lechada, adopte las siguientes sugerencias para bombear:

98

1.

Bombee a un régimen de 5-10 bbl/min

2.

Sobredesplace la mezcla unos 2-4 bbl para evitar contaminación por el lodo.

3.

Desplace la mezcla totalmente fuera del sondeo con un tapón densificado para reducir la posibilidad de retorno o taponamiento del trépano.

4.

Rápidamente saque el sondeo bajo presión hasta que el trépano esté por encima de tapón de baritina. Puede ser necesario hacer stripping hacia afuera con el sondeo.

5.

Mantenga la presión del espacio anular.

6.

Cuando el trépano se encuentre por encima del tapón de baritina mantenga la contrapresión en el pozo.

7.

Espere que el asentamiento de la baritina forme un tapón sólido. El tiempo de espera depende de los aditivos en la mezcla.

8.

Para determinar si el tapón funcionó circule el pozo usando la primera circulación del método del perforador y verifique el retorno. Si el retorno está libre de gas la zona de alta presión es muy probable que haya sido sellada por el tapón de baritina. Una vez que se ha resuelto el flujo subterráneo se puede prestar la debida atención a la resolución de la pérdida de circulación.

Tapones Viscosos: Cuando se presentan flujos subterráneos de agua, los tapones viscosos han resultado proveer un sello exitoso en el anular. Un tapón viscoso es una mezcla de gasoil y bentonita. Cuando se le agrega bentonita seca al gasoil, la bentonita no se gelifica y la lechada permanece muy fluida. Por lo tanto se puede bombear al trépano con una relativa baja presión. Cuando la mezcla sale del trépano y es expuesta al agua del anular la bentonita se hidrata o gelifica rápidamente causando una lechada extremadamente viscosa. Esto detiene el flujo de la formación y cuanto más mezcla entra al espacio anular se sella completamente. Se recomienda que la mezcla de bentonita con gasoil sea realice por jet con una unidad cementadora a 1,32 kg/l (11 ppg). Para lograr esta densidad use tres bolsas o 300 lbs de bentonita por bbl de gasoil. Algunos prefieren agregar 15 lb de mica por barril para incrementar la resistencia del tapón. El volumen puede ser de 20 a 150 bbl dependiendo del grado de surgencia subterránea y la cantidad de pozo abierto. El mayor problema cuando se usan tapones viscosos es el peligro que existe si la lechada contacta agua dentro del sondeo. Si esto sucede se hidrata la bentonita causando excesiva presión y tapona el sondeo. Es importante por lo tanto, que no solo el sondeo, sino el equipo de bombeo y de mezclado también este libre de agua. Para evitar taponamiento del sondeo se recomienda enviar espaciadores de gasoil delante y detrás de la mezcla. Los tapones viscosos tienden a perder resistencia con el tiempo en las condiciones dentro del pozo. Por lo tanto se recomienda bombear un tapón de cemento a través del trépano para lograr un sello permanente inmediatamente que se haya determinado la detención del flujo subterráneo. El siguiente procedimiento ha sido usado exitosamente para ubicar un tapón viscoso en una zona de pérdida de circulación. 1.

Corra un perfil de flujo o temperatura para localizar con seguridad la zona que fluye o la zona de pérdida.

2.

Prepare la unidad cementadora y las bombas del equipo para desplazar la mezcla ya que cualquiera puede ser utilizada. Algunos recomiendan conectar

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una tercera bomba al casing para mantener baja la presión en el mismo. 3.

Usando una unidad cementadora mezcle a través del jet hasta 1,32 kg/l (11 ppg). Puede ser enviado ya mezclado o mezclarlo a la vez que se bombea.

4.

Bombee 5-10 bbl de gasoil en el sondeo para que sirva de espaciador entre el lodo de perforación y el tapón viscoso.

5.

Desplace a un régimen de 3-5 bbl/min Siga con un espaciador de 10-20 bbl de gasoil.

6.

Cuando la mezcla alcance el trépano comience a bombear lodo en el espacio anular a 1/2 bbl/min Esto logra bajar la presión del casing y puede proveer agua para que se hidrate la bentonita.

7.

Espere de 6 a 8 horas o corra un perfil de temperatura para determinar si el tapón es efectivo.

8.

Alivie la presión del casing y saque el sondeo lentamente.

9.

Inyecte cemento a través del trépano para lograr un sello permanente.

EXCESIVA PRESIÓN DE CASING En la industria de la perforación la máxima presión admisible en superficie "MAPS" puede valer desde cero hasta un valor tan alto como el 100% de la resistencia a la presión interior de la cañería. Cualquiera sea el valor que se haya determinado, cuando se circula una surgencia de gas importante se puede superar el valor de la presión de fractura del zapato o la "MAPS". Las decisiones acerca de cerrar el pozo cuando las presiones exceden los límites establecidos deben estar basadas en el diseño de las cañerías, la profundidad a la que se encuentra el zapato, conocimiento de las características y contenido de la formación, política de la Compañía y un análisis previo de las posibles consecuencias de los diferentes cursos de acción. Es difícil realizar cálculos certeros de las presiones en un pozo a distintas profundidades dado que tales cálculos están basados en la presunción que el gas migra o es circulado hacia la superficie en forma de burbuja. La experiencia ha mostrado que el gas no sube como una burbuja. Más bien tiende a dispersarse en el lodo en tal extensión que depende del tipo de gas y del tipo de lodo. Como el gas se dispersa en forma

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despareja en el espacio anular los cálculos de presión no son precisos. Por lo tanto, la decisión de cerrar el pozo o no, cuando se alcanzan los límites de presión, está basada en factores que a menudo no pueden ser calculados con precisión.

BULL HEADING Hacer "Bull Heading" en un pozo significa forzar el gas u otro fluido de formación hacia dentro de la formación bombeando por el espacio anular desde la superficie. El pozo permanece cerrado de tal modo que el lodo y el fluido que surge son desplazados dentro de la formación expuesta más débil. No es un procedimiento de rutina pero puede ser útil cuando: ƒ se anticipa que las presiones en superficie pueden exceder las limitaciones del equipamiento, ƒ los fluidos que surgen son peligrosos si se circulan a la superficie, ƒ el sondeo está tapado o partido de modo tal que no puede ser circulado el lodo densificado en el fondo o, ƒ una zona débil debajo de la formación que surge admite demasiado y no permite que el pozo se ahogue. El "Bullheading" es más apropiado para pozos con muy pocos metros de pozo abierto dado que en tales casos el influjo es inyectado de nuevo en la formación de la cual proviene. Cuando se efectúa "Bullheading" de un gas el caudal de bombeo debe exceder la velocidad de ascenso del gas dentro del pozo. Un incremento en vez de un descenso de la presión de bombeo es una indicación de que el régimen es muy bajo. Se debe calcular la velocidad de migración del gas para determinar el caudal necesario de la bomba. Esto se puede hacer usando la ecuación 29. Vmg = ∆PCA ÷ GLodo

(Ec. 29)

donde: Vmg = velocidad de migración del gas, pie/hora. ∆PCA = cambio de PCA después de 1 hora, psi. GLodo = gradiente del lodo, psi/pie Idealmente, el "Bullheading" provocará la fractura de la formación y un bombeo prolongado forzará al gas a que regrese a la formación. Cuando se aplique una alta presión en superficie es posible fracturar la formación en el zapato del casing antes que en una formación a 99

Capítulo 7. Operaciones de Control de Pozos Inusuales.

mayor profundidad. Si se fractura el zapato, puede desarrollarse una surgencia subterránea y es posible una fuga alrededor de la cañería hasta la superficie. Por lo tanto el "Bullheading" es una operación de riesgo y debe ser usada con mucha precaución.

SNUBBING DENTRO DEL SONDEO Bajo ciertas circunstancias, se puede forzar bajo presión una tubería de pequeño diámetro dentro del sondeo. Por ejemplo, asuma que se cierra un pozo, se está circulando y se produce una lavadura en el sondeo. Asuma que es muy grande y a una profundidad en la columna perforadora que es imposible circular el pozo. Una solución sería bajar tubing continuo (coiled tubing). La unidad de "coiled tubing" es una máquina portátil que elimina la necesidad de enroscar y desenroscar cañería, ya que es una

100

tubería continua arrollada en un carrete. Los diámetros son de ½ pulg. a 2 pulg.. La ventaja principal es el ahorro en tiempo. Además las unidades son livianas y equipadas con preventores y otros dispositivos de control de presión que los hace ideales para "snubbing". Una desventaja es que el tubing continuo tiene baja resistencia al colapso y a la tracción. En situaciones de alta presión, por lo tanto, el tubing puede colapsar o reventar. Además no se puede rotar. Si no se puede utilizar tubing continuo, puede ser posible forzar bajo presión un tubing roscado de pequeño diámetro dentro del sondeo. Será necesaria una unidad de snubbing apropiada que mantenga el control de la presión del sondeo. Aunque es un proceso que lleva más tiempo el tubing roscado es más resistente que el continuo y puede ser rotado.

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Capítulo 8

CONTROL DE POZO PARA TERMINACIÓN Y REPARACIÓN

101

Capítulo 8. Control de Pozos en Terminación y Reparación.

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8 CONTROL DE POZOS EN TERMINACIÓN Y REPARACIÓN ____________________________________ FLUIDOS DE TERMINACIÓN Y REPARACIÓN El fluido que se circula en un pozo que está siendo terminado o reparado tiene muchas aplicaciones, al igual que en las operaciones de perforación. Por ejemplo, se lo emplea en el punzado, en cementación, fracturación y acidificación. También en el ahogado, reparación, perforación, profundización, tapones balanceados y limpieza de los pozos. Más aun, sirven como fluidos para paquers, terminación y circulación. Los fluidos de terminación y reparación pueden ser gases, aceites, salmueras, lodos u otras soluciones químicas. Los fluidos empaquetadores y de terminación son diferentes de los utilizados en la perforación y en la reparación de pozos. Los fluidos para paquers se ubican en el pozo, entre el tubing y el casing, usualmente sobre el paquer para equilibrar la presión de la formación por debajo del paquer. Generalmente un fluido empaquetador permanece en el anillo durante la vida del pozo y debido a esto, son especialmente formulados para mantenerse líquidos y así poder circularse meses y años después de haber sido colocados. Los fluidos para paquers no deben ser corrosivos para evitar que dañen el casing y el tubing con los cuales están en contacto. Los fluidos de terminación son similares a los fluidos para paquers, pero son utilizados frente a las formaciones productivas para evitar un daño permanente a la zona.

Características Un fluido de terminación y reparación presenta varias características importantes. Por ejemplo, debe ser suficientemente denso para controlar las presiones del pozo pero no tan pesado que fracture la formación y fluya dentro de ella. Debe equilibrar las presiones de la formación pero no fracturarla. Además, debe ser efectivo en términos de costo. A veces, los fluidos costosos son necesarios para evitar el daño a las formaciones especialmente sensibles; pueden también estar disponibles, sin embargo, fluidos menos costosos que causan pequeño o ningún daño a la formación. Es muy valiosa la experiencia que se tenga sobre el área para poder determinar que fluido utilizar. También, debe estar tan libre de partículas sólidas como sea posible. Los sólidos pueden taponar los punzados como así también reducir la producción después de la fracturación. Además, no debe ser corrosivo para evitar el deterioro del material tubular y los trabajos de pesca subsecuentes. Debe ser estable si va a dejarse en el pozo por un extenso período. La pesca de los paquers y el tubing que están aprisionados a causa de una falla de fluido puede ser costosa y puede hasta conducir al abandono del pozo antes de que la producción esté completamente agotada. Los fluidos de terminación y

reparación deben filtrarse o limpiarse y tener pocos o nada de sólidos. Algunos fluidos tienen grandes cantidades de partículas sólidas en suspensión, las cuales pueden ser dañinas para la formación productiva, o ser abrasivas para el equipo. Aunque un fluido tenga un contenido bajo de sólidos, puede todavía causar taponamiento si reacciona adversamente con la formación. Algunos fluidos que son excelentes para las operaciones normales pueden ser incompatibles con lechadas de cemento o ácidos. En tales casos, sería necesario utilizar un fluido espaciador para separarlos. El espaciador, que es usualmente agua salada o un lodo especial, se ubica detrás del cemento o el ácido manteniendo al fluido de terminación o reparación sin contacto, y por ello de la contaminación, del cemento o del ácido. Además, algunos aditivos químicos, como así también el fluido al cual son agregados, pueden causar problemas ambientales y de salud. Las consideraciones ambientales y de salud pueden requerir utilizar un producto menos efectivo o más caro que presente una menor amenaza para el personal y al medio ambiente.

Funciones Los fluidos utilizados en la terminación y en la reparación no son desconocidos para la mayoría, sin embargo, son extremadamente importantes para el éxito de muchos trabajos. No deben dañar 103

Capítulo 8. Control de Pozos en Terminación y Reparación.

a la formación productiva, al equipo, al personal o al medio ambiente. Es esencial que los fluidos sean aplicados adecuadamente, controlados y monitoreados. Los fluidos de terminación y reparación pueden ser desde muy livianos o de baja densidad, hasta muy pesados o de alta densidad. Los fluidos más livianos son gases; los más pesados son líquidos a los cuales se les ha agregado un material densificante, como la baritina. Sin importar su densidad y si es un gas o un líquido, un fluido de terminación o reparación tiene muchas funciones. Algunas importantes son 1.

transporte de materiales deseados y no deseados dentro y fuera del pozo;

2.

suspensión de los materiales deseados y no deseados cuando se ha detenido la circulación;

3.

control de surgencias;

4.

absorción de calor y lubricación de la cañería, trépanos y fresas;

5.

entrega de energía hidráulica;

6.

provisión de un medio adecuado para las herramientas de cable y para las herramientas de perforación y perfilaje;

7.

permitir maniobrar de modo seguro el equipo de fondo de pozo en un periodo razonable de tiempo;

presión

para

evitar

8.

evitar el daño a las formaciones productivas;

9.

evitar el daño al equipo de fondo de pozo;

10. evitar el daño al equipo de superficie y 11. evitar el daño al personal y al medio ambiente. Transporte de Materiales hacia dentro y fuera del Pozo Para la realización de muchas operaciones, los materiales deben ser circulados dentro y fuera del pozo. Son inyectados y circulados materiales como el ácido, cemento, píldoras gelificadas, plástico, grava, arena de fractura, selladores y otros fluidos. Otros que pueden ser dañinos, deben removerse para mantener el pozo limpio. Estos materiales potencialmente dañinos incluyen cemento seco, fluidos corrosivos, recortes, escombros, gravas, gas, metales, lodo 104

contaminado, plásticos, arena y cemento húmedo no utilizado. Además, una acumulación de material en el pozo puede causar aprisionamiento o falla de la columna de trabajo, taponamiento o puenteo de la cañería, incremento de torque y arrastre, pérdida de circulación, relleno, taponamiento de la formación o del punzado y desgaste excesivo del equipo. Suspensión de los Materiales Cuando se Detiene la Circulación Un fluido con una alta resistencia de gel, tiene buenas capacidades de suspensión cuando se ha detenido la circulación. Su estructura como gel resiste la decantación de los sólidos y recortes hasta que se reanuda la circulación. La suspensión de sólidos y recortes reduce la cantidad de relleno y así disminuye la probabilidad de aprisionamiento de las herramientas, los tubulares y del cable. Sin embargo, en operaciones de terminación y reparación, la alta resistencia de gel puede ser un inconveniente, porque un fluido de alta resistencia de gel desarrolla elevadas presiones de pistoneo y de efecto émbolo hacia abajo. Esto puede causar que la formación aporte o se rompa. En cualquiera de los casos, los procedimientos utilizados para controlar la surgencia o el sellado de la fractura pueden dañar la zona productiva. Control de Presión En cualquier momento durante la terminación y reparación, la presión de la formación puede ser expuesta al pozo. De hecho, a veces el trabajo se lleva a cabo en un pozo no ahogado bajo presión. En la gran mayoría del trabajo, sin embargo, es necesario mantener el pozo ahogado, esto es, que la presión de la formación esté equilibrada por una columna de fluido en el pozo para evitar que surja la formación. Para obtener una condición de equilibrio pueden agregarse materiales densificantes y arcilla. Como se mencionó anteriormente, sin embargo, el peso del fluido no debe ser tan alto que se filtre o fluya dentro de la formación y la dañe. Remoción del Calor y Lubricación Mientras el trépano o fresa y la columna de trabajo giran en un pozo, se desarrolla un calor extremo debido a la fricción por el contacto del conjunto con las paredes y el fondo del pozo. El fluido de terminación o reparación debe absorber este calor para enfriar el conjunto de reparación y

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prolongar la vida del trépano o de la fresa, ya que el calor puede debilitar y dañar los metales utilizados en los trépanos y otras herramientas de fondo. Entrega de Energía Hidráulica Muchas actividades de rutina y especiales durante la terminación y la reparación requieren que la presión sea aplicada en la cabeza de pozo y transmitida a través del fluido a un punto determinado dentro del pozo. El único modo en el cual la presión puede ser transmitida desde las bombas del equipo hacia la cabeza de pozo o adentro del pozo es a través del fluido de terminación o reparación. Provisión de un Medio Adecuado para las Herramientas Muchas tareas asociadas a la terminación o reparación del pozo se realizan por cable; esto es, herramientas tales como los cañones para punzamiento, herramientas de perfilaje y los paquers, son ubicados en el pozo por medio de un cable. En cualquier operación de cable, el fluido debe permitir un rápido acceso del equipo de cable. Para ello, se debe mantener el fluido en buena condición; esto es, debe cumplir con las especificaciones del trabajo. Por ejemplo, no debe contener más cantidad de sólidos que lo recomendado, debe tener la densidad, resistencia de gel y la viscosidad apropiada. Permitir la maniobra del Equipo de Fondo Si el fluido no esta acondicionado adecuadamente (si es muy espeso y viscoso) puede ocurrir el efecto émbolo y el pistoneo, daño a la formación o problemas de circulación cuando se trata de maniobrar el equipo y las herramientas de fondo. El tiempo es dinero y en ninguna parte esto es más evidente que cuando las actividades de terminación o reparación salen mal. Se gasta un número excesivo de horas equipo en una operación particular a causa de un pobre comportamiento del fluido. Evitar el Daño a las Formaciones Productivas Un fluido de terminación o reparación" no debe causar daño permanente a la zona productiva al dejar limos residuales, sedimentos, goma o resinas en la formación. Además, no debe cambiar la humectabilidad de la roca o arena del reservorio. (Humectabilidad es la tendencia de un grano de roca a ser revestido

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por uno de los líquidos que existen dentro del reservorio. La mayoría de los granos de roca están humectados con agua, usualmente salada y el resto están humectados con petróleo). Si se cambia la humectabilidad por el fluido de terminación o reparación, puede mermar la producción. Además, si se utiliza agua dulce como fluido de terminación o reparación, puede causar un bloqueo de flujo por emulsión en algunas formaciones productivas de petróleo y gas. Más aún, algunos fluidos de terminación o reparación pueden ser la causa de que formaciones sensibles se hinchen, lo que conduciría a una disminución en la productividad. Por último, altos regímenes de bombeo pueden causar la erosión del pozo. Evitar el Daño al Equipo de Fondo Son dadas muchas consideraciones sobre los fluidos de paquers que son dejados en el pozo. Tales fluidos no deben ser sedimentables ni corrosivos. La vida esperada de un pozo dicta usualmente el tipo de fluido y de aditivos que se dejan en el pozo. Sin embargo, a veces el fluido para parquers se altera, diluye o reemplaza durante las actividades de terminación y reparación. Si no se lo trata adecuadamente, puede volverse corrosivo, acortando la vida esperada de los sellos y del equipamiento. Evitar el Daño al Equipamiento de Superficie Los fluidos corrosivos pueden conducir a la falla de los elementos de sello en muchos tipos de equipamiento de superficie. Adicionalmente, los fluidos con materiales de la formación pueden ser muy abrasivos y erosionar y romper las válvulas, y otro equipamiento en un tiempo corto; la arena debe entonces removerse del fluido en la superficie. Los fluidos de terminación y reparación deben también acondicionarse para remover limo y otros elementos erosivos y corrosivos. Evitar Daño al Personal y al Medio Ambiente Los fluidos utilizados en las actividades de terminación y reparación pueden ser de riesgo para el personal. Los ácidos, los cáusticos, los bromuros, algunos cloruros y otros químicos pueden causar quemaduras serias. Tales reactivos pueden ser también tóxicos y causar problemas de visión y respiratorios. Debe utilizarse ropa de seguridad y tener cuidado cuando se esté manipulando y mezclando estos químicos. 105

Capítulo 8. Control de Pozos en Terminación y Reparación.

El medio ambiente es un recurso muy precioso. Puede ser dañado fácilmente por los fluidos utilizados en el pozo y producidos por el pozo. La prevención y el reporte de derrames, acarreo seguro y la adecuada eliminación de los fluidos utilizados en el equipo están regulados por la ley. Toda persona en el equipo debe estar consciente de las regulaciones que conciernen al uso y eliminación de los fluidos de terminación y reparación. La seguridad no puede acentuarse lo suficiente, ya que muchos de los fluidos son muy peligrosos. La protección del personal y del medio ambiente es crítica.

Petróleo como Fluido de Terminación o Reparación En la mayoría de las áreas productivas, el petróleo es abundante y económico para su uso. Generalmente no es corrosivo y no causa hinchamiento de arcilla en la zona productiva. Pesa alrededor de 7 ppg, lo que es excelente para los pozos de petróleo de baja presión. Sin embargo, el petróleo tiene algunas desventajas. Por ejemplo, puede contener parafina o partículas finas de arena, sólidos o asfaltos que puedan dañar las formaciones. Además, puede ser corrosivo si se encuentra presente H2S o CO2. Más aún, el petróleo puede ser demasiado liviano para mantener la presión del pozo en algunas áreas y demasiado pesado en otras. Por otro lado, es una amenaza de fuego y es muy resbaladizo, lo que puede ser un problema cuando se retira la tubería húmeda. También, el petróleo contamina si se derrama. También se debe tener en cuenta que el petróleo utilizado como fluido de trabajo puede no ser compatible con el petróleo del reservorio si procede de un reservorio distinto. Algunas veces se utiliza gasoil y kerosén como fluidos de reparación. Son baratos, limpios y no corrosivos. Sin embargo, pueden ser peligrosos. Por lo tanto, debe estar fácilmente accesible el equipo extintor de fuego adecuado y las cuadrillas deben estar bien entrenadas en su uso.

Fluidos de Emulsión de Aceite El fluido más común de emulsión de aceite utilizado en reparación y terminación es una emulsión de aceite en agua. En este tipo de emulsión de aceite en agua, el aceite se dispersa como pequeñas gotas en agua. La fase agua puede ser agua dulce o salada. Para mantener la 106

emulsión estable (sin que los fluidos se separen) se utilizan agentes emulsificantes tales como almidón, jabón o coloides orgánicos. Aunque existen otros aceites el gasoil es el más comúnmente utilizado para la fase dispersada. La ventaja de utilizar gas oil al trabajar sobre un pozo es que es menos dañino para las formaciones productivas que otros aceites. Los fluidos de emulsión de agua en aceite a veces se utilizan como fluidos de terminación y reparación. Una emulsión de agua en aceite es lo contrario, o inverso, de una emulsión de aceite en agua y es por ello llamada fluido de emulsión inversa. En un fluido de emulsión inversa, el agua se dispersa como gotas en el aceite. Este tipo de emulsión es muy inestable sobre los 200 °F (93,3 ºC) y si contiene muchos sólidos, los sólidos pueden causar taponamiento de la formación.

Fluidos Gaseosos En algunos reservorios de baja presión puede utilizarse gas como fluido de terminación y reparación. Durante las operaciones, el flujo desde el pozo solo se controla por contra presión de superficie. En algunos reservorios, se utiliza el gas natural porque está directamente disponible y es económico; sin embargo, es extremadamente inflamable y por ello bastante peligroso. Muchas veces es mejor usar nitrógeno en lugar de gas natural. El nitrógeno es inerte o no reactivo y usualmente no daña a la formación, ni a las partes metálicas o sellos de goma. Limpiar basura del pozo con gas puede ser un problema; por lo tanto, se dispone de espuma que genera la propia empresa de servicio que suministra el nitrógeno. Tienen características de buenas a excelentes en la limpieza del pozo y la capacidad de transporte.

Fluidos a Base de Agua Los fluidos a base de agua incluyen (l) agua dulce, (2) agua salada o salmuera y (3) lodos a base de agua. El agua dulce no se utiliza frecuentemente en actividades de terminación y reparación porque puede provocar que las arcillas se hidraten y dañen severamente a las formaciones. (La hidratación de la arcilla es la expansión que sucede cuando las arcillas en la formación absorben agua.) Sin embargo, el agua de baja salinidad usualmente es abundante y barata y normalmente requiere poco tratamiento. En los casos en los que el agua tiene un alto

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contenido de sólidos, se puede filtrar para removerlos. Salmueras Las salmueras son ampliamente utilizadas porque están directamente disponibles y pueden mezclarse fácilmente. Su costo es usualmente bajo y no está presente el peligro de explosión o fuego. Las salmueras pueden, sin embargo, ser una amenaza ambiental en algunas áreas. Cuando se agrega sal al agua, la densidad se incrementa y crea una carga hidrostática más grande en el pozo. Agregar sa1 al agua no agrega sólidos al agua, siempre y cuando toda la sal se disuelva en la solución. Un incremento en la concentración de sal del agua inhibe usualmente la hidratación de la arcilla dentro de una formación. En algunas áreas, sin embargo, el agua salada que contiene cloruro de sodio (NaCl) provoca que los esquistos arcillosos y las arcillas se expandan. En tales casos, puede utilizarse para evitar la hidratación de las arcillas de la formación una sal de calcio o potasio, tal como el cloruro de calcio o el cloruro de potasio (CaCl2 o KCl), en vez de NaCl. Las salmueras de sales simples tales como las que contienen solamente NaCl, KCl o CaCl2 generalmente son de baja densidad. Las salmueras de sales simples tales como las que contienen bromuro de calcio (CaBr2) y bromuro de zinc (ZnBr2) pueden mezclarse para formar una solución de alta densidad. La salmuera de sal simple más comúnmente utilizada es la que contiene agua y NaCl. Se puede incrementar la densidad de una salmuera de sal simple al agregar más sal hasta que se alcanza el punto de saturación a una determinada temperatura. Más allá del punto de saturación, la sal no se solubiliza y se cristaliza o se sedimenta como un sólido. Donde se necesitan mayores densidades se pueden utilizar las salmueras de sales múltiples, en las cuales dos o más sales se agregan al agua. La Tabla 3 muestra rangos de densidad de varios fluidos. Como se afirmó antes, la salmuera más comúnmente utilizada es NaCl y agua. La densidad máxima de las salmueras de NaCl es de 10 ppg a 60 °F (15,5 ºC). Es relativamente fácil preparar salmueras de NaCl con densidades de hasta 9,7 ppg, porque la cantidad de NaCl requerida para obtener 9,7 ppg se disuelve directamente en agua. Desde 9,9 ppg hasta 10

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ppg, el NaCl adicional se disuelve muy lentamente en la solución. Las salmueras de ClK son usadas frecuentemente cuando se trabaja en un reservorio sensible al agua y no se necesita densidades mayores a 9,7 ppg. Los porcentajes de corrosión de las salmueras de KCl son razonablemente bajos pero pueden reducirse bastante al mantener el pH entre 7 y 10 y al agregar inhibidores de corrosión. Las salmueras de CaCl2 se mezclan fácilmente a densidades de hasta 11,6 ppg. A mayores densidades, las salmueras de CaCl2 tienden a congelarse a temperaturas relativamente altas. Por ejemplo, una salmuera de CaCl2 de 11,6 ppg se congela a 44 °F (6,6 ºC). En invierno, tan elevadas temperaturas de congelamiento pueden provocar problemas de operación. En general, CaCl2 está disponible en dos grados de pureza: 94-97% y 7780%. La mayoría de los operadores prefieren utilizar 94-97% pura porque es más fácil para mezclar en las soluciones. Desde el punto de vista de la seguridad, es importante tener en mente que se genera una cantidad considerable de calor cuando se mezcla CaCl2 seco con agua. Las salmueras de CaCl2 no son particularmente corrosivas si su rango de pH se mantiene entre 7 y 10. También, se puede utilizar cualquier inhibidor de corrosión de buena calidad para retardar aún más la corrosión. Cristalización La formación de cristales en un fluido de terminación y reparación puede ser un verdadero peligro. Para obtener la densidad de fluido deseada en la condición más económica y más segura, se pueden utilizar muchas combinaciones de diferentes sales y minerales cuando se mezcla un fluido. La mezcla a menudo contiene todo el material que el agua pueda mantener a una temperatura dada (el punto de saturación). No se gana densidad adicional al agregar más material. Si se agregara más material y la temperatura se mantuviera constante, puede suceder una de las dos siguientes cosas: o el material se cae al fondo del tanque, u ocurre la cristalización. La cristalización en un fluido de terminación o reparación se parece a la formación de hie1o y a veces se le llama congelamiento. Puede ocurrir la cristalización si se redujera la temperatura del fluido en los tanques mediante un cambio en las condiciones climáticas u otras, reduciendo no solo la densidad del fluido, sino también su capacidad para ser bombeado.

107

Capítulo 8. Control de Pozos en Terminación y Reparación.

Tabla 3 Rangos de Densidad de Fluido Fluido

Densidad Mínima Aproximada (ppg)

Petróleo Diesel Oil

Densidad Máxima Aproximada (ppg) 8,5 7,0

Agua dulce

Densidad Máxima Práctica (ppg) 8,0* 7,0 8,3

Agua salada

8,4

8,6

8,5

Salmuera-cloruro de sodio (NaCl)

8,3

10,0

9,8

SalmueraCloruro de potasio (KCl)

8,3

9,8

9,7

Salmuera-cloruro de calcio (CaCl2)

11,0

11,7

11,5

Salmuera-bromuro de calcio (CaBr2)

11,5

15,1

15,0

Salmuera-bromuro de cinc (ZnBr2)

14,0

19,2

18,1

* Algunos petróleos se hunden en el agua

Las variaciones en la temperatura y las variaciones en las soluciones de la salmuera afectan por sí mismas el punto de cristalización; es vital, por lo tanto, obtener del proveedor del fluido el punto de cristalización para una solución en particular. Algunos puntos de cristalización o congelamiento para algunas salmueras se muestran en la Tabla 4. Sin embargo, para soluciones de salmuera específicas, asegúrese de consultar las cartas del proveedor. Lodos a base de agua Los lodos a base de agua son una mezcla de agua, arcillas y químicos que a veces se utilizan en las operaciones de terminación y reparación. Algunos son cargados con sólidos y como resultado, pueden provocar daño extensivo de la formación al causar pérdida de agua y bloqueo de los poros. Se utilizan por su bajo costo y a menudo son fáciles de trabajar. Además, simplifican el control de los pozos de gas de alta presión y de alta permeabilidad. Frecuentemente es necesario utilizar lodo si el fluido libre de sólidos, muy costoso, se pierde en una formación.

Fluidos para Paquers Normalmente, el último paso, antes de poner nuevamente en producción a un pozo, suele ser el más importante en una reparación. Este paso es la ubicación del fluido para paquer en el 108

espacio anular entre la cañería de entubación y la tubería. Este fluido usualmente permanece en el pozo hasta que es intervenido o abandonado. El fluido para póquer provee control de presión de la formación, evita que la cañería de entubación colapse y evita que la columna de producción o tubería estalle. Para ser efectivo, debe ser (1) no corrosivo, (2) estable con el tiempo y la temperatura, (3) razonablemente económico, (4) bombeable en el momento que se coloca en el pozo y permanecer bombeable por un periodo largo, (5) de densidad suficiente para controlar las presiones del pozo, (6) no dañino para los sellos empaquetadores y (7) capaz de mantener los sólidos suspendidos en él para que no puedan sedimentarse en la parte superior del paquer. En los pozos más viejos, a menudo se dejaba el lodo de perforación como un fluido empaquetador. Los lodos de perforación utilizados como fluidos para paquers a menudo solían provocar trabajos de pesca caros cuando llegaba el momento de reparar el pozo, porque los sólidos del lodo se separaban del líquido con el tiempo y decantaban y solidificaban en la parte superior del paquer. Tal vez los peores casos ocurrían con los lodos a base de cal cuando eran expuestos a temperaturas elevadas; la cal reaccionaba con las arcillas en el lodo y se volvía una sustancia parecida al cemento. Tales problemas condujeron al desarrollo de muchos fluidos buenos para paquers que hoy se encuentran disponibles.

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Tabla 4 Punto de cristalización de la salmuera Densidad (ppg) 8,5 9,0 9,5 10,0

Cloruro de sodio (NaCl)

Punto de Cristalización o Congelamiento (ºF) 29 19 6 25

Cloruro de Calcio (CaCl2) 8,5 9,0 9,5 10,0 10,5 11,0 11,5

30 31 9 -8 - 36 - 22 35 Cloruro/Bromuro de Calcio (CaCl2 / CaBr2)

12,0 12,5 13,0 13,5 14,0 14,5 15,0

Tapones Los tapones o píldoras son utilizados tanto como tapones mecánicos para resolver o controlar muchos problemas del pozo como también para su tratamiento. Por ejemplo, los tapones sellan las pérdidas de la cañería de entubación, corrigen el perfil de inyección en los pozos para inyección de agua y sumideros y controlan la pérdida de circulación en las arenas demasiado permeables. Los tapones o píldoras pueden desviar el ácido durante la limpieza o estimulación del pozo y cortar el flujo de agua salada. Más aún, puede colocarse un tapón que bloquee el flujo dentro del tubing o la columna de trabajo pero puede removerse directamente o trabajarse a través de él con tubería concéntrica o con coil tubing. Lo que es más, los tapones pueden estabilizar zonas de arena no consolidadas, sellar fracturas y mejorar los trabajos de cementación al sellar las zonas ladronas en las que un cemento de baja viscosidad se perdería. Los tapones pueden también utilizarse para ahogar descontroles subterráneos.

54 57 59 61 64 65 67 Se encuentran disponibles muchos tipos de tapones blandos, o bombeables: cemento puro, lodo de base hidrocarburo de alta viscosidad, cemento mezclado con gasoil, bentonita en gasoil, cemento bentonítico, arcilla silícea, polímeros, plásticos, ácidos y varios productos químicos para pérdidas de circulación, taponamiento y tratamiento. Los materiales densificantes y los viscosificadores se agregan a menudo a los tapones para hacerlos densos y altamente viscosos. Más aún, puede agregarse un retardador o acelerador para retardar o acelerar el tiempo de fragüe, dependiendo de las temperaturas y de los tiempos de bombeo. A veces puede ser necesario un tapón de gelificación retardada; puede agregarse un quebrador para proveer un tiempo de ruptura de gel predecible, usualmente de 1 a 10 días. Se utiliza una enzima como quebrador para obtener un tiempo de ruptura de gel predecible con píldoras de polímero, lo que reduce las moléculas grandes de polisacárido o azúcar a polímeros de peso molecular bajo y azúcar simple. La mayoría de los operadores recomiendan que se agregue 109

Capítulo 8. Control de Pozos en Terminación y Reparación.

siempre un quebrador al tapón de polímero que está en contacto con la zona productiva. Como un ejemplo de la utilización de un tapón, considere un pozo de terminación dual en el cual una de las dos zonas productivas requiere fluido de una densidad relativamente alta para ahogarlo. Desafortunadamente, el fluido de alta densidad provoca la pérdida de circulación en la otra zona. Para resolver el problema, puede colocarse un pequeño tapón en la zona débil. El tapón protege la zona y evita que se fracture. Se agrega un quebrador al tapón para que se disuelva cuando la zona débil está lista para producir. Normalmente, para operaciones típicas, es suficiente un tapón de alrededor de 5 bbl. Frecuentemente son adecuados los tapones de l o 2 bbl. Los polímeros de gelificado rápido se utilizan a veces para crear un tapón en el tubing o en la columna de trabajo. El tubing o la columna de trabajo se llena desde la superficie con un polímero plástico especial, el que se densifica hasta la densidad requerida. El polímero forma un tapón muy resistente y gomoso. Una columna macarrón, tubería de menor diámetro que la columna de trabajo, puede empujarse a través del tapón en la columna de trabajo, y el tapón puede quitarse, rotarse o reciprocado tanto como se desee. Una vez que la columna macaroni se retira del tapón, el agujero, creado en él por la columna macaroni, vuelve a cerrarse. SEGURIDAD GENERAL DEL FLUIDO Durante la mezcla de cualquier fluido de terminación o reparación se debe informar a todo el personal de los peligros involucrados al manipular y mezclar las soluciones químicas. Como se mencionó previamente, algunos de estos químicos pueden provocar quemaduras serias, pueden ser tóxicos para la gente y para el medio ambiente y pueden causar problemas respiratorios y visuales. Cuando se manipulan o se mezclan estos elementos se debe utilizar ropa de protección, antiparras, guantes de vinilo o goma, delantales, botas y demás. Cuando los químicos va ha ser mezclados con agua u otros fluidos, mezcle los químicos dentro del agua o fluido para reducir la posibilidad de una reacción violenta. Siempre tenga a mano un modo de lavado de ojos y piel cerca del punto de mezcla. En caso de contacto con los ojos y piel, lave a chorro de agua inmediatamente y contacte a un supervisor 110

para mayores instrucciones. Las escopetas de agitación de pileta deben asegurarse en una posición cuando no se operan manualmente. Los materiales deben ser estibados a una altura razonable para minimizar el manipuleo y el peligro. OPERACIONES COMPLEMENTARIAS

Introducción Las operaciones de reparación cubren un amplio rango de actividades: reparación (workover), trabajo de cable, stripping, snubbing, terminación, punzado y demás. Una operación de reparación involucra cualquier trabajo que se realiza en un pozo después de haber sido perforado y hasta que se tapona y abandona. Las operaciones de reparación más comunes son la cementación a presión, el punzado, el DST (ensayo de formación a través de la columna de trabajo), acidificación, control de arena, fracturación, tapón balanceado, taponamiento y abandono, profundización y desviación.

Cementación a presión La cementación a presión excluye el agua y el gas del pozo, mejora el trabajo de una cementación primaria, permite reterminar una nueva zona o repara el casing que se ha corroído o dañado. La cementación a presión es también referida como una cementación correctiva o secundaria. La cementación a presión se realiza por medio de una herramienta que se baja con la columna de trabajo hasta el punto del área donde se colocará el cemento. Una vez en la profundidad deseada, la herramienta se asienta para aislar y proteger el casing de altas presiones. Se bombea, entonces, el cemento en el área a ser sellada. Se aplica presión hidráulica para forzar o presionar a la lechada de cemento a tomar contacto con la formación, ya sea en pozo abierto o a través de punzados en el casing o liner. El cemento en exceso se circula en forma inversa fuera del pozo. El cemento debe dejarse en el casing frente a las perforaciones o al área dañada y no debe rotarse inmediatamente después de la operación de cementación a presión. En un trabajo de cementación a presión, solamente se fuerza o presiona al agua de la lechada del cemento hacia dentro de la formación. El cemento permanece a lo largo de la cara de la formación. La pérdida de agua fija o endurece el cemento. Si se aplica demasiada presión, sin

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embargo, se puede fracturar la formación e ingresar cemento dentro de las fracturas. El criterio más importante para un buen trabajo de cementación a presión es limpiar los punzados o canales. El bloqueo mínimo y las superficies limpias aseguran una mejor adherencia. Se encuentran disponibles una amplia selección de cementos petroleros para las operaciones de cementación a presión. Pueden formularse para ser extremadamente pesados o muy livianos en peso. Los aditivos pueden ajustar la relación agua-cemento, la viscosidad, la resistencia a la compresión, el tiempo de bombeabilidad, la tolerancia de temperatura, y otros factores. Son varios los métodos de aplicación de cemento bajo presión que pueden usarse. A continuación se nombran algunos: 1.

Inyección "Bradenhead": Inyección a presión sin paquer. Se cierra la BOP sobre la columna de trabajo, se presuriza a través del casing y de la columna de trabajo y el cemento es forzado hacia la formación.

2.

Inyección directa: se fija un paquer cuando comienza el trabajo y se bombea todo el fluido de la columna de trabajo dentro de la formación delante del cemento. Si fuera necesario se puede presurizar el casing para reducir la presión diferencial a través del paquer.

3.

Hesitación (bombeo a presión intermitente): se bombea cemento y se detienen las bombas por unos pocos minutos. Nuevamente se bombea y se detiene hasta que se alcanza la presión deseada.

4.

Lavado: después de la cementación a presión, la columna de trabajo se baja más allá de las perforaciones por donde se inyectó el cemento. Se lava el cemento en exceso en el casing para permitir repunzar sin tener que perforar el cemento. Esta técnica requiere un cemento de baja pérdida de agua.

5.

Cementación de alta o de baja presión: estas técnicas consisten en tener presiones finales de cementación superiores a la de fractura (técnica de alta presión) o inferiores a la de fractura (baja presión).

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6.

Cementación por circulación: se punza encima y debajo de la zona de interés. Se fija un paquer entre los punzados y se establece la circulación a través de la zona. El cemento se coloca en el lugar, se desconecta la columna de trabajo del paquer y se levanta unos 10 caños encima del cemento. Se bombea un tapón de fluido más denso a la sarta y se retira del pozo.

A causa de las elevadas presiones que se encuentran en muchos de los trabajos de cementación a presión, las bombas del equipo no son las adecuadas. Por lo tanto, serán necesarias unidades de bombeo de bajo volumen y de alta presión de una compañía de servicio. Todos los fluidos deben estar en una excelente condición previa a la cementación y deben ser compatibles con el cemento u otros materiales que se estén utilizando. En caso que los fluidos no sean compatibles, deberá bombearse una solución compatible (espaciador) delante y detrás de la lechada de cemento. Como con cualquier operación, el planeamiento y la seguridad deben ser primordiales. Debe tenerse cuidado y seguir exactamente las instrucciones cuando se mezclen con el cemento aditivos tales como aceleradores y retardadores. Además, nunca nadie debe subirse por la rampa junto al manifold de cementación mientras se lo eleva al piso del equipo. Solo deben permanecer en la zona de trabajo aquéllos operarios necesarios involucrados en la operación de bombeo. Finalmente, nunca se debe martillar sobre cualquier unión u otra parte del equipamiento de superficie mientras está bajo presión.

Punzamiento El punzamiento consiste en perforar orificios a través del casing, el cemento y la formación. Los punzados crean un camino para que los fluidos circulen desde la formación hasta el pozo. A veces, luego del punzado inicial, se hacen punzados adicionales para incrementar el área de flujo. Originalmente, los punzados eran hechos bajando un cañón especial que disparaba balas a través del casing, el cemento y la formación. Hoy en día, la mayoría de las perforaciones se hacen con cargas moldeadas, (fig. 31); sin embargo, todavía se utilizan cañones de balas en formaciones blandas. Los cañones de punzado pueden operarse por cable, tuberías o coiled 111

Capítulo 8. Control de Pozos en Terminación y Reparación.

tubing. En los pozos direccionales altamente desviados o en los pozos horizontales, el ángulo extremo hace que los cañones de punzamiento deban bajarse con tubing. Existen muchos tipos de cañones de punzamiento. Algunos son descartables, algunos recuperables y algunos son descartablesrecuperables. Los cañones descartables se desintegran cuando se disparan sus cargas. Los cañones recuperables se construyen para que después de disparar las cargas, se puedan sacar y reutilizar. Un cañón descartable-recuperable se construye para que algo del cañón se desintegre cuando se disparan las cargas, pero una gran porción permanece intacta para su reutilización. Los cañones pueden dispararse ya sea con una presión mayor en el casing que en la formación o viceversa. Cualquier escombro dejado en la perforación se lava mientras la formación fluye hacia el casing. Debido a que es esencial, para un buen trabajo, dejar los punzados limpios, es preferible el punzamiento con una presión de casing inferior a la de la formación. Tenga en cuenta, sin embargo, que algunas formaciones contienen partículas pequeñas o polvos que pueden fluir con los fluidos de la formación. Estos polvos pueden rellenar el punzado y cerrarlo. CAÑÓN

CASING

CABLE DE DETONACIÓN

CEMENTO

FORMACIÓN

CARGA

Figura 31. Jet de perforación

El fluido que se encuentra en el casing frente a la zona a ser punzada debe estar tan libre de sólidos como sea posible para evitar el taponamiento de las perforaciones. Algunas veces se utiliza nitrógeno porque es limpio y tiene baja densidad. El equipo de punzamiento debe ser manipulado solamente por personal experimentado. Nadie debe pararse cerca o manipular los cañones de punzamiento a menos 112

que sea necesario. Todas las radios deben apagarse e interrumpirse la soldadura durante el punzado. Se deben dar especiales advertencias a remolcadores, barcos y helicópteros presentes en la zona respecto a las restricciones del uso de radios.

Ensayo a través de la columna de trabajo (DST) El DST es una actividad temporaria para determinar la productividad de una zona y para estimar su tamaño. Muchas veces se lleva a cabo un ensayo a pozo abierto, durante la perforación, para determinar la factibilidad económica de bajar el casing para poner a producir una zona. Un DST ayuda a seleccionar un método de terminación porque provee información acerca del fluido del reservorio, de la presión y de la capacidad productiva. Para realizar un DST en un pozo entubado, se baja un paquer hasta ubicarlo en un punto por encima de la zona a ser probada luego que ha sido punzada. Una vez que la zona se ha aislado con el paquer, se abre una válvula operada desde la superficie para permitir la entrada de fluido de la formación dentro de la columna de trabajo. Se le puede permitir al flujo llegar o no a la superficie. Luego se cierra la válvula y se toma un intervalo de tiempo para que aumente la presión de fondo y para registrarla. De esta información, es posible estimar el tamaño del reservorio. Después de la prueba, se libera el paquer. Los fluidos se circulan fuera del pozo o se traen a superficie al sacar la columna. Los reglamentos requieren que la columna de DST sea circulada por inversa antes de sacar el conjunto de DST del pozo. A menudo, se baja la herramienta con un colchón de agua. La reducción de la presión hidrostática en la columna de trabajo le permite al pozo fluir con facilidad. Nótese que si la presión del reservorio es muy baja, puede ser necesario pistonear los fluidos de la formación hacia la columna aun cuando se use el colchón de agua. Se puede calcular la longitud del colchón de agua necesario utilizando la presión estimada del fondo del pozo (Pfondo) y con la siguiente fórmula: La = dP ÷ Gf

(Ec. 59)

donde La = longitud del colchón de agua, pie ∆P = diferencial de presión, psi Gf

= gradiente del fluido, psi/pie

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Considere el siguiente ejemplo. Un pozo a ser ensayado tiene una Pfondo (presión estática de fondo) de 2.852 psi a una profundidad de formación de 10.000 pies. El operador especifica que necesita una diferencial de 200 psi hacia el sondeo para permitir que el pozo empiece a fluir. Por lo tanto, será necesario un colchón de agua que aporte 2.652 psi. Si se dispone de agua salada de 8,5 lb/gal para el colchón, entonces podemos calcular su longitud como: La

= 2.652 ÷ (8,5 x 0,052) = 2.652 ÷ 0,442

La

= 6.000 pie

Para determinar la cantidad de agua salada necesaria para un colchón de agua de una longitud adecuada, la longitud del colchón se multiplica, simplemente por la capacidad del tubing. Por ejemplo, determine cuántos bbl de agua salada son necesarios para llenar 6.000 pie de un tubing de 2 ⅞ pulgada con una capacidad de 0,00579 bbl/pie. La respuesta es: 6.000 pie x 0,00579 = 34,74 bbl. Cuando una formación tiene una presión muy baja, la tubería puede bajarse seca. Si no se utiliza colchón, asegúrese de que la presión hidrostática en el anular no sea suficientemente alta para colapsar el tubing. Si la columna se baja seca puede ocurrir una surgencia brusca cuando se abra la herramienta DST. Un regulador de flujo (choke) debería siempre ser colocado en el fondo de la columna. No debe utilizarse la manguera de la cabeza de inyección y del vástago de perforación como parte de la línea de prueba. El DST debe hacerse únicamente durante las horas de luz del día. Deben utilizarse dos registradores de presión; se podrán comparar sus resultados si ambos trabajan bien. Si uno falla, el otro sirve como soporte. Siempre registre todos los datos posibles durante el periodo de prueba y tome muestras de cualquier fluido recuperado. Cuando realice DST, deben implementarse todos los dispositivos y procedimientos de seguridad.

Acidificación La productividad puede perderse a causa del daño en el reservorio alrededor del pozo. El lodo utilizado en la perforación a menudo tiene un alto contenido de sólidos y una densidad mayor que la requerida para prevenir surgencias. Tales

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características pueden dañar la zona productiva. Usualmente, pueden bombearse ácidos a la formación para remover algo o todo el daño causado por el lodo de perforación. Lo que es más, algunas formaciones, tales como caliza o dolomita, pueden tratarse con ácido para mejorar su permeabilidad. Para que un tratamiento con ácido sea exitoso, se debe determinar la naturaleza del problema y entender el carácter de la formación productiva. Esta información se obtiene de los datos del análisis del testigo corona y de los perfiles del pozo. Si el problema se debe a sólidos del lodo y no a baja permeabilidad, se puede haber producido daño a la formación por causa del agua del lodo debido al alto índice de filtrado del mismo. La elevada pérdida de agua puede haber causado la expansión de las arcillas naturales propias de la formación. El tratamiento ácido puede reducir esta expansión. Al reducir o eliminar el daño de la formación, se aumenta el área de drenaje y se puede limpiar la zona productiva, por sí sola, de los sólidos que ocasionan bloqueos. Cuando hay daño en la formación, debe mantenerse la presión de inyección de ácido a valores por debajo de la presión de fractura, o ruptura. Si la formación se fractura, el ácido fluirá rápidamente a través del área dañada, sin limpiar las primeras pulgadas alrededor del pozo. Usualmente se le llama acidificación de matriz a la acidificación sin fracturar. Generalmente cuando una formación no tiene permeabilidad, no es adecuada la acidificación de matriz. En cambio, se excede la presión de fractura de la formación con el objeto de forzar el ácido hacia dentro de la formación, para crear un área de flujo mayor disolviendo algo del material de estratificación de la formación. Este procedimiento se llama un trabajo de fractura de ácido. Debe tenerse cuidado cuando se acidifican arenas productoras de petróleo en las cuales existe agua móvil, porque puede ocasionarse una mayor permeabilidad vertical que radial. Si éste fuera el caso, entonces puede producirse también agua desde las zonas debajo de la zona de petróleo. El tiempo de exposición de ácido depende de la naturaleza del material que se está disolviendo y del ácido que está en uso. El ácido clorhídrico (HCl) es el más comúnmente utilizado, pero otros incluyen ácido fluorhídrico (HF), ácido acético (CH3COOH) y ácido fórmico (HCOOH). Debe

113

Capítulo 8. Control de Pozos en Terminación y Reparación.

obtenerse del proveedor la información sobre su utilización y los peligros asociados. Otros aditivos que se utilizan son los agentes tensioactivos y solventes para la limpieza de la formación. Ellos actúan como un jabón o solución de limpieza y ayudan en la prevención de geles y emulsiones que se forman por la mezcla de finos y limos con el ácido utilizado. Las bombas y el equipo para acidificar, el producto a utilizar y los requerimientos de tiempo son normalmente manejados por la compañía de servicio de acidificación. Las precauciones de planeamiento y seguridad son esenciales. Las consideraciones generales de seguridad deben incluir lo siguiente: 1.

Utilice sólo mangueras de acero y tenga solamente el personal esencial en el área. Se debe disponer de un suministro directo de agua y debe estar cerca para lavar a cualquiera que sea contaminado por ácido u otros químicos perjudiciales.

2.

Pruebe todas las líneas con una presión mayor a las que serán utilizadas durante el trabajo. Apriete todas las uniones de todas las líneas. Controle que no existan pérdidas. No rebalse los tanques.

3.

Asegúrese que los manómetros estén instalados y trabajando. Evite derrame de ácidos y limpie de inmediato si éstos ocurren.

4.

Siempre debería instalarse una válvula de retención en la cabeza del pozo. Cuando se coloca una válvula de retención en una línea, asegúrese que haya una ''T'' con válvula ú otro medio de descargar la presión atrapada entre la cabeza del pozo y la válvula de retención; de otra manera no se puede sacar la válvula de retención cuando ya no se la necesita.

5.

Casi todos los materiales utilizados en la acidificación son peligrosos. Siempre vuelque ácido en agua, no agua en ácido. Nunca respire los vapores ácidos.

6.

Debe utilizarse ropa y equipo de seguridad y en buenas condiciones de trabajo.

7.

Deben estar disponibles los respiradores y se debe monitorear la dirección del viento.

114

8.

Realice una reunión de seguridad previa al trabajo con ácido y sepa que hacer en caso de quemaduras, herida de ojos o envenenamiento con vapor. No ingiera ninguno de los materiales utilizados. Debe recordarse que la mezcla accidental de algunos materiales de acidificación puede causar una explosión. Algunos inhibidores de corrosión pueden ser fatales aun si se absorben a través de la piel. En algunas instancias, se pueden formar ácido sulfhídrico (H2S) y otros gases tóxicos.

Control de arena La producción de arena con los fluidos del reservorio es un problema importante en algunas áreas. Puede cortar o taponar las cañerías de flujo y estrangulación, causar una falla excesiva del equipo, complicar la limpieza del pozo y causar mal funcionamiento del equipo de fondo. La eliminación de la arena también puede ser un problema en algunas locaciones. Los métodos utilizados para controlar la producción de arena incluyen la colocación de filtros o líneas ranuradas, empaquetaduras con grava y consolidación de arena utilizando una resina plástica. Los filtros son los más fáciles de instalar en la mayoría de los casos. El trabajo consiste en colgar una cañería ranurada o una cañería ranurada envuelta con alambre frente al intervalo productivo de arena. El filtro se dimensiona para permitir que fluyan los fluidos de la formación pero no la arena. El método de control de arena más común es probablemente el empaque de grava (fig. 32). Se limpia el pozo, se punza con agujeros grandes y se bombea grava para mantener la arena de la formación en su lugar. La grava debe tamizarse en el lugar y ensayarse por presencia de limos, arcillas y polvos. Debe ser redondeada y contener solamente un pequeño porcentaje de granos chatos o angulares. Debe utilizarse solamente sílice debido a la resistencia del grano. El tamaño de la grava lo determina la compañía de servicio y está basado en el análisis de testigo o de arena producida. Se utilizan plásticos de varios tipos para consolidar las arenas, algunos son mezclados con materiales tales como cáscaras de nuez molidas. El plástico baja la permeabilidad lo suficientemente como para evitar un aporte de arena, pero la mantiene lo suficientemente alta, como para permitir el flujo del fluido. Los

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reservorios que producen arena tienen usualmente material de consolidación pobre.

Los plásticos pegan la arena alrededor del área del pozo para mantener la arena en su lugar.

PAQUER OPCIONAL

CAÑO LAVADOR PANTALLA

GRAVA DE RESERVA

PERFORACIONES

A Lavando el punzado para remover arena de formación y proveer lugar para ubicar la grava de empaque.

B Inyección de grava a presión a través del punzado

VÁLVULA DE CONTRAPRESIÓN ABIERTA

PANTALLA

VÁLVULA DE CONTRAPRESIÓN CERRADA C Cavidad llenada y la pantalla siendo lavada a través de la grava

D G rava y pantalla colocadas; remoción de la cañería lavadora y pozo produciendo

Figura 32. Procedimientos de empaquetamiento de grava para control de arena.

Los proyectos de consolidación son diseñados usualmente por la compañía de servicio y por los ingenieros operativos de la compañía. Tenga en mente que los plásticos de consolidación de arena pueden contener químicos que son altamente irritantes para los ojos, pulmones y piel.

Fractura La fracturación consiste en bombear material de sostén dentro de una fractura creada, con presión hidráulica de formación para mejorar el rendimiento del pozo. Las fracturas son usualmente verticales y se extienden, desde el pozo, en dos direcciones opuestas. En las formaciones apretadas (compactas), las fracturas aumentan el área de flujo hacia el pozo. Se utilizan varios fluidos durante la operación de bombeo como vehículos para el agente de sostén. El agente de sostén es usualmente arena, pero pueden utilizarse bolitas de metal o vidrio. El agente de sostén debe ser

tan redondeado como sea posible y no debe contener polvo o arcilla. La resistencia a la compresión es importante debido a que se debe mantener la fractura abierta. Un trabajo de fracturación típico se comienza llenando la tubería con agua salada. La presión de la bomba se incrementa hasta alcanzar la presión de fractura de la formación. Se establece y se mantiene un régimen de inyección estable, y se agrega un agente de sostén en concentraciones bajas corriente abajo de la bomba. Se aumenta la cantidad de agente de sostén hasta que la cantidad de fluido y de agente de sostén necesarios estén en el pozo. Cuando se haya inyectado todo el material de fractura, los fluidos lo colocan en la formación. Se debe medir con cuidado el desplazamiento final para asegurarse que el pozo no está sobrelavado, ya que la fractura no debe cerrar cerca del pozo. A veces se utiliza arena radioactiva como agente de sostén así el pozo puede perfilarse para determinar la altura de la fractura. Debe tenerse 115

Capítulo 8. Control de Pozos en Terminación y Reparación.

precaución de evitar la exposición a este material mientras está en el lugar esperando para ser utilizado. No manipule ninguna arena que pueda producir el pozo, después que se haya bombeado arena radioactiva. El planeamiento cuidadoso es esencial para cualquier tratamiento de fractura. Asegúrese que se tenga disponible una presión de bomba adecuada y los caballos de fuerza hidráulica (HHP) para iniciar y propagar la fractura. Deben llevarse a cabo reuniones para planear la actividad; deben discutirse los siguientes ítems: 1.

Peligros y precauciones de seguridad;

2.

Trabajo y ubicación de cada persona;

3.

Métodos y adecuados;

4.

Planes de contingencia;

5.

Indumentaria adecuada y equipamiento de seguridad del personal, tal como protección de oído, anteojos de seguridad, y guantes de goma;

6.

Líneas de comunicaciones;

7. 8. 9.

presiones

de

prueba

Taponamiento y Abandono Llega el momento en la vida de todo pozo cuando no será producido nuevamente o cuando es antieconómico continuar la producción. El operador podría cerrar simplemente las válvulas maestras en el árbol de producción y declarar al pozo abandonado. Sin embargo, existen muchas razones, para explicar por qué el simple cierre de las válvulas para abandonar un pozo no es una buena práctica: 1.

La colocación de advertencias y señales de No Fumar;

Si el pozo se deja como está, el casing se deteriora y eventualmente el fluido migra desde una zona a otra.

2.

Precauciones si se utiliza material radioactivo;

Las formaciones presurizadas contaminan eventualmente las zonas de agua dulce.

3.

Pueden ocurrir explosiones, contaminación y peligro para el ser humano.

4.

Los pozos en el mar pueden representar un peligro para la navegación.

Manejo de emergencia del personal en el eventual de un accidente; y

10. Procedimientos de evacuación posibles.

Tapón de Fondo Cambiar el intervalo de terminación desde una zona más baja a una formación más alta en el pozo requiere de una operación de colocado de tapones de fondo. El taponamiento de fondo es una operación de rutina cuando se maneja adecuadamente. Una vez que el equipo está en posición y el pozo ha sido ahogado, la formación productiva más baja o vieja se cementa a presión. La cementación a presión se hace a menudo a través de un paquer permanente viejo ya ubicado en el pozo. Los sellos y stinger son retirados; los sellos son reparados; el stinger y los sellos vuelven a bajarse e introducirse en el paquer; y se bombea cemento en la tubería, a través del paquer, y fuera de las perforaciones. El paquer se deja en el pozo como un tapón en la parte superior del cemento. Las reglamentaciones estatales y federales requieren a menudo que se deje un 116

tapón de cemento en la parte superior del paquer viejo para seguridad adicional. Los paquers recuperables son a menudo utilizados para cementar a través de ellos o puede utilizarse una herramienta de cementación especial. Las reglamentaciones requieren que el tapón de cemento se coloque por seguridad. Después que el cemento en la sección más baja del pozo ha tenido suficiente tiempo de fragüe, se punza el reservorio superior nuevo y se pone en producción.

En la buena práctica de taponamiento y abandono, los punzados en producción son cementados a presión. Los tapones de cemento requeridos se ubican en el casing mientras se extrae del pozo el tubing o la columna de trabajo. A menudo, la porción no cementada superior del casing se corta y se recupera; entonces se colocan los tapones de cemento en el área superior del pozo. La cabeza del pozo se remueve como lo requieren la mayoría de las reglamentaciones.

Profundización Existen muchas razones para la profundización de los pozos. En algunos casos, la tecnología de hace unos pocos años atrás, no era suficiente para permitir que los pozos se perforaran a profundidades que hoy son alcanzadas rutinariamente. En otros casos, la economía dictaba la profundidad total del pozo; esto es, un pozo que, digamos, cinco años atrás no pudo

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perforarse económicamente a una profundidad determinada a causa del bajo precio del petróleo, podría, en el clima económico de hoy, perforarse más profundo. Todavía en algunos casos, la producción de los pozos poco profundos puede ser afectada adversamente por la producción de pozos más profundos, cercanos. Los pozos poco profundos por lo tanto deben profundizarse para compensar la anulación por drenaje. La profundización requiere que se entienda y se aplique toda la información del control de pozo para las operaciones de perforación. Si el pozo ha estado en producción antes de la profundización, los punzados son cementados a presión. Luego el pozo, se profundiza, se perfila y se prueba. Cuando se alcanza la nueva profundidad, generalmente se baja un liner o cañería perdida desde un punto encima del zapato del casing, hasta la profundidad total. Esta liner se cementa en el lugar y se punza el pozo en el nuevo intervalo. La formación nueva es entonces puesta en producción después de bajar un paquer y una cañería de producción (tubing).

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TERMINACIONES MULTIPLES Una terminación múltiple es una terminación en la cual dos o más zonas de interés se ponen a producir simultáneamente a través del mismo pozo sin que se mezclen los fluidos. La separación de las zonas no solamente es deseable para el control del reservorio, es también obligatorio bajo la mayoría de las normas estatales. Las terminaciones múltiples tienen la ventaja de permitir una producción adicional de cada zona. Es decir, (1) dos o más zonas marginales que no justifiquen pozos separados pueden producirse económicamente; (2) puede lograrse más producción para una misma cantidad de cañería, porque se puede obtener del pozo el equivalente de varios productores; (3) los campos pueden desarrollarse más rápido porque se necesitan perforar menos pozos. Las terminaciones múltiples son particularmente efectivas costa afuera, donde las plataformas son más costosas y los costos de perforación son más altos.

Desviación Lateral (Sidetracking) La desviación lateral es un modo en el cual la parte inferior de un pozo existente puede ser abandonada o bypaseada. Existen muchas razones para la desviación (fig. 33): el casing dañado o colapsado; chatarra irrecuperable en el pozo; una zona de producción dañada en el pozo viejo; o un área de drenaje menos agotada que yace adyacente a un área de drenaje agotada. Para desviar un pozo viejo, el primer paso es cortar una ventana en el casing en el pozo viejo. Cuando se corta una ventana en el pozo viejo, es más fácil cortar casing si está asegurado con un buen anillo de cemento. Si no hay cemento del otro lado de la ventana, se debe cementar a presión o circular cemento en el lugar. Se corta una ventana después que se asienta una herramienta de inicio de desviación o cuña desviadora a la profundidad adecuada. La perforación entonces se dirige fuera del pozo y hacia la ubicación deseada asentando las cuñas desviadoras en puntos diferentes para cambiar la ruta del pozo nuevo. Cuando se ha alcanzado la profundidad y el blanco deseado, se baja un liner y se cementa en el lugar. Se lleva a cabo entonces la terminación de la manera normal con un paquer y una columna de tubing.

ASIENTO DEL CASING

DEFLECCIÓN DEL OBJET IVO

PROFUNDIDA DEL OBJETIVO

Figura 33. Pozo desviado lateralmente.

En el pasado, muchos operadores eran reacios a aplicar las técnicas de terminación multizona porque los procedimientos eran complicados. 117

Capítulo 8. Control de Pozos en Terminación y Reparación.

Además, existía una considerable duda en que se pudiera obtener realmente la separación deseada entre las zonas. Con el advenimiento de los paquers modernos y otros equipos de fondo, se han eliminado la mayoría de los interrogantes. De hecho, hoy existen equipos para la operación de cinco columnas de tubería dentro del casing.

En cualquier terminación múltiple, es vital un planeamiento previo para asegurar que el programa de punzados y entubación sea el adecuado para coincidir con los requerimientos de la terminación. En resumen, el pozo debe diseñarse cuidadosamente para que resulte exitoso.

Tabla 5 Medidas de Casing y Tubing en Terminación Multizona (in) Tamaño API del casing

Tamaño API del tubing Terminación Dual

5½ 7 7 9⅝

1½* 2⅜ 2⅞

Terminación Triple 2 1/16 2⅜ 2⅞

Terminación Cuádruple

2⅜

*Tubería no API

TUBING N’2

CAMISA DESLIZABLE

NIPLE DE ENCASTRE

JUNTA DE DESGASTE

TUBING N’1

CAMISA DESLIZABLE

PAQUER DUAL

PUNZADOS SUPERIORES

SELLO DE TUBING PAQUER NO RECUPERABLE

PUNZADOS INFERIORES

Figura 34. Equipamiento en una zona de terminación dual.

118

Las primeras terminaciones múltiples eran dobles, en las cuales la zona más baja producía a través del tubing y la zona superior lo hacía a través del anular entre el tubing y casing. Este método era generalmente satisfactorio, pero producir a través del tubing es más confiable, permite el pistoneo, la realización de pruebas de presión del fondo del pozo y otras operaciones. Por ello, normalmente se prefiere una columna de tubing individual para cada zona. Una terminación múltiple de columnas paralelas puede utilizar muchos tipos diferentes de tubing y casing, las combinaciones más populares se muestran en la tabla 5. Una terminación de zona triple o cuádruple con columnas de tubing paralelas es básicamente lo mismo que una doble, excepto por las columnas de tubing y los paquers adicionales. Debido a las similitudes, solamente se describen en esta sección las terminaciones dobles, pero recuerde que donde se discuten las dobles, pueden hacerse triples o cuádruples al agregar simplemente las columnas de tubing adicionales y el equipo correspondiente. En una terminación doble típica, el casing es bajado y cementado a través de dos intervalos productivos, se conecta la cabeza del pozo y se instalan las BOPs. Las zonas propuestas para terminación se perfilan y a menudo se efectúa un ensayo de DST para asegurar una producción satisfactoria de cada zona antes que las dos columnas de tubing y el equipo correspondiente se

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baje al pozo. Se arma una columna adecuada, se limpia el pozo hasta la profundidad deseada y se desplaza el lodo existente en el interior del casing con agua salada u otro fluido de terminación adecuado.

Figura 35. Paquer dual de accionamiento hidráulico..

A menudo, el agua salada es ideal para punzar porque mantiene la mayoría de las

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presiones de la formación, usualmente está disponible de modo directo y generalmente solo causa mínimo daño a la formación. El plan de terminación usualmente incluye efectuar un perfil de control de profundidad para punzar, tal como un perfil de rayos gama y localizador de cuplas, después punzar la zona superior y realizar una prueba de formación. La prueba de formación debe incluir presiones de cierre para la evaluación del reservorio. El flujo desde el reservorio puede ser encaminado hacia un separador para que pueda extraerse muestras de fluidos, determinarse la relación petróleo-gas y medirse los volúmenes de petróleo y gas producidos. La zona inferior se punza y se toma un DST en la misma forma que en la primera. Si cualquier zona produce agua, se debe considerar la cementación a presión o el taponamiento del fondo del pozo para minimizar o eliminar la producción de agua. Si ambas zonas demuestran ser aceptables para la terminación, antes de bajar el equipo de terminación doble, debe efectuarse una carrera con trépano y rascadores para suavizar la superficie del casing, particularmente a través de los intervalos punzados, así el daño al paquer se minimiza. Aunque pueden emplearse varios tipos de paquer de accionamiento mecánico para las terminaciones múltiples, el equipo y los procedimientos descriptos aquí conciernen a un paquer no recuperable para la zona inferior y a un paquer doble recuperable de accionamiento hidráulico para la posición superior (fig. 34). El primer paso del procedimiento de terminación es bajar y asentar el paquer inferior. En este caso, uno del tipo no recuperable o permanente, se asienta por cable o por barras de sondeo a 30 pie aproximadamente por encima de los punzados inferiores. La columna No. l (la columna larga) con el conjunto de sello de tubing se asienta sobre el paquer inferior. Otro equipamiento de pozo armado por orden incluye: un tramo de tubing para ubicar el paquer superior alrededor de 30 pie por encima de las perforaciones superiores, con una columna especial de cañería reforzada (blast joint) que quedará enfrente de los punzados, un paquer doble (camisa deslizable) y tubing para extender hasta la superficie. La herramienta de camisa deslizable se utiliza para abrir orificios que permitan la circulación entre el tubing y el casing. La figura 35 ilustra un tipo de paquer doble recuperable de accionamiento hidráulico. 119

Capítulo 8. Control de Pozos en Terminación y Reparación.

Figura 36. Cabezal de terminación dual.

Cuando se ha bajado completamente la primera columna, el dispositivo de sello se asienta en el paquer inferior. Trozos de tubing de varias longitudes se utilizan como espaciadores para que la columna pueda ser asentada en el colgador del tubing con la tensión adecuada. Algunos de los detalles de una cabeza de tubing doble se muestran en la fig. 36. Algunas veces, ambas columnas de tubing se bajan simultáneamente con el paquer doble, utilizando cuñas y elevadores especiales para manipular las dos columnas de cañería al mismo tiempo. Luego, se ensambla la columna No.2, comenzando con un niple de traba para asentar y sellar el tubo de flujo del paquer doble. Se arma el tubing para llegar hasta la superficie, se efectúa el espaciamiento y se lo cuelga del 120

cabezal, como se hizo con la primera columna. Se coloca un tapón en cada sarta de tubing, en el colgador, se desmonta la BOP y se instala la parte superior de la armadura de producción. La válvula inferior de este conjunto controla el flujo a través de la columna Nº l, la cual produce la zona inferior. La válvula siguiente controla la columna Nº 2, la cual maneja el flujo de la zona superior. Los accesorios de la cabeza del pozo son ensayados a presión, todos los sellos se controlan en su resistencia a presión y se remueven los tapones del tubing. Se bombea agua potable en la columna Nº 2, siguiendo una bola de asentamiento que se asienta en el paquer superior de accionamiento hidráulico. La circulación de fluido hasta este punto es alrededor del paquer superior y a través del anular hacia la superficie. Cuando la bola se asienta, se aplica presión hidráulica para accionar las cuñas superiores e inferiores y para comprimir el elemento de sellado. La bola de asentamiento es bombeada fuera de la columna por la presión del pozo. Si la presión de la formación es suficiente, el pozo puede hacerse fluir a través de la columna corta, Nº 2 para limpiar la zona superior; de otro modo, esta zona puede pistonearse para entrar en producción. El tubing también puede descargarse al abrir la camisa corrediza y desplazar el fluido utilizando gas. La columna larga, No.1 puede pistonearse para permitir que la zona inferior fluya, o pueden abrirse los orificios de la camisa corrediza en el paquer doble y podrá desplazarse el fluido de carga, como se describió para la columna Nº 2. Las camisas corredizas son entonces cerradas utilizando herramientas a cable antes de limpiar las zonas forzando el flujo hacia las piletas. Lo siguiente es un resumen de los pasos para la terminación doble. Para bajar la columna Nº 1: 1.

Baje y asiente el paquer inferior aproximadamente a 30 pie por encima de los punzados inferiores.

2.

Ensamble suficiente tubing para ubicar el paquer superior alrededor de 30 pie por encima de los punzados superiores.

3.

Ubique la columna especial de cañería reforzada especialmente preparada en frente de los punzados.

4.

Ubique el paquer doble

5.

Ubique el tubing que se extiende hasta la superficie.

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6.

Asiente el conjunto de sello del tubing en el paquer inferior.

7.

Utilice niples de tubing como espaciadores para permitir que la columna se asiente con una tensión apropiada en el anclaje del tubing.

9.

10. Ponga la zona inferior en producción por pistoneo de la columna larga (Nº l) o al abrir los orificios de la camisa corrediza en el paquer doble y desplazar el fluido de carga.

Para bajar la columna No.2: 1.

Ubique el niple de cierre para asentar y sellar el tubo de flujo del paquer doble.

2.

Arme el tubing para extenderlo hasta la superficie.

3.

Suspenda la columna en la cabeza del tubing.

4.

Ubique tapones en cada columna en los colgadores.

11. Cierre las camisas corredizas herramientas operadas a cable.

Remueva las BOP.

2.

Instale la parte superior del árbol de producción.

3.

Pruebe a presión los accesorios de la cabeza del pozo.

4.

Pruebe todos los sellos por resistencia a presión.

5.

Remueva los tapones de la tubería.

6.

Bombee agua potable en la columna Nº 2 después que se asiente una bola de fijación en el paquer superior.

7.

Aplique presión hidráulica para asentar las cuñas superior e inferior del paquer superior y para comprimir el elemento de sellado.

8.

Fuerce la bola de fijación fuera de la columna con presión del pozo.

con

12. Fuerce el flujo a las piletas para limpiar ambas zonas.

Terminaciones (tubingless)

Múltiples

sin

Tubing

Una terminación múltiple sin tubing es una terminación en la cual la trayectoria del flujo para los fluidos del reservorio se establece solamente a través de la cañería de entubación. No se instala ningún tubing dentro del casing. Generalmente, el casing utilizado en este tipo de terminación sin tubería es más chico en diámetro que el casing utilizado en una terminación convencional, en la que el tubing se utiliza como columna de flujo. Una gran ventaja de la terminación sin tubing es el ahorro de costo hecho posible por no descender tubing. Los ahorros ganados de las terminaciones simples sin tubería también se mantienen cuando se bajan columnas múltiples de casing en un pozo abierto. Están disponibles los procedimientos y el equipo que permiten que numerosas columnas de cañería se bajen en el mismo pozo. Los tamaños del pozo son usualmente de 7 ⅞ in hasta 9 ⅞ in, pero pueden ser más grandes. La tabla 6 da algunas combinaciones de pozos y tuberías.

Después que ambas columnas están bajadas: 1.

Ponga la zona superior en producción al hacer que el pozo fluya a través de la columna corta o por pistoneo.

Tabla 6 Terminación Múltiple sin Tubing Combinaciones de Pozo y Tubería Diámetro Tamaño del pozo N° de columnas (pulgadas) (pulgadas) 7⅞ 2 2⅞ 8¾

3

2⅞

9⅞

4

2⅞

9⅞

3

3½ 121

Capítulo 8. Control de Pozos en Terminación y Reparación.

Se ha fijado varias combinaciones de casing con un diámetro de 4½ pulgadas, con tuberías de pequeño tamaño, pero las columnas interiores de tubing se emplean usualmente con casing más grande que 3½ pulgadas. En un campo de la Costa del Golfo de Texas, por ejemplo, se perforó un pozo para una terminación de ocho zonas, se perfiló y se probó en la manera usual. Se suspendieron las ocho columnas de casing para producir cada zona por separado. Un casing más grande en la parte superior del pozo proveyó espacio para descender y colgar las columnas múltiples.

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Pueden utilizarse ya sea zapatos flotadores convencionales y collares flotadores, o zapatos flotadores con dispositivos de encastre de tapón, pero deben emplearse rascadores para reciprocar en lugar de los del tipo rotativo. Varios tipos de centralizadores proveen separación de la pared del pozo y entre las columnas. Cada columna se baja independientemente, pero la más larga se baja primero. La mayoría de los operadores fijan la primera columna en el soporte colgante en la cabeza del pozo y circulan mientras bajan la segunda columna. Ellos usualmente bajan dos columnas hasta la zona más profunda y cambian las columnas si es necesario.

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Capítulo 9

CONTROL DE POZOS Y EQUIPOS PERFORADORES FLOTANTES

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Capítulo 9. Control de Pozos y Equipos Perforadores Flotantes.

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9 CONTROL DE POZOS Y EQUIPOS PERFORADORES FLOTANTES ____________________________________ Las operaciones de perforación desde plataformas flotantes tales como barcos de perforación y semisumergibles presentan problemas especiales en el control de pozo. Los problemas ocurren a causa de la profundidad del pozo, la profundidad del agua, la geología, y el diseño y la operación del sistema de control y disposición submarina de la BOP. Si bien los procedimientos de control de pozo en equipos perforadores de tierra y en los flotantes son similares, se deben tener en cuenta varios factores adicionales que ocurren en los flotantes para que el control de pozo sea exitoso.

CONSIDERACIONES EN POZOS DE BAJA PROFUNDIDAD Cuando, en costa fuera, se está perforando la primer parte del pozo, esta sección poco profunda del pozo presenta varios problemas que se deberán afrontar. Dos de los más serios son: controlar una surgencia cuando se ha colocado solo una corta columna de entubación y, perforar una sección de pozo abierto previo a colocar una entubación protectora profunda. Influjos de gas poco profundo sobrecomprimido han causado un gran número de descontroles en el pozo. Como el pozo es poco profundo, el gas puede llegar rápidamente a la superficie con poca advertencia. Generalmente, no es recomendable cerrar el pozo con una surgencia de gas poco profundo, debido a las limitaciones de presión en el zapato de la entubación. En tales casos, usualmente se hacen intentos para desviar el gas a través de algún tipo de sistema desviador.

Gas en capas de poca profundidad La existencia de gas en las zonas poco profundas puede ser una situación especialmente peligrosa cuando se perfora. Siendo la zona poco profunda, el gas puede escapar a la superficie en un tiempo muy corto. Existen señales de advertencia, pero es necesaria una acción inmediata para evitar un descontrol. También, existiendo la posibilidad de fractura de la formación y la craterización en las zonas poco profundas, a menudo cerrar el pozo puede ser una acción insegura. Como una surgencia de gas en capas de poca profundidad puede ser tan peligrosa, las cuadrillas de los equipos perforadores deben estar especialmente alertas a señales de surgencias cuando se está perforando

el pozo guía. Si existe alguna duda acerca de si un pozo poco profundo ha surgido o no, la mayoría de los especialistas en control de pozo recomiendan parar inmediatamente la bomba y realizar un control de flujo. Ya que el gas en capas de poca profundidad alcanza la superficie tan rápido, el perforador debe dar mucha importancia al llenado del pozo cuando retira los primeros tiros de cañería del fondo. Se debe llenar el pozo cuidadosamente y observarlo con cada tiro de cañería sacado. La mayoría de los arreglos de BOP son capaces de manipular mucha más presión que la que se encuentra en formaciones subterráneas. La mayoría de las BOP son adecuadas para casos de gas en capas de poca profundidad, donde las presiones no son usualmente excesivamente altas. Además, el conductor o la cañería de entubación de superficie sobre la que se monta BOP es usualmente capaz de soportar las presiones asociadas con el gas en capas de poca profundidad. Desafortunadamente, si bien la BOP y la cañería de entubación pueden soportar las presiones asociadas con poca profundidad, las formaciones poco profundas a menudo no pueden hacerlo (tienden a fracturarse completamente cuando el pozo se cierra). Esta tendencia, combinada con el hecho de que la cañería de entubación se fija a una poca profundidad, puede causar que la zona fracturada se extienda hasta la superficie, donde los fluidos se canalizan alrededor del equipo perforador.

Planeamiento El gas en capas de poca profundidad puede ser particularmente peligroso, por lo tanto, la mayoría de los operadores enfatizan el planeamiento cuidadoso en aquellas áreas donde se sabe o se sospecha que existen zonas de gas a poca 125

Capítulo 9. Control de Pozos y Equipos Perforadores Flotantes.

profundidad. Es esencial el planeamiento para problemas de control de pozos poco profundos antes que el pozo se comience a perforar. Durante la fase de planeamiento, se debe estudiar muy bien toda la información disponible acerca del área a ser perforada, de modo de minimizar la posibilidad de un descontrol. Deben revisarse los archivos de pozos y la historia de los pozos perforados en el área, deben leerse los reportes diarios de perforación de los pozos cercanos, deben ubicarse y estudiarse los informes de exploración, y deben obtenerse y evaluarse los datos geológicos. A menudo se encuentran disponibles relevamientos que revelan la presencia de peligros a poca profundidad y por lo tanto deben examinarse cuidadosamente. Deben evaluarse los programas de lodo del área y de la cañería de entubación, tanto como los registros del trépano, los perfiles, las mediciones de presión y temperatura y los datos sísmicos. Se deben realizar discusiones con el personal operativo y de perforación quienes han tenido experiencia en el área. Y finalmente, el entrenamiento de cuadrilla debe ser una parte esencial del planeamiento. El entrenamiento debe ser sistemático y minucioso así todos saben dónde estar, qué hacer y qué no hacer si ocurre una surgencia de gas de baja profundidad.

Gas de Canalización y Flotabilidad Cuando el gas de capas poco profundas se canaliza en la tubería de lodo y por el agua, algunas datos bibliográficos de control de pozo sostienen que el agua debajo de la plataforma de perforación puede airearse lo suficiente como para reducir la pérdida de flotabilidad en el agua y provocar que el equipo perforador se incline y se hunda; sin embargo, por lo menos un estudio de laboratorio ha arrojado dudas en cuanto a esta aseveración. El grado de riesgo depende del diseño de la plataforma, de la carga, de las condiciones climáticas y otros. En general, los semisumergibles son menos afectados por el agua aireada, o "burbujas de gas". Por otro lado, las plataformas de perforación, con cubiertas más cercanas a la superficie del mar, pueden estar expuestas a un riesgo mayor. Independientemente de que si el gas canalizado reduce la flotabilidad a un punto crítico, las acumulaciones de gas de baja profundidad son potencialmente muy peligrosas a causa del peligro de fuego y contaminación y debe 126

hacerse todo el esfuerzo para controlarlas cuando se encuentran.

Sistemas Desviadores Para superar el problema de una posible craterización, se han utilizado de manera extensa los sistemas desviadores. El sistema desviador provee un camino para dirigir los fluidos del pozo lejos del equipo de perforación cuando ocurre una surgencia (fig. 37). El pozo no se cierra y el fluido es dirigido a una distancia segura del equipo perforador a través de una tubería desviadora de .gran diámetro. Normalmente, el sistema desviador está en la parte superior de un paquete o conjunto integrante del riser marino. La parte superior del conjunto telescópico es fijo y por lo tanto, es un lugar conveniente para conectar las tuberías desviadoras. El desviador se diseña para desviar gas de gran volumen, de baja presión y evitar la generación de presiones que fracturen la formación y causen un descontrol subterráneo.

DISPOSITIVO DE SELLADO DEL ANULAR PISTÓN

DESVIADOR CERRADO

LÍNEA DE VENTEO

SELLO DE LA VÁLVULA CARRETEL

LÍNEA DE VENTEO

VÁLVULA DE DESPLAZAMIENTO VERTICAL

Figura 37. Un desviador. Cuando está cerrado, los fluidos del pozo fluyen por una de las dos tuberías de venteo de gran diámetro.

Existen varias marcas de desviadores. Sin importar el fabricante, la mayoría de los desviadores consisten en una inserción de un obturador anular, que cuando se activa, sella alrededor del vástago de perforación; de dos o más tuberías desviadoras de 6 pulg. a 12 pulg. de diámetro con válvulas de abertura total; una junta deslizante, o telescópica y un riser marino. El conjunto desviador se conecta al barril interior de la junta deslizante y se posiciona directamente debajo de la mesa giratoria

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Las válvulas de las tuberías desviadoras pueden ser de varios tipos, tales como esféricas, esclusa, diafragma, guillotina o seleccionable de tres vías, otras son integrales con la unidad desviadora. Independientemente del tipo de válvulas en las cañerías desviadoras, las cañerías proveen medios de desviación del flujo o fluido costa afuera y viento abajo de la plataforma de perforación. Cuando se empaqueta el obturador anular, los fluidos del pozo son forzados a salir por una de las tuberías desviadoras. Algunos sistemas desviadores son provistos con una pequeña cámara de compensación para permitir que la cañería de perforación y las juntas de las herramientas puedan limpiarse a través del obturador desviador cerrado. El diseño básico de un sistema desviador se describe en API RP 53, Sistemas de equipamiento de prevención de descontroles para perforación de pozos. La RP 53 sostiene que las tuberías desviadoras son usualmente de 8 pulg. de diámetros o mayores y recomienda que no sean menores de 6 pulg.. Sin embargo, algunos operadores instalan tuberías de 12 pulg. o más de diámetro para minimizar la posibilidad del taponamiento por los escombros del pozo. El Minerals Management Service (MMS) requiere que las tuberías desviadoras sean de por lo menos 10 pulg. en los jackups y de 12 pulg. en las flotantes que están perforando en la Plataforma Continental Exterior (PCE) de los Estados Unidos. La RP 53 también sostiene que el sistema desviador debe ser capaz de desviar el flujo costa afuera por el costado viento abajo sin contrapresión excesiva en el sistema. La mayoría de los sistemas de control de desviadores se diseñan para abrir, ya sea una tubería desviadora a babor o estribor tan pronto como se cierre el obturador desviador. El sistema permite al operador seleccionar cual de las dos tuberías abrir para que el flujo pueda desviarse lejos del equipo perforador. Casi todos los tipos de controles desviadores disponibles operan neumáticamente o hidráulicamente. Algunos sistemas de control desviador están integrados en el panel de control BOP submarino, mientras que otros están aislados y contenidos por sí solos. En algunas naves de perforación dinámicamente posicionadas, se coloca una tercera tubería desviadora hacia popa, ya que la nave a menudo enfrenta al viento.

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Procedimiento para la Operación del Desviador La mayoría de los operadores y contratistas de perforación tienen procedimientos específicos para operar el sistema desviador para cada pozo. Estos procedimientos varían, dependiendo del tipo de equipo perforador y del área en la que se está perforando el pozo. Además, es esencial para todo el personal familiarizarse por sí mismos con los procedimientos de su equipo perforador. Sin embargo, pueden darse algunos pasos generales en la operación de un desviador. Asumiendo que no se instala un conjunto de BOP, puede utilizarse el siguiente método para activar el desviador: 1.

Levante la columna de perforación hasta que salga el vástago y el sustituto.

2.

Seleccione y abra la tubería desviadora costa afuera apropiada, dependiendo del volumen de la descarga del pozo y de la dirección del viento.

3.

Cierre el obturador del desviador y la válvula de la zaranda vibratoria, o tubería de retorno de lodo.

4.

Conecte ambas bombas en el tanque que contiene lodo densificado; no pare la bomba de lodo.

5.

Alerte a la persona a cargo.

6.

Incremente las velocidades de las bombas a máxima velocidad y circule el pozo al máximo caudal posible. Vigile las presiones en el manómetro del standpipe para asegurarse que los límites de presión de la cañería de entubación superficial o los gradientes de fractura en el zapato no están excedidos.

7.

Si el lodo de perforación del sistema activo y del sistema de reserva se agota antes que el pozo se ahogue, bombee agua mientras consigue la densidad y volumen de lodo.

Es importante mantener el pozo lleno de fluido todo lo posible. Aun si se puede circular solamente agua, reduce el peligro de incendio y disminuye el influjo de los fluidos del pozo; sin embargo, mantener el agua en el pozo puede ayudar muy poco en el ahogo del pozo. Puede ser necesario desviar el pozo por varias horas; durante este tiempo, el pozo puede agotarse o desmoronarse naturalmente y obstruir el flujo de fluido en el pozo.

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Capítulo 9. Control de Pozos y Equipos Perforadores Flotantes.

SECCIÓN 7-B INSPECCIÓN Y PRUEBA DE INSTALACIONES SUBMARINAS INSPECCIÓN Y PRUEBA DE SUPERFICIE 7.B.1. Previo a entregar una unidad de perforación costa afuera, inspeccione visualmente los preventores, los carreteles, el conector de alta presión y las válvulas de ahogue y estrangulación en la condición de los cuerpos, las superficies fresadas, las ranuras, las barras de activación, esclusas, sellos y juntas. Inspeccione de acuerdo con los procedimientos en Párr. 7.A.2. a-d. 7.B.2. Pruebe cada componente individual del sistema de prevención de descontrol a ser utilizado en las facilidades de prueba bajo condiciones de taller a presión de trabajo fijada utilizando los procedimientos descriptos en el Párr. 7.A.2.b. Siguiendo a la unificación en el taller, pruebe la unidad entera para la operación adecuada utilizando el sistema de cierre hidráulico. Pruebe el sistema de cierre a 3.000 psi. Pruebe a presión cada BOP y el conector de alta presión por pérdidas a baja presión (200 psi) y a presión de trabajo fijada. Registre la fecha y los resultados de la inspección y de las pruebas en las etiquetas de despacho. 7.B.3. Después de la entrega de una unidad de perforación costa afuera, instale el sistema de prevención de descontrol en un banco de prueba preparado. Una prueba de baja presión y de presión de trabajo fijada de cada componente como en el procedimiento fuera de sitio (Párr. 7.B.2) debe repetirse y registrarse adecuadamente en el registro del pozo. El registro de la prueba debe incluir los tiempos de apertura y cierre y los volúmenes de fluido hidráulico requeridos para cada ocasión. Las pruebas de presión subsecuentes deben limitarse al 70 % de la presión de trabajo fijada del conjunto de prevención de descontrol o de la presión de superficie anticipada, la que sea mayor. Las pruebas de presión completa de trabajo fijada deben limitarse a una prueba a continuación de cualquier trabajo de reparación del cuerpo de la BOP. 7.B.4. El sistema de prevención de descontrol debe inspeccionarse visualmente y probarse a presión de acuerdo con el Párr. 7.B.3 antes de la reutilización en el pozo. PRUEBA SUBMARINA 7.B.5. El sistema de prevención de descontrol debe operarse en cada maniobra pero no más de una vez cada 24 horas durante las operaciones normales. Las BOPs anulares no necesitan operarse en cada maniobra. Deben, sin embargo, operarse en conjunción con las pruebas de presión requeridas y a un intervalo que no exceda de los

Figura 38. API RP53, Sección 7-B

128

siete días. La prueba de activación periódica no se requiere para las esclusas ciegas o ciegas de corte. Estas esclusas sólo necesitan probarse cuando se instalan y antes de perforar después de que se fija cada columna de cañería de entubación. Debe mantenerse un registro de estas pruebas en el registro del pozo y debe incluir los tiempos de apertura y cierre y las presiones y los volúmenes de fluido hidráulico para cada función. 7.B.6. Los ensayos de presión del sistema submarino deben realizarse después de la instalación, después de fijar la cañería de entubación y antes de perforar dentro de cualquier zona de alta presión conocida o sospechada. De lo contrario, estas pruebas deben realizarse a intervalos regulares pero no más de una vez por semana. En la instalación del conjunto preventor de descontrol, cada componente incluyendo los conectores de alta presión deben probarse individualmente a presión a una baja presión (200 psi) y a la más grande del 70% de la presión de trabajo fijada o la máxima presión esperada en la parte superior de la cañería de entubación. Los ensayos de presión subsecuentes pueden limitarse a la más baja del 70% de la presión de trabajo fijada de los preventores de descontrol o del 70% del límite de resistencia de fluencia mínimo interno de la parte superior del casing, debido a que la presión de prueba iguala o excede la máxima presión esperada dentro la parte superior del casing. Una excepción es el preventor anular que puede probarse al 50% de su presión de trabajo fijada para minimizar el desgaste o el daño del elemento empaquetador. Se debe utilizar un tapón de prueba o un testeador de tipo copa (refiérase a la Sección 7-A). Deben tomarse las precauciones para no exponer la cañería de entubación a presiones de prueba en exceso de su resistencia de fluencia interna fijada. Debe proveerse un medio para evitar el crecimiento de la presión en la cañería de entubación en el eventual de que la herramienta de prueba selle la pérdida. La prueba de activación de las esclusas de la tubería no deben llevarse a cabo en tuberías en movimiento. 7.B.7. El sistema de BOP submarino es dependiente de los controles eléctricos, neumáticos hidráulicos activados desde la superficie. El diseño de este sistema de prevención depende de la profundidad del agua y de las condiciones ambientales y debe tener un sistema de respaldo adecuado para operar cada función crítica. Es igualmente importante probar a presión y operacionalmente este sistema concurrentemente con las BOP y los conectores.

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E. Observe si el elemento empaquetador del desviador abre.

Consideraciones Operativas para los Sistemas Desviadores Aunque los sistemas desviadores pueden variar de un equipo perforador a otro y de ubicación en ubicación, y aunque cada equipo perforador tendrá sus propias guías operativas, pueden darse algunas reglas generales: 1.

El tiempo de respuesta del sistema de cierre del desviador no debe excederse de 45 seg. en los pozos de gran diámetro y debe ser menor en los pozos más chicos.

2.

El diámetro interno de las tuberías de venteo debe ser usualmente de 8 pulg. a 12 pulg. (Recuerde que en las OCS de los Estados Unidos, el MMS requiere que el diámetro de las tuberías del desviador en los jackups sea de por lo menos 10 pulg. y que el diámetro de las tuberías en los flotantes sea de por lo menos 12 pulg.)

3.

Debe considerase un panel de control auxiliar alternativo para activar el sistema desviador desde una ubicación lejana.

4.

Se recomienda realizar pruebas de presión y de flujo del sistema desviador.

5.

Se debe realizar el entrenamiento y la instrucción del personal en la adecuada operación del sistema desviador, para asegurar que se encuentran capacitados para reaccionar a los requerimientos de corto tiempo en cerrar el desviador.

6.

Mantenimiento y Prueba de los Desviadores A causa de la hostilidad del medio ambiente de agua salada y a las bruscas operaciones a las que se somete el equipo desviador costa afuera, la mayoría de los operadores solicitan un minucioso mantenimiento y un programa de prueba para mantener el equipo en buenas condiciones operativas. La prueba y el mantenimiento son esenciales para proteger la vida de la cuadrilla y del equipo perforador; además, el tiempo de demora puede minimizarse si el sistema desviador y, de hecho, todo el equipo de prevención de descontrol, se mantiene en excelente condición de trabajo. Se debe incluir en el programa de mantenimiento los datos y recomendaciones de mantenimiento del fabricante del sistema. Lo que es más, debe referirse a la API RP 53, Sección 7 B para sus recomendaciones (fig. 38). Muchos operadores siguen estos lineamientos generales: 1.

Realizar una prueba de funcionamiento diaria.

2.

Prueba de presión del sistema desviador por lo menos una vez a la semana. Considere realizar pruebas más frecuentes en la parte poco profunda del pozo.

3.

Desmonte la unidad y visualmente inspecciónela y lubríquela si es necesario. Realice una prueba de presión después de haber inspeccionado el sistema.

4.

Luego de operaciones prolongadas, realice un reacondicionamiento y las reparaciones necesarias. Un representante de la fábrica debe supervisar la operación. Algunos operadores recomiendan que las reparaciones más importantes, tales como soldadura de campo, no se realicen en una unidad fallada a menos que sean supervisadas por el representante del servicio del fabricante.

5.

Las surgencias que requieren un desviador por lo general ocurren rápidamente, por lo tanto, el perforador y la cuadrilla deben entender minuciosamente sus asignaciones. La mayoría de los operadores recomiendan que los simulacros del desviador sean una parte básica del entrenamiento cuando se está perforado la porción poco profunda del pozo. El simulacro de desviador debe

El desviador debe probarse todos los días y se debe verificar que todas las válvulas estén totalmente abiertas o totalmente cerradas. Algunos procedimientos de prueba se enumeran a continuación: A. Con la tubería de perforación en el desviador, cierre el desviador. B. Registre el tiempo que le toma al elemento empaquetador del desviador en cerrarse. C. Registre el tiempo que les toma a ambas tuberías de venteo para abrirse. D. Observe todas las aperturas y cierres de las válvulas.

129

Capítulo 9. Control de Pozos y Equipos Perforadores Flotantes.

incluir la medición del tiempo que le lleva al personal activar el desviador exitosamente.

CONSIDERACIONES PARA AGUAS PROFUNDAS Los problemas de control de pozo en aguas profundas pueden ocurrir como resultado de la dificultad de detectar una surgencia, pérdida de columna hidrostática a causa de una desconexión del riser, colapso del riser a causa de una descarga de gas y gradientes de fractura reducidos a causa del agua profunda. El movimiento de una plataforma de perforación, especialmente el ascenso, puede ocasionar desgaste adicional al equipo BOP y puede partir el sondeo si se aprisiona la tubería. Existen problemas adicionales asociados con el hecho de que comúnmente se utiliza un conjunto submarino y un sistema de control con plataformas flotantes. Las áreas problemáticas relacionadas al sistema submarino incluyen el sistema desviador, el efecto de contrapresión de la línea del estrangulador unida al riser, el sistema de control de BOP, el efecto de la profundidad del agua en los preventores anulares, el movimiento de una plataforma de perforación, los efectos del clima, el colgado de la sarta de perforación y el tiempo de reacción al operar los preventores.

Efectos de la Línea del Estrangulador del Riser Uno de los factores más importantes, en el ahogado de un pozo en agua profunda, es el efecto de contrapresión de la línea del estrangulador del riser en las técnicas de control de pozo cuando se circula una surgencia fuera del pozo. Unida al riser marino, la tubería de estrangulación es usualmente de 3-pulg. de diámetro interno, de construcción pesada con pasaje interno pleno y uniones enchufadas. Corre desde el conjunto de BOP hasta el piso de comando con interconexiones en superficie. Puede utilizarse diversas disposiciones para usar con respecto al tamaño de la tubería, las juntas y las tuberías de interconexión y expansión. Sin tener en cuenta como se instala la tubería de estrangulación al riser, la tubería y los ajustes entre el conjunto submarino y el estrangulador restringen el fluido mientras es circulado a través de la tubería durante los procedimientos de control de pozo. La restricción causa una 130

pérdida de presión debido a la fricción del fluido en las paredes de la tubería y a la fricción interna dentro del fluido mismo. En efecto, la tubería de estrangulación es un estrangulador fijo entre el anular del pozo y el medidor de presión del casing sobre el piso del equipo perforador. Mientras más profunda es el agua, más larga es la tubería de estrangulación y más grandes son el efecto de estrangulación y las pérdidas por fricción. El efecto de estrangulación de la tubería de estrangulación del riser agrega contrapresión adicional en el pozo, la que debe compensarse; porque de otro modo, puede romperse la formación y producirse la pérdida de circulación. Las pérdidas por fricción de la tubería de estrangulación se incrementan con la longitud, y por lo tanto, muchos operadores recomiendan que cuando se perfora en agua profunda, se registren las presiones reducidas de circulación a la mitad del régimen normal de la bomba y a una o dos velocidades aún menores. Al registrar velocidades de ahogado muy bajas, la presión de circulación puede reducirse a valores lo suficientemente bajos como para reducir el efecto estrangulador de la tubería de estrangulación del riser. Si se conoce la presión por fricción provocada por la tubería de estrangulación (puede determinarse por varios métodos), se puede calcular la densidad de lodo equivalente que esta presión por fricción representa en el zapato de la entubación: dezap = Pfe ÷ 0,052 ÷ hzap

(Ec. 60)

donde dezap = densidad de lodo equivalente en el zapato del casing, ppg Pfe = presión por fricción en la tubería de estrangulación, psi hzap = profundidad del zapato del casing, pie Como ejemplo, suponga que Pfe = 400 psi hzap = 4.500 pie. ¿Cuál es la densidad de lodo equivalente en el zapato del casing provocado por la presión por fricción en la tubería de estrangulación? dezap = 400 ÷ 0,052 ÷ 4500 dezap = 1,71 ppg. Es decir, la fricción en la tubería de estrangulación de 400 psi, agrega una densidad equivalente de lodo de 1,71 ppg en el zapato del casing. Por lo tanto, si se está circulando lodo de

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12 ppg, la densidad equivalente de lodo en el zapato es 13,71 ppg, un incremento significante que podría conducir a la fractura en el zapato.

Determinación de la Pérdida de Presión en la Línea del Estrangulador Pueden utilizarse diversos métodos para determinar la pérdida de presión en la línea del estrangulador. Los siguientes son algunos de ellos: 1.

Circule el pozo con régimen de ahogue a través del riser y registre el régimen de la bomba y la presión de la bomba.

2.

Pare la bomba, cierre el BOP anular, y abra el estrangulador.

3.

Abra las válvulas en la línea de estrangulación del riser y circule el pozo con el régimen de ahogue.

4.

La presión de la bomba es más grande cuando se bombea a través de la línea de estrangulación, por eso la diferencia entre la presión de régimen de ahogue y la presión extra requerida para circular a través de la línea de estrangulación se registra como presión de fricción de la línea de estrangulación.

Este método no debe utilizarse si el pozo abierto está expuesto, ya que incrementa la presión en la formación en una cantidad igual a la pérdida de fricción de la línea de estrangulación y podría causar pérdida de circulación. Si existe pozo abierto, puede utilizarse otro método: 1.

Cierre un preventor debajo de la línea de estrangulación

2.

Bombee hacia abajo por la línea de estrangulación y a través del riser (circule en inversa). La presión de bombeo indicada es aproximadamente igual a la presión de fricción de la línea de estrangulación.

Gas en la Línea de Estrangulación Cuando una surgencia sube hasta la superficie en forma de bolsón o burbuja de gas, la longitud de la burbuja aumenta cuando el gas deja el espacio anular relativamente grande e ingresa en la línea de estrangulación del riser relativamente chica. El incremento en la longitud puede causar un rápido incremento en la PCA; por lo tanto, el estrangulador debe

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abrirse rápidamente para evitar que la presión del fondo del pozo sea tan alta como para que ocurra una pérdida de circulación. A causa del rápido incremento en la presión, algunos operadores instalan un medidor de presión en la línea de ahogue para monitorear la presión del casing mientras se ajusta la velocidad de la bomba. También, si el gas ingresa en la línea de estrangulación como un bolsón o una burbuja, rápidamente se expande y desplaza el lodo de la línea. Como resultado, puede ocurrir un efecto de tubo-U: el lodo en el interior del sondeo buscará restaurar el desbalance de presión creado por el gas en la línea de estrangulación. En otras palabras, ya que el gas empuja el lodo fuera de la línea de estrangulación, causa una reducción en la presión hidrostática en la línea y el lodo en el interior del sondeo empujará al del anular. Si ocurre este efecto, puede ser necesario reducir la apertura del estrangulador para mantener la presión del fondo del pozo en un valor constante. En cualquier caso, si ingresa gas en la línea de estrangulación, el operador del estrangulador debe estar preparado para realizar los ajustes necesarios.

Llevando la Bomba a la Velocidad de Ahogue con un Conjunto de BOP Submarina Durante una operación de ahogado de pozo, un modo común de llevar la bomba a la velocidad de ahogue sin cambiar la presión del fondo del pozo es mantener el PCA constante en el valor de cierre original abriendo el estrangulador y llevando la bomba a la velocidad de ahogue. Cuando se está usando un conjunto de BOP submarina, este procedimiento puede tener que ser modificado a causa de la presión de la línea de estrangulación del riser. Un modo de modificar este procedimiento es permitiendo que caiga la PCA en una cantidad igual a la presión por fricción de la línea de estrangulación mientras el estrangulador se abre y la bomba se lleva a la velocidad de ahogue. Si la PCA se mantiene constante en su valor original de cierre, se tendrá la suficiente contra presión en el pozo como para conducir a la fractura y a la pérdida de circulación.

Compensación por baja PCA Cuando la PCA es menor que la presión de la línea de estrangulación del riser, es imposible abrir el estrangulador lo suficiente para reducir las 131

Capítulo 9. Control de Pozos y Equipos Perforadores Flotantes.

presiones de circulación inicial y final al valor adecuado. La presión de la línea de estrangulación provoca presión en el fondo del pozo y por ello la presión del interior del sondeo se incrementa mientras el lodo de ahogue se aproxima a la superficie. Esta presión extra puede ser suficiente para causar pérdida de retornos. Las posibles soluciones incluyen la apertura de la línea de ahogue del riser, la reducción de la velocidad de ahogue de la bomba a una velocidad menor, o el llenado de la línea de estrangulación con lodo de ahogue, mientras se mantiene el pozo aislado por el uso de una esclusa parcial inferior.

personas sin conocimiento en su operación. Por lo tanto, es importante que se entiendan y se sigan ciertos procedimientos. Para operar un sistema de control de BOP submarino se puede utilizar el siguiente procedimiento: 1.

Antes de accionar una válvula o un botón de funcionamiento, controle la presión de la línea piloto para asegurarse que el sistema tiene la presión adecuada.

2.

Presione firmemente el botón de control y manténgalo así hasta que la luz indicadora indique que el control ha funcionado.

3.

Observe la presión de la línea piloto. Debe caer y luego retornar a la misma o aproximadamente a la misma presión que antes.

4.

El medidor de caudal debe mostrar que se ha bombeado aproximadamente el volumen operativo.

5.

Opere los controles de a una función por vez para que pueda ver que cada control se ha accionado adecuadamente.

Hidratos En operaciones en aguas profundas, algunas veces pueden formarse hidratos en las líneas de estrangulación y de ahogue cuando el pozo se cierra en una surgencia de gas y se circula hacia la superficie. Los hidratos son una mezcla de gas natural y agua que forman una sustancia sólida. Esta sustancia se parece y se comporta del mismo modo que el hielo. A las presiones y temperaturas existentes en el agua profunda, las condiciones son favorables para la formación de hidratos. Pueden taponar las líneas de estrangulación y de ahogue, y también pueden interferir con la operación de las BOP. El taponamiento total o parcial de las líneas de estrangulación mientras se está circulando una surgencia podría provocar que la presión en el fondo del pozo suba tanto que provoque el rompimiento de la formación. Por lo tanto, las cuadrillas deben estar alertas a la posibilidad de taponamiento por hidratos y preparadas para detener el bombeo si las presiones se elevan demasiado. La mayoría de los operadores están de acuerdo que la mejor manera de tratar con los hidratos es prevenir o minimizar su formación. Los lodos de perforación de alta salinidad inhiben la formación de hidratos. Se debe considerar en el planeamiento la posibilidad de la formación de hidratos durante las operaciones de control de pozo en las áreas en las cuales es posible la formación de los mismos.

SISTEMA DE CONTROL DE BOP Un sistema de control de BOP submarino es más complicado que el sistema utilizado en los conjuntos de superficie (fig. 39). Como es más complicado, puede ser mal utilizado por 132

Dos circuitos especiales que controlan la operación de los preventores están montados en el conjunto de BOP submarina llamados "cápsulas de control". Uno está usualmente pintado de amarillo y el otro de azul para su rápida identificación. Si uno de ellos no está trabajando adecuadamente, se puede seleccionar el otro y utilizarlo para el control de las BOP. En la mayoría de los equipos perforadores el conjunto de BOP se controla a través de uno de los circuitos por medio de válvulas piloto y de reguladores. Cualquier circuito puede recuperarse independientemente del conjunto de BOP o del riser. Cada circuito tiene un mecanismo guía y de orientación y un cierre hidráulico que se opera desde la superficie. Cuando se acciona un control, el sistema vuelca el fluido operativo (una mezcla soluble de agua y aceite) al mar. Si el sistema continúa manteniéndose activo, podría vaciar el tanque de reserva de superficie. El medidor de caudal en el panel de control indica el caudal de fluido operativo en el sistema; así, si el medidor de caudal no se detiene, es una indicación que el sistema todavía está volcando fluido. Si el fluido continúa volcándose, abra y cierre las funciones para cambiar circuitos de control, o bloquear la función para detener la pérdida de fluido hidráulico del sistema de control.

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Los sensores de presión de la línea piloto detectan la presión en los botellones del

BA NCO DE ACUMULADO RES

acumulador submarino o por debajo del regulador de presión submarino.

UNIDA D DE PO TE NCIA HIDRÁULICA CON PA NEL MA ESTRO DE CONTROL HIDRÁ UL ICO

PANEL DE CO NTRO L DEL PE RFO RADOR

PANEL A CONTRO L REMOTO AUXILIAR BA NCO DE BATERÍAS

MANGUE RA DE CO NTRO L HIDRÁULICO

PO LEA S DE MA NGUERAS (NO NO STRADAS) LÍNEA DE CIERRE CARGA DOR DE BATERÍA S

CARRETEL DE L A MANG UE RA

LÍNEA DE P OTENCIA HIDRÁULICA

GRA MPAS DE MA NG UERAS PAQUE TE DE MANG UE RAS DE CONTROL Y P OTENCIA HIDRÁ UL ICA LÍNEA S DE AHOG UE Y ES TRA NG ULACIÓN

CÁ PSULA DE CO NTRO L

Figura 39. Sistema de control de BOP submarina

133

Capítulo 9. Control de Pozos y Equipos Perforadores Flotantes.

Si la presión de la línea piloto no vuelve a su valor anterior luego que se ha activado una función, puede suceder que; o una válvula no ha cerrado y el fluido hidráulico se está bombeando al mar, o el fluido hidráulico de recarga de la superficie no está llegando al sistema submarino. Si la presión de la línea piloto no se reestablece en el valor normal, puede ser necesario cambiar circuitos de control, bloquear la función, o someter la función a un ciclo para tratar de limpiarla. Si una función en el panel de control no opera cuando se presiona el botón de control, el problema puede estar en el sistema de superficie. Además de la acción obvia de presionar el botón nuevamente, se debe controlar la unidad principal del acumulador para ver si el mango del control está en la posición adecuada. Si es así, cambie el circuito para ver si existe un mal funcionamiento en las líneas de control. Algunas veces someter la función a un ciclo limpiará líneas o el sistema de control. Si sometiendo la función a un ciclo no se resuelve el problema, el próximo paso depende de las condiciones del equipo perforador. Durante una prueba o un ensayo, la función debe someterse a un ciclo varias veces en un esfuerzo para limpiar los escombros de una válvula o para limpiar asperezas. Durante una surgencia del pozo, si aparece un problema con el preventor anular superior, debe utilizarse el preventor anular inferior o las esclusas parciales. Los sistemas de control submarinos varían de equipo en equipo, por ello es esencial para el personal familiarizarse con las características operativas en su equipo.

OPERACION DEL PREVENTOR ANULAR Cada marca de preventor anular tiene sus propias características operativas y se encuentra afectado de modo diferente por las presiones del pozo y por la profundidad del agua. En general, las BOP anulares tienen un límite de presión operativa máximo de 1.500 psi, pero la mayoría de los operadores usualmente recomiendan que deben operarse con alrededor de 800 psi. Cuando se utiliza un preventor anular en una plataforma flotante, debe prepararse una tabla basada en las pruebas de la presión de cierre requerida y en la tabla del fabricante. La unidad empaquetadora en un preventor anular es una 134

pieza de equipo resistente, pero si se pone demasiada presión en su lado de cierre se puede desgastar prematuramente. Cuando una tubería se está moviendo a través del elemento empaquetador de una BOP anular, se le debe permitir perder una ligera cantidad de fluido del pozo para lubricarlo. Una presión excesiva rompe el elemento empaquetador y causa problemas con los preventores anulares en los conjuntos de BOP submarinas. Además, como los equipos flotantes se mueven hacia arriba y hacia abajo, la unidad empaquetadora puede desgastarse prematuramente cuando se cierra alrededor del sondeo de perforación. Si se reduce la presión de cierre al mínimo valor posible mientras se mantiene un cierre positivo se estará minimizando el desgaste del elemento empaquetador. Luego de cerrar el pozo, muchos operadores recomiendan colgar el sondeo de perforación para ayudar a reducir el desgaste en la unidad empaquetadora. El efecto de la profundidad del agua en la operación de un preventor anular varía con la marca o el modelo de preventor y con el peso de lodo en el riser en general. El peso del lodo en el riser tiende a resistir el cierre del preventor anular por lo que se necesitan presiones de cierre más altas mientras se incrementa la profundidad del agua o se incrementa la densidad de lodo. Hydril utiliza la siguiente ecuación para determinar cuánta presión adicional se necesita a medida que aumentan la profundidad del agua y la densidad de lodo: ∆PC = [(0,052 x dl x hw) - (0,45 x hw)] ÷ Rc (Ec.61) donde ∆PC = incremento de presión de cierre, psi dl = densidad de lodo, ppg hw = profundidad de agua, pie Rc = relación de cierre para el preventor utilizado (ej., 4,74 para el Hydril GK 5.000, 135/8). Otros fabricantes utilizan ecuaciones similares o tienen modelos que requieren una pequeña o ninguna corrección por la profundidad del agua y el peso de lodo en el riser.

DESCONEXIÓN DEL RISER MARINO Una desconexión o una pérdida en el riser pueden permitirle al pozo surgir o alivianar la

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columna hidrostática. La presión hidrostática es, por supuesto, una función directa de la densidad de lodo y de la altura de la columna de lodo en el pozo. Al perforar desde una plataforma flotante con un conjunto de BOP submarina, la profundidad total se mide desde el buje del vástago de perforación hasta la profundidad de interés. Si el riser se desconecta o falla de manera que el agua de mar reemplace el lodo de perforación, la presión hidrostática en el riser igualará a la del agua de mar. Y si el gradiente de lodo de perforación requerido es más alto que el del agua de mar, la presión hidrostática será demasiado baja para mantener el control del pozo. Así, si ocurre una falla en el riser y el gradiente de lodo es más grande que el gradiente del agua de mar, se debe cerrar el pozo y circular lodo más pesado para recuperar el control del pozo. (El gradiente de presión del agua de mar varía desde una ubicación a otra. En el Golfo de México, por ejemplo, el agua de mar pesa alrededor de 8,94 ppg y tiene un gradiente de alrededor de 0,465 psi/pie. En el Mar del Norte, el agua de mar pesa alrededor de 8,56 ppg y tiene un gradiente de alrededor de 0,445 psi/pie).

AHOGUE DEL RISER y GAS ATRAPADO EN EL CONJUNTO DE BOP Luego de circular lodo de ahogue hacia la superficie a través de la línea del estrangulador, si la línea del estrangulador se utiliza como punto de referencia para la presión hidrostática el pozo estará ahogado; sin embargo, el pozo no está ahogado a través del riser. Debe circularse lodo de ahogue a través del riser para ahogar completamente el pozo. Antes de circular el lodo de ahogue a través del riser, tenga en cuenta que puede haber gas atrapado en el conjunto de la BOP. Típicamente, un conjunto submarino está constituido por varios preventores grandes montados uno encima del otro, comenzando con uno o más preventores anulares en lo más alto y terminando con varios preventores a esclusa instalados por debajo. Como resultado, el conjunto es a menudo muy alto. Si el procedimiento indica cerrar el preventor anular ante una surgencia, la surgencia se circulará a través de la línea del estrangulador que usualmente está ubicada muy por debajo de la parte superior del conjunto. Como resultado, el gas de la surgencia puede quedar atrapado

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debajo del preventor cerrado. Si la BOP anular se abre y hay gas atrapado debajo de ella, éste podría alivianar el riser marino y escapar hacia el piso del equipo perforador, donde podría arder o explotar. Además, en agua profunda, la presión del agua de mar circundante podría colapsar el riser. Por lo tanto, antes de circular el lodo de ahogue dentro del riser, debe desalojarse el gas atrapado en el conjunto de la BOP. Puede utilizarse el siguiente procedimiento para desalojar el gas: 1.

Manteniendo la BOP anular cerrada, cierre un juego de esclusas que están debajo de las líneas de ahogue y de estrangulación.

2.

Desplace el lodo de ahogue del conjunto bombeando agua hacia abajo por la línea de ahogue y hacia arriba por la línea de estrangulación; mantenga la contra presión en el estrangulador igual a la diferencia de presión hidrostática en la BOP entre el lodo de ahogue y el agua.

3.

Cuando retorne agua clara, detenga el bombeo.

4.

Cierre la línea de ahogue.

5.

Purgue la presión de la línea del estrangulador para permitir que el agua y el gas escapen de la línea a través del manifold del estrangulador.

6.

Una vez que se detiene el flujo, cierre el desviador, abra la línea de llenado, llene el pozo desde la parte superior y abra la BOP anular mientras toma los retornos a través de la línea de estrangulación.

7.

Cuando el pozo esté estático, circule lodo de ahogado hacia arriba por el riser.

Como el gas atrapado puede ser un serio problema, algunos operadores prefieren circular la surgencia fuera del pozo de manera de evitar cualquier entrampamiento de gas en el conjunto. Un método es cerrar el pozo, colgar la tubería en los preventores a esclusa y circular el pozo a través de una salida en los preventores a esclusa. Ya que la surgencia se circula directamente fuera del conjunto de BOP en el punto de cierre, no puede quedar nada de gas atrapado.

DETECCIÓN DE SURGENCIAS Debido a que un equipo de perforación flotante se mueve mientras está en posición, puede ser difícil detectar algunas de las señales básicas de 135

Capítulo 9. Control de Pozos y Equipos Perforadores Flotantes.

advertencia de surgencia. El movimiento del equipo perforador puede enmascarar un incremento en el flujo de retorno y un incremento en la pileta. Para medir exactamente el nivel de la pileta se pueden utilizar varios sensores en ellas para sumar las salidas y dar una lectura más estable. Para los sensores de retorno de flujo, muchos diseños incluyen una paleta montada en la tubería de retorno. El aumento del caudal de flujo presiona la paleta y envía una señal a la consola del perforador, donde el incremento de flujo se lee como un porcentaje. El movimiento vertical de un navío y la acción de bombear de la junta deslizante pueden combinarse para hacer que la indicación de caudal de retorno sea cuestionable. En otras palabras, la línea de caudal de retorno está llena un momento y vacía en el próximo, aún cuando la velocidad de flujo promedio es constante.

136

Sumado a esto, el uso de un compensador de columna de perforación a menudo hace difícil ubicar los quiebres de perforación. Además, la información de las condiciones pozo abajo puede ser difícil de interpretar, a causa de que el lodo de retorno y los recortes, a menudo, se mezclan en risers marinos de gran diámetro, donde la velocidad es bastante baja. Las tendencias de la temperatura del lodo son más difíciles de analizar a causa del efecto de intercambio de calor en el riser entre el lodo y el agua de mar fría. A causa de esos problemas, en un equipo de perforación flotante, todos los sistemas y dispositivos que pueden utilizarse para la detección de una surgencia deben monitorearse muy cuidadosamente. Si hay problemas con los indicadores de caudal de retorno, se debe monitorear muy de cerca el sistema totalizador de volumen de pileta para detectar los incrementos.

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Capítulo 10

EQUIPO DE PREVENCIÓN DE DESCONTROLES

137

Capítulo 10. Equipo de Prevención de Descontroles.

138

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10 EQUIPO DE PREVENCIÓN DE DESCONTROLES ____________________________________ El equipamiento actual de prevención de descontroles es fuerte, confiable, de operación simple y ampliamente utilizado en la industria. Mientras que generalmente el primer ítem considerado cuando se discute el equipamiento de prevención de descontroles es el conjunto de BOP, deben incluirse también otros equipamientos, tales como estranguladores, acumuladores, indicadores de volumen de pileta, detectores de gas y medidores de caudal. Con ellos es posible detectar y manejar las surgencias con confianza. Cuando al equipamiento moderno se lo acompaña con un adecuado entrenamiento, el personal del equipo perforador estará en óptimas condiciones para controlar cualquier pozo. El propio conjunto de BOP (stack) debe ser capaz de controlar las elevadas presiones de la formación y debe tener un diámetro interno suficientemente grande como para permitir el pasaje de las herramientas necesarias para perforar y terminar el pozo. Pueden emplearse conjuntos de BOPs de elevado rango de presión como consecuencia de que algunos pozos requieren herramientas de gran diámetro y se encuentran a elevadas presiones. Además, se debe prever salidas del conjunto de BOP, ya que al cerrar un pozo, éste debe bombearse, es decir, debe circularse con las BOP cerradas. Los elementos utilizados que proveen esta salida son los carreteles adaptadores que se ubican entre los preventores de esclusa; en otros casos, se utilizan las salidas en el propio cuerpo del preventor. En cualquier caso, si el conjunto cumple con todos los requerimientos, puede resultar un equipamiento grande y pesado. Por supuesto, no todo el equipo de prevención de descontroles es tan grande y pesado como el conjunto, pero a medida que en alguna parte del equipo se eleva el rango de presión, éste será más pesado, más complejo y se deberá operar con más cuidado. Por lo tanto, es obligación de todo miembro de la cuadrilla estar familiarizado con el equipo y atento a sus limitaciones operativas. DISPOSICIONES DEL CONJUNTO La API RP 53 "Sistemas de Equipamiento para Prevención de Descontroles para Pozos de Perforación" es un documento cuyo propósito es "proveer información exacta que pueda servir como guía para la instalación de los sistemas de equipamiento de prevención de descontroles en

los equipos de perforación marinos y de tierra." Además de dar las instrucciones de instalación y los requerimientos del equipamiento para varios de los componentes de la BOP, ilustra ejemplos de los conjuntos del preventor de descontrol de superficie y submarino con rangos de presiones de trabajo desde 2000 psi hasta 15000 psi. La fig. 40 muestra varios arreglos de conjuntos de carreteles adaptadores y preventores con los códigos de los componentes del conjunto. En cuanto al uso de los carreteles adaptadores, la RP 53 señala que, "mientras que las líneas del estrangulador y de ahogo pueden conectarse a las salidas laterales de los preventores, muchos operadores prefieren que estas líneas se conecten a un carretel adaptador instalado debajo de por lo menos un preventor capaz de cerrar una tubería. La utilización de las salidas laterales del preventor reduce el número de conexiones del conjunto al eliminar el carretel adaptador y disminuye la altura del conjunto. La razón en el uso del adaptador se basa en localizar la erosión en ellos, ya que es el elemento más económico, y además proveer espacio adicional entre las esclusas, facilitando las operaciones de stripping." Además, la RP 53 hace notar algunas diferencias entre los arreglos del conjunto de superficie y los arreglos del conjunto submarino. Por ejemplo, en los conjuntos submarinos: 1.

las líneas del estrangulador y de ahogado están normalmente conectadas a las salidas del cuerpo del preventor a esclusa;

2.

los adaptadores pueden utilizarse para espaciar los preventores cuando se va ha cortar algún tubo, colgar el sondeo o para operaciones de stripping; 139

Capítulo 10. Equipo de Prevención de Descontroles.

Carretel de entubación

Carretel de entubación

* El carretel de perfora ci ón y su ub icación en la d isposición del conjun to es o pci onal - Re ferirse al Parr. 2.C.6 ** La BOP anu lar A y l a cabe za rotati va G, pued en ser de una re lación de presión me nor.

Figura 40. Ejemplos de arreglos de BOP de la API RP53

140

Carretel de entubación

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3.

las líneas del estrangulador y de ahogue están preparadas para doble propósito;

4.

normalmente se utilizan esclusas ciegas de corte en vez de las esclusas ciegas;

5.

los preventores de esclusa están casi siempre equipados con un sistema de cierre integral u operado por control remoto.

Además del hecho que los preventores a esclusas se muestran debajo de la BOP anular, la RP 53 no sugiere o especifica la posición de las esclusas parciales y ciegas en el conjunto, ya que se pueden usar diversos arreglos para controlar un pozo con éxito. Sin embargo, el arreglo de los preventores depende en gran medida de las preferencias del operador o del diseñador del conjunto, concernientes a las ventajas y desventajas de la posición de las diferentes esclusas y salidas laterales. La mayoría de los operadores reconoce que virtualmente cualquier arreglo tiene ventajas y limitaciones. Es responsabilidad del personal del equipo perforador entender las capacidades y limitaciones del conjunto de su equipo perforador. Muchos operadores recomiendan que todos los miembros de la cuadrilla se familiaricen con la RP 53, debido a que contiene información muy valiosa. (disponible en el Instituto Americano del Petróleo, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005). Si bien las preferencias del operador o del diseñador juegan un rol en el arreglo del conjunto submarino, existen requerimientos que determinan el número y la ubicación de las BOPs a esclusa y de las salidas laterales en el conjunto. Por ejemplo, un stack submarino debe posibilitar un medio de reingresar al pozo y de circularlo bajo presión después de colgar la tubería y abandonar la ubicación. La mayoría de los operadores recomiendan también la colocación de por lo menos dos juegos de esclusas colgadoras por debajo de las ciegas o de corte. Puede se necesario un juego adicional de esclusas para el casing o sondeo de menos diámetro como así también algunos conjuntos pueden necesitar otro juego de esclusas que puedan cerrar sobre sondeo de 5 pulgadas de diámetro.

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cerrar alrededor del casing, uniones de sondeo, portamechas y vástago. La mayoría de los preventores anulares están diseñados para cerrar sobre cable y a pozo abierto, aunque tal cierre acelera el desgaste del elemento empaquetador del preventor. Por lo general, la BOP anular es el primer preventor que se cierra al ocurrir una surgencia. Elementos Empaquetadores Las gomas o los elementos empaquetadores de goma de las BOP anulares están sujetos a mal trato y desgaste. Cuando la goma empaquetadora de una BOP anular se trata adecuadamente, ésta tendrá un largo y confiable periodo de vida útil, aunque el uso inadecuado puede dañarla o destruirla después de muy pocos ciclos de cierre. La vida de las gomas empaquetadoras de las BOP anulares puede extenderse por:

Figura 41. BOP anular instalada en un equipo de superficie

1.

mantener la presión de cierre preventor tan baja como sea posible;

2.

no probar pérdidas del elemento empaquetador a alta presión, porque se acortará significativamente su vida útil;

3.

no cerrar en pozo abierto, porque la vida de la goma empaquetadora se acorta significativamente;

4.

no cambiar el movimiento de la cañería a través de una goma cerrada;

5.

almacenar los elementos empaquetadores de repuesto en un cuarto oscuro, fresco, lejos de motores eléctricos, debido a que el ozono producido por los motores eléctricos puede causar el deterioro de la goma;

6.

correctos y cuidadosos procedimientos de mantenimiento.

PREVENTORES ANULARES El preventor anular es una de las piezas más versátiles del conjunto de BOPs (fig. 41). Puede

del

141

Capítulo 10. Equipo de Prevención de Descontroles.

Tiempos de Cierre y Apertura

Marcas

Uno de los aspectos fundamentales de la BOP anular es el tiempo que tarda en cerrar, ya que es muy deseable mantener la magnitud de una surgencia en un mínimo. La RP 53 sugiere que el tiempo de cierre no debe exceder los 30 seg. para la BOP anular con un diámetro menor a 20 pulgadas y de 45 seg. para la de diámetro de 20 pulgadas o más. Uno de los factores que determina el tiempo de apertura y cierre es el diámetro interno de las líneas hidráulicas que van desde el acumulador al preventor. Se especifica que estas líneas deben tener un diámetro interno no menor a 1½ pulgadas. Sin embargo, algunos viejos conjuntos de superficie pueden tener líneas hidráulicas menores a 1½ pulgadas, o pueden tener restricciones que evitan el cierre rápido del anular debido a que el fluido hidráulico no puede moverse rápidamente. Con una mayor presión de cierre, la BOP anular se puede cerrar más rápidamente. Una mejor solución es utilizar líneas hidráulicas y accesorios más grandes. Las líneas chicas o las restricciones pueden también hacer que el elemento empaquetador sea menos flexible durante las operaciones de stripping. Esta inflexibilidad puede causar un excesivo desgaste de las gomas durante las operaciones de stripping, cuando las uniones de la herramienta pasan a través de una BOP cerrada.

Aunque diversas marcas de BOP anulares presentan características similares, existen algunas diferencias entre ellas.

Flexibilidad del Elemento Empaquetador Como se mencionó anteriormente, la presión de cierre en la BOP anular se regula mediante una válvula especial que permite al fluido regresar a través de la misma, de modo que la goma se pueda flexionar o retraer cuando se está pasando la unión de la herramienta. Esta válvula debe estar en buenas condiciones, no se debe instalar válvulas de retención delante de ella y no debe reemplazarse por una válvula reguladora ordinaria. Se puede colocar una pequeña botella de acumulador cerca de la BOP anular, tanto en los conjuntos de superficie y en los submarinos, para reducir el desgaste de la goma durante el stripping. Como la botella está bastante cerca del preventor, el fluido hidráulico puede moverse fácil y rápidamente desde y hacia la botella, permitiendo de este modo la flexión de la goma.

Figura 42. BOP anular Hydril GX

Por ejemplo, los preventores Hydril tienen un pistón en forma de cuña. La presión de cierre mueve este pistón hacia arriba presionando la goma hacia adentro y alrededor de la cañería (fig. 42). En los preventores esféricos Shaffer, la presión de cierre mueve un pistón hacia arriba, empujando el elemento empaquetador en la misma dirección contra una tapa redondeada, o esférica (fig. 43).

Figura 43. BOP anular esférica Shaffer

La tapa esférica fuerza a la goma hacia adentro 142

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y alrededor de la cañería. En la BOP anular Cameron, la presión de cierre fuerza un pistón y la placa de empuje hacia arriba para desplazar un retén cónico de goma sólida que obliga al elemento empaquetador a cerrarse hacia adentro y alrededor de la cañería (fig. 44). Hydril GK La BOP anular GK es una de las más comúnmente usadas. Está disponible en tamaños de diámetros desde 71/16 hasta 16¾ pulgadas, con presiones de trabajo desde 2.000 a 20.000 psi. La presión de cierre de la GK varía según la presión del pozo. Al igual que otras BOP anulares, se cierra con alrededor de 800 psi, pero mientras aumenta la presión del pozo, debe reducirse la presión de cierre para evitar el deterioro del elemento empaquetador. En este tipo de BOP, la presión del pozo incrementa la fuerza de cierre en el elemento empaquetador; es decir, la GK es fuertemente energizada por la presión del pozo. Con otras BOP anulares, la presión de cierre no cambia o se sube ligeramente mientras aumenta la presión del pozo. Para una información más detallada sobre los requerimientos de presión de cierre, deben consultarse las tablas del fabricante. Hydril GX

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Hydril MSP Las BOP anulares Hydril MSP se emplean usualmente como desviadoras en áreas donde el gas poco profundo puede ser un problema. La MSP 2000 básicamente es una versión de la Hydril GK para baja presión. Es interesante notar que la MSP 500 de 29½ pulgadas no tiene una cámara de apertura, esto es, no se utiliza presión del fluido hidráulico para abrirla. Cuando la MSP 500 se abre, el fluido hidráulico es liberado de la cámara de cierre y el elemento empaquetador se abre por si mismo. BOP Esférica Shaffer NL La BOP anular Shaffer NL se encuentra disponible en dos modelos: uno con blindaje o tapa abulonada y otro con tapa o blindaje en cuña. En los modelos abulonado, el blindaje superior se une al blindaje inferior con tornillos y tuercas. Los modelos con cuña se unen con segmentos de cierre y un anillo de cierre que facilita el cambio del elemento empaquetador. Los modelos con tapa de cuña se encuentran para presiones de trabajo de 5.000 psi a 15.000 psi y en tamaños de que van desde 11 a 21¼ pulgadas de diámetro. Los modelos de tapa abulonada están disponibles para presiones de trabajo desde 1.000 psi a 15.000 psi. Los tamaños van desde 41/16 a 30 pulgadas de diámetro.

La Hydril GX es similar a la GK, pero está fundamentalmente diseñada para uso a alta presión en costa afuera o en pozos profundos en tierra. Está disponible en tres tamaños de diámetro: 11, 13⅝ y 18¾ pulgadas. Los dos primeros tamaños están disponibles para presiones de trabajo 10.000 psi o 15.000 psi. No está tan fuertemente energizada como la GK, y por lo tanto no es necesario reajustar la presión de cierre como consecuencia de la presión del pozo. Hydril GL Hydril fabrica la BOP anular GL para servicio submarino. Al igual que la GX, la GL no está tan fuertemente energizada como la GK y no es necesario el reajuste de la presión de cierre. La GL tiene una cámara de equilibrio que permite compensar el peso de lodo en el riser en agua profunda. Hydril sugiere que la cámara de compensación se utilice en profundidades marinas mayores a los 1.200 pies.

Figura 44. BOP anular Cameron

Shaffer especifica que sus BOP anulares se deben operar con una presión de cierre de 1.500 psi; sin embargo, la compañía hace notar que debe reducirse la presión, de acuerdo a las tablas operativas del preventor, si va a moverse la cañería. En aplicaciones submarinas, el peso de lodo en el riser en agua profunda no afecta la presión de cierre del preventor Shaffer de ningún modo; por lo tanto, puede no ser necesario aplicar 143

Capítulo 10. Equipo de Prevención de Descontroles.

presión extra de cierre en aplicaciones en aguas profundas. BOP Anular Cameron Las BOP anulares Cameron están disponibles en diámetro desde 71/16 a 21¼ pulgadas y para rangos de presión desde 2.000 a 20.000 psi. Una de las características de esta BOP anular es la tapa de desarme rápido que permite el cambio relativamente ágil del elemento empaquetador. Como utiliza un anillo de cierre abierto, lleva un indicador visual para mostrar si la tapa está cerrada o no. El sistema operativo se encuentra aislado de la presión del pozo y por lo tanto no altera su presión de cierre.

Las cabezas rotativas trabajan bien para circular pequeños volúmenes de surgencias de alta presión mientras se continúa perforando con lodo relativamente liviano. Esta práctica no solo permite una mayor velocidad de penetración, sino que también permite ganar tiempo en la perforación, porque de otro modo sería necesario circular el gas con los preventores cerrados.

Cabezas Rotativas Aunque se construyen muy parecidas a una BOP anular, las cabezas rotativas no son fundamentalmente preventores de descontrol (fig. 45). Se utilizan frecuentemente donde es posible perforar en desequilibrio. En este tipo de perforación, la presión en la cabeza del pozo sustituye parte de la columna hidrostática para contener la presión de la formación. En la perforación en desequilibrio, las cabezas rotativas sellan alrededor del vástago de perforación mientras se está rotando. El sello de la cabeza rotativa no tiene control externo. En operación, la goma del stripper, la cual es un elemento de empaquetado, hace contacto con el vástago mediante un sello estanco a presión. La goma y el conjunto del buje rotan con el vástago mientras el cuerpo del dispositivo está estacionario.

BOP ESCLUSA CAMERON

BOP ESCLUSA HYDRIL

BOP ESCLUSA NL-SHAFFER Figura 46. BOP esclusas

BOP A ESCLUSA

Figura 45. Cabeza Rotativa

144

Las BOP a esclusa que se usan hoy en día son el resultado de alrededor de ochenta años de desarrollo. Por esto, son extremadamente fuertes y confiables. Tres compañías fabrican los preventores de esclusa más utilizados: Cameron, Hydril y NL Shaffer (fig. 46). Mientras que existen diferencias entre las marcas, todos operan en una manera similar y contienen componentes similares. Sin tener en cuenta el fabricante, un

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preventor de esclusa está formado por una cabeza de esclusa con material empaquetador por extrusión para sellar y una cuña centralizadora de la cañería. La cabeza está unida a un vástago que la conecta a las cámaras hidráulicas y a los sellos. Presión de Cierre La presión de cierre para una BOP a esclusa está casi universalmente especificada en 1.500 psi. Sin embargo, muchos operadores han observado que, cuando hay que movilizar la cañería a través de las esclusas, se produce un menor desgaste del elemento empaquetador si la presión de cierre se reduce a 800 psi aproximadamente. Tipos Se encuentran disponibles tres tipos de preventores a esclusas: la esclusa parcial, la esclusa ciega y la esclusa ciega-corte (fig. 47). La esclusa parcial está diseñada para cerrar sobre el cuerpo del sondeo (no en las uniones de las herramientas); la esclusa ciega cierra un pozo abierto y la esclusa ciega/corte corta, o cizalla, la cañería y sella el pozo. (La esclusa ciega/corte también puede usarse para cerrar un pozo abierto.) Las esclusas ciega/corte se usan fundamentalmente en conjuntos de BOP submarinos, donde resulte necesario abandonar rápidamente la ubicación del equipo perforador a causa del clima u otros factores. Cortar la cañería y sellar el pozo le permite a un equipo perforador flotante dejar el área rápidamente ante una emergencia.

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tamaño de cañería y como un soporte para otra. Esclusas Ciegas y Ciegas-Corte Cuando se cierran esclusas ciegas en un pozo abierto con una presión de cierre de 1500 psi, la mayor parte, si no toda, del elemento empaquetador sale para formar un sello completo. De este modo, si las esclusas ciegas se van a ensayar cerrándolas en un pozo abierto, la mayoría de los operadores recomiendan que se cierren con no más de 500 psi para evitar que se dañe el elemento empaquetador de la esclusa y posible daño de las caras de las esclusas. Las esclusas ciegas-corte también tienen un elemento empaquetador relativamente pequeño que emerge cuando la presión del pozo incide por debajo de la esclusa. Por lo tanto, ensayar las esclusas de corte con presión excesiva podría causar desgaste prematuro del elemento empaquetador.

ESCLUSA PARCIAL

ESCLUSA CIEGA

Esclusa Parcial Se dispone de dos tipos básicos de esclusas parciales: uno se fabrica para ajustarse a un tamaño específico de cañería; el otro se diseña para sellar en diversos tamaños de cañerías o vástagos hexagonales (fig. 48). Estas últimas son llamadas esclusas de diámetro variable y son capaces de sellar alrededor de un rango de tamaños de cañería, por ejemplo, cañería desde 3½ pulg hasta de 5 pulg, o cualquier diámetro intermedio. Los ensayos de las esclusas de diámetro variable han indicado que su rendimiento es comparable a las esclusas parciales estándar. Un fabricante sugiere que una esclusa de diámetro variable podría servir para cubrir dos tamaños de esclusas parciales, o podría servir como una esclusa primaria para un

ESCLUSAS DE CORTE

Figura 47. Esclusas parcial, ciega y de corte

145

Capítulo 10. Equipo de Prevención de Descontroles.

Figura 48. Las esclusas de diámetro variable están diseñadas para cerrar en varios tamaños de cañería, por ejemplo, sobre cañería de perforación desde 3½ hasta 5 pulgadas.

Dispositivos de Cierre Para evitar un posible descontrol, una vez que las esclusas se han cerrado durante una surgencia, éstas deben permanecer cerradas aún si falla la presión de cierre. Por lo tanto, la mayoría de las esclusas están equipadas con dispositivos de cierre controlados a distancia, ya sea integral o activados hidráulicamente para asegurar que permanezcan cerrados (fig. 49). La mayoría de los equipos perforadores modernos de tierra están equipados con dispositivos de cierre integrales o a control remoto en vez de lentos tornillos de cierre que son operados manualmente. Los dispositivos de cierre integrales o controlados a distancia son esenciales donde se están utilizando conjuntos de BOP submarinos, en donde el único modo práctico de cerrar las esclusas es por medios integrales o controlados remotamente.

seguridad de la columna de perforación y válvulas de retención. CAMERON

DISPOSITIVO DE SEGURO A CUÑA NL-SHAFFER

VÁLVULAS DE LA COLUMNA DE PERFORACIÓN Cuando una surgencia ocurre durante una maniobra y el pozo está cerrado con las BOP anulares o de esclusas, el fluido puede fluir hacia afuera a través de la columna de perforación. Muchos tipos de válvulas para usar en el sondeo están disponibles para evitar el flujo dentro del sondeo o para detener el flujo después que ha comenzado. Se las conoce por muchos nombres, como válvulas de surgencia, válvulas de pasaje total, inside BOP, válvulas de 146

DISPOSITIVO DE SEGURO AUTOMÁTICO DE POSICIÓN MÚLTIPLE

Figura 49. Dispositivos de trabas de las esclusas Cameron y NL-Shaffer a control remoto.

Sin importar como se llamen, sin embargo, las válvulas de la columna de perforación caen dentro de una de dos categorías: aquellas que se instalan

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vástago y la unión

Figura 50. Válvula del vástago de tipo bola.

en la columna de perforación en la superficie y aquellas que están ubicadas en la columna de perforación pozo abajo. En general, las válvulas de la columna de perforación que están instaladas en la superficie son definidas como inside BOP, o válvulas de seguridad. Aquellas que se instalan en la columna pozo abajo son definidas como válvulas de retención, de surgencia o de contrapresión. Una de las válvulas de la columna de perforación ampliamente utilizada es una válvula esférica que se instala en la sarta de perforación en la superficie (fig. 50). Cuando la esfera está en la posición abierta, el fluido puede pasar en cualquier sentido. La válvula se abre y se cierra con una llave especial, la cual debe estar siempre en un lugar adecuado y fácilmente accesible. Cuando la válvula está cerrada, la esfera forma un perfecto sello a presiones de flujo en cualquier sentido. En general, las válvulas esférica pueden utilizarse en tres lugares diferentes en la columna de perforación que se encuentra sobre la mesa rotary. Primero, pueden utilizarse como válvula superior del vástago de perforación. Cuando se utiliza como válvula superior del vástago, la válvula esférica se instala sobre el vástago y debajo de la cabeza de inyección. Cuando se cierra, corta la presión de surgencia en el sondeo para proteger la cabeza de inyección y el manguerote. Segundo, también se puede utilizar como una válvula inferior del vástago. Colocada entre la parte inferior del

Figura 51. Válvula cónica

superior del sondeo, recibe el nombre de válvula de seguridad, o válvula economizadora de lodo. Puede cerrarse cuando el vástago se levanta sobre el piso del equipo perforador. Finalmente, puede utilizarse como una válvula de pasaje total, o una inside BOP. Cuando la válvula está en posición de abierta, puede instalarse en el sondeo al desenroscar el vástago y el fluido del pozo fluye por el interior del sondeo. Una vez insertada y enroscada firmemente en el sondeo, se utiliza la llave especial para cerrarla y cortar el flujo. Otro tipo de válvula que se puede instalar en la columna y por dentro del sondeo es una válvula cónica (fig. 51). Ésta puede ser utilizada de dos maneras. Una de ellas es instalando un mecanismo especial de destrabe y alivio en su parte superior el que permite enroscarla sobre la columna mientras el pozo está fluyendo. El flujo del sondeo pasa a través de la válvula, que por medio de un perno de activación se encuentra abierta, y sale por el orificio de venteo. Una vez enroscado el conjunto en el sondeo, se retira el perno para permitir que la válvula se cierre y corte el flujo. El otro modo de utilizar una válvula de surgencia, es como válvula de retención o flotadora. En ese caso, se arma la válvula como parte integral de la columna y sin el mecanismo de traba, por lo general sobre los 147

Capítulo 10. Equipo de Prevención de Descontroles.

portamechas. Está diseñada para permitir el paso del fluido hacia abajo y en caso de flujo en sentido inverso, inmediatamente cierra la cuña y corta el flujo.

pozo fluye a través del sondeo, puede insertarse una válvula esférica o de seguridad totalmente abierta en la columna de perforación y ajustarse.

CHARNELA PLANA

CHARNELA VENTEADA Figura 52. Válvula flotadora que utiliza una charnela a resorte.

Las válvulas instaladas dentro del pozo se llaman generalmente válvulas de retención o flotadoras porque permiten el pasaje de lodo solo hacia abajo; el flujo de una surgencia en dirección hacia arriba cerrará la válvula. Otro tipo de válvula de retención utiliza una charnela con un resorte y se la instala dentro de una reducción especial (fig.52). Este conjunto se instala sobre los portamechas. La circulación normal mantiene la charnela abierta permitiendo el flujo de lodo hacia abajo. Cuando la circulación se detiene, la charnela se cierra evitando el contra flujo. Puede utilizarse una charnela venteada, de modo de poder medir de forma fácil la presión de cierre del sondeo. Otra válvula de control bajo boca de pozo es la del tipo bombeable (fig. 53). Se coloca en el sondeo un sustituto con un asiento especial sobre los portamechas. Una vez que el sustituto está instalado, la válvula de control puede insertarse de tres modos diferentes. Si no hay surgencia, la válvula de control se deja caer dentro del sondeo cuando se ha desconectado el vástago. Luego se conecta y la válvula se bombea hacia el asiento. Si hay o es probable que exista flujo de retorno se cierra la válvula inferior del vástago, se desconecta éste y se inserta la válvula bombeable adentro de la válvula inferior del vástago. Se conecta nuevamente el vástago, se abre la válvula inferior y se desplaza la válvula bombeable hacia su asiento. Finalmente, si ocurre una surgencia durante una maniobra y el 148

Figura 53. Válvula de control tipo bombeable.

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Entonces se cierra la válvula de seguridad y la válvula de control se ubica en la conexión hembra de ésta. Se conecta el vástago, se comienza el bombeo y se abre la válvula de seguridad, para llevar la válvula de control hacia abajo, a su asiento. Sin considerar como se posiciona la válvula de control en el asiento, una vez que está asentada puede obtenerse circulación normal a través de ella. La bola a resorte es empujada fuera de su asiento cuando existe presión por encima de ella. La presión del pozo, hacia arriba, como la de una surgencia, provoca que la bola se asiente y selle para prevenir el flujo de retorno por la columna de perforación. COMO INSPECCIONAR Y ENSAYAR LOS PREVENTORES Los preventores de surgencias deben inspeccionarse y ensayarse regularmente para asegurarse que están trabajando de manera adecuada y que se encuentran en buenas condiciones. Por ejemplo, no debe ponerse en servicio ninguna BOP nueva o reacondicionada que no se haya inspeccionado y ensayado minuciosamente. Además, periódicamente el equipo en servicio se debe ensayar y mantener. Las secciones 7-A y 7-B en la API RP 53 enumeran los procedimientos de inspección y ensayo para las BOP anulares y a esclusas, desviadores, carretes adaptadores y equipo auxiliar tal como la válvula del vástago de perforación y las BOP interiores. La API RP 53 también se refiere a los procedimientos de mantenimiento para los tapones de prueba y para las uniones de prueba. La sección 7-A cubre el equipo de superficie y la sección 7-B cubre el equipo submarino. Nota de la traducción: En 1997 la API RP53 fue modificada por lo que los procedimientos de inspección y ensayo para las BOP y otros equipos de control de pozos se deben buscar en otras normas API tal como la “Especificación API 16 A”

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Figura 54. Estrangulador Cameron activado hidráulicamente.

Los estranguladores se diseñan para resistir la abrasión y el desgaste. Cuando se utilizan en conjunto con un panel de operación a control remoto, el cual puede estar en el piso del equipo o en otra zona, el sistema representará un valioso centro de control para ahogar un pozo. Muchas compañías fabrican estranguladores ajustables y paneles que trabajan a control remoto, y todos presentan principios similares. Estrangulador de Sellado Positivo y Panel Cameron El estrangulador Cameron es representativo de un número de estranguladores que utilizan un diseño de esclusa y asiento cilíndricos. Otros fabricantes son Brandt, Swaco, Vetco-Grey y Willis-McEvoy, para nombrar algunos. Se encuentran disponibles modelos que soportan presiones de trabajo desde 5.000 a 20.000 psi.

ESTRANGULADORES AJUSTABLES Los estranguladores manuales normalmente se instalan en el manifold de estranguladores como respaldo, pero el estrangulador hidráulico, que es controlado por control remoto, es el que permite controlar una surgencia de pozo de modo más eficiente y adecuado.

Figura 55. Panel de control del estrangulador Cameron.

Una bomba hidráulica operada por aire desde la consola de control, mueve la esclusa desde o hacia el asiento (fig. 54). El sello positivo, o corte 149

Capítulo 10. Equipo de Prevención de Descontroles.

completo, se logra cuando se ponen en contacto la esclusa y el asiento. En la mayoría de las marcas, la esclusa y el asiento son reversibles, de modo que cuando un lado se desgasta es posible darlos vuelta y utilizar las nuevas superficies de desgaste. Algunos fabricantes ofrecen un sellado no positivo de esclusa y asiento, pero si se está utilizando uno de estos estranguladores, se recomienda instar una válvula corriente arriba para que el cierre completo pueda alcanzarse. El panel del estrangulador fabricado por Cameron y otras compañías presenta diversas características (fig. 55). El modelo básico tiene manómetros que muestran la presión del sondeo y del anular (algunas veces etiquetadas como presión del standpipe y del manifold de estranguladores), posición del estrangulador, presión de aire suministrada al panel y presión hidráulica suministrada al estrangulador. Los controles incluyen una palanca de ajuste del estrangulador, un regulador de ajuste de la presión hidráulica suministrada al estrangulador y una bomba de emergencia que opera manualmente y permite controlar el estrangulador cuando se pierde el aire del equipo perforador. Como equipo opcional, también puede tener un cuenta emboladas de bomba y elementos de control automático de la presión del standpipe para abrir el estrangulador si se llega a la presión máxima de superficie.

permanecerá en su última posición.

Figura 56. Dos platos de carburo de tungsteno con orificios en forma de medialuna forman una abertura para el flujo de lodo en el estrangulador Super Swaco.

La consola de control, o el panel del estrangulador, tiene dos manómetros de lectura directa: presión de sondeo y presión del anular o casing. El equipo estándar tiene un cuenta emboladas y un medidor de régimen de bomba, los cuales pueden operarse eléctrica o neumáticamente. El panel también muestra, a través de un indicador, la posición del estrangulador (fig. 57). Otro tipo de panel utiliza tecnología de microprocesador para controlar automáticamente la presión del sondeo o del anular como se requiere para métodos básicos de control de pozo.

Estrangulador Super Swaco, Ultra Swaco y Panel Los estranguladores Super y Ultra Swaco tienen un diseño que utiliza dos platos pulidos y recubiertos de carburo de tungsteno con orificios en forma de media luna (fig. 56). Los platos rotan accionados por una bomba hidráulica neumática, permitiendo un ajuste desde todo abierto a todo cerrado. (Smith-Drilco fabrica un estrangulador similar.) El estrangulador Super Swaco está diseñado para presiones de trabajo de 10.000 psi y el Estrangulador Ultra para presiones de trabajo de 20.000 psi. La manija de operación, instalada en el panel del estrangulador, está conectada a una válvula de cuatro vías que acciona el estrangulador abriéndolo o cerrándolo al cambiar el flujo hidráulico. El estrangulador propiamente dicho es accionado por cuatro cilindros hidráulicos y por un sistema de piñón y cremallera, de modo que si por cualquier razón las líneas hidráulicas se cortan, el estrangulador 150

Figura 57. Panel de control del estrangulador Swaco.

SISTEMAS ACUMULADORES Aunque las BOP datan de la primera parte del siglo, no fue hasta los años 50 que se desarrolló un método rápido para cerrarlas. Las primeras BOP se cerraban y abrían por medio de una

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Figura 58. Unidad acumuladora de la bomba para la operación de prevención.

cremallera a tornillo manual; de hecho, algunos sistemas manuales aún se encuentran en uso en equipos perforadores pequeños. Utilizar un método manual para cerrar las BOP no es muy satisfactorio, de todas maneras, es esencial cerrar el pozo rápidamente para mantener la surgencia pequeña.

NITRÓGENO (DENTRO DE LA MEMBRANA)

MEMBRANA DE GOMA

FLUIDO DE OPERACIÓN

Figura 59. Botella acumuladora de 3.000 psi.

Un sistema manual es mucho más lento, en la mayoría de los casos, para el control efectivo

de la surgencia. Se probaron las bombas de lodo, el aire del equipo perforador y unidades de cierre con bomba hidráulica para conseguir un cierre efectivo de las BOP, pero ningún método resultó satisfactorio. Hoy en día, se utilizan, en toda la industria de perforación, sistemas de acumuladores hidráulicos combinados con bombas de recarga, que han probado cumplir con todos los requerimientos (fig. 58). El propósito básico del sistema de acumuladores es proveer un método rápido, confiable y práctico para cerrar las BOP cuando ocurre una surgencia. Debido a la importancia de la confiabilidad, el sistema tiene tanto bombas como un volumen de fluido extra muy efectivos como sistemas auxiliares. La mayoría de los sistemas comunes utilizan como fluido de control aceite hidráulico o aceite soluble y agua almacenado en botellas acumuladoras de 3.000 psi (fig. 59). Se almacena suficiente fluido a presión para que el conjunto pueda cerrarse y abrirse nuevamente cuando las botellas se descargan a 1.200 psi. Se emplean bombas neumáticas y eléctricas para recargar la unidad de manera automática cuando ha caído la presión en las botellas del acumulador. Cálculo de Volúmenes de Fluido Utilizable Una botella de acumulador contiene fluido hidráulico y nitrógeno. Sin embargo, sólo parte del fluido de la botella se encuentra disponible o utilizable para accionar los preventores. La razón tiene que ver con la presión de precarga de nitrógeno y con las presiones de operación de las BOP. 151

Capítulo 10. Equipo de Prevención de Descontroles.

Tabla 7 Volúmenes de Fluido del Acumulador: Almacenado y Utilizable Presión del Acumulador

sistema: 3000 psi precarga: 1000 psi

sistema: 2000 psi precarga: 1000 psi sistema: 1500 psi precarga: 750 psi

10 Galones 20 Galones Va

Vu.

Va

Vu.

27 Galones

40 Galones

80 Galones

Va

Va

Va

Vu.

Vu.

Vu.

3.000

6,63 4,98 13,26 9,96 17,90 13,44 26,52 19,92 53,04 39,84

2.500

5,96 4,31 11,92 8,62 16,09 11,63 23,84 17,24 47,68 34,48

2.000

4,96 3,31

9,92

6,62 13,39

8,93

19,84 13,24 39,68 26,48

1.500

3,30 1,65

6,60

3,30

8,91

4,45

13,20

6,60

1.200

1,65

3,30

0

4,46

0

6,60

0

2.000

4,96 3,31

9,92

6,62 13,89

8,93

19,84 13,24 39,68 26,48

1.500

3,30 1,63

6,60

3,30

8,91

4,45

13,20

6,60

1.200

1,65

3,30

0

4,46

0

6,60

0

1.500

5,00 1,25 10,00 2,50 13,50

3,37

20,00

5,00

1.200

3,75

0

15,00

0

0

0 0

7,50

0

10,13

26,40 13,20 13,20

0

26,40 13,20 13,20

0

40,00 10,00 30,00

0

Va.: Fluido Almacenado Vu.: Fluido Utilizable

La mínima presión de operación es 1.200 psi. Esto es, se necesita por lo menos 1.200 psi para cerrar una BOP anular en un pozo abierto. El límite superior es 1.500 psi. Presiones superiores a 1.500 psi pueden dañar las BOP anulares. Por lo tanto, los límites de trabajo van desde 1.200 a 1.500 psi. Inicialmente los fabricantes precargaban las botellas del acumulador con nitrógeno a 750 psi. Luego agregaban fluido operativo hasta que la presión alcanzaba las 1.200 psi, la mínima requerida para cerrar un preventor. Continuaban agregando fluido hasta que la presión alcanzaba las 1.500 psi, la máxima. Este sistema de 1.500 psi trabajaba bien en los pozos donde no se requerían grandes conjuntos de BOP. En los pozos de alta presión de hoy día, donde se requieren grandes conjuntos, un sistema de 1500 psi no es práctico. Para entender por qué, imagínese una botella de 80 gal con una precarga de nitrógeno de 750 psi. Si se bombea el fluido de operación dentro de esta botella precargada, unos 30 gal de fluido elevan la presión de la botella a 1.200 psi. Sólo unos 10 gal más elevan la presión de la botella a 1.500 psi, el límite superior. Así, la botella de 80 gal contiene 40 gal de fluido de operación. El resto de la botella contiene nitrógeno separado del fluido por una membrana de goma. De los 40 gal de fluido, solo 10 gal están disponibles para cerrar el preventor. Después que estos 10 152

gal cierran la BOP, la presión cae a la mínima, 1.200 psi. No resulta eficiente usar solo 10 gal de fluido de los 40 gal totales. De modo que, como los grandes conjuntos de BOP requieren volúmenes relativamente grandes de fluido utilizable para cerrar, estos sistemas de 1.500 psi son limitados para su uso. Para evitar esta limitación, los fabricantes elevaron la presión de precarga a 1.000 psi y la presión máxima a 3.000 psi. Veremos como se resolvió el problema con estos dos pasos. Piense nuevamente en una botella de 80 gal. Suponga que está precargada a 1.000 psi. Con esta cantidad de precarga, solamente unos 13 gal de fluido elevan la presión de la botella a 1.200 psi, la mínima. Se necesitan casi 40 gal más de fluido para elevar la presión desde 1.200 psi hasta 3.000 psi. La cantidad de fluido utilizable es por lo tanto alrededor de 40 gal, lo cual representa un incremento considerable sobre los 10 gal de fluido utilizable en el sistema precargado a 750 psi. Entonces, un sistema de 3.000 psi provee volúmenes razonablemente grandes de fluido utilizable en una unidad relativamente compacta. Los fabricantes regulan el sistema de 3.000 psi con una válvula especial reductora y reguladora de presión que mantiene la presión a 1.500 psi, de modo de no dañar las BOP anulares. Como se encuentran disponibles diversos tamaños de acumuladores y a causa de que operan a diferentes

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presiones, la cantidad de fluido utilizable varía con cada unidad. Las ecuaciones siguientes muestran como calcular el fluido utilizable para un sistema cualquiera. Por ejemplo: Vu = Vs x (Pp ÷ Pa) x (Pa ÷ Pr - 1)

(Ec.62)

donde Vu = volumen de fluido utilizable, gal Vs = volumen de fluidos en el sistema (fluido más Nitrógeno), gal Pp = presión de precarga, psi Pa = presión total del acumulador, psi Pr = presión requerida para cerrar el preventor, psi. Como un ejemplo, suponga que: Vs = 80 gal Pp = 1000 psi Pa = 3000 psi Pr = 1200 psi entonces Vu = 80 x (1000 ÷ 3000) x (3000 ÷ 1200 - 1)

Vu = 80 x (0,333) x (2,500 - 1) Vu = 80 x (0,333) x (1,500) Vu = 39,960 o 40 gal. También se encuentran disponibles tablas para determinar los volúmenes de fluido. La tabla 7 muestra los volúmenes de fluido almacenado y utilizable para acumuladores de diversos tamaños. Por ejemplo, en un sistema de 1.500 psi completamente cargado, con una precarga de 750 psi, la cantidad de fluido almacenado en un acumulador de 80 gal es de 40 gal y el fluido utilizable es solamente de 10 gal. En forma similar, en un sistema completamente cargado de 3.000 psi, con una precarga de 1.000 psi, el volumen de fluido almacenado en un acumulador de 80 gal es de 53,04 gal. El volumen de fluido utilizable es de 39,84 gal, o alrededor de 40 gal, lo que es cuatro veces el volumen de un sistema completamente cargado de 1.500 psi, Nótese que en todos los casos mostrados en la tabla 7, cuando la presión del acumulador cae a 1.200 psi, no queda fluido utilizable. Así, el fluido utilizable usualmente se define como el volumen de fluido almacenado en las botellas del acumulador a presiones mayores de 1200

psi. Muchos operadores prefieren utilizar una simple fracción o un decimal para determinar los volúmenes de fluido utilizable en el sistema del acumulador. La fracción o el decimal dependen de las presiones del sistema. Para un sistema de 1.500 psi con una precarga de 750 psi, la fracción es ⅛ y el decimal es 0,125. Para un sistema de 2.000 psi con una precarga de 1.000 psi, la fracción es ⅓ y el decimal es 0,333. Para un sistema de 3.000 psi con una precarga de 1.000 psi, la fracción es ½ y el decimal es 0,500. Por ejemplo, en un sistema de 3.000 psi precargado a 1.000 psi, el fluido utilizable en una botella de 80 gal es alrededor de 40 gal, ya que ½ de 80 es 40. En forma similar, en un sistema de 2.000 psi precargado a 1.000 psi, el fluido utilizable en una botella de 80 gal es alrededor de 26,4 gal, ya que ⅓ de 80 es 26,4 gal. Finalmente, en un sistema de 1.500 psi precargado a 750 psi, el volumen de fluido utilizable en una botella de 80 gal es alrededor de 10 gal, ya que⅛ de 80 es 10. La recíproca de la correspondiente fracción, que para ½ es 2, para ⅓ es 3 y para ⅛ es 8, también es útil debido a que multiplicándola por el volumen de fluido utilizable determina el volumen de fluido almacenado requerido por un acumulador. Determinación del Volumen de Fluido Necesario Cuando se va a dimensionar una unidad acumuladora para un equipo perforador en particular, se debe determinar el volumen necesario de fluido utilizable para operar los preventores del equipo. Existen muchas formas de calcular el volumen necesario de fluido útil, con frecuenta se usa un método simple. Primero, se determina cuántos galones de fluido son necesarios para cerrar todas las BOP anulares y las esclusas. Se multiplica este volumen por 3 para encontrar el volumen necesario de fluido utilizable. Este cálculo incluye un factor de seguridad del 50%. Los volúmenes necesarios para cerrar los preventores aparecen en los folletos que entregan los fabricantes, Por ejemplo: considere un conjunto con tres BOP a esclusas de 10.000 psi, Cameron 18¾ pulgadas y una BOP anular de 5.000 psi, Shaffer de 18¾ pulgadas. De acuerdo al fabricante, cada BOP a esclusas requiere 24,9 gal y la BOP anular de 48,1 gal de fluido para cerrar. Por lo tanto, las tres esclusas requieren 74,7 gal de fluido útil para 153

Capítulo 10. Equipo de Prevención de Descontroles.

cerrar. Sume 74,7 gal más 48,1 gal (el volumen necesario para cerrar la BOP anular), resulta un total de 122,8 gal. Multiplique 122,8 gal por 1,5 y encontrará que se necesitan 184,2 gal de fluido útil para este conjunto particular. Una vez que un operador determina el volumen de fluido útil, debe calcular el volumen de fluido almacenado necesario para el acumulador. (Recuerde, solamente parte del fluido almacenado del acumulador es utilizable). Se conocen varios métodos, uno de ellos utiliza la recíproca de la fracción usada para determinar el volumen utilizable. Por ejemplo, en un sistema acumulador de 3.000 psi con una precarga de 1.000 psi, la fracción para determinar el volumen de fluido utilizable es ½. La recíproca de ½ es 2. Por lo tanto, si se necesitan 184,2 gal de fluido utilizable, multiplicando por 2 da un requerimiento de 368,4 gal de botellones o recipientes almacenadores. Poniéndolo de otro modo, 368,4 gal es el volumen de recipientes almacenadores de fluido para obtener 184,2 gal de fluido utilizable. El próximo paso del operador es determinar cuántas botellas se necesitan para almacenar el volumen total de fluido. En general, las botellas están disponibles en incrementos de 10 gal, tal como 10 gal, 20 gal o 40 gal. Asuma que están en uso botellas de 80 gal. En un sistema de 3.000 psi, la tabla 7 muestra que una botella de 80 gal almacena 53,04 gal de fluido de operación y entrega 39,84 gal de fluido utilizable. Por lo tanto, el sistema acumulador requiere cinco botellas de 80 gal, ya que 184,2 dividido en 39,84 es igual a 4,623 o 5 botellas. En un sistema de 2.000 psi con una precarga de 1.000 psi, la fracción es ⅓ y su recíproca es 3. Si el conjunto requiere 184,2 gal de fluido utilizable, multiplicado por 3 da un requerimiento de 552.6 gal de botellas o recipiente almacenadores o 7 botellas de 80 gal. (Recuerde, una botella de 80 gal no almacena 80 gal de fluido hidráulico; el nitrógeno y una membrana también ocupan la botella. Refiérase a la tabla 7.) En un sistema de 1.500 psi con una precarga de 750 psi, la fracción es ⅛ y su recíproca es 8. Por ello, si el conjunto requiere 184,2 gal de fluido utilizable, el volumen de recipientes o botellas almacenadoras es 8 veces ese valor, o sea 1473,6 gal o diecinueva (19) botellas de 80 gal. Nótese que un acumulador de 19 botellas sea probablemente demasiado voluminoso para 154

ser práctico. Aun si un operador utilizara botellas de 110 gal, un sistema acumulador de 1.500 psi necesitaría 14. Determinación del Volumen de Fluido para Acumuladores Submarinos En operaciones marinas, muchos operadores y contratistas prefieren utilizar botellas de acumulador submarinas para facilitar el stripping y otras operaciones, Si los operadores montan botellas sobre o cerca del conjunto submarino, calculan los volúmenes de fluido utilizable y almacenado en forma muy similar a como calculan los volúmenes para botellas en la superficie. Se debe tener en cuenta el efecto de la presión hidrostática del agua de mar en las botellas acumuladoras submarinas. La presión del agua de mar sobre las botellas, a diferencia de la presión atmosférica, puede ser significativa. Para tener en cuenta el efecto de la presión hidrostática del agua, los operadores simplemente agregan la presión hidrostática a todas las presiones involucradas en los cálculos. Ya que deben tener en cuenta la presión hidrostática del agua, es conveniente calcular el requerimiento de volumen almacenado. Una ecuación que puede usarse es la que se describe a continuación: Va = Vu ÷ [(Pp ÷ Pr) - (Pp ÷ Pa)] (Ec.63) donde Va = volumen de fluido almacenado, gal Vu = volumen de fluido utilizable, gal Pp = presión de precarga, psi Pr

= presión de cierre requerida, psi

Pa = presión total del acumulador, psi. Nótese que para usar la ecuación, debe determinarse previamente el volumen requerido de fluido utilizable (Vu). Considere que un equipo está perforando en 1.500 pie de agua y que el gradiente de presión hidrostática del agua es 0,465 psi / pie. En este caso, se deberá sumar 698 psi a todas las presiones, ya que 1.500 x 0,465 = 698 psi. También considere que el volumen necesario de fluido útil es 100 gal. Además asuma que la presión de precarga es 1.000 psi, la presión de cierre requerida es 1.200 psi y la presión total del acumulador es 3.000 psi. Entonces: Vu = 100 gal Pp = 1.000 + 698 = 1.698 psi

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Pr

= 1.200 + 698 = 1.898 psi

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9.

Pa = 3.000 + 698 = 3.698 psi luego Va = 100 ÷ [(1.698 ÷1.898) - (1.698 ÷ 3.698)] = 100 ÷ (0,895 – 0,459) = 100 ÷ 0,436 Va = 229,35 o 230 gal. En este caso, las botellas submarinas del acumulador deben almacenar 230 gal de fluido (hidráulico más nitrógeno) para lograr los 100 gal requeridos de fluido utilizable. A causa de la presión hidrostática del agua, las botellas submarinas del acumulador del ejemplo requieren 30 gal más de fluido que los requeridos para un sistema comparable de superficie. Mantenimiento de los Sistemas Acumuladores La mayoría de los fabricantes recomiendan que el mantenimiento del sistema de acumuladores se lleve a cabo por lo menos cada 30 días. La mayoría de los operadores recomiendan que se hagan controles más frecuentes bajo condiciones extremas o con mal tiempo. Como mínimo, un fabricante recomienda los siguientes controles:

Lubrique las válvulas de operación de cuatro vías. Utilice la pistola de engrase en el brazo de montaje y la aceitera para el vástago del pistón.

10. Limpie el filtro de aire en la línea del regulador. Mantenimiento de la Precarga de Nitrógeno Un factor importante en la operación del acumulador es la precarga de nitrógeno a 1.000 psi en las botellas. Si las botellas pierden su carga por completo, el acumulador dejará de trabajar. Ya que el nitrógeno tiene tendencia a perderse en el tiempo y a diferentes velocidades en cada botella, será necesario controlar cada botella de manera individual. Se debe mantener la carga cerca de la presión de precarga de operación de 1.000 psi. La carga en las botellas debe también controlarse antes de perforar cada pozo. Para controlar la precarga de nitrógeno, puede emplearse el siguiente procedimiento recomendado. 1.

Corte el aire hacia las bombas de aire y la corriente a la bomba eléctrica.

2.

Cierre la válvula de corte del acumulador.

3.

Abra la válvula de purga y purgue el fluido de vuelta al reservorio principal.

4.

Después que el fluido ha sido purgado, cierre la válvula de purga.

5.

Controle la presión en las botellas con un conjunto de carga y medición. Recargue con nitrógeno solamente si la lectura está por debajo de 1.000 psi. (Tenga en cuenta que las precargas que exceden de 1.000 psi pueden reducir las capacidades del acumulador.)

6.

Abra la válvula de corte del acumulador

7.

Encienda el aire y la corriente. La unidad debe recargar automáticamente.

1.

Limpie y lave el filtro de aire.

2.

Llene el lubricador con aceite SAE 10.

3.

Controle la empaquetadura de la bomba de aire. Debe estar suficientemente floja para permitir la lubricación del vástago pero no tanto como para permitir goteo.

4.

Controle la empaquetadura de la bomba eléctrica.

5.

Remueva y limpie los filtros de succión (ubicados en las succiones de la bomba de aire y de la bomba eléctrica)

6.

Si la bomba eléctrica tiene transmisión a cadena, controle el baño de aceite, que debe mantenerse lleno de aceite. Purgue para eliminar la posible presencia de agua.

Nota de la traducción: Las norma API recomiendan recargar con nitrógeno cuando la presión de precarga cae por abajo de 900 psi y sacar nitrógeno cuando la presión de precarga supera 1100 psi.

7.

Controle el volumen de fluido en el reservorio para ver que esté en el nivel de operación.

Pruebas del Acumulador

8.

Remueva y limpie los filtros hidráulicos de alta presión.

La mayoría de los operadores recomiendan que se pruebe el rendimiento del acumulador cuando se instalen las BOP. Luego, una o más veces por semana, que se realicen ensayos de prueba y, 155

Capítulo 10. Equipo de Prevención de Descontroles.

semana por medio, que se realice el ensayo desde el control remoto. El propósito de la prueba es minimizar las causas de falla del equipo (tales como líneas realizadas de manera inadecuada, sellado de juntas con pérdidas, y líneas y accesorios con pérdidas); asegurar tiempos iniciales de cierre rápidos; y controlar la posibilidad de operación continua en el eventual de una falla de bomba. El ensayo de prueba puede realizarse del siguiente modo: 1.

Posicione una unión del sondeo en el conjunto de BOP, asegurándose que la misma no esté frente a las esclusas a usar.

2.

Registre la acumulador.

3.

Apague las bombas del acumulador.

4.

Cierre simultáneamente las BOP anulares y las esclusas del sondeo. No cierre las esclusas ciegas o las esclusas del sondeo de un tamaño diferente del diámetro exterior del sondeo de perforación de prueba.

presión

inicial

del

5.

Registre el tiempo de cierre de cada preventor.

6.

Registre la presión final del acumulador.

7.

Encienda las bombas del acumulador.

8.

Abra todas las válvulas de control de los preventores; fije las válvulas de control en la posición abierta durante las operaciones normales, no en la posición neutra. Fijando las válvulas en la posición abierta, mantener la presión de apertura de los preventores y asegurarse que permanezcan abiertas hasta que se requiera el cierre.

La mayoría de los operadores están de acuerdo en que el equipo está en condición satisfactoria si los preventores con diámetros de 20 pulgadas o menos cierran completamente en 30 seg., y si los de diámetros de más de 20 pulgadas cierran completamente en 45 seg. Al igual que la presión final del acumulador, esta presión se debe comparar con la presión que se obtuvo en la prueba inicial del sistema en el momento de la instalación y se sabía que las precargas de las botellas eran las correctas. Cualquier discrepancia significativa podría indicar que se ha perdido algo de gas de precarga y que será necesario un servicio del sistema. 156

INDICADORES DE NIVEL Y VOLUMEN DE PILETA Ya que una de las mejores señales de una surgencia es un incremento en el volumen de la pileta, se requiere la instalación de indicadores de nivel de pileta y de volumen de pileta en todos los pozos. Tales indicadores monitorean continuamente el nivel del lodo de perforación en las piletas de lodo. Existen diversas marcas de indicadores de nivel y de volumen de pileta, pero la mayoría opera sobre principios similares. Consisten en una serie de flotadores en cada una de las piletas (fig. 60). Los flotadores detectan el nivel en cada pileta y transmiten un promedio totalizado a un registrador y alarma. El registrador consiste usualmente de un medidor y un gráfico montados cerca de la posición del perforador en el piso del equipo.

CONSOLA DE VOLUMEN DE LODO

REGISTRADOR FLOTADORES DE NIVEL DE PILETA

Figura 60. Indicador de nivel de pileta. Los flotadores en cada pileta transmiten las variaciones del nivel a una consola y a un registrador.

Utilizan presión de aire o señales electrónicas para indicar y registrar el nivel y el volumen de lodo en las piletas. Los instrumentos modernos están calibrados en barriles totales o pies cúbicos de fluido. Tienen alarmas de bajo nivel y alto nivel que suenan y activan luces cuando se alcanzan los límites seleccionados, como podría ocurrir en una pérdida de circulación o una surgencia de pozo. Los gráficos registrados son accionados por reloj y proporcionan un registro continuo de la cantidad de lodo en las piletas. El indicador de volumen de pileta detecta rápidamente cualquier cambio de volumen de lodo; también se lo puede utilizar para medir el

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volumen de fluido necesario para llenar el pozo cuando se saca la cañería. INDICADORES DE RETORNO DE LODO Los indicadores de retorno de lodo presentan algunas limitaciones, no siempre pueden dar lecturas exactas en los equipos de perforación flotantes, pero pueden ser un instrumento valioso que hace notar un incremento en el flujo de retorno del lodo desde el pozo. El ingreso de fluido de la formación al pozo provoca un incremento en el régimen de retorno desde el pozo y los indicadores de retorno de lodo pueden dar el primer signo positivo de que ha ingresado al pozo fluido de la formación Existen muchas marcas de indicadores, pero la mayoría operan con algún tipo de sensor de flujo que está montado en la línea de retorno desde la pipa hasta las piletas de lodo. El medidor asociado indica continuamente la cantidad de lodo que sale del pozo. Un indicador de retorno compara el volumen de entrada por emboladas de bomba con el volumen de salida que es medido por un sensor de caudal en la línea de retorno desde el pozo (fig. 61). Si los volúmenes no son iguales, inmediatamente se da la indicación de un incremento o disminución en el caudal. El sensor es capaz de detectar incrementos o disminuciones con el 99 % de exactitud. Mientras se está circulando el lodo, el sensor mide el caudal de lodo en términos de porcentaje en el dial del indicador.

Figura 61. Cuenta emboladas de bomba y sensor de flujo de lodo.

El dispositivo también incluye un cuenta emboladas de bomba que puede utilizarse para totalizar el número de emboladas de cualquier bomba en un periodo dado de tiempo. Además, la unidad puede indicar el número de emboladas requeridas para llenar el pozo después que se ha sacado un número dado de tiros de sondeo. DETECTORES DE GAS Los detectores de gas monitorean y detectan cambios en el gas de hidrocarburo incorporado en el lodo que retorna desde el pozo.

Figura 62. Disposición del tanque de maniobras de flujo gravitatorio.

157

Capítulo 10. Equipo de Prevención de Descontroles.

Figura 63. Separador lodo-gas y el equipamiento correspondiente.

Como el gas es con frecuencia uno de los fluidos en una surgencia, un incremento de gas podría indicar que están ingresando fluidos de la formación al pozo. Utilizando un sensor montado sobre o cerca del cajón de la zaranda vibratoria, se envían señales a un dispositivo que puede montarse cerca del perforador. Si ocurriera un cambio, el dispositivo advierte al perforador e indica que deben tomarse precauciones para ver si ha ocurrido una surgencia. Muchos equipos perforadores operan con personal de compañías de servicio in situ que monitorean el equipo de registro y detección de gas y asisten al personal de perforación en interpretar las tendencias en la lectura del gas. TANQUES DE MANIOBRAS Una de las mejores formas de asegurarse que el pozo está tomando la adecuada cantidad de lodo de llenado cuando se está sacando cañería del pozo, es utilizar un tanque de maniobras (fig. 62). Los tanques de maniobras tienen usualmente una capacidad de 10 a 40 bbl y tienen marcas de medición de ½ bbl que se 158

pueden ver desde el piso del equipo perforador. Cuando el tanque está vacío, se llena desde la pileta de lodo activa. El llenado desde la pileta activa permite realizar un control doble del fluido necesario para llenar el pozo. En algunas instancias, se proveen dos tanques; uno está alineado con el pozo y el otro está aislado para ser llenado. Este arreglo elimina la necesidad de parar la sacada de la tubería mientras el tanque se está llenando. Los tanques de maniobras pueden estar elevados de modo que sea la gravedad la única fuerza necesaria para bajar el lodo desde el tanque hasta el pozo; o pueden estar a nivel de piso y se utiliza una bomba centrífuga pequeña para transferir lodo desde el tanque al pozo. SEPARADORES LODO-GAS Un separador lodo-gas es esencial para manejar una surgencia gaseosa. Provee un medio de ventear en forma segura el gas lejos del equipo perforador y posibilita la separación del lodo líquido (fig. 63). Se emplean diversos diseños de separadores, pero muchos de ellos se construyen con un cilindro de gran diámetro con deflectores internos para aminorar la corriente de lodo-gas.

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Un arreglo de sifón en el fondo le permite al lodo fluir a la pileta de la zaranda mientras se mantiene un sello de fluido para mantener el gas en la parte superior del separador. Algunos separadores lodo-gas de los equipos perforadores son separadores de producción modificados y tienen una válvula mecánica de retención para controlar la altura del lodo en el

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separador. No importa como se construya el separador, la pérdida de presión en la línea de venteo de gas en la parte superior del separador debe ser menor que la presión hidrostática de la columna de lodo en el fondo del separador para que el gas sea venteado a una distancia segura del equipo perforador.

Figura 64. Instalación de un desgasificador de vacío.

159

Capítulo 10. Equipo de Prevención de Descontroles.

DISCO DE VÁLVULA TANQUE PULVERIZADOR

BOMBA CENTRÍFUGA

RISER

Figura 65. Desgasificador de fuerza centrífuga

Todas las líneas de venteo debe ser lo suficientemente grandes para mantener las pérdidas de presión en un mínimo y deben anclarse firmemente para evitar movimientos cuando se ventean grandes volúmenes de gas. El separador está ubicado corriente abajo del manifold del estrangulador, así, cuando sea necesario, el flujo desde el pozo puede direccionarse a través del separador. Se debe prever también un bypass alrededor del separador, de modo que el flujo proveniente de la línea de descarga del estrangulador pueda dirigirse a una pileta de residuos o quemado sobre el lateral si durante una operación de ahogado de pozo se supera la capacidad del separador. Además, deben tener bridas en el fondo para poder limpiar el separador. DESGASIFICADORES Existen diversos diseños de desgasificadores. Algunos trabajan con un tipo de tanque de vacío, otros incorporan fuerza centrífuga y otros utilizan una combinación de fuerza centrífuga y vacío. En los desgasificadores de vacío, se mantiene dentro de un recipiente una presión por debajo de la atmosférica (fig. 64). El lodo entra al recipiente del desgasificador a través de una tubería de admisión debido a la baja presión en el interior del recipiente. Una vez que el lodo ingresó al tanque, circula por superficies planas inclinadas, creando capas delgadas y permitiendo la 160

separación de las burbujas de gas del lodo. El lodo desgasificado cae al fondo del recipiente y viaja a través de una tubería de salida hacia la próxima pileta. Un chorro hidráulico ubicado en la parte inferior retira el lodo del recipiente a pesar del vacío. Este chorro se maneja por presión de fluido desde una bomba auxiliar en el equipo perforador. El tipo de desgasificador que emplea fuerza centrífuga consiste en una bomba centrífuga sumergida y un tanque elevado de pulverización relativamente pequeño sobre el que no se mantiene vacío. La bomba recoge el lodo contaminado con gas, lo mueve hacia una tubería elevadora, lo pulveriza y pasa a través de una válvula de disco ajustable al tanque de pulverización (fig. 65). A medida que el lodo golpea las paredes del tanque, emergen pequeñas burbujas de gas y se separan del lodo. El lodo desgasificado va a la base del tanque y hacia la próxima pileta de lodo por medio de una canaleta. Si se desea o es necesario, se puede colocar un sistema de venteo de eliminación de gas que permita que el gas se descargue lejos del equipo perforador. Un diseño de vacío y centrifugado arrastra el lodo hacia el tanque del desgasificador por medio de una bomba de vacío (fig. 66). El lodo se agita en tubos de desgasificación centrífugos donde se obtienen altas fuerzas centrífugas. El lodo que fluye a través del desgasificador se dispersa en capas delgadas en las paredes del tubo, donde el

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vacío en el tanque le permite al gas separarse del lodo. Las burbujas de gas más livianas se elevan hacia la superficie del lodo, donde se separan. El gas se descarga a través de un ventilador a la atmósfera o hacia una tubería quemadora de gas, según se requiera. El lodo desgasificado retorna al sistema por medio de una bomba de descarga centrífuga.

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adecuadamente. Esté alerta que en la plataforma continental exterior de los Estados Unidos y en otras áreas que caen dentro de esta jurisdicción del Servicio de Dirección de Minerales, el MMS ha establecido limitaciones de presión para el ensayo de las BOP. Debe respetarse estas limitaciones y regulaciones. Deben realizarse inspecciones periódicas visuales del equipamiento para controlar desgaste, sellado inadecuado, corrosión y otros problemas. Ejemplos de los ítems que pueden controlarse visualmente incluyen los siguientes: 1.

Desgaste de la cañería de entubación,

2.

Válvulas congeladas,

3.

Erosión de las válvulas causada por encontrarse parcialmente abiertas,

4.

Uso de material incorrecto en los elementos de cierre de una BOP,

5.

Ensamblaje incorrecto,

6.

Ajuste inadecuado de las juntas por lo que fallan los sellos,

7.

Anillos y juntas desgastados que no sellan,

LIMITACIONES DEL EQUIPAMIENTO

8.

Revisar bulones y roscas de espárragos,

Las especificaciones y recomendaciones del fabricante son la fuente fundamental de información para las pruebas y limitaciones del equipamiento. Tenga en cuenta también que el desgaste normal por el uso rutinario y las pruebas del equipo, eventualmente llevan a un mal funcionamiento. Más aun, mientras que las recomendaciones del fabricante representan normalmente la mejor información que se pueden obtener, cada compañía operativa y cada contratista deben establecer su propio programa de prueba, inspección y mantenimiento. Para asegurar el rendimiento adecuado del equipo, pruebe regularmente e inspeccione visualmente el equipo. La prueba de rutina del equipo debe incluir la aplicación de la presión correcta, si es necesario, y luego la operación del equipo. Por ejemplo, cuando se prueba una BOP anular, aplique la presión de operación adecuada y luego observe si el preventor abre y cierra

9.

Anillos y ranuras picadas,

Figura 66. Desgasificador de bomba centrífuga y vacío.

10. Desgaste excesivo de los pasajes internos de las BOP, 11. Soldaduras fisuradas, 12. Sellos de bonete fallados, 13. Empaquetadura fracturada y endurecida, 14. Huecos de lágrimas obstruidos, 15. Bridas picadas o fracturadas, 16. Pernos y tuercas que no cumplen las especificaciones, 17. Procedimientos de prueba inadecuados 18. Soldaduras que no cumplen con el Código de Recipientes de Presión y Calderas de la Sociedad Americana de Ensayos y Materiales (ASTM), Sección IX, Especificaciones de Soldadura.

161

Capítulo 10. Equipo de Prevención de Descontroles.

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Capítulo 11

COMO ORGANIZAR Y DIRIGIR OPERACIONES DE CONTROL DE POZOS

163

Capítulo 11. Organizando y Dirigiendo Operaciones de Control de Pozos.

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11 COMO ORGANIZAR Y DIRIGIR OPERACIONES DE CONTROL DE POZOS ____________________________________ Durante las operaciones de control del pozo, es imperativo que los operadores y contratistas organicen cuidadosamente al personal del equipo para que todos sepan que hacer y donde estar. Las asignaciones del lugar, las obligaciones y el conocimiento de las políticas y los procedimientos del control de pozos por parte de operadores y contratistas son partes esenciales en el control de surgencias y en la prevención de descontroles. Se debe examinar la efectividad de la organización de la cuadrilla durante los simulacros de surgencias. En efecto, se deben establecer procedimientos generales de control de pozos para la cuadrilla como parte de las tareas de seguridad ante una emergencia. A veces, las listas de estas tareas pueden ser requeridas por un cuerpo regulador, tal como el de Guarda Costa de EE.UU. CONSIDERACIONES DE ORGANIZACIÓN El personal de supervisión del equipo debe tener en cuenta los siguientes puntos cuando se organiza la cuadrilla para el control de pozos: 1. ¿Quién es el responsable directo de las operaciones del pozo; el contratista o el operador? 2. Si se designa al jefe de equipo o supervisor del operador para operar el estrangulador, ¿quién será el responsable de las tareas que el jefe de equipo o el supervisor desarrollan normalmente cuando no se opera el estrangulador? 3. ¿Han participado los supervisores de equipo en todas las operaciones de control de pozo, y entienden quién es responsable por las acciones varias? 4. ¿Cómo se establecerán las comunicaciones con la oficina? 5. ¿Entienden completamente todas las personas en la cuadrilla dónde estar o qué hacer? La cuadrilla y el equipo de perforación son responsabilidad del jefe de equipo, pero él o ella deben trabajar muy cerca del operador para asegurarse de que la cuadrilla tenga un entendimiento claro de los procedimientos de control de pozo aplicables y de las políticas. El tiempo de reacción de la cuadrilla ante una surgencia juega un papel importante si se pretende cerrar apropiadamente el pozo para prevenir un descontrol. Sin embargo, la cuadrilla también debe dar la atención apropiada al equipo. El equipo de prevención de descontroles principalmente está previsto para emergencias y,

como tal, es útil solo si: es adecuado para las presiones involucradas, está en buenas condiciones operativas y si se usa correctamente. Asegurarse que el sistema BOP esté en buenas condiciones y que sea adecuado para que su operación involucre a la compañía operadora, al contratista de perforación y a las cuadrillas de perforación. Si solo una persona falla al hacer su parte, el buen trabajo de todos los demás (por ejemplo, aquellos que diseñaron e instalaron el programa de lodo, el entubado, el equipo de cabeza de pozo y las BOP) puede venirse abajo. El representante de la compañía, el jefe de equipo y los perforadores son personas claves para el desarrollo de las tareas de control de pozo, sin embargo, cada persona en la cuadrilla debe conocer como operar el equipo de prevención básico y debe estar alerta a señales de una surgencia de pozo. La operación de ensayo de los preventores y la prueba completa de presión aseguran que el equipo esté en buenas condiciones de operación y listo para usar. SIMULACROS Los descontroles pueden evitarse si la gente en el trabajo está familiarizada con las advertencias de una surgencia y si entienden los procedimientos de control. El tiempo es importante al ahogar cualquier pozo; para ello, son esenciales el pronto reconocimiento de las señales y la acción pronta y apropiada para el control. Una parte vital del entrenamiento de cualquier cuadrilla es la práctica en el cerrado de los preventores bajo condiciones simuladas de una surgencia. Los simulacros de surgencia deben iniciarse sin advertencias y en momento inesperado. La cuadrilla de perforación debe ser 165

Capítulo 11. Organizando y Dirigiendo Operaciones de Control de Pozos.

entrenada por medio de instrucción detallada y simulacros repetidos para asegurar que pueda detectar el flujo del pozo rápidamente y que pueda cerrar el pozo pronto. Debe esperarse que una cuadrilla de pozo entrenada apropiadamente maneje una surgencia de tal manera que no empeore la situación antes de que el jefe de equipo o el representante de la compañía puedan hacerse cargo. Diversos tipos de prácticas pueden ser solicitadas por diferentes operadores, dependiendo de si el equipo perforador está en tierra o costa afuera, si están en uso válvulas de superficie o submarinas, u otros factores. Ejemplos de diferentes simulacros son un simulacro de estrangulación, simulacro de cuelgue y abandono, simulacro de stripping y simulacro de pileta. Simulacros de pileta Uno de los simulacros más importantes es probablemente el simulacro de pileta, porque es un procedimiento básico que todos los miembros de la cuadrilla deben conocer y entender. Los objetivos primarios de un simulacro de pileta son entrenar el personal de equipo en la importancia de estar constantemente atentos al nivel de lodo en las piletas y de ser capaces de reaccionar rápidamente para cerrar el pozo en el primer indicio de una surgencia. Los simulacros de piletas deben hacerse cuando el trépano está en el fondo y perforando y también cuando se esté haciendo una maniobra. Para conducir un simulacro de pileta cuando el trépano esté en el fondo y perforando, se ha utilizado el siguiente conjunto de pasos: 1.

2.

El jefe de equipo o el representante de la compañía levantan el sensor de nivel de pileta para simular un incremento en el nivel de pileta. Sobre el reconocimiento de una surgencia simulada, el perforador hace sonar la alarma.

3.

El perforador luego levanta el vástago de perforación sobre la mesa rotary, asegurándose que ninguna junta de la herramienta se posicione frente a las esclusas de las BOP.

4.

El perforador para la bomba.

5.

El perforador abre la válvula (HCR) de la tubería de estrangulación a control remoto.

166

6.

El perforador cierra el preventor anular.

7.

El perforador cierra el estrangulador remoto.

8.

El perforador registra el tiempo (medido desde el momento en que se reconoció el aumento de pileta simulado) necesario para cerrar el pozo, en el reporte del perforador.

Cuando se está haciendo una maniobra, se hace el siguiente simulacro de pileta: 1.

El jefe de equipo o representante de la compañía manipulan el sensor de flujo o el indicador de nivel de tanque de maniobra para simular una surgencia.

2.

Sobre el reconocimiento de la surgencia simulada, el perforador hace sonar la alarma.

3.

El perforador y la cuadrilla asientan la herramienta sobre las cuñas de forma que la unión superior quede sobre el piso de trabajo.

4.

Los ayudantes de boca de pozo enroscan una válvula de seguridad abierta completamente.

5.

El perforador abre la válvula (HCR) de la tubería de estrangulación a control remoto.

6.

Los ayudantes de boca de pozo aprietan y cierran la válvula de seguridad de la tubería de perforación.

7.

El perforador cierra el preventor anular.

8.

El perforador cierra el estrangulador remoto.

9.

El perforador registra el tiempo desde que comenzó la simulación hasta completar los pasos en el reporte del perforador.

Simulacros de H2S Debido a la posible existencia de sulfuro de hidrógeno (H2S) en una surgencia, y dado que es un gas altamente tóxico, es necesario el entrenamiento de la cuadrilla en procedimientos de control de H2S en áreas donde se espera H2S. El entrenamiento de la cuadrilla involucra la precaución a los daños del gas, la familiarización con planes de contingencias, la utilización del equipo de detección de H2S, el mantenimiento del equipo de respiración y otros diversos

Escuela Argentina de Control de Surgencia

factores. Una vez que la cuadrilla ha sido entrenada, se deben hacer simulacros para emergencias de H2S y, si las condiciones lo justifican, hacerlo una vez a la semana. Muchas compañías también requieren que se lleven los registros de las fechas y personal que participó del simulacro. Se pueden realizar las siguientes acciones sugeridas: 1. Una vez que escucha o ve una alarma de H2S, todo el personal deberá usar equipo de respiración de oxígeno. 2. Los individuos asignados controlan las válvulas de suministro de aire para el sistema de aire entubado. Los perforadores toman las precauciones necesarias como lo indica el plan de contingencia de la compañía. 3. Los ventiladores espanta insectos se ponen en marcha y se extinguen todas las llamas

Mendoza - Argentina

encendidas. 4. Se implementa el sistema de vigilancia mutua y todos los miembros de la cuadrilla actúan bajo directivas del supervisor. 5. El personal no esencial en la locación usará equipo de respiración y saldrá de la locación. 6.

Las puertas hacia la entrada de la locación se cierran y se patrullan, y se muestran señales de advertencias de H2S apropiadas.

Después de los simulacros, se debe discutir el plan de contingencia que contiene la notificación de las autoridades locales y la alerta de los residentes cerca de las instalaciones sobre una posible evacuación del área. El apéndice A da más detalles sobre como planear el simulacro en zonas de H2S y da una guía de H2S sugerida para costa afuera e instalaciones en tierra.

167

Capítulo 11. Organizando y Dirigiendo Operaciones de Control de Pozos.

168

Escuela Argentina de Control de Surgencia

Mendoza - Argentina

Apéndice A

CONSIDERACIONES RELATIVAS AL ÁCIDO SULFHÍDRICO

169

APÉNDICE A

170

Escuela Argentina de Control de Surgencia

Mendoza - Argentina

APÉNDICE A ________________________________ CONSIDERACIONES RELATIVAS AL ÁCIDO SULFHÍDRICO I.

Planeamiento para el ácido sulfhídrico (H2S) A.

Cuando el H2S pueda ser un problema se debe trazar un plan de contingencia; este plan debe incluir lo siguiente: 1. Información sobre los efectos físicos al exponerse al H2S y dióxido de azufre (S02) 2. Entrenamiento y procedimientos de seguridad a seguir y equipo de seguridad que serán utilizados. 3. Procedimientos para operaciones cuando existan condiciones de H2S a. a. b.

Condición de prealarma Peligro moderado para la vida. Peligro extremo para la vida.

4. 5. 6. 7. 8.

B. C.

D. E. F.

II.

Vigilancia y entrenamiento del control de pozo A. B.

III.

Responsabilidades y obligaciones del personal bajo cada condición de operación. Designación de las áreas de aleccionamiento. Plan de evacuación Agencia o agencias gubernamentales a ser notificadas en caso de extrema emergencia. Una lista, incluyendo direcciones y números telefónicos de recursos de emergencia médica y organismos de aplicación. 9. Distribución del equipo y diseño de la ubicación. Se debe hacer un estudio de la geología del área incluyendo historia de los pozos adyacentes, para predecir la zona en la que se pueda encontrar H2S. El programa de lodo de perforación debe proveer el control adecuado de pozo para el área; debe tenerse también en consideración la utilización de un removedor o inhibidor de H2S en el lodo de perforación para reducir la reacción del H2S en la columna de perforación y el equipo conexo. Se debe obtener y tomar en consideración la información existente sobre el área y las condiciones de campo conocidas, incluyendo temperaturas, presiones, profundidad de pozo propuesta y concentraciones de H2S. En una reunión previa, el operador debe revisar el programa de perforación con los contratistas de perforación y servicios y subrayar las responsabilidades de cada parte en el eventual de encontrar H2S. Se debe entrenar completamente a todo el personal y todo el equipo conexo con el H2S debe estar en el lugar cuando se perfore a 1.000 pies por sobre la zona esperada o 1 semana antes de que se llegue a la zona. Durante las operaciones de perforación se debe mantener vigilancia continua de las condiciones de lodo, presiones de bomba y equipo de monitoreo de H2S. La compañía de operación y el personal contratado de perforación deben entrenarse en procedimientos y técnicas de control de pozo; se deben mantener los registros de las fechas y tipo de entrenamiento que se llevó a cabo para todo el personal; el personal debe también estar entrenado para operar el equipamiento de prevención de descontrol y el equipamiento debe probarse periódicamente.

Procedimientos generales de operación A.

Durante las operaciones de maniobras o pesca, se debe hacer todo el esfuerzo para sacar la columna de perforación seca mientras se mantiene el control del pozo; si es necesario sacar la columna húmeda después de que se penetra una zona de H2S, se debe incrementar el 171

APÉNDICE A

B.

C.

IV.

monitoreo del área de trabajo y debe usarse equipo de protección de respiración; puede utilizarse amoníaco o peróxido de hidrógeno para oxidar el H2S y así reducir los daños de H2S durante las maniobras. Cuando se ha penetrado una zona de H2S y el pozo se está circulando y no se está perforando (por ejemplo durante las operaciones de cementación o perfilaje o después que ocurra un quiebre de la perforación), se deben usar aparatos de protección de respiración por el personal en el área de trabajo en el caso de que se circule H2S a la superficie; el equipo de respiración debe llevarse por lo menos 30 minutos antes del momento de circular. Durante las operaciones de extracción de testigos en zonas de H2S, debe llevarse equipo de protección personal de respiración de 10 tiros a 20 tiros antes de la recuperación del tubo portatestigo; debe continuarse usando el equipo de respiración, especialmente cuando los testigos se están removiendo del tubo; los testigos a ser transportados deben sellarse y marcarse por la presencia de H2S.

Ensayo del pozo A.

B.

C. D. E.

El ensayo del pozo debe llevarse a cabo con un número mínimo de personal en los alrededores del piso del equipo y del equipamiento de ensayo; los ensayos de formación deben realizarse sólo durante el día, con luz natural; se deben utilizar inhibidores para minimizar los problemas de corrosión de H2S de las barras de sondeo durante el ensayo de formación (DST). Antes de cualquier ensayo, se debe hacer una reunión especial de seguridad con todo el personal que estará presente durante el ensayo para enfatizar en el uso del equipo de protección personal de respiración, procedimientos de primeros auxilios y el plan de contingencias de H2S. Durante el ensayo se debe intensificar el uso de todo el equipo de detección de H2S. Todos los gases del ensayo deben quemarse y, ya que el H2S quemado produce S02, se deben tomar también precauciones con el S02. Se deben reglamentar rigurosas reglas de no fumar ya que el H2S es inflamable y explosivo. Durante todas los ensayos se deben mostrar señales de advertencia indicando, "Peligro-Gas Venenoso".

GUÍA DE H2S PARA OPERACIONES COSTA AFUERA I.

Equipo de perforación A.

B.

C. D. E.

172

El equipo de prevención de descontrol seleccionado para el servicio de H2S debe tener la composición química, el tratamiento térmico, dureza y resistencia para cumplir con las especificaciones metalúrgicas actuales definidas por el Instituto Americano de Petróleo (API) y la Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión (NACE). Se debe probar el equipo de control remoto de BOP y todos los ejercicios y entrenamiento en tal equipo deben realizarse de acuerdo con el Código de Regulaciones Federales 30 (CFR), Subparte D, Operaciones de Perforación 250.50-250.68, como se publicó en el Registro Federal, vol. 53, Nº 63, y Operaciones de Petróleo y Gas y Azufre en la Plataforma Continental Externa; Entrenamiento, 30 CFR, Subparte O. La ubicación de las unidades de control remoto de BOP debe estar de acuerdo con las Prácticas Recomendadas para la Perforación Segura de Pozos que Contienen Sulfuro de Hidrógeno (API RP 49) del API y la instalación de tal equipo debe estar de acuerdo con las especificaciones del fabricante. La brida, la tapa de bonete, el bulonado y el material de tuerca para el uso de H2S debe satisfacer a los requerimientos descriptos en Especificación del API para Equipo de Cabeza de Pozo (API Spec 6A). Las tuberías, bridas, válvulas, uniones, y descarga, o quemador o tuberías utilizadas en el montaje del manifold del estrangulador deben contener metales y sellos recomendados por el API y la NACE. Los desgasificadores deben ser de una capacidad apropiada para remover efectivamente el H2S del fluido de perforación contaminado que retorna a la superficie, deben tener componentes eléctricos a prueba de explosión, y deben disponerse de manera tal que el gas

Escuela Argentina de Control de Surgencia

F. G.

H.

I. J. K. L. M. II.

Mendoza - Argentina

extraído pueda desviarse a un área para ser quemado. Los separadores de gas-lodo, utilizados para extraer el H2S de los fluidos de perforación deben vincularse con una línea de venteo para quemado tal, que el gas no sea liberado en el aire cerca del equipo. Las líneas del quemador deben instalarse desde el desgasificador, el manifold del estrangulador, y el separador de gas-lodo de acuerdo con las recomendaciones de API RP 49; todas las líneas del quemador deben equiparse con dispositivos de ignición constante o automáticos. Debido a que las barras de sondeo entran en contacto directo con el H2S en el pozo, la composición de las barras debe ser tal que se minimice la fragilización por hidrógeno o el agrietamiento por tensión debida al sulfuro (SSC); los métodos de minimización de la fragilización por hidrógeno y SSC pueden encontrarse en API RP 49. La unidad de registradores y el equipo deben instalarse en la locación de la perforación de acuerdo con las recomendaciones en API RP 49. El equipamiento eléctrico de las unidades de perforación que operan en áreas con H2S debe cumplir con los requerimientos de USCG, MMS, o las regulaciones de los países donde se opera. Los sistemas de venteo en las unidades de perforación con exposición al H2S deben cumplimentar con el USCG y los requerimientos de MMS. Las ubicaciones de las salas de motores deben cumplir con el USCG y los requerimientos de MMS. Cualquier motor de combustión interna que descargue en una zona de riesgo debe equiparse con matachispas. Equipo de monitoreo

A.

B.

Debe montarse un monitor fijo de H2S y la unidad de detección que acciona alarmas auditivas y visuales al detectar H2S desde 10 ppm en el aire en cada equipo de perforación; los sistemas fijos deben tener un panel de lectura central ubicado en un área donde se puedan monitorear constantemente. Los cabezales del sensor y canales para los sistemas fijos de monitoreo de H2S deben ubicarse en: b. a. b. c. d. e. f. g. h.

C. D. E. III.

El niple campana. La abertura del desviador. La consola del perforador. Los tanques de lodo. La zaranda vibratoria. El sistema de ventilación de las habitaciones. El recinto de bombas más bajo o espacio de lastre al que pueda ingresarse a través de escotillas en la cubierta principal. El recinto de bomba de lodo. El recinto del motor de barcaza.

Los dispositivos portátiles de detección de gas, capaces de leer un mínimo de 10 ppm de H2S, se deben utilizar para hacer inspecciones frecuentes de todas las áreas con ventilación pobre; las personas que hacen la inspección deben usar equipo de protección de respiración. Los dispositivos personales de detección deben estar disponibles para el uso de todo el personal que trabaje. Por lo menos un instrumento portátil de detección debe estar disponible para la detección de S02. Sistemas de alarma

A.

A. Los dispositivos de advertencia deben estar instalados en varios lugares del equipo para que el personal pueda reaccionar cuando se encuentre H2S; el significado de cada señal de advertencia debe hacerse conocer a todo el personal en la unidad de perforación o cerca de ella. 173

APÉNDICE A

B. C. D. E.

F. G.

Una advertencia auditiva debe ser una sirena electrónica de tipo bramido; la unidad auditiva debe ser a prueba de explosión si está en un área de riesgo y debe estar conectada al sistema de sensor fijo de H2S. Se deben utilizar luces de advertencia ámbar rotativas o destellantes como advertencias visuales; deben también ser a prueba de explosión si están en un área de riesgo. Todos los sistemas de advertencia conectados al sistema de sensor fijo de H2S deben regularse para actuar cuando se detecte H2S en 10 ppm en cualquiera o en todas las cabezas de sensor; cuando se encuentre H2S de 10 ppm, el programa de contingencias debe activarse. Todo el personal del equipo debe estar entrenado para reaccionar apropiadamente con el sistema de advertencia visual o auditivo; el personal esencial designado debe dirigirse hacia puestos o tareas asignadas después de colocarse su aparato de respiración; el personal no esencial debe dirigirse al área de seguridad asignada, a contraviento del equipo, después de que se coloque su aparato de respiración. Las luces de advertencia en las instalaciones y plataformas costa afuera deben protegerse de la vista exterior para que no se confundan con los auxilios y luces de navegación. Las alarmas de advertencia de H2S deben colocarse en:: a. b. c. d. e.

IV.

Equipo de protección personal A. B.

C.

D. E.

Todo el personal cuya presencia sea requerida en una ubicación de perforación donde se pueda encontrar H2S debe tener equipo de respiración certificado. Al personal esencial designado se le debe asignar una unidad de trabajo con un cilindro de escape, o salida de 5 minutos; un mínimo de 25 pies de línea de manguera de aire debe proveerse desde la fuente de aire a la máscara; los individuos que usen la unidad de trabajo no deben exceder una distancia de 250 pies desde la fuente de aire de respiración; todas las cuplas de la línea de aire deben ser de un material resistente a la corrosión y debe estar diseñadas para que no puedan conectarse a cualquier fuente de aire u oxígeno que no sea el aire de respiración; con la unidad de trabajo colocada, el usuario debe ser capaz de abrir la válvula de escape del cilindro, desconectarla de la manguera de aire y dirigirse al área de seguridad asignada; las personas que trabajen con máscaras puestas deben tener líneas de seguridad atadas a sus cuerpos y se debe utilizar un sistema de control mutuo. El personal no esencial debe tener disponible o asignada una unidad de escape aprobada; las unidades de escape pueden ser un aparato de respiración independiente, de presión para 30 minutos, un aparato de respiración de emergencia de presión para 5 minutos, o cualquier aparato de respiración debidamente certificado que permita a un individuo alcanzar un área libre de gas; las rutas de escape designadas y las áreas de seguridad deben ser familiares para todo el personal. Todo el personal debe estar entrenado para utilizar el aparato de respiración en la locación del equipo; las instrucciones escritas que conciernen al aparato de respiración deben estar disponibles para todo el personal en la locación del equipo. Las unidades de respiración deben almacenarse en instalaciones donde se puedan colocar rápidamente y estén fácilmente disponibles para todo el personal del equipo; las ubicaciones sugeridas son: a. b. c. d. e. f. g.

174

La consola del perforador (auditiva y visual). El recinto del motor (auditiva y visual). Recinto del lodero (auditivas). Habitaciones de cuadrillas (auditivas en cada nivel). El área central de cada nivel estructural (auditiva y visual).

Piso del equipo. Piso del enganchador. Unidad de registros de lodo. Zaranda vibratoria. Recintos de bomba de lodo y cemento. Habitaciones de cuadrilla. Oficinas del encargado de turno y capataz de perforación.

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h. i. j. k. l.

Mendoza - Argentina

Cada área de seguridad designada. Helipuerto. Botes de reserva. Botes de trabajo. Helicópteros.

GUÍAS DE OPERACIONES CON H2S EN TIERRA I.

Equipo de perforación A. B. C. D. E.

F. G.

H.

I. J. K.

L. M. II.

El equipo de BOP seleccionado para el servicio con H2S debe tener la composición química, el tratamiento térmico, dureza, y resistencia para cumplir con las especificaciones metalúrgicas actuales definidas por el API y la NACE. El equipo a control remoto de BOP debe estar ubicado de acuerdo con las sugerencias en API RP 49. La brida, la tapa de bonete, el bulonado, y material de tuercas para la utilización con H2S debe reunir los requerimientos descriptos en API Spec 6A. Las líneas, bridas, válvulas, uniones, y líneas de descarga, o de quemado, utilizadas en el montaje del manifold del estrangulador debe contener metales y sellos recomendados por el API y la NACE. Los desgasificadores deben ser de una capacidad suficiente para remover el H2S efectivamente del fluido de perforación contaminado y circulado de nuevo a la superficie, debe tener componentes eléctricos a prueba de explosión, y debe disponerse para que el gas extraído pueda guiarse a un área para quemado. Los separadores de gas-lodo, o boosters de gas, usados para extraer el H2S de los fluidos de perforación deben unirse con una tubería de venteo para quemado para que el gas no se libere en el aire cerca del equipo. Las líneas del quemador deben instalarse desde el desgasificador, el manifold del estrangulador, y el separador de gas-lodo de acuerdo con las recomendaciones en API RP 49; todas las líneas del quemador deben equiparse con dispositivos de ignición constantes o automáticos. Debido a que la columna de perforación entra en contacto directo con el H2S en el pozo, la composición del sondeo debe ser tal que se minimizan la fragilización por hidrógeno o el agrietamiento por tensión debida al sulfuro (SSC). Métodos para minimizar estos efectos pueden encontrarse en API RP 49. La unidad y el equipo de registros de lodo deben instalarse en la locación de la perforación de acuerdo con las recomendaciones en API RP 49. El equipo eléctrico utilizado en instalaciones de perforación que involucran operaciones con H2S debe cumplir con el Código Eléctrico Nacional. Los sistemas de venteo en las instalaciones de perforación protegidas contra la intemperie y sus agregados con separaciones permanentes deben proveerse con un sistema de ventilación suficiente para la remoción de acumulaciones de H2S. Los generadores y paneles eléctricos deben colocarse de acuerdo con API RP 49. Los tanques de lodo deben colocarse de acuerdo con API RP 49. Cualquier motor de combustión interna cuyo escape libere dentro de un área de riesgo debe equiparse con matachispas.

El equipo de monitoreo y detección debe instalarse en cualquier equipo que se conozca o se espere que esté operando en un área de H2S; si se considera necesario el monitoreo continuo o los instrumentos de detección, se recomienda que este equipo sea instalado 1.000 pies antes de la entrada a la zona.

CORROSIÓN Y H2S La fragilización por hidrógeno ocurre cuando son producidos átomos de hidrógeno en una superficie de acero por la reacción de hierro y H2S. Parte del hidrógeno atómico emigra a través de los límites de grano del acero y se recombina formando las moléculas de hidrógeno. Las moléculas más grandes no pueden 175

APÉNDICE A

escapar del acero y así se incrementan las tensiones internas que causan ampollado ó fragilización por hidrógeno. El tiempo para afectar disminuye mientras aumente la cantidad de hidrógeno absorbida, la tensión aplicada, y el nivel de resistencia del material. La tensión de agrietamiento por sulfuro (SSC) es una falla de fragilidad que ocurre cuando se expone el acero al sulfuro de hidrógeno húmedo. Se piensa que el SSC es una forma de fragilización por hidrógeno. Muchos especialistas en corrosión están de acuerdo que, para que ocurra el SSC, deben estar presentes H2S, agua, acero de alta resistencia, y tensión aplicada o residual. Cuando el H2S está en contacto con el casing en un electrolito tal como lodo de perforación de base agua, están presentes tanto los iones de sulfuro como el hidrógeno atómico. Los ensayos han mostrado que el ion de sulfuro reduce el porcentaje en el cual se combinan el hidrógeno y los átomos para formar moléculas diatómicas fuera del metal. Ya que se forman menos moléculas de hidrógeno diatómicas fuera del metal, más átomos de hidrógeno atómico emigran dentro del acero e incrementa la tendencia a que ocurra ampollamiento o fragilización. Si no está presente ningún ion de sulfuro en el electrolito, la mayoría de los átomos de hidrógeno se combinan en moléculas diatómicas fuera del acero, y el ampollamiento o fragilización ocurre muy poco o nada. La NACE Standard MR-01-75 clasifica varios aceros aceptables para productos tubulares que se expondrán directamente al H2S. Los grados de casing del API que la NACE clasifica como aceptables para todas las temperaturas son: (1) (2) (3) (4) (5)

H-40, J-55, K-55, C-7S y L-80.

Para temperaturas sobre los 150°F, la NACE clasifica (1) N-.80, (2) C-95 y (3) grados con 110 Ksi o menos de tensión de fluencia. Para temperaturas sobre los 175°F, la NACE clasifica (1) (2) (3) (4) (5)

176

H-40, N-80, P-105, P110 y grados con tensión de fluencia mínima de 110 Ksi a máxima de 140 Ksi.

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Mendoza - Argentina

Apéndice B

TABLAS DE REFERENCIA

177

APÉNDICE B

178

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Mendoza - Argentina

APÉNDICE B TABLAS DE REFERENCIA Tabla B.1 Especificaciones de la Tubería de Perforación API Tamaño Nominal

Peso (libras por pie)

Diámetro Exterior (pulgadas)

Diámetro Interior (pulgadas)

Capacidad (bbl/pie)

Desplazamiento (bbl/pie)

2 3/8*

4,80

2,375

2,000

0,00389

0,00167

3

2 /8

6,65

2,375

1,815

0,00350

0,00230

7

2 /8*

6,45

2,875

2,469

0,00592

0,00233

7

8,35

2,875

2,323

0,00524

0,00290

7

10,40

2,875

2,151

0,00449

0,00397

1

8,50

3,500

3,063

0,00911

0,00290

1

3 /2*

11,20

3,500

2,900

0,00817

0,00380

1

3 /2

13,30

3,500

2,764

0,00742

0,00503

3 1/2

15,50

3,500

2,602

0,00658

0,00587

4

2 /8* 2 /8 3 /2*

14,00

4,000

3,340

0,01084

0,00500

1

4 /2

12,75

4,500

4,000

0,01554

0,00467

1

4 /2

13,75

4,500

3,958

0,01522

0,00549

1

4 /2

16,60

4,500

3,826

0,01422

0,00648

1

4 /2

20,00

4,500

3,640

0,01287

0,00776

5

19,50

5,000

4,276

0,01776

0,00750

1

5 /2

21,90

5,500

4,778

0,02218

0,00770

5 1/2

24,70

5,500

4,670

0,02119

0,00870

9

19,00

5,563

4,975

0,02404

0,00650

9

22,20

5,563

4,859

0,02294

0,00760

9

25,25

5,563

4,733

0,02176

0,00880

5

6 /8*

22,20

6,625

6,065

0,03573

0,00750

5

6 /8*

25,20

6,625

5,965

0,03456

0,00870

5

6 /8*

31,90

6,625

5,761

0,03224

0,01100

5

7 /8*

29,25

7,625

6,969

0,04718

0,01010

8 5/8*

40,00

8,625

7,825

0,05948

0,01400

5 /16* 5 /16* 5 /16*

* API no estandar

179

APÉNDICE B

Tabla B.2 Especificaciones de los Portamechas Diámetro Exterior (pulgadas)

180

Diámetro Interior (pulgadas)

Capacidad (bbl/pie)

Desplazamiento (bbl/pie)

3,125

1,2500

0,00151

0,00796

3,500

1,5000

0,00218

0,00971

3,750

1,5000

0,00218

0,01147

4,000

2,0000

0,00388

0,01165

4,125

2,0000

0,00388

0,01264

4,250

2,0000

0,00388

0,01366

4,500

2,2500

0,00491

0,01475

4,750

2,2500

0,00491

0,01700

5,000

2,2500

0,00491

0,01936

5,250

2,2500

0,00491

0,02185

5,500

2,2500

0,00491

0,02446

5,750

2,2500

0,00491

0,02719

6,000

2,2500

0,00491

0,03005

6,250

2,2500

0,00491

0,03002

6,250

2,2125

0,00468

0,03026

6,500

2,2500

0,00491

0,03612

6,500

2,8125

0,00768

0,03335

6,750

2,8125

0,00768

0,03657

7,000

2,8125

0,00768

0,03991

7,250

2,8125

0,00768

0,04337

7,500

2,8125

0,00768

0,04695

7,750

2,8125

0,00768

0,05066

8,000

2,8125

0,00768

0,05448

8,000

3,0000

0,00874

0,05342

8,250

3,0000

0,00874

0,05737

8,500

3,0000

0,00874

0,06144

8,750

3,0000

0,00874

0,06563

9,000

3,0000

0,00874

0,06994

9,250

3,0000

0,00874

0,07437

9,500

3,0000

0,00874

0,07892

9,750

3,0000

0,00874

0,08360

10,000

3,0000

0,00874

0,08839

11,000

3,0000

0,00874

0,10880

11,250

3,0000

0,00874

0,11420

Escuela Argentina de Control de Surgencia

Mendoza - Argentina

Tabla B.3 Volumen Anular y Altura entre el Pozo y los Portamechas

Diámetro Externo del Portamechas (pulgadas)

Tamaño del Pozo (pulgadas)

Barriles por pie lineal

Pie lineal por Barril

5 5/8

0,0152

65,8

4 /4

5

5 /8

0,0088

113,4

4

6 1/4

0,0224

44,6

1

6 /4

0,0160

62,5

5

1

6 /4

0,0137

73,2

4 3/4

6 3/4

0,0224

44,6

5

3

6 /4

0,0200

48,5

4 3/4

7 7/8

0,0383

26,1

5

7

7 /8

0,0360

27,8

6

8 1/2

4 3

3

4 /4

0,0352

28,4

1

6 /4

1

8 /2

0,0323

31,0

1

6 /2

1

8 /2

0,0292

34,2

6

8 3/4

0,0394

25,4

6 /2

3

8 /4

0,0334

29,9

7

8 3/4

0,0268

37,3

6 /2

3

9 /4

0,0513

19,5

7

9 3/4

0,0448

22,3

1

1

1

5

6 /2

10 /8

0,0686

14,6

7

10 5/8

0,0621

16,1

5

0,0475

21,1

5

0,0309

32,4

1

10 /8

8 9

10 /8 1

7 /2

12 /4

0,0911

11,0

8

12 1/4

0,0836

12,0

7 /2

15

0,1639

6,1

8

15

0,1564

6,4

9

15

0,1399

7,2

10

15

0,1214

8,2

11

15

0,1010

9,9

1

181

APÉNDICE B

Tabla B.4 Capacidad del Pozo Diámetro del Pozo (pulgadas) 2

1

/8 1 /4 3 /8 1 /2 5 /8 3 /4 7 /8 3

1

/8 1 /4 3 /8 1 /2 5 /8 3 /4 7 /8 4

1

/8 1 /4 3 /8 1 /2 5 /8 3 /4 7 /8 5

1

/8 1 /4 3 /8 1 /2 5 /8 3 /4 7 /8 6

1

/8 1 /4 3 /8 1 /2 5 /8 3 /4 7 /8

182

Galones por Pie lineal

Pie lineal por Galón

Barriles por Pie lineal

Pie lineal por Barril

0,1632 0,1842 0,2055 0,2301 0,2550 0,2811 0,3085 0,3372

6,1275 5,4278 4,8415 4,3452 3,9216 3,5570 3,2410 2,9653

0,0039 0,0044 0,0049 0,0055 0,0061 0,0067 0,0073 0,0080

257,3536 227,9672 203,3411 182,5000 164,7063 149,3934 136,1209 124,5416

0,3672 0,3984 0,4309 0,4647 0,4998 0,5361 0,5737 0,6126

2,7233 2,5098 2,3205 2,1518 2,0008 1,8652 1,7429 1,6323

0,0087 0,0095 0,0103 0,0111 0,0119 0,0128 0,0137 0,0146

114,3794 105,4120 97,4593 90,3738 84,0338 78,3383 73,2028 68,5562

0,6528 0,6942 0,7369 0,7809 0,8262 0,8727 0,9205 0,9696

1,5319 1,4404 1,3569 1,2805 1,2104 1,1458 1,0863 1,0313

0,0155 0,0165 0,0175 0,0186 0,0197 0,0208 0,0219 0,0231

64,3384 60,4982 56,9918 53,7816 50,8353 48,1245 45,6250 43,3153

1,0200 1,0716 1,1245 1,1787 1,2342 1,2909 1,3489 1,4082

0,9804 0,9332 0,8892 0,8484 0,8102 0,7746 0,7413 0,7101

0,0243 0,0255 0,0268 0,0281 0,0294 0,0307 0,0321 0,0335

41,1766 39,1924 37,3484 35,6314 34,0302 32,5346 31,1354 29,8245

1,4688 1,5306 1,5937 1,6581 1,7238 1,7907 1,8589 1,9284

0,6909 0,6533 0,6275 0,6031 0,5801 0,5584 0,5379 0,5186

0,0350 0,0364 0,0379 0,0395 0,0410 0,0426 0,0443 0,0459

28,5948 27,4396 26,3530 25,3297 24,3648 23,4541 22,5935 21,7793

Escuela Argentina de Control de Surgencia

Mendoza - Argentina

Tabla B.4 Capacidad del Pozo (Continuación) Diámetro del Pozo (pulgadas) 7

1

/8 1 /4 3 /8 1 /2 5 /8 3 /4 7 /8 8

1

/8 1 /4 3 /8 1 /2 5 /8 3 /4 7 /8 9

1

/8 1 /4 3 /8 1 /2 5 /8 3 /4 7 /8 10

1

/8 1 /4 3 /8 1 /2 5 /8 3 /4 7 /8 11

1

/8 1 /4 3 /8 1 /2 5 /8 3 /4 7 /8

Galones por Pie lineal

Pie lineal por Galón

Barriles por Pie lineal

Pie lineal por Barril

1,9992 2,0712 2,1445 2,2191 2,2950 2,2721 2,4550 2,5302

0,5002 0,4828 0,4663 0,4506 0,4357 0,4216 0,4081 0,3952

0,0476 0,0493 0,0511 0,0528 0,0546 0,0565 0,0583 0,0602

21,0085 20,2778 19,5846 18,9263 18,3007 17,7055 17,1390 16,5993

2,6112 2,6934 2,7769 2,8617 2,9478 3,0351 3,1237 3,2136

0,3830 0,3713 0,3601 0,3494 0,3392 0,3295 0,3201 0,3112

0,0622 0,0641 0,0661 0,0681 0,0702 0,0823 0,0744 0,0765

16,0846 15,5935 15,1245 14,6764 14,2479 13,8380 13,4454 13,0693

3,3048 3,3972 3,4909 3,5859 3,6822 3,7797 3,8785 3,9786

0,3026 0,2944 0,2865 0,2789 0,2716 0,2646 0,2578 0,2513

0,0787 0,0809 0,0831 0,0854 0,0877 0,0900 0,0923 0,0947

12,7088 12,3630 12,0311 11,7124 11,4063 11,1119 10,8288 10,5564

4,0800 4,1826 4,2865 4,3917 4,4982 4,6059 4,7149 4,8252

0,2451 0,2391 0,2333 0,2277 0,2223 0,2171 0,2121 0,2072

0,0971 0,0996 0,1021 0,1046 0,1071 0,1097 0,1123 0,1149

10,2941 10,0415 9,7981 9,5634 9,3371 9,1187 9,9079 8,7043

4,9368 5,0496 5,1637 5,2791 5,3958 5,5137 5,6329 5,7534

0,2026 0,1980 0,1937 0,1894 0,1853 0,1814 0,1775 0,1738

011750 012024 012299 012575 0,1285 0,1313 0,1341 0,1370

8,5076 8,3174 8,1336 7,9559 7,7839 7,6174 7,4561 7,3000

183

APÉNDICE B

Tabla B.4 Capacidad del Pozo (Continuación) Diámetro del Pozo (pulgadas) 12

1

/8 1 /4 3 /8 1 /2 5 /8 3 /4 7 /8 13

1

/8 1 /4 3 /8 1 /2 5 /8 3 /4 7 /8 14

1

/8 1 /4 3 /8 1 /2 5 /8 3 /4 7 /8 15

1

/8 1 /4 3 /8 1 /2 5 /8 3 /4 7 /8 16

1

/4 1 /2 3 /4 17

1

/4 1 /2 3 /4

184

Galones por Pie lineal

Pie lineal por Galón

Barriles por Pie lineal

Pie lineal por Barril

5,8752 5,9982 6,1225 6,2481 6,3750 6,5031 6,6325 6,7632

0,1702 0,1667 0,1633 0,1600 0,1569 0,1538 0,1508 0,1479

0,1399 0,1428 0,1458 0,1488 0,1518 0,1548 0,1579 0,1610

7,1487 7,0021 6,8599 6,7220 6,5883 6,4584 6,3324 6,2101

6,8952 7,0284 7,1629 7,2987 7,4358 7,5741 7,7137 7,8546

0,1450 0,1423 0,1396 0,1370 0,1345 0,1320 0,1296 0,1273

0,1642 0,1673 0,1705 0,1738 0,1770 0,1803 0,1837 0,1870

6,0912 5,9757 5,8635 5,7544 5,6484 5,5452 5,4448 5,3472

7,9968 8,1402 8,2849 8,4309 8,5782 8,7267 8,8765 9,0276

0,1251 0,1228 0,1207 0,1186 0,1166 0,1146 0,1127 0,1108

0,1904 0,1938 0,1973 0,2007 0,2042 0,2078 0,2113 0,2149

5,2521 5,1596 5,0694 4,9817 4,8961 4,8128 4,7316 4,6524

9,1800 9,3336 9,4885 9,6447 9,8022 9,9609 10,1209 10,2822

0,1089 0,1071 0,1054 0,1037 0,1020 0,1004 0,0988 0,0973

0,2186 0,2222 0,2259 0,2296 0,2334 0,2372 0,2410 0,2448

4,5752 4,4999 4,4264 4,3547 4,2848 4,2165 4,1498 4,0847

10,4448 10,7737 11,1078 11,4469

0,0957 0,0928 0,0900 0,0874

0,2487 0,2565 0,2645 0,2725

4,0211 3,8984 3,7811 3,6691

11,7912 12,1405 10,4950 12,8545

0,0848 0,0824 0,0800 0,0778

0,2807 0,2891 0,2975 0,3061

3,5620 3,4595 3,3614 3,2673

Escuela Argentina de Control de Surgencia

Mendoza - Argentina

Tabla B.4 Capacidad del Pozo (Continuación) Diámetro del Pozo (pulgadas) 18

1

/4 1 /2 3 /4 19

1

/4 1 /2 3 /4 20

1

/4 1 /2 3 /4 21

1

/4 1 /2 3 /4 22

1

/4 1 /2 3 /4 23

1

/4 1 /2 3 /4 24

1

/4 1 /2 3 /4 25

1

/4 1 /2 3 /4 26

1

/4 1 /2 3 /4

Galones por Pie lineal

Pie lineal por Galón

Barriles por Pie lineal

Pie lineal por Barril

13,2192 13,5889 13,9638 14,3437

0,0756 0,0736 0,0716 0,0697

0,3147 0,3235 0,3325 0,3415

3,1772 3,0908 3,0078 2,9281

14,7288 15,1189 15,5142 15,9145

0,0679 0,0661 0,0645 0,0628

0,3507 0,3600 0,3694 0,3789

2,8516 2,7780 2,7072 2,6391

16,2300 16,7305 17,1462 17,5669

0,0613 0,0598 0,0583 0,0569

0,3886 0,3983 0,4082 0,4183

2,5735 2,5104 2,4495 2,3909

17,9928 18,4237 18,8598 19,3009

0,0556 0,0543 0,0530 0,0518

0,4284 0,4387 0,4490 0,4595

2,3343 2,2797 2,2270 2,1761

19,7472 20,1985 20,6550 21,2265

0,0506 0,0495 0,0484 0,0474

0,4702 0,4809 0,4918 0,5028

2,1269 2,0794 2,0334 1,9890

21,5831 22,0549 22,5317 23,0137

0,0463 0,0453 0,0444 0,0435

0,5139 0,5251 0,5365 0,5479

1,9460 1,9043 1,8640 1,8250

23,5007 23,9929 24,4901 24,9925

0,0426 0,0417 0,0408 0,0400

0,5595 0,5713 0,5831 0,5951

1,7872 1,7505 1,7150 1,6805

25,4999 26,0125 26,5301 27,0529

0,0392 0,0384 0,0377 0,0370

0,6071 0,6193 0,6317 0,6441

1,6471 1,6146 1,5831 1,5525

27,5807 28,1137 28,6517 29,1949

0,0363 0,0356 0,0349 0,0343

0,6567 0,6694 0,6822 0,6951

1,5228 1,4939 1,4659 1,4386

185

APÉNDICE B

Tabla B.4 Capacidad del Pozo (Continuación) Diámetro del Pozo (pulgadas) 27

1

/4 1 /2 3 /4 28

1

/4 1 /2 3 /4 29

1

/4 1 /2 3 /4 30

1

/4 1 /2 3 /4 31

1

/4 1 /2 3 /4 32

1

/4 1 /2 3 /4 33

1

/4 1 /2 3 /4 34

1

/4 1 /2 3 /4 35

1

/4 1 /2 3 /4

186

Galones por Pie lineal

Pie lineal por Galón

Barriles por Pie lineal

Pie lineal por Barril

29,7431 30,2965 30,8549 31,4185

0,0336 0,0330 0,0324 0,0318

0,7082 0,7213 0,7346 0,7481

1,4121 1,3863 1,3612 1,3368

31,9871 32,6509 33,1397 33,7237

0,0313 0,0307 0,0302 0,0297

0,7616 0,7753 0,7890 0,8029

1,3130 1,2899 1,2674 1,2454

34,3127 34,9069 35,5061 36,1105

0,0291 0,0286 0,0282 0,0277

0,8170 0,8311 0,8454 0,8598

1,2240 1,2032 1,1829 1,1631

36,7199 37,3345 37,9541 38,5789

0,0272 0,0268 0,0263 0,0259

0,8743 0,8889 0,9037 0,9185

1,1438 1,1250 1,1066 1,0887

39,2087 39,8437 40,4837 41,1289

0,0255 0,0251 0,0247 0,0243

0,9335 0,9487 0,9639 0,9793

1,0712 1,0541 1,0375 1,0212

41,7791 42,4345 43,0949 43,7604

0,0239 0,0236 0,0232 0,0229

0,9947 1,0103 1,0261 1,0419

1,0053 0,9898 0,9746 0,9598

44,4311 45,1068 45,7877 46,4736

0,0225 0,0222 0,0218 0,0215

1,0579 1,0740 1,0902 1,1065

0,9453 0,9311 0,9173 0,9037

47,1647 47,8608 48,5621 49,2684

0,0212 0,0209 0,0206 0,0203

1,1230 1,1395 1,1562 1,1731

0,8905 0,8775 0,8649 0,8525

49,9799 50,6964 51,4181 52,1448

0,0200 0,0197 0,0194 0,0192

1,1900 1,2071 1,2242 1,2415

0,8403 0,8285 0,8168 0,8054

Escuela Argentina de Control de Surgencia

Mendoza - Argentina

Tabla B.5 Capacidad de la Cañería de Entubación (Casing) Peso (libras por pie)

Diámetro Interior (pulgadas)

Capacidad (bbl/pie)

4 1/2 4 1/2 4 1/2 4 1/2

9,50 11,60 13,50 15,10

4,090 4,000 3,920 3,826

0,0163 0,0155 0,0149 0,0142

5 5 5 5*

11,50 13,00 15,00 21,00

4,560 4,494 4,408 4,154

0,0202 0,0196 0,0189 0,0168

5 1/2 5 1/2 5 1/2* 5 1/2 5 1/2 5 1/2 5 1/2

13,00 14,00 15,00 15,50 17,00 20,00 23,00

5,044 5,012 4,974 4,950 4,892 4,778 4,670

0,0247 0,0244 0,0240 0,0238 0,0232 0,0222 0,0212

6 5/8 6 5/8 6 5/8* 6 5/8

17,00 20,00 22,00 24,00

6,135 6,049 5,989 5,921

0,0366 0,0355 0,0348 0,0341

7 7 7* 7 7* 7 7* 7 7* 7 7* 7 7 7*

17,00 20,00 22,00 23,00 24,00 26,00 28,00 29,00 30,00 32,00 34,00 35,00 38,00 40,00

6,538 6,456 6,398 6,366 6,336 6,276 6,214 6,184 6,154 6,094 6,040 6,004 5,920 5,836

0,0415 0,0405 0,0398 0,0394 0,0390 0,0383 0,0375 0,0371 0,0368 0,0361 0,0354 0,0350 0,0340 0,0331

7 5/8 7 5/8 7 5/8 7 5/8 7 5/8 7 5/8

20,00 24,00 26,40 29,70 33,70 39,00

7,125 7,025 6,969 6,875 6,765 6,625

0,0493 0,0479 0,0472 0,0459 0,0445 0,0426

8 5/8 8 5/8 8 5/8 8 5/8 8 5/8*

24,00 28,00 32,00 36,00 38,00

8,097 8,017 7,921 7,825 7,775

0,0637 0,0624 0,0609 0,0595 0,0587

Diámetro Exterior (pulgadas)

* API no estandar 187

APÉNDICE B

Tabla B.5 Capacidad de la Cañería de Entubación (Casing) (Continuación) Diámetro Exterior (pulgadas)

Peso (libras por pie)

Diámetro Interior (pulgadas)

Capacidad (bbl/pie)

8 5/8 8 5/8* 8 5/8 8 5/8

40,00 43,00 44,00 49,00

7,725 7,651 7,625 7,511

0,0580 0,0569 0,0565 0,0548

9 5/8 9 5/8 9 5/8 9 5/8* 9 5/8 9 5/8 9 5/8 9 5/8

29,30 32,30 36,00 38,00 40,00 43,50 47,00 53,50

9,063 9,001 8,921 8,877 8,835 8,755 8,681 8,535

0,0798 0,0787 0,0773 0,0765 0,0758 0,0745 0,0732 0,0708

10 3/4 10 3/4 10 3/4 10 3/4 10 3/4 10 3/4 10 3/4 10 3/4 10 3/4

32,75 35,75 40,50 45,50 51,00 54,00 55,50 60,70 65,70

10,192 10,136 10,050 9,950 9,850 9,784 9,760 9,660 9,560

0,1009 0,0998 0,0981 0,0962 0,0943 0,0930 0,0925 0,0906 0,0888

11 3/4 11 3/4 11 3/4 11 3/4 11 3/4

38,00 42,00 47,00 54,00 60,00

11,150 11,084 11,000 10,880 10,772

0,1208 0,1193 0,1175 0,1150 0,1127

13 3/8 13 3/8 13 3/8 13 3/8 13 3/8 13 3/8

48,00 54,50 61,00 68,00 72,00 83,00

12,715 12,615 12,515 12,415 12,347 12,175

0,1571 0,1546 0,1521 0,1497 0,1481 0,1410

16 16 16* 16 16

55,00 65,00 70,00 75,00 84,00

15,376 15,250 15,198 15,124 15,010

0,2297 0,2259 0,2244 0,2222 0,2189

18 5/8 18 5/8 18 5/8

78,00 87,50 88,50

17,855 17,755 17,655

0,3097 0,3062 0,3028

20* 20

90,00 94,00

19,166 19,124

0,3568 0,3553

* API no estandar 188

Escuela Argentina de Control de Surgencia

Mendoza - Argentina

Tabla B.6 Desplazamiento de las Bombas de Lodo Duplex 90 % de Eficiencia (bbl/emb)

Tamaño de la carcaza de la bomba (pulgadas)

Longitud de la Carrera (pulgadas) 8

10

12

14

15

16

18

20

4 4 1/4 4 1/2 4 3/4

0,034 0,040 0,044 0,050

0,044 0,050 0,056 0,062

0,053 0,060 0,067 0,075

0,062 0,070 0,078 0,087

0,084 0,093

0,087 0,096

0,090 0,102

0,090 0,113

5 5 1/4 5 1/2 5 3/4

0,055 0,061 0,067 0,073

0,069 0,076 0,083 0,091

0,083 0,091 0,099 0,109

0,096 0,106 0,115 0,128

0,103 0,114 0,121 0,137

0,110 0,121 0,127 0,146

0,115 0,137 0,142 0,164

0,138 0,152 0,167 0,182

6 6 1/4 6 1/2 6 3/4

0,079 0,086 0,093 0,100

0,099 0,108 0,116 0,126

0,119 0,130 0,141 0,152

0,139 0,151 0,164 0,178

0,146 0,161 0,176 0,188

0,153 0,168 0,182 0,198

0,172 0,189 0,205 0,223

0,198 0,215 0,228 0,247

7 7 1/4 7 1/2 7 3/4

0,108 0,115

0,135 0,145 0,155

0,164 0,174 0,186 0,199

0,192 0,201 0,217 0,232

0,202 0,217 0,232 0,248

0,214 0,231 0,248 0,265

0,241 0,259 0,279 0,299

0,267 0,288 0,310 0,331

0,342 0,365

0,176

0,212 0,225

0,247 0,281

0,264 0,281

0,282 0,300

0,317 0,338

0,355 0,375

0,413 0,439

8 8 1/2

22

189

APÉNDICE B

Tabla B.7 Desplazamiento de las Bombas de Lodo Triplex 100 % de Eficiencia (bbl/emb) Tamaño de camisa de la bomba (pulgadas)

190

Longitud de la Carrera (pulgadas) 7

7 1/2

8

8 1/2

9

9 1/2

10

11

12

3 3 1/4 3 1/2 3 3/4

0,015 0,018 0,021 0,024

0,016 0,019 0,022 0,026

0,017 0,021 0,024 0,027

0,019 0,022 0,025 0,029

0,020 0,023 0,027 0,031

0,020 0,024 0,028 0,032

0,022 0,026 0,030 0,034

0,024 0,028 0,033 0,038

0,026 0,031 0,036 0,041

4 4 1/4 4 1/2 4 3/4

0,027 0,031 0,035 0,038

0,030 0,033 0,037 0,041

0,031 0,035 0,039 0,044

0,033 0,037 0,042 0,047

0,035 0,040 0,044 0,049

0,036 0,040 0,045 0,051

0,039 0,044 0,049 0,055

0,043 0,048 0,054 0,060

0,047 0,053 0,059 0,066

5 5 1/4 5 1/2 5 3/4

0,043 0,047 0,051 0,056

0,045 0,050 0,055 0,060

0,048 0,054 0,059 0,064

0,052 0,057 0,062 0,068

0,055 0,060 0,066 0,072

0,056 0,062 0,068 0,074

0,061 0,067 0,074 0,080

0,067 0,074 0,081 0,088

0,073 0,080 0,088 0,096

6 6 1/4 6 1/2 6 3/4

0,061 0,066 0,072 0,077

0,065 0,071 0,077 0,083

0,070 0,076 0,082 0,089

0,074 0,081 0,087 0,094

0,079 0,085 0,092 0,102

0,081 0,088 0,095 0,102

0,087 0,095 0,103 0,110

0,096 0,104 0,113 0,121

0,105 0,114 0,123 0,133

7 7 1/2

0,083 0,096

0,089 0,103

0,095 0,109

0,101 0,116

0,107 0,123

0,110 0,126

0,119 0,137

0,131 0,150

0,143 0,164

Escuela Argentina de Control de Surgencia

Mendoza - Argentina

Tabla B.8 Incremento de Densidad de Lodo en Libras por Galón Requeridas para Balancear una Surgencia Profundidad Vertical Verdadera (pies)

Presión de Cierre del Sondeo (psi) 100

200

300

400

500

600

700

800

900

1.000 1.100 1.200 1.300 1.400

3.000 4.000

0,6 0,5

1,3 1,0

1,9 1,4

2,5 1,9

3,2 2,4

3,8 2,9

4,5 3,4

5,1 3,8

5,8 4,3

6,4 4,8

7,1 5,3

7,7 5,8

8,3 6,3

9,0 6,7

5.000 6.000 7.000 8.000 9.000

0,4 0,3 0,3 0,2 0,2

0,8 0,6 0,6 0,5 0,4

1,2 1,0 0,8 0,7 0,6

1,5 1,3 1,1 1,0 0,9

1,9 1,6 1,4 1,2 1,1

2,3 1,9 1,7 1,4 1,3

2,7 2,3 1,9 1,7 1,5

3,1 2,6 2,2 1,9 1,7

3,9 2,9 2,5 2,2 1,9

3,9 3,2 2,8 2,4 2,1

4,2 3,5 3,0 2,6 2,4

4,6 3,9 3,3 2,9 2,6

5,0 4,2 3,6 3,1 2,8

5,4 4,5 3,9 3,4 3,0

10.000 11.000 12.000 13.000 14.000

0,2 0,2 0,2 0,1 0,1

0,4 0,4 0,3 0,3 0,3

0,6 0,5 0,5 0,4 0,4

0,8 0,7 0,6 0,6 0,6

1,0 0,9 0,6 0,7 0,7

1,2 1,1 1,0 0,9 0,8

1,3 1,2 1,1 1,0 0,9

1,5 1,4 1,3 1,2 1,1

1,7 1,6 1,4 1,3 1,2

1,9 1,8 1,6 1,5 1,4

2,1 1,9 1,8 1,6 1,5

2,3 2,1 1,9 1,8 1,7

2,5 2,3 2,1 1,9 1,8

2,7 2,5 2,2 2,1 1,9

15.000 16.000 17.000 18.000 19.000

0,1 0,1 0,1 0,1 0,1

0,3 0,2 0,2 0,2 0,2

0,4 0,4 0,3 0,3 0,3

0,5 0,5 0,5 0,4 0,4

0,6 0,6 0,6 0,5 0,5

0,7 0,7 0,7 0,6 0,6

0,9 0,8 0,8 0,8 0,7

1,0 1,0 0,9 0,9 0,8

1,2 1,1 1,0 1,0 0,9

1,3 1,2 1,1 1,1 1,0

1,4 1,3 1,2 1,2 1,1

1,5 1,4 1,4 1,3 1,2

1,7 1,6 1,5 1,4 1,3

1,8 1,7 1,6 1,5 1,4

20.000

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

1,1

1,2

1,3

1,3

Tabla B.9 Pérdida de Presión anular (lb/gal) Diámetro Diámetro del Exterior del Pozo Sondeo (pulgadas) (pulgadas) 12 1/4 9 7/8 8 3/4 7 7/8 6 3/4 6 1/4 6

5 5 4 1/2 4 1/2 4 1/2 3 1/2 2 7/8

Punto de Fluencia (lb/100 pie2) 2 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1

4 , 0,1 0,1 0,1 0,1 0,2 0,1 0,1

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

0,1 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2

0,1 0,1 0,2 0,2 0,3 0,2 0,2

0,1 0,2 0,2 0,3 0,4 0,3 0,3

0,1 0,2 0,2 0,3 0,5 0,4 0,3

0,2 0,2 0,3 0,4 0,5 0,4 0,3

0,2 0,3 0,3 0,4 0,6 0,5 0,4

0,2 0,3 0,4 0,5 0,7 0,5 0,5

0,2 0,4 0,4 0,5 0,7 0,5 0,5

0,3 0,4 0,4 0,6 0,8 0,7 0,6

0,3 0,4 0,5 0,6 0,9 0,7 0,7

0,3 0,4 0,5 0,6 1,0 0,8 0,7

191

APÉNDICE B

Tabla B.10 Ganancia Aproximada en Barriles de Lodo por cada 100 Barriles cuando se incremente la Densidad del Lodo Densidad del Lodo Actual (ppg) 9 10 11 12 13 14 15 16 17

Densidad del Lodo Deseada (ppg) 10

11

12

13

14

15

16

17

18

5

10 5

15 10 5

20 15 10 5

25 20 15 10 5

30 25 20 15 10 5

30 30 25 20 15 10 5

45 40 35 30 20 15 10 5

50 50 40 35 30 25 20 10 5

Tabla B.11 Número Aproximado de Sacos de Baritina de 100 libras Requeridos para Incrementar la Densidad de 100 barriles de Lodo Densidad del Lodo Actual (ppg) 9 10 11 12 13 14 15 16 17

192

Densidad del Lodo Deseada (ppg) 10

11

12

13

14

15

16

17

18

50

120 60

190 130 64

270 200 130 67

350 280 210 140 70

440 370 300 220 150 70

540 460 390 310 230 150 80

650 570 490 410 330 240 160 80

780 700 600 520 430 350 260 170 90

Escuela Argentina de Control de Surgencia

Mendoza - Argentina

Tabla B.12 Valores de Estallido del Casing Tamaño (pulgadas) 4 1/2

Peso (libras por pie) 9,5 9,5 10,5 11,6 11,6 11,6 11,6 11,6 11,6 11,6 13,5 13,5 13,5 13,5 13,5 15,1 15,1 15,1 15,1 16,9 16,9 16,9 16,9 17,7 17,7 17,7 17,7 18,8 18,8 18,8 18,8

5

11,5 11,5 13 13 13 13 13 15 15 15 15 15 15 15 18 18 18 18 18 18

H40 K55 K55 J55 K55 C75 N80 C95 P110 Q125 C75 N80 C95 P110 Q125 C95 P110 Q125 V150 C95 P110 Q125 V150 C95 P110 Q125 V150 C95 P110 Q125 V150

Estallido (psi) 3.191 4.380 4.786 5.352 5.352 7.295 7.774 9.224 10.689 12.154 8.456 9.021 10.704 12.415 14.098 12.444 14.417 16.389 19.653 14.040 16.259 18.478 22.162 14.808 17.143 19.479 23.380 15.882 18.391 20.900 25.077

80 % de Estallido (psi) 2.553 3.504 3.829 4.282 4.282 5.836 6.219 7.380 8.551 9.723 6.765 7.217 8.563 9.932 11.278 9.955 11.533 13.111 15.722 11.232 13.007 14.782 17.729 11.847 13.715 15.583 18.704 12.705 14.713 16.720 20.062

K55 C75 K55 C75 N80 C95 P110 K55 C75 N80 C95 P110 Q125 V150 C75 N80 C95 P110 Q125 V150

4.235 5.773 4.873 6.643 7.092 8.412 9.747 5.700 7.774 8.296 9.834 11.414 12.952 15.534 9.500 10.138 12.038 13.938 15.838 19.000

3.388 4.618 3.899 5.314 5.674 6.730 7.797 4.560 6.219 6.637 7.867 9.132 10.361 12.427 7.600 8.111 9.631 11.150 12.670 15.200

Grado

193

APÉNDICE B

Tabla B.12 Valores de Estallido del Casing

194

C75 N80 C95 P110 Q125 V150

Estallido (psi) 11.081 11.821 14.025 16.244 18.463 22.162

80 % de Estallido (psi) 8.865 9.456 11.220 12.995 14.771 17.729

14 14 15,5 15,5 15,5 15,5 15,5 17 17 17 17 17 17 20 20 20 20 20 20 23 23 23 23 23 23 23

K55 C75 K55 C75 N80 C95 P110 K55 C75 N80 C95 P110 Q125 K55 C75 N80 C95 P110 Q125 K55 C75 N80 C95 P110 Q125 V150

4.264 5.816 4.815 6.556 7.005 8.311 9.631 5.323 7.252 7.745 9.195 10.646 12.096 6.309 8.615 9.195 10.907 12.633 14.344 7.266 9.906 10.573 12.546 14.533 16.505 19.812

20 20 20 20 20 24 24 24 24 24 24 24 28 28 28 28 28 28 28

K55 C75 N80 C95 P110 K55 C75 N80 C95 P110 Q125 V150 K55 C75 N80 C95 P110 Q125 V150

4.177 5.700 6.092 7.223 8.369 5.105 6.976 7.440 8.818 10.225 11.647 13.953 6.063 8.267 8.804 10.457 12.125 13.764 16.520

3.411 4.653 3.852 5.245 5.604 6.649 7.704 4.258 5.802 6.196 7.356 8.517 9.677 5.047 6.892 7.356 8.725 10.106 11.475 5.813 7.925 8.459 10.037 11.626 13.204 15.850 0 3.342 4.560 4.873 5.778 6.695 4.084 5.581 5.952 7.055 8.180 9.317 11.162 4.850 6.614 7.043 8.366 9.700 11.011 13.216

Tamaño (pulgadas) 5

Peso (libras por pie) 20,8 20,8 20,8 20,8 20,8 20,8

5 1/2

6 5/8

Grado

Escuela Argentina de Control de Surgencia

Mendoza - Argentina

Tabla B.12 Valores de Estallido del Casing Tamaño (pulgadas) 6 5/8

Peso (libras por pie) 32 32 32 32 32 32 32

7

17 17 20 20 20 23 23 23 23 23 26 26 26 26 26 26 26 29 29 29 29 29 29 29 32 32 32 32 32 32 32 35 35 35 35 35 35 36 36 36 36 36 36 41 41

K55 C75 N80 C95 P110 Q125 V150

Estallido (psi) 6.904 9.413 10.037 11.922 13.808 15.679 18.826

80 % de Estallido (psi) 5.523 7.530 8.029 9.538 11.046 12.543 15.061

H40 K55 H40 K55 C75 K55 C75 N80 C95 P110 K55 C75 N80 C95 P110 Q125 V150 K55 C75 N80 C95 P110 Q125 V150 K55 C75 N80 C95 P110 Q125 V150 C75 N80 C95 P110 Q125 V150 C75 N80 C95 P110 Q125 V150 C95 P110

2.306 3.176 2.727 3.742 5.105 4.366 5.947 6.338 7.527 8.717 4.975 6.788 7.237 8.601 9.964 11.284 13.576 5.613 7.643 8.166 9.689 11.226 12.749 15.316 6.222 8.485 9.065 10.762 12.459 14.156 16.984 9.340 9.964 11.835 13.692 15.548 18.666 10.124 10.805 12.821 14.852 16.868 20.233 14.011 16.215

1.845 2.541 2.181 2.994 4.084 3.493 4.757 5.071 6.022 6.973 3.980 5.430 5.790 6.881 7.971 9.027 10.860 4.490 6.115 6.532 7.751 8.981 10.199 12.253 4.978 6.788 7.252 8.609 9.967 11.325 13.587 7.472 7.971 9.468 10.953 12.438 14.933 8.099 8.644 10.257 11.881 13.494 16.186 11.209 12.972

Grado

195

APÉNDICE B

Tabla B.12 Valores de Estallido del Casing

196

Q125 V150 C95 P110 Q125 V150

Estallido (psi) 18.434 22.147 15.200 17.608 20.001 24.004

80 % de Estallido (psi) 14.747 17.718 12.160 14.086 16.001 19.203

24 24 26,4 26,4 26,4 26,4 26,4 29,7 29,7 29,7 29,7 29,7 29,7 33,7 33,7 33,7 33,7 33,7 33,7 39 39 39 39 39 39

H40 K55 K55 C75 N80 C95 P110 C75 N80 C95 P110 Q125 V150 C75 N80 C95 P110 Q125 V150 C75 N80 C95 P110 Q125 V150

2.756 3.785 4.134 5.656 6.019 7.150 8.282 6.454 6.889 8.180 9.471 10.747 12.908 7.397 7.905 9.384 10.863 12.343 14.794 8.615 9.181 10.921 12.618 14.344 17.216

2.205 3.028 3.307 4.525 4.815 5.720 6.625 5.163 5.511 6.544 7.577 8.598 10.327 5.918 6.324 7.507 8.691 9.874 11.835 6.892 7.345 8.737 10.095 11.475 13.773

8 5/8

32 36 36 36 40 40 40 44 44 44 49 49 49

K55 K55 N80 S95 N80 S95 P110 N80 S95 P110 N80 S95 P110

3.930 4.460 6.490 7.710 7.300 8.670 10.040 8.120 9.640 11.160 9.040 10.740 12.430

3.144 3.568 5.192 6.168 5.840 6.936 8.032 6.496 7.712 8.928 7.232 8.592 9.944

9 5/8

36 40 40 40 43,5 43,5

K55 K55 N80 S95 N80 S95

3.520 3.950 5.750 6.820 6.330 7.510

2.816 3.160 4.600 5.456 5.064 6.008

Tamaño (pulgadas) 7

Peso (libras por pie) 41 41 44 44 44 44

7 5/8

Grado

Escuela Argentina de Control de Surgencia

Mendoza - Argentina

Tabla B.12 Valores de Estallido del Casing

P110 N80 S95 P110 N80 S95 P110 S95 S105 S95 S105

Estallido (psi) 8.700 6.870 8.150 9.440 7.930 9.410 10.900 10.280 10.280 10.800 10.800

80 % de Estallido (psi) 6.960 5.496 6.520 7.552 6.344 7.528 8.720 8.224 8.224 8.640 8.640

40,5 45,5 51 51 51 51 55,5 55,5 60,7 60,7 65,7 65,7

K55 K55 K55 N80 S95 P110 N80 S95 S95 P110 S95 P110

3.130 3.580 4.030 5.860 6.960 8.060 6.450 8.860 8.430 9.760 9.200 10.650

2.504 2.864 3.224 4.688 5.568 6.448 5.460 7.088 6.744 7.808 7.360 8.520

11 3/4

47,0 54,0 60,0 60,0 60,0 65,0 71,0 71,8

K55 K55 K55 N80 S95 S95 S95 S95

3.070 3.560 4.010 5.830 6.920 7.560 8.230 8.150

2.456 2.848 3.208 4.664 5.536 6.048 6.584 6.520

13 3/8

48,0 54,5 61,0 72,0 72,0 72,0 80,7 80,7 85,0 86,0

H40 K55 K55 N80 S95 P110 N80 S95 N80 S95

1.730 2.730 3.090 5.380 6.390 7.400 4.170 7.210 6.360 7.770

1.384 2.184 2.472 4.304 5.112 5.920 3.336 5.768 5.088 6.216

16

65,0 75,0 84,0

H40 K55 K55

1.640 2.630 2.980

1.312 2.104 2.684

20

94,0 133,0

K55 K55

2.110 3.060

1.688 2.448

Tamaño (pulgadas) 9 5/8

Peso (libras por pie) 43,5 47 47 47 53,5 53,5 53,5 58,4 58,4 61,1 61,1

10 3/4

Grado

197

APÉNDICE B

Tabla B.13 Gradientes de Presión para Diferentes Densidades de Fluidos

198

ppg

psi/pie

ppg

psi/pie

ppg

psi/pie

ppg

psi/pie

ppg

psi/pie

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9 2,0 2,1 2,2 2,3 2,4 2,5 2,6 2,7 2,8 2,9 3,0 3,1 3,2 3,3 3,4 3,5 3,6 3,7 3,8 3,9

0,0000 0,0052 0,0104 0,0156 0,0208 0,0260 0,0311 0,0363 0,0415 0,0467 0,0519 0,0571 0,0623 0,0675 0,0727 0,0779 0,0830 0,0883 0,0934 0,0986 0,1038 0,1090 0,1142 0,1191 0,1246 0,1298 0,1349 0,1401 0,1453 0,1505 0,1557 0,1609 0,1661 0,1713 0,1765 0,1817 0,1868 0,1920 0,1972 0,2024

4,0 4,1 4,2 4,3 4,4 4,5 4,6 4,7 4,8 4,9 5,0 5,1 5,2 5,3 5,4 5,5 5,6 5,7 5,8 5,9 6,0 6,1 6,2 6,3 6,4 6,5 6,6 6,7 6,8 6,9 7,0 7,1 7,2 7,3 7,4 7,5 7,6 7,7 7,8 7,9

0,2076 0,2128 0,2180 0,2232 0,2284 0,2336 0,2387 0,2439 0,2491 0,2543 0,2595 0,2647 0,2699 0,2751 0,2803 0,2855 0,2906 0,2958 0,3010 0,3062 0,3114 0,3166 0,3218 0,3270 0,3322 0,3374 0,3425 0,3477 0,3528 0,3581 0,3633 0,3685 0,3737 0,3789 0,3841 0,3893 0,3944 0,3996 0,4048 0,4100

8,0 8,1 8,2 8,3 8,33 8,4 8,5 8,6 8,7 8,8 8,9 9,0 9,1 9,2 9,3 9,4 9,5 9,6 9,7 9,8 9,9 10,0 10,1 10,2 10,3 10,4 10,5 10,6 10,7 10,8 10,9 11,0 11,1 11,2 11,3 11,4 11,5 11,6 11,7 11,8 11,9

0,4152 0,4204 0,4256 0,4308 0,4328 0,4360 0,4412 0,4463 0,4515 0,4567 0,4619 0,4671 0,4723 0,4775 0,4827 0,4879 0,4931 0,4982 0,5034 0,5086 0,5138 0,5190 0,5242 0,5294 0,5346 0,5398 0,5450 0,5501 0,5553 0,5605 0,5657 0,5709 0,5761 0,5813 0,5864 0,5917 0,5969 0,6020 0,6072 0,6124 0,6176

12,0 12,1 12,2 12,3 12,4 12,5 12,6 12,7 12,8 12,9 13,0 13,1 13,2 13,3 13,4 13,5 13,6 13,7 13,8 13,9 14,0 14,1 14,2 14,3 14,4 14,5 14,6 14,7 14,8 14,9 15,0 15,1 15,2 15,3 15,4 15,5 15,6 15,7 15,8 15,9

0,6228 0,6280 0,6332 0,6384 0,6436 0,6488 0,6539 0,6591 0,6643 0,6695 0,6747 0,6799 0,6851 0,6903 0,6955 0,7007 0,7058 0,7110 0,7162 0,7214 0,7266 0,7318 0,7370 0,7422 0,7474 0,7526 0,7577 0,7629 0,7681 0,7733 0,7785 0,7837 0,7889 0,7941 0,7993 0,8145 0,8096 0,8148 0,8200 0,8252

16,0 16,1 16,2 16,3 16,4 16,5 16,6 16,7 16,8 16,9 17,0 17,1 17,2 17,3 17,4 17,5 17,6 17,7 17,8 17,9 18,0 18,1 18,2 18,3 18,4 18,5 18,6 18,7 18,8 18,9 19,0 19,1 19,2 19,3 19,4 19,5 19,6 19,7 19,8 19,9 20,0

0,8304 0,8356 0,8408 0,8460 0,8512 0,8564 0,8615 0,8667 0,8719 0,8771 0,8823 0,8875 0,8927 0,8979 0,9031 0,9083 0,9134 0,9186 0,9238 0,9290 0,9342 0,9394 0,9446 0,9498 0,9550 0,9602 0,9653 0,9705 0,9757 0,9809 0,9861 0,9913 0,9965 1,0017 1,0069 1,0121 1,0172 1,0224 1,0276 1,0328 1,0380

Escuela Argentina de Control de Surgencia

Mendoza - Argentina

Tabla B.14 Factores de Flotabilidad para Tuberías de Acero con Extremos abiertos en Fluidos con Diferentes Densidades

ppg

Factor de Flotabilidad

ppg

Factor de Flotabilidad

ppg

Factor de Flotabilidad

6,0 6,1 6,2 6,3 6,4 6,5 6,6 6,7 6,8 6,9 7,0 7,1 7,2 7,3 7,4 7,5 7,6 7,7 7,8 7,9 8,0 8,1 8,2 8,3 8,33 8,4 8,5 8,6 8,7 8,8 8,9 9,0 9,1 9,2 9,3 9,4 9,5 9,6 9,7 9,8 9,9 10,0 10,1 10,2 10,3 10,4 10,5

0,9100 0,9085 0,9070 0,9055 0,9040 0,9025 0,9010 0,8995 0,8980 0,8965 0,8950 0,8935 0,8920 0,8905 0,8890 0,8875 0,8860 0,8845 0,8830 0,8815 0,8800 0,8785 0,8770 0,8755 0,8749 0,8740 0,8725 0,8710 0,8695 0,8680 0,8665 0,8650 0,8635 0,8620 0,8605 0,8590 0,8575 0,8560 0,8545 0,8530 0,8515 0,8500 0,8485 0,8470 0,8455 0,8440 0,8425

10,6 10,7 10,8 10,9 11,0 11,1 11,2 11,3 11,4 11,5 11,6 11,7 11,8 11,9 12,0 12,1 12,2 12,3 12,4 12,5 12,6 12,7 12,8 12,9 13,0 13,1 13,2 13,3 13,4 13,5 13,6 13,7 13,8 13,9 14,0 14,1 14,2 14,3 14,4 14,5 14,6 14,7 14,8 14,9 15,0 15,1 15,2

0,8410 0,8395 0,8380 0,8365 0,8350 0,8335 0,8305 0,8305 0,8290 0,8275 0,8260 0,8245 0,8230 0,8215 0,8200 0,8185 0,8170 0,8155 0,8140 0,8125 0,8110 0,8095 0,8080 0,8065 0,8050 0,8035 0,8020 0,8005 0,7990 0,7975 0,7960 0,7945 0,7930 0,7915 0,7900 0,7885 0,7870 0,7855 0,7840 0,7825 0,7810 0,7795 0,7780 0,7765 0,7750 0,7735 0,7720

15,3 15,4 15,5 15,6 15,7 15,8 15,9 16,0 16,1 16,2 16,3 16,4 16,5 16,6 16,7 16,8 16,9 17,0 17,1 17,2 17,3 17,4 17,5 17,6 17,7 17,8 17,9 18,0 18,1 18,2 18,3 18,4 18,5 18,6 18,7 18,8 18,9 19,0 19,1 19,2 19,3 19,4 19,5 19,6 19,7 19,8 19,9

0,7705 0,7690 0,7675 0,7660 0,7645 0,7630 0,7615 0,7600 0,7585 0,7570 0,7555 0,7540 0,7525 0,7510 0,7495 0,7480 0,7465 0,7450 0,7435 0,7420 0,7405 0,7390 0,7375 0,7360 0,7345 0,7330 0,7315 0,7300 0,7285 0,7270 0,7255 0,7240 0,7225 0,7210 0,7195 0,7180 0,7165 0,7150 0,7135 0,7120 0,7105 0,7090 0,7075 0,7060 0,7045 0,7030 0,7015

199

APÉNDICE B

Tabla B.15 Características Operativas de las BOP Anulares

Marca

Modelo Tamaño o Tipo (pulgadas)

Presión de Diámetro Control Trabajo Vertical Hidráulico (psi max.) (pulgadas) (psi max.)

CAMERON D D D D D D NL SHAFFER

HYDRIL

200

GK GK GK GK GK GK GK GK GK GK GK GK GK GK GK GK GL GL GL GL MSP MSP MSP MSP MSP MSP

Galones para Cerrar

Galones para Abrir

Pozo Abierto (psi min.)

6 7 1/14 10 11 13 5/8 13 5/8

5.000 10.000 5.000 10.000 5.000 10.000

7 1/14 7 1/14 11 11 13 5/8 13 5/8

3.000 3.000 3.000 3.000 3.000 3.000

1,69 2,94 5,65 10,15 12,12 18,10

1,39 2,55 4,69 9,06 10,34 16,15

N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. N.A.

6 6 7 1/14 8 8 10 10 11 12 13 5/8 13 5/8 16 3/4 18 3/4 20 20 1/14

3.000 5.000 10.000 3.000 5.000 3.000 5.000 10.000 3.000 5.000 10.000 5.000 5.000 2.000 5.000

7 1/14 7 1/14 7 1/14 9 9 11 11 11 13 5/8 13 5/8 13 5/8 16 3/4 18 3/4 21 1/14 21 1/14

1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500

4,57 4,57 17,11 7,23 11,05 11,00 18,67 30,58 23,50 23,58 51,24 33,26 48,16 32,59 61,37

3,21 3,21 13,95 5,03 8,72 6,78 14,59 24,67 14,67 17,41 42,68 25,61 37,61 16,92 47,76

VARIABLE

6 6 8 8 10 10 12 13 5/8 16 16 16 3/4 18 7 1/14 9 11 13 5/8 13 5/8 16 3/4 18 3/4 21 1/4 6 8 10 20 20 29 1/2

3.000 5.000 3.000 5.000 3.000 5.000 3.000 5.000 2.000 3.000 5.000 2.000 10.000 10.000 10.000 10.000 5.000 5.000 5.000 5.000 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000 500

7 1/4 7 1/4 8 1/4 8 1/4 11 11 13 5/8 13 5/8 16 3/4 16 3/4 16 3/4 17 7/8 7 1/4 9 11 13 5/8 13 5/8 16 3/4 18 3/4 21 1/4 7 1/4 8 15/14 11 20 3/4 21 1/4 29 1/2

1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500

2,42 3,28 3,68 5,81 6,32 8,34 9,66 15,28 14,81 17,86 24,40 17,93 8,06 13,52 21,34 29,35 16,80 28,73 3,74 4,93 2,42 3,89 6,32 26,39 26,39 60,00

1,90 2,81 2,90 4,93 4,71 6,78 7,60 12,04 10,65 13,43 16,94 12,28 6,02 10,17 16,04 20,96 16,80 28,73 3,74 4,93 1,68 2,51 4,45 16,09 16,09 0

1.000 1.000 1.050 1.150 1.150 1.150 1.150 1.150 1.150 1.150 1.150 1.150 1.150 1.150 1.150 1.150 1.300 1.300 1.300 1.300 1.000 1.050 1.150 1.100 1.100 1.500

Escuela Argentina de Control de Surgencia

Mendoza - Argentina

Tabla B.16 Características Operativas de las BOP a Esclusa CAMERON Modelo o Tipo U U U Shear U U U U U Shear U U Shear U U U U Shear U U Shear U U U U Shear U U U U U Shear U U Shear U U Shear U U Shear U U Tipo F Con oper. Tipo L

Tipo F Con Oper. Tipo H

Tamaño (pulg.) 6 6 6 7 1/16 7 1/16 10 10 10 11 11 11 12 13 5/8 13 5/8 13 5/8 13 5/8 13 5/8 16 3/4 16 3/4 16 3/4 16 3/4 18 3/4 20 20 20 21 1/4 21 1/4 21 1/4 21 1/4 21 1/4 21 1/4 26 26 6 6 7 7 8 8 10 10 11 12 14 16 16 20 20 6 6 7 7 8 8 10 10 11 12 14 16 16 20 20

Presión de Trabajo (psi max.) 3.000 5.000 5.000 10.000 15.000 3.000 5.000 5.000 10.000 10.000 15.000 3.000 5.000 5.000 10.000 10.000 15.000 3.000 5.000 5.000 10.000 10.000 2.000 3.000 3.000 2.000 2.000 7.500 7.500 10.000 10.000 2.000 3.000 3.000 5.000 10.000 15.000 3.000 5.000 3.000 5.000 10.000 3.000 5.000 2.000 3.000 2.000 3.000 3.000 5.000 10.000 15.000 3.000 5.000 3.000 5.000 10.000 3.000 5.000 2.000 3.000 2.000 3.000

Diámetro Vertical (pulg.) 7 1/16 7 1/16 7 1/16 7 1/16 7 1/16 11 11 11 11 11 11 13 5/8 13 5/8 13 5/8 13 5/8 13 5/8 13 5/8 16 3/4 16 3/4 16 3/4 16 3/4 18 3/4 20 3/4 20 3/4 20 3/4 21 1/4 21 1/4 21 1/4 21 1/4 21 1/4 21 1/4 26 3/4 26 3/4 7 1/16 7 1/16 7 1/16 7 1/16 9 9 11 11 11 13 5/8 13 5/8 16 3/4 16 3/4 20 1/4 20 1/4 7 1/16 7 1/16 7 1/16 7 1/16 9 9 11 11 11 13 5/8 13 5/8 16 3/4 16 3/4 20 1/4 20 1/4

Operador Hidráulico (psi) 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 1.500 / 5.000 250 / 1.500 250 / 1.500 250 / 1.500 250 / 1.500 250 / 1.500 250 / 1.500 250 / 1.500 250 / 1.500 250 / 1.500 250 / 1.500 250 / 1.500 250 / 1.500 250 / 1.500 250 / 1.500 250 / 1.500 1.000 / 5.000 1.000 / 5.000 1.000 / 5.000 1.000 / 5.000 1.000 / 5.000 1.000 / 5.000 1.000 / 5.000 1.000 / 5.000 1.000 / 5.000 1.000 / 5.000 1.000 / 5.000 1.000 / 5.000 1.000 / 5.000 1.000 / 5.000 1.000 / 5.000

Galones p/cerrar 1,22 1,22 1,54 1,22 1,22 3,31 3,31 4,23 3,31 4,23 5,54 5,54 5,54 6,78 5,54 6,78 11,70 10,16 10,16 12,03 12,03 24,88 8,11 8,11 9,35 8,11 9,35 20,41 23,19 26,54 30,15 10,50 10,50 3,97 3,97 3,97 3,97 6,85 6,85 6,85 6,85 6,85 10,30 10,30 11,71 11,71 11,71 11,71 0,52 0,52 0,52 0,52 0,90 0.,90 0,90 0,90 0,90 1,52 1,52 1,73 1,73 1,73 1,73

Galones p/abrir 1,17 1,17 1,48 1,17 1,17 3,16 3,16 4,03 3,16 4,03 5,42 5,20 5,20 6,36 5,20 6,36 11,28 9,45 9,45 11,19 11,19 22,99 7,61 7,61 8,77 7,61 8,77 17,78 20,20 24,14 27,42 9,84 9,84 3,46 3,46 3,46 3,46 6,19 6,19 6,19 6,19 6,19 9,38 9,37 10,66 10,66 10,66 10,66 1,05 1,05 1,05 1,05 1,80 1,80 1,80 1,80 1,80 2,70 2,70 3,08 3,08 3,08 3,08

Relación de cierre 6,9:1 6,9:1 6,9:1 6,9:1 6,9:1 7,3:1 7,3:1 7,3:1 7,3:1 7,3:1 9,9:1 7,0:1 7,0:1 7,0:1 7,0:1 7,0:1 6,6:1 6,8:1 6,8:1 6,8:1 6,8:1 7,4:1 7,0:1 7,0:1 7,0:1 7,0:1 7,0:1 5,5:1 5,5:1 7,2:1 7,2:1 7,0:1 7,0:1

VARIABLE

VARIABLE

Relación de apertura 2,3:1 2,3:1 2,3:1 2,3:1 2,3:1 2,5:1 2,5:1 2,5:1 2,5:1 2,5:1 2,2:1 2,3:1 2,3:1 2,2:1 2,3:1 2,2:1 8,9:1 2,3:1 2,3:1 1,9:1 2,3:1 3,6:1 1,3:1 1,3:1 1,2:1 1,3:1 1,2:1 3,0:1 2,3:1 4,1:1 3,1:1 1,0:1 1,0:1 4,9:1 4,9:1 4,9:1 4,9:1 3,44:1 3,44:1 3,44:1 3,44:1 3,44:1 2,3:1 2,3:1 2,3:1 2,3:1 2,3:1 2,3:1 1,5:1 1,5:1 1,5:1 1,5:1 1:1 1:1 1:1 1:1 1:1 2/3:1 2/3:1 2/3.1 2/3:1 2/3:1 2/3:1

201

APÉNDICE B

Tabla B.16 Características Operativas de las BOP a Esclusa CAMERON Modelo o Tipo U-Blind Esclusa con motor de cierre QRC QRC QRC QRC QRC QRC QRC QRC QRC QRC SS SS SS SS SS SS SS SS Tipo F Con operador tipo W2

Tipo F Con operador tipo W

202

Tamaño (pulg.)

Presión de Trabajo (psi max.)

Diámetro Vertical (pulg.)

Operador Hidráulico (psi)

Galones p/cerrar

13 5/8 13 5/8 16 3/4 16 3/4 20 20 6 6 8 8 10 10 12 16 18 20 6 6 8 8 10 10 12 14 6 6 7 7 8 8 10 10 11 12 14 16 16 20 20 6 6 7 7 8 8 10 10 11 12 14 16 16 20 20

5.000 10.000 3.000 5.000 2.000 3.000 3.000 5.000 3.000 5.000 3.000 5.000 3.000 2.000 2.000 2.000 3.000 5.000 3.000 5.000 3.000 5.000 3.000 5.000 3.000 5.000 10.000 15.000 3.000 5.000 3.000 5.000 10.000 3.000 5.000 2.000 3.000 2.000 3.000 3.000 5.000 10.000 15.000 3.000 5.000 3.000 5.000 10.000 3.000 5.000 2.000 3.000 2.000 3.000

13 5/8 13 5/8 16 3/4 16 3/4 20 3/4 20 3/4 7 1/16 7 1/16 9 9 11 11 13 5/8 16 ¾ 17 ¾ 17 ¾ 7 1/16 7 1/16 9 9 11 11 13 5/8 13 5/8 7 1/16 7 1/16 7 1/16 7 1/16 9 9 11 11 11 13 5/8 13 5/8 16 ¾ 16 ¾ 20 1/4 20 1/4 7 1/16 7 1/16 7 1/16 7 1/16 9 9 11 11 11 13 5/8 13 5/8 16 ¾ 16 ¾ 20 1/4 20 1/4

1.500 / 2.500 1.500 / 2.500 1.500 / 2.500 1.500 / 2.500 1.500 / 2.500 1.500 / 2.500 1.500 / 3.000 1.500 / 3.000 1.500 / 3.000 1.500 / 3.000 1.500 / 3.000 1.500 / 3.000 1.500 / 3.000 1.500 / 3.000 1.500 / 3.000 1.500 / 3.000 1.500 / 3.000 1.500 / 3.000 1.500 / 3.000 1.500 / 3.000 1.500 / 3.000 1.500 / 3.000 1.500 / 3.000 1.500 / 3.000 500 / 1.500 500 / 1.500 500 / 1.500 500 / 1.500 500 / 1.500 500 / 1.500 500 / 1.500 500 / 1.500 500 / 1.500 500 / 1.500 500 / 1.500 500 / 1.500 500 / 1.500 500 / 1.500 500 / 1.500 500 / 1.500 500 / 1.500 500 / 1.500 500 / 1.500 500 / 1.500 500 / 1.500 500 / 1.500 500 / 1.500 500 / 1.500 500 / 1.500 500 / 1.500 500 / 1.500 500 / 1.500 500 / 1.500 500 / 1.500

1,16 1,16 1,08 1,08 1,68 1,68 0,81 0,81 2,36 2,36 2,77 2,77 4,42 6,0 6,0 6,0 0,8 0,8 1,5 1,5 1,5 1,5 2,9 2,9 1,5 1,5 1,5 1,5 2,8 2,8 2,8 2,8 2,8 4,1 4,1 5,0 5,0 5,0 5,0 2,3 2,3 2,3 2,3 3,7 3,7 3,7 3,7 3,7 6,8 6,8 7,6 7,6 7,6 7,6

Galones p/abrir 10,9 10,9 11,7 11,7 15,7 15,7 0,95 0,95 2,70 2,70 3,18 3,18 5,10 7,05 7,05 7,05 0,7 0,7 1,3 1,3 1,3 1,3 2,5 2,5 2,3 2,3 2,3 2,3 3,7 3,7 3,7 3,7 3,7 5,3 5,3 6,0 6,0 6,0 6,0 3,05 3,05 3,05 3,05 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 8,1 8,1 9,1 9,1 9,1 9,1

Relación de Relación de cierre apertura 14:1 14:1 9:1 9:1 14:1 14:1 7,75:1 7,75:1 9,05:1 9,05:1 9,05:1 9,05:1 8,64:1 8,64:1 8,64:1 8,64:1 3,8:1 3,8:1 3,9:1 3,9:1 3,9:1 3,9:1 3,7:1 3,7:1

VARIABLE

VARIABLE

2,3:1 2,3:1 1,4:1 1,4:1 1,2:1 1,2:1 1,5:1 1,5:1 1,83:1 1,83:1 1,21:1 1,21:1 1,07:1 0,62:1 0,62:1 0,62:1 1:1 1:1 1:1 1:1 1:1 1:1 1:1 1:1 4,5:1 4,5:1 4,5:1 4,5:1 2,5:1 2,5:1 2,5:1 2,5:1 2,5:1 2:1 2:1 2:1 2:1 2:1 2:1 4,5:1 4,5:1 4,5:1 4,5:1 2,5:1 2,5:1 2,5:1 2,5:1 2,5:1 2:1 2:1 2:1 2:1 2:1 2:1

Escuela Argentina de Control de Surgencia

Mendoza - Argentina

Tabla B.16 Características Operativas de las BOP a Esclusa (continuación) HYDRIL Modelo o Tipo Cierre Manual Cierre Automático Cierre Manual Cierre Automático Cierre Manual Cierre Automático Cierre Manual Cierre Automático Tubo cierre manual Corte cierre manual Tubo cierre automático Corte cierre automático Tubo cierre manual Corte cierre manual Tubo cierre automático Corte cierre automático Tubo cierre manual Corte cierre manual Tubo cierre automático Corte cierre automático Tubo cierre manual Corte cierre manual Tubo cierre automático Corte cierre automático Tubo cierre manual Corte cierre manual Tubo cierre automático Corte cierre automático Tubo cierre manual Corte cierre manual Tubo cierre automático Corte cierre automático

Tamaño (pulg.)

Presión de Trabajo (psi max.)

Diámetro Vertical (pulg.)

Operador Hidráulico (psi)

Galones p/cerrar

Galones p/abrir

Relación de Relación de cierre apertura

6

3.000

7 1/16

750 / 3.000

1,2

1,3

5,32:1

N.A.

6

3.000

7 1/16

600 / 3.000

1,5

1,3

6,75:1

N.A.

6

5.000

7 1/16

1175 / 3.000

1,2

1,3

5,32:1

N.A.

6

5.000

1

7 /16

950 / 3.000

1,5

1,3

6,75:1

N.A.

10

3.000

11

550 / 3.000

3,3

3,2

6,00:1

N.A.

10

3.000

11

500 / 3.000

3,8

3,2

6,85:1

N.A.

10

5.000

11

850 / 3.000

3,3

3,2

6,0:1

N.A.

10

5.000

11

750 / 3.000

3,8

3,2

6,85:1

N.A.

11

10.000

11

1050 / 3.000

11,8

11,8

10,2:1

N.A.

11

10.000

11

1050 / 3.000

11,8

11,8

10,2:1

N.A.

11

10.000

11

1050 / 3.000

12,9

11,8

10,56:1

N.A.

11

10.000

11

1050 / 3.000

12,9

11,8

10,56:1

N.A.

12

2.000

13 5/8

700 / 3.000

5,4

4,9

4,75:1

N.A.

5

12

2.000

13 /8

400 / 3.000

11,5

11,2

10,14:1

N.A.

12

2.000

13 5/8

700 / 3.000

5,9

4,9

N.A.

12

2.000

13 5/8

400 / 3.000

12,0

11,2

5,2:1 1 0,56:1

13 5/8

5.000

13 5/8

1050 / 3.000

5,4

4,9

4,75:1

N.A.

13 5/8

5.000

13 5/8

600 / 3.000

11,5

11,2

10,14:1

N.A.

5

5

N.A.

13 /8

5.000

13 /8

1050 / 3.000

5,9

4,9

5,2:1

N.A.

13 5/8

5.000

13 5/8

600 / 3.000

12,0

11,2

10,56:1

N.A.

13 5/8

10.000

13 5/8

1050 / 3.000

11,8

11,8

10,2:1

N.A.

13 5/8

10.000

13 5/8

1050 / 3.000

11,8

11,8

10,2:1

N.A.

13 5/8

10.000

13 5/8

1050 / 3.000

12,9

11,8

10,56:1

N.A.

5

5

13 /8

10.000

13 /8

1050 / 3.000

12,9

11,8

10,56:1

N.A.

16 3/4

10.000

16 3/4

1050 / 3.000

15,0

14,1

10,2:1

N.A.

3

3

16 /4

10.000

16 /4

1050 / 3.000

15,0

14,1

10,2:1

N.A.

16 3/4

10.000

16 3/4

1050 / 3.000

15,6

14,1

10,56:1

N.A.

16 3/4

10.000

16 3/4

1050 / 3.000

15,6

14,1

10,56:1

N.A.

3

3

18 /4

10.000

18 /4

1050 / 3.000

16,4

15,6

10,2:1

N.A.

18 3/4

10.000

18 3/4

1050 / 3.000

16,4

15,6

10,2:1

N.A.

18 3/4

10.000

18 3/4

1050 / 3.000

17,1

15,6

10,56:1

N.A.

18 3/4

10.000

18 3/4

1050 / 3.000

17,1

15,6

10,56:1

N.A.

203

APÉNDICE B

Tabla B.16 Características Operativas de las BOP a Esclusa (continuación) HYDRIL Modelo o Tipo

Tamaño (pulg.)

Presión de Trabajo (psi max.)

Diámetro Vertical (pulg.)

Operador Hidráulico (psi)

20

2.000

21 1/4

500 / 3.000

8,1

7,2

4,74:1

N.A.

20

2.000

21 1/4

300 / 3.000

17,2

16,3

10,14:1

N.A.

20

2.000

21 1/4

1050 / 3.000

8,9

7,2

5,2:1

N.A.

Tubo cierre manual Corte cierre manual Tubo cierre automático Corte cierre automático Tubo cierre manual Corte cierre manual Tubo cierre automático Corte cierre automático

1

Galones p/cerrar

Galones p/abrir

Relación de Relación de cierre apertura

20

2.000

21 /4

1050 / 3.000

18,0

16,3

10,56:1

N.A.

20

3.000

20 3/4

500 / 3.000

8,1

7,2

4,74:1

N.A.

20

3.000

20 3/4

300 / 3.000

17,2

16,3

10,14:1

N.A.

20

3.000

20 3/4

1050 / 3.000

8,9

7,2

5,2:1

N.A.

20

3.000

20 3/4

1050 / 3.000

18,0

16,3

10,56:1

N.A.

NL SHAFFER Modelo o Tipo LWS Con cierre manual

Tipo LWP SL y LWS Postlock

Tipos B&E

204

Presión de Trabajo (psi max.)

Diámetro Vertical (pulg.)

Operador Hidráulico (psi)

4 1/16 6 7 1/16 7 1/16 8 10 10 11 12 13 5/8 13 5/8 16 3/4 20 20

10.000 5.000 10.000 15.000 5.000 3.000 5.000 10.000 3.000 5.000 10.000 5.000 2.000 3.000

4 1/16 7 1/16 7 1/16 7 1/16 9 11 11 11 13 5/8 13 5/8 13 5/8 16 3/4 21 1/4 21 1/4

1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000

0,59 1,19 6,35 6,35 2,58 1,74 2,98 8,23 4,35 4,35 11,56 13,97 5,07 5,07

0,52 0,99 5,89 5,89 2,27 1,45 2,62 7,0 5,30 5,30 10,52 12,71 4,46 4,46

8,45:1 4,45:1 10,63:1 10,63:1 5,57:1 4,45:1 5,57:1 7,11:1 8,16:1 8,16:1 10,85:1 10,85:1 5,57:1 5,57:1

4,74:1 1,82:1 19,40:1 19,40:1 3,00:1 1,16:1 2,09:1 3,44:1 1,74:1 1,74:1 3,48:1 3,61:1 0,78:1 0,78:1

6 8

3.000 3.000

7 1/16 9

1500 / 3000 1500 / 3000

0,55 0,77

0,51 0,68

4:1 4:1

2,5:1 1,81:1

11* 13 5/8 13 5/8* 13 5/8* 16 3/4 16 3/4 18 3/4* 20 20* 20 20* 21 1/4* 6 6 8 8 10 10 12 14 16

10.000 5.000 5.000 10.000 5.000 10.000 10.000 2.000 2.000 3.000 3.000 10.000 3.000 5.000 3.000 5.000 3.000 5.000 3.000 5.000 2.000

11 13 5/8 13 5/8 13 5/8 16 3/4 16 3/4 18 3/4 21 1/4 21 1/4 21 1/4 21 1/4 21 1/4 7 1/16 7 1/16 9 9 11 11 13 5/8 13 5/8 15 1/2

1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000 1500 / 3000

8,23 4,35 11,56 11,56 13,97 14,47 15,30 7,80 16,88 7,80 16,88 16,05 2,75 2,75 2,75 2,75 3,25 3,25 3,55 3,55 3,65

7,0 5,30 10,52 10,52 12,60 12,50 13,21 6,86 15,35 6,86 15,35 13,86 2,3 2,3 2,3 2,3 2,7 2,7 2,9 2,9 3,0

7,1:11 8,16:1 10,85:1 10,85:1 11,85:1 7,11:1 7,11:1 8,16:1 10,85:1 8,16:1 10,85:1 7,11:1 6:1 6:1 6:1 6:1 6:1 6:1 6:1 6:1 6:1

3,44:1 1,74:1 3,48:1 3,48:1 2,45:1 2,05:1 1,83:1 1,15:1 2,52:1 1,15:1 2,52:1 1,63:1 2,57:1 2,57:1 1,89:1 1,89:1 1,51:1 1,35:1 1,14:1 1,14:1 1,05:1

Tamaño (pulg.)

Galones p/cerrar

Galones p/abrir

Relación de Relación de cierre apertura

Escuela Argentina de Control de Surgencia

Mendoza - Argentina

Apéndice C

ECUACIONES

205

APÉNDICE C

206

Escuela Argentina de Control de Surgencia

Mendoza - Argentina

APÉNDICE C ECUACIONES Las ecuaciones que aparecen en el texto están ordenadas alfabéticamente en el presente apéndice. El número de ecuación asignado en el texto se corresponde con el número entre paréntesis. CAÍDA DE PRESIÓN EN EL FONDO DE POZO ∆Pf = ∆PCA + (Vf x Ph1 bbl)

(Ec. 52)

donde ∆Pf ∆PCA Vf Ph1 bbl

= variación de la presión del fondo del pozo luego de extraer el fluido, psi = variación de la presión de cierre de anular después que se extrae el fluido, psi = volumen de fluido extraído, bbl = presión ejercida por barril de lodo, psi/bbl.

CAPACIDAD DEL POZO C =

φi2 ÷ 1.029,4

(Ec. 37)

donde C

= capacidad del sondeo, portamechas o del pozo entubado o abierto, bbl/pie

φi

= diámetro interior del sondeo, portamechas o del pozo entubado o abierto, pulg.

CAUDAL DE FLUJO Q = (0,007 x md x ∆p x L) ÷ (µ x ln (Rd ÷ Rp) x 1.440)

(Ec. 8)

donde: Q md ∆p L µ Rd Rp

= caudal, (bbl/min) = permeabilidad; milidarcys (md) = presión diferencial, psi = longitud de sección abierta de drenaje del pozo, pie = viscosidad de gas ingresante, cp = radio de drenaje, pie = radio del pozo, pie.

COLCHÓN DE AGUA La = dP ÷ Gf

(Ec. 59)

donde La dP Gf

= longitud del colchón de agua, pie = diferencial de presión, psi = gradiente del fluido, psi/pie

DENSIDAD DE LODO EQUIVALENTE dezap = Pfe ÷ 0,052 ÷ hzap

(Ec. 60)

donde dezap Pfe hzap

= densidad de lodo equivalente en el zapato del casing, ppg = presión por fricción en la tubería de estrangulación, psi = profundidad del zapato del casing, pie

207

APÉNDICE C

DENSIDAD DEL APORTE dsurg = dL - [(PCA - PCS) ÷ (hsurg x 0,052)]

(Ec. 19)

donde dsurg dL PCA PCS hsurg

= densidad de la surgencia, ppg = densidad de lodo, ppg = presión de cierre del anular, psi = presión de cierre del sondeo, psi = altura de la surgencia en el anular, pies

DENSIDAD DEL LODO dL = GLodo÷ 0,052

(Ec. 4)

donde dL GLodo

= densidad del lodo, ppg = gradiente del lodo, psi/pie

∆dL = ∆Pf ÷ 0,052 ÷ h

(Ec. 11)

donde ∆dL ∆Pf h

= aumento de densidad de lodo, ppg = aumento deseado de presión de fondo de pozo, psi = profundidad vertical verdadera, pie

∆dL = PCS ÷ h ÷ 0,052

(Ec. 22)

donde ∆dL PCS h

= incremento de densidad de lodo, ppg = presión de cierre del sondeo, psi = profundidad vertical verdadera, pies.

dAH = dL + ∆dL

(Ec. 23)

donde dAH dL ∆dL

= densidad de lodo de ahogue, ppg = densidad de lodo original, ppg = incremento de la densidad de lodo, ppg.

bb100 = 1.470 (dl2 - dL) ÷ (35- dl2)

(Ec. 48)

donde bb100 dl2 dL

= bolsas de baritina a agregar por 100 bbl de lodo = densidad de lodo deseada, ppg = densidad de lodo original o inicial, ppg.

DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN DEC = dL + (Ppa ÷ 0,052 ÷ h) donde DEC dL Ppa h 208

= densidad equivalente de circulación, ppg = densidad del lodo, ppg = pérdida de presión en el anular, psi = profundidad vertical real, pie

(Ec. 7)

Escuela Argentina de Control de Surgencia

Mendoza - Argentina

DESPLAZAMIENTO DE BOMBA Db = 0,000162 x Le [(2 x φp2) – φv2] 0,90

(Ec. 35)

donde Db Le φp φv

= desplazamiento de la bomba, bbl/e = longitud de la embolada, pulg. = diámetro de pistón, pulg. = diámetro del vástago, pulg.

Db = 0,000243 φp2 Lemb

(Ec. 36)

donde Db

= desplazamiento de la bomba, bbl/e

φp

= diámetro del pistón, pulg. = longitud de la embolada, pulg.

Lemb

EMBOLADAS DE SUPERFICIE AL TRÉPANO N° emb sondeo = Cs x Ls ÷ Db

(Ec. 32)

donde N° emb sondeo = número de emboladas desde la superficie al trépano para desplazar lodo en el sondeo Cs = capacidad del sondeo, bbl/pie Ls = longitud del sondeo, pies Db = desplazamiento de la bomba, bbl/e, N° emb pm = Cpm x Lpm ÷ Db (Ec. 33) donde N° emb pm = número de emboladas desde la superficie al trépano para desplazar lodo por los portamechas desde donde comienzan éstos hasta el trépano. Cpm = capacidad de los portamechas, bbl/pie Lpm = longitud de los portamechas, pies Db = desplazamiento de la bomba, bbl/e. EMBOLADAS DE TRÉPANO A SUPERFICIE ETS = [(φp2 – φepm2) ÷ 1029,4 x (Lpm ÷ Db)] + [(φp2 – φes2) ÷ 1029,4 x (Ls ÷ Db)] (Ec. 39) donde ETS

= número de emboladas de la bomba desde el trépano a la superficie

φp φepm

= diámetro del pozo, pulg.

Lpm Db

φes Ls

= diámetro exterior de los portamechas, pulg.. = longitud de los portamechas, pies = desplazamiento de la bomba, bbl/e = diámetro exterior del sondeo, pulg. = longitud del sondeo, pies

209

APÉNDICE C

FACTOR DE FLOTACIÓN Ff = (65,5 – dL) ÷ 65,5

(Ec. 54)

donde Ff dL

= Factor de flotación (adimensional) = Densidad del lodo, ppg.

FLUIDO UTILIZABLE DE ACUMULADOR Vu = Vs x (Pp ÷ Pa) x (Pa ÷ Pr - 1)

(Ec.62)

donde Vu Vs Pp Pa Pr

= volumen de fluido utilizable, gal = volumen de fluidos en el sistema (fluido más Nitrógeno), gal = presión de precarga, psi = presión total del acumulador, psi = presión requerida para cerrar el preventor, psi.

FUERZA DE EXPULSIÓN DEL POZO FE = (φec)2 x 0,7854 x PCA + F.

(Ec. 53)

donde FE

= Fuerza de empuje del pozo, lb.

PCA F

= Diámetro exterior de la cupla, pulg.. = Presión de cierre en el anular, psi. = Factor de fricción (1000 lb).

φec

Ls = FE ÷ (Ws x Ff)

(Ec. 55)

donde Ls FE Ws Ff

= Longitud de sondeo, pies. = Fuerza de empuje del pozo, lb. = Peso del sondeo, lb/pie. = factor de flotación.

FE = (φes)2 x 0,7854 x PCA + F

(Ec. 58)

donde: FE

= Empuje del pozo, lb.

PCA F

= Diámetro exterior del sondeo, pulg.. = Presión de cierre anular, psi. = Factor de fricción estimado en 1.000 lbs

φes

GANANCIA DE ALTURA DEL FLUIDO h = Ls x (Cs + Ds) ÷ CA donde: h Ls Cs Ds 210

= ganancia de altura (pies). = longitud de sondeo bajado (pie). = capacidad del sondeo (bbl/pie). = desplazamiento del sondeo (bbl/pie).

(Ec. 57)

Escuela Argentina de Control de Surgencia

CA

Mendoza - Argentina

= capacidad anular (bbl/pie).

GANANCIA MÁXIMA DE PILETA GMPsg = 4 PFOR x GP x CA ÷ d AH

(Ec. 25)

donde GMPsg = ganancia máxima de pileta por la surgencia de un gas, bbl PFOR = presión de la formación, psi GP = ganancia de pileta inicial, bbl CA = capacidad del anular, bbl/pie dAH = densidad de lodo de ahogue, ppg. GRADIENTE DEL LODO GLodo = dL x C

(Ec. 2)

donde: GLodo dL C

= gradiente del lodo, psi/pie = densidad del lodo, ppg = constante (el valor depende de la unidad usada para expresar la densidad del lodo)

INCREMENTO DEL VOLUMEN DE LODO Vi = bb ÷ 14,9

(Ec. 50)

donde Vi bb

= volumen del incremento, bbl = número de bolsas de baritina agregadas al sistema.

MARGEN DE MANIOBRA Mm = yp ÷ [11,7 x (φp –φes)]

(Ec. 12)

donde: Mm

yp

φp φes

= margen de maniobra, ppg = punto de fluencia, lb/100 pie2 = diámetro del pozo, pulg. = diámetro exterior del sondeo, pulg.

MIGRACIÓN DE GAS Vmg = ∆PCA ÷ GLodo

(Ec. 29)

donde Vmg = velocidad de migración del gas, pie/h ∆PCA = cambio en la PCA después de 1 h, psi GLodo = gradiente de lodo, psi/pie PÉRDIDA DE PRESIÓN Pptm = Glodo x (Cs + Ds) ÷ [Cc - (Cs + Ds)]

(Ec .9)

donde Pptm Glodo

= Presión Perdida por cada pie de tubo retirado mojado, psi = gradiente de lodo, psi/pie 211

APÉNDICE C

Cs Ds Cc

= capacidad del sondeo, bbl/pie = desplazamiento del sondeo, bbl/pie = capacidad de casing o pozo, bbl/pie.

Ppts = (Glodo x Ds) ÷ (Cc - Ds)

(Ec. 10)

donde Ppts Glodo Ds Cc

= presión perdida por cada pie de tubería retirada seca, psi = gradiente de lodo, psi/pie = desplazamiento del sondeo, bbl/pie = capacidad de casing o pozo, bbl/pie.

PÉRDIDA DE PRESIÓN ANULAR Ppa

= (1,4327 x 10-7 x dL x V2 x L) ÷ (φh – φes)

Ppa dL V L φp φes

= pérdida de presión anular, psi = densidad del lodo, ppg = velocidad del lodo, pies/minutos = longitud de la tubería de perforación, pies = diámetro del pozo, pulg. = diámetro externo de la tubería, pulg.

(Ec. 5)

donde

Ppa = {(Lpm x yp) ÷ [225 x (φp- φes)]} + {(Ls x µ x V) ÷ [1500 x (φp – φes)2]}

(Ec. 5)

donde Ppa Ls yp µ V φp φes

= pérdida de presión anular, psi = longitud de la tubería de perforación, pies = punto de fIuencia del lodo, Ib/100pies2 = viscosidad plástica del lodo, centipoises (cp) = velocidad del lodo en el anular, pies/segundo (pies/seg) = diámetro del pozo, pulg. = diámetro exterior de la tubería, pulg.

PRESIÓN DE CIERRE ∆PC = [(0,052 x dL x hw) - (0,45 x hw)] ÷ Rc

(Ec. 61)

donde ∆PC dL hw Rc

= incremento de presión de cierre, psi = densidad de lodo, ppg = profundidad de agua, pie = relación de cierre para el preventor utilizado (ej., 4,74 para el Hydril GK 5.000, 135/8).

PRESIÓN DE CIERRE DEL ANULAR PCA = PFOR – Phlodo – Phsurg

(Ec. 18)

donde PCA PFOR Phlodo Psurg

212

= presión de cierre del anular, psi = presión de formación, psi = presión hidrostática desde el techo de la surgencia hasta la superficie, psi = presión del fluido de surgencia, psi.

Escuela Argentina de Control de Surgencia

PCA2

= ∆Vp x Ph1 bbl + PCA1

PCA2 ∆Vp Ph1 bbl PCA1

= Nueva presión de cierre anular, psi. = Variación del volumen en piletas, bbl. = Presión por bbl de lodo, psi. = Presión de cierre anular inicial, psi.

Mendoza - Argentina

(Ec. 56)

donde

PRESIÓN DE CIRCULACIÓN PC2 = PC1 x dl2 ÷ dl1

(Ec. 20)

donde PC2 PC1 dl2 dl1

= Presión de Circulación Nueva, psi = Presión de Circulación Vieja, psi = Densidad del Lodo Nuevo, ppg = Densidad del Lodo Original, ppg.

PRESIÓN DE FORMACIÓN PFOR = Ph + PCS

(Ec. 2l)

donde PFOR Ph PCS

= presión de la formación, psi = presión hidrostática, psi = presión de cierre del sondeo, psi.

PRESIÓN DE GAS P1 x V1 ÷ T1 = P2 x V2 ÷ T2

(Ec. 26)

donde P1 P2 V1 V2 T1 T2

= presión de la formación, psi = presión hidrostática a cualquier profundidad en el pozo, psi = ganancia de pileta original, bbl = volumen del gas a la misma profundidad a la que se toma P2, bbl = temperatura del fluido de la formación, grados Rankine (ºR = °F + 460) = temperatura del fluido de la formación en la misma profundidad en que se toma P2 y V2, °R

P1 x V1 ÷ T1 x Z1 = P2 x V2 ÷ T2 x Z2

(Ec. 27)

donde Z1 Z2

= factor de compresibilidad bajo presión en la formación, adimensional = factor de compresibilidad en las mismas condiciones de P2, V2 y T2, adimensional.

P1 x V1 = P2 x V2

(Ec. 28)

donde P1 P2 V1 V2

= presión de la formación, psi = presión hidrostática a cualquier profundidad en el pozo, psi = ganancia de pileta original, bbl = volumen de gas a la misma profundidad en que se toma P2, bbl.

213

APÉNDICE C

PRESIÓN DE PRUEBA DE SUPERFICIE PPS = (de -dL) x 0,052 x hzap

(Ec. 44)

donde PPS de dL hzap

= presión de prueba en superficie, psi = densidad de lodo equivalente, ppg = densidad de lodo en el pozo, ppg = profundidad vertical verdadera del zapato del casing, pies.

PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN PFC = PRC x ( dAH ÷ dL)

(Ec. 41)

donde PFC PRC dL dAH

= presión final de circulación, psi = presión reducida de circulación, psi = densidad del lodo original, ppg = densidad de lodo de ahogue, ppg.

PRESIÓN HIDROSTÁTICA Ph = C x dL x h

(Ec. 1)

donde Ph C dL h

= presión hidrostática en psi = constante (el valor depende de la unidad usada para expresar la densidad del lodo) = densidad del lodo en ppg u otras unidades = profundidad vertical verdadera o real en pie (pies)

Ph = GLodo x h

(Ec. 3)

donde Ph GLodo h

= presión hidrostática en psi = gradiente del lodo, psi/pie = profundidad vertical verdadera, pie (pies)

Ph1 = 0,052 x de x hzap

(Ec. 45)

Ph2 = 0,052 x dL x hzap

(Ec. 46)

PPS = Ph1 - Ph2

(Ec. 47)

donde Ph1 de hzap Ph2 dL PPS

= presión hidrostática, psi = densidad de lodo equivalente, ppg = profundidad vertical verdadera del zapato del casing, pies. = presión hidrostática, psi = densidad de lodo en el pozo, ppg = presión de prueba en superficie, psi.

Ph1 bbl = (dL x 0,052) ÷ CA 214

(Ec. 51)

Escuela Argentina de Control de Surgencia

Mendoza - Argentina

donde Ph1 bbl = psi/bbl de lodo dL = densidad de lodo, ppg CA = capacidad anular, bbl/pie PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN PIC = PRC + PCS

(Ec. 31)

donde PIC PRC PCS

= presión inicial de circulación, psi = presión reducida de circulación, psi = presión de cierre de sondeo, psi

PRESIÓN MÁXIMA DE SUPERFICIE

MPSsg = 0, 2 x (PFOR x GP x d AH ) ÷ CA

(Ec. 24)

donde MPSsg PFOR GP dAH CA

= máxima presión de superficie de una surgencia de gas, psi = presión de la formación, psi = ganancia inicial de pileta, bbl = densidad de lodo para ahogar el pozo, ppg = capacidad anular, bbl/pie

PRESIÓN PARA ROMPER LA FUERZA DEL GEL Pg = (γ ÷ 300 ÷ φis) x Ls

(Ec. 13)

donde Pg

= presión requerida para vencer la resistencia de gel, psi

γ φis

= 10 min de resistencia de gel de fluido de perforación, lb/100 pie2

Ls

= diámetro interno de barra de sondeo, pulg. = longitud de barra de sondeo, pie.

Pg = Ls (γ ÷ 300 φis)

(Ec. 42)

donde Pg Ls γ

= presión requerida para vencer la resistencia de gel, psi = longitud del sondeo, pies = resistencia de gel 10-min del lodo, lb/100 pie2

φis

= diámetro interior del sondeo, pulg.

Pg = Ls x [γ ÷ 300 x (φp - φes)]

(Ec. 43)

donde Pg = presión requerida para vencer la resistencia de gel, psi Ls = longitud de la columna de sondeo, pies γ = 10 min. de resistencia de gel del lodo, lb/100pies2

φp φes

= diámetro del pozo, pulg. = diámetro exterior del sondeo, pulg. 215

APÉNDICE C

REDUCCIÓN EN LA PRESIÓN DEL FONDO DE POZO ∆Pf = (Glodo ÷ CA) GP

(Ec. 14)

donde: ∆Pf Glodo

CA GP

= reducción en presión de fondo de pozo, psi = gradiente de lodo, psi/pie = capacidad anular, bbl/pie = ganancia de pileta, bbl

TIEMPO DESDE LA SUPERFICIE AL FONDO tsup-trep = N° embsup-trep ÷ epm

(Ec. 34)

donde tsup-trep N° embsup-trep epm ttrep-sup

= tiempo desde la superficie al trépano, min. = número de emboladas desde la superficie al trépano = régimen de la bomba, epm

= N° embtrep-sup ÷ epm

(Ec. 40)

donde ttrep-sup = tiempo desde el trépano a la superficie, min N° embtrep-sup = número de emboladas desde el trépano a la superficie epm = régimen de la bomba, epm. PRESIÓN DE CIRCULACIÓN Vs. RÉGIMEN DE LA BOMBA P2 = P1 x epm22 ÷ epm12

(Ec. 30)

donde P1 P2 epm1 epm2

= presión original de la bomba a emb1, psi = presión reducida o aumentada de la bomba a emb2, psi = régimen original de la bomba, epm = régimen reducido o incremento, epm

VELOCIDAD DE PENETRACIÓN R ÷ N = a x (Wtd ÷ φt)

(Ec. 15)

donde R N a Wt d

= velocidad de penetración, pie/hr = velocidad rotativa, rpm = una constante sin dimensiones = peso sobre el trépano, lb. = exponente en la ecuación general de perforación, adimensional

φt

= diámetro del trépano, pulg.

d = log(R ÷ 60N) ÷ log(12Wt ÷ 1000 φt) donde d 216

= exponente d; adimensional

(Ec. 16)

Escuela Argentina de Control de Surgencia

R N Wt

φt

Mendoza - Argentina

= velocidad de penetración, pie/hr = velocidad rotativa, rpm = peso sobre el trépano, 1000 lb. = diámetro del trépano, pulg.

dc = d x (dl1 ÷ dl2)

(Ec. 17)

donde d dc dl1 dl2

= exponente d; adimensional = exponente d corregido = densidad normal del lodo, 9,0 ppg = densidad actual del lodo, ppg

VOLUMEN ALMACENADO Va = Vu ÷ [(Pp ÷ Pr) - (Pp ÷ Pa)]

(Ec.63)

donde Va Vu Pp Pr Pa

= volumen de fluido almacenado, gal = volumen de fluido utilizable, gal = presión de precarga, psi = presión de cierre requerida, psi = presión total del acumulador, psi.

VOLUMEN ANULAR CA = (φIh2 – φEs2) ÷1.029,4

(Ec. 38)

donde CA φip

= capacidad anular, bbl/pie = diámetro interior del pozo abierto o entubado, pulg.

φes

= diámetro exterior del sondeo o de los portamechas de perforación, pulg.

VOLUMEN DEL TANQUE DE LODO Vtke = ltke x atke x htke ÷ 5,614

(Ec. 49)

donde Vtkel ltke atke htke

= volumen del tanque de lodo, bbl = longitud del tanque de lodo, pies = ancho del tanque de lodo, pies = altura del tanque de lodo, pies

217

APÉNDICE C

FÓRMULAS USADAS * FÓRMULAS PARA EL USO CON LA CALCULADORA

ECUACIONES

UNIDADES

DENSIDAD

PESO v

d=

d

* d = PESO / v

kg kg/l = l

= densidad (kg/l o ppg)

PESO = peso (kg o lb) v

= volumen (l o galón)

lb galón

ppg (lb/galón) = PESO

PESO = d x v kg = kg/l lb = ppg (lb/galón) x galón

PESO = peso (kg o lb) d

= densidad (kg/l o ppg)

v

= volumen (l o galón)

p

= presión (kg/cm2 o psi)

F

= fuerza (kg o lb)

s

= superficie (cm2 o pulg2)

F

= fuerza (kg o lb)

p

= presión (kg/cm2 o psi)

s

= superficie (cm2 o pulg2)

PRESIÓN

p=

F s

*p=F/s kg kg/cm = cm 2 2

psi (lb/pulg 2 ) =

lb pulg 2

FUERZA

F=pxs kg = kg/cm 2 x cm 2 lb = psi (lb/pulg 2 ) x pulg 2

218

Escuela Argentina de Control de Surgencia

Mendoza - Argentina

ECUACIONES

UNIDADES

PRESIÓN HIDROSTÁTICA

Ph = c x d x h

Ph = presión hidrostática (kg/cm2 o psi) c

= constante (0.1 o 0.052)

(Ec. 1)

d

= densidad (kg/l o ppg)

kg/cm 2 = 0.1 x kg/l xm

h

= profundidad vertical (m o pie)

d

= densidad (kg/l o ppg)

psi (lb/pulg 2 ) = 0.052 x ppg (lb/galón) x pie DENSIDAD

d=

Ph cxh

Ph = presión hidrostática (kg/cm2 o psi)

* d = Ph / c / h kg/cm 2 kg/l = 0.1 x m ppg (lb/galón) =

c

= constante (0.1 o 0.052)

h

= profundidad vertical (m o pie)

h

= profundidad vertical (m o pie)

psi 0.052 x pie

PROFUNDIDAD VERTICAL

h=

Ph cxd

Ph = presión hidrostática (kg/cm2 o psi)

* h = Ph / c / d

kg/cm 2 m= 0.1 x kg/l pie =

c

= constante (0.1 o 0.052)

d

= densidad (kg/l o ppg)

psi 0.052 x ppg (lb/galón)

PRESIÓN DE FONDO

Pf = Ps + Ph kg/cm 2 = kg/cm 2 + kg/cm 2 psi = psi + psi

Pf = presión de fondo (kg/cm2 o psi) Ps = presión de superficie (kg/cm2 o psi) Ph = presión hidrostática (kg/cm2 o psi)

219

APÉNDICE C

ECUACIONES DENSIDAD EQUIVALENTE DEL LODO

Pf de = cxh * de = Pf / c / h

d

= densidad equivalente del lodo (kg/l o ppg)

Pf = presión de fondo (kg/cm2 o psi) c

= constante (0.1 o 0.052)

h

= profundidad de fondo (m o pie)

Genericamente Pf = presión en un punto del pozo (kg/cm2 o psi)

2

kg/l =

UNIDADES

kg/cm 0.1 x m

h

ppg (lb/galón) =

= profundidad de ese punto del pozo (m o pie)

psi 0.052 x pie

PRESIÓN DE FORMACIÓN

PFOR = Ps + Ph (Ec. 21)

PFOR = presión de formación (kg/cm2 o psi) Ps

= presión de superficie (kg/cm2 o psi)

Ph

= presión hidrostática (kg/cm2 o psi)

kg/cm 2 = kg/cm 2 + kg/cm 2 psi = psi + psi

PFOR = G FOR x h FOR kg/cm 2 xm m psi psi (lb/pulg 2 ) = x pie pie kg/cm 2 =

PFOR

= presión de formación (kg/cm2 o psi)

GFOR = gradiente de presión (kg/cm2/m o psi/ pie) hFOR

= profundidad de la formación (m o pie)

dAH

= densidad de ahogue (kg/l o ppg)

DENSIDAD DE AHOGUE

d AH =

PFOR c x h FOR

* d AH = PFOR / c / h FOR (Ec. 23)

kg/cm 0.1 x m

ppg (lb/galón) =

220

c

= constante (0.1 o 0.052)

hFOR = profundidad de formación (m o pie) 2

kg/l =

PFOR = presión de formación (kg/cm2 o psi)

psi 0.052 x pie

Escuela Argentina de Control de Surgencia

Mendoza - Argentina

ECUACIONES

d AH = dl +

UNIDADES

PCS c x h FOR

* d AH = dl + (PCS / c / h FOR )

dAH

= densidad de ahogue (kg/l o ppg)

dl

= densidad de lodo original (kg/l o ppg)

PCS = presión de cierre de sondeo (kg/cm2 o psi) (Ec. 22-23)

c

hFOR = profundidad de formación (m o pie)

kg/cm 2 kg/l = kg + 0.1 x m ppg (lb/galón) = ppg +

= constante (0.1 o 0.052)

psi 0.052 x pie

GRADIENTE DE FORMACIÓN

G FOR =

PFOR h FOR

* G FOR = PFOR / h FOR

GFOR = gradiente de presión (kg/cm2/m o psi/ pie) PFOR = presión de formación (kg/cm2 o psi) hFOR

= profundidad de la formación (m o pie)

kg/cm 2 kg/cm 2 = m m 2 psi (lb/pulg ) psi = pie pie GRADIENTE DEL FLUIDO

G lodo = c x d Glodo = gradiente de lodo (kg/cm2/m o psi/ pie)

(Ec. 2) 2

kg/cm = 0.1 x kg/l m psi (lb/pulg 2 ) = 0.052 x ppg pie

c

= constante (0.1 o 0.052)

d

= densidad de lodo (kg/l o ppg)

221

APÉNDICE C

ECUACIONES

UNIDADES

PRESIÓN DE CIRCULACIÓN (FRICCIÓN EN FUNCIÓN DE LA DENSIDAD)

P2 = P1 x

P1 = presión de fricción inicial (kg/cm2 o psi)

dl 2 dl1

P2 = presión de fricción final (kg/cm2 o psi) d1 = densidad de lodo inicial (kg/l o ppg)

* P2 = P1 x dl 2 / dl1

DENSIDAD DEL TAPÓN DE MANIOBRA

dl x (h t +ha ) dt = ht * d t = dl x (h t + ha ) / h t

ALTURA DEL TAPÓN DE MANIOBRA

dl h t = ha x (d t - dl) * h t = ha x dl / (d t - dl)

d2

= densidad de lodo final (kg/l o ppg)

dt

= densidad del tapón (kg/l o ppg)

dl

= densidad de lodo (kg/l o ppg)

ht

= altura del tapón (m o pie)

ha

= altura del aire (m o pie)

ha

= altura del aire (m o pie)

ht

= altura del tapón (m o pie)

dl

= densidad de lodo (kg/l o ppg)

dt

= densidad del tapón (kg/l o ppg)

ht

= altura del tapón (m o pie)

ha

= altura del aire (m o pie)

dl

= densidad de lodo (kg/l o ppg)

dt

= densidad del tapón (kg/l o ppg)

ALTURA DE AIRE CON TAPÓN DE MANIOBRA

ha = ht x

(d t - dl) dl

* ha = h t x (d t - dl) / dl

PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN

PFC = PRC x

d AH dl

* PFC = PRC x d AH / dl

222

PFC = presión final de circulación (kg/cm2 o psi) PRC = presión reducida (kg/cm2 o psi) dAH = densidad de ahogue (kg/l o ppg) dl

= densidad de lodo original (kg/l o ppg)

Escuela Argentina de Control de Surgencia

Mendoza - Argentina

ECUACIONES PRESIÓN DE ADMISIÓN

PAD = Ps + Ph kg/cm 2 = kg/cm 2 + kg/cm 2 psi = psi + psi

UNIDADES

PAD = presión de admisión (kg/cm2 o psi) Ps

= presión de prueba en superficie (kg/cm2 o

psi) Ph

= presión hidrostática (kg/cm2 o psi)

GRADIENTE DE ADMISIÓN

G AD =

PAD h FOR GAD = gradiente de admisión (kg/cm2/m o psi/ pie)

* G AD = PAD / h FOR 2

2

kg/cm kg/cm = m m 2 psi (lb/pulg ) psi = pie pie DENSIDAD EQUIVALENTE DE ADMISIÓN

deAD =

PAD c x h FOR

PAD = presión de admisión (kg/cm2 o psi) hFOR

deAD = densidad equivalente de admisión (kg/l o ppg) PAD = presión de admisión (kg/cm2 o psi) c

* deAH = PAD / c / h FOR

MÁXIMA PRESIÓN DE SUPERFICIE

MAPS = PAD - Ph PAD

= c x h zap x de

Ph

= c x h zap x dl

= profundidad de la formación (m o pie)

= constante (0.1 o 0.052)

hFOR = profundidad de formación (m o pie) MAPS = máxima presión de superficie (kg/cm2 o psi) PAD = presión de admisión (kg/cm2 o psi) Ph = presión hidrostática (kg/cm2 o psi) c = constante (0.1 o 0.052) hzap = profundidad del zapato (m o pie) deAD = densidad equivalente de admisión (kg/l o ppg) dl = densidad del lodo (kg/l o ppg)

223

APÉNDICE C

ECUACIONES

PESO DE LA HERRAMIENTA EN EL POZO = Peso herramienta en el aire x Factor de flotación = Ls x PesoS x Ff Ls = Longitud del sondeo (pie) PesoS = Peso unitario del sondeo en el aire (lb/pie) Ff = Factor de flotación

224

UNIDADES

Escuela Argentina de Control de Surgencia

Mendoza - Argentina

ABREVIATURAS UTILIZADAS EN LAS ECUACIONES DEL TEXTO ∆Pf µ a atke bb bb100 C C CA Cc Cpm Cs d dAH Db dc ∆dL de DEC dezap dL dl1 dl2 dP ∆PC ∆PCA ∆Pf Ds dsurg ∆Vp emb1 emb2 epm ETS F FE

φec φepm φes

Ff

φip φis φp

φp φt φv

γ

GLodo

variación de la presión del fondo del pozo luego de extraer el fluido, psi viscosidad de gas ingresante, cp una constante sin dimensiones ancho del tanque de lodo, pies número de bolsas de baritina agregadas al sistema. bolsas de baritina a agregar por 100 bbl de lodo constante (el valor depende de la unidad usada para expresar la densidad del lodo) capacidad del sondeo, portamechas o del pozo entubado o abierto, bbl/pie capacidad anular, bbl/pie capacidad de casing o pozo, bbl/pie. capacidad de los portamechas, bbl/pie capacidad del sondeo, bbl/pie exponente d; adimensional densidad de lodo de ahogue, ppg. desplazamiento de la bomba, bbl/e exponente d corregido incremento de densidad de lodo, ppg densidad de lodo equivalente, ppg densidad equivalente de circulación, ppg densidad de lodo equivalente en el zapato del casing, ppg densidad de lodo, ppg Densidad del Lodo Original, ppg. Densidad del Lodo Nuevo, ppg diferencial de presión, psi incremento de presión de cierre, psi variación de la presión de cierre de anular después que se extrae el fluido, psi variación en presión de fondo de pozo, psi desplazamiento del sondeo (bbl/pie). densidad de la surgencia, ppg Variación del volumen en piletas, bbl. régimen original de la bomba, epm régimen reducido o incremento, epm régimen de la bomba, epm número de emboladas de la bomba desde el trépano a la superficie Factor de fricción estimado en 1.000 lbs Fuerza de empuje del pozo, lb. Diámetro exterior de la cupla, pulg.. diámetro exterior de los portamechas, pulg.. Diámetro exterior del sondeo, pulg.. Factor de flotación (adimensional) diámetro interior del pozo abierto o entubado, pulg. diámetro interno de barra de sondeo, pulg. diámetro de pistón, pulg. diámetro del pozo, pulg. diámetro del trépano, pulg. diámetro del vástago, pulg. 10 min de resistencia de gel de fluido de perforación, lb/100 pie2 gradiente del lodo, psi/pie 225

APÉNDICE C

GMPsg GP GP GP h h hsurg htke hw hzap hzap L Lemb Lpm Ls Ls ltke µ md Mm MPSsg N N

ganancia máxima de pileta por la surgencia de un gas, bbl ganancia de pileta inicial, bbl ganancia de pileta, bbl ganancia inicial de pileta, bbl profundidad vertical verdadera, pies. profundidad vertical verdadera o real en pie (pies) altura de la surgencia en el anular, pies altura del tanque de lodo, pies profundidad de agua, pie profundidad del zapato del casing, pie profundidad vertical verdadera del zapato del casing, pies. longitud de la tubería de perforación, pies longitud de la embolada, pulg. longitud de los portamechas, pies Longitud de sondeo, pies. longitud del sondeo, pies longitud del tanque de lodo, pies viscosidad plástica del lodo, centipoises (cp) permeabilidad; milidarcys (md) margen de maniobra, ppg máxima presión de superficie de una surgencia de gas, psi velocidad rotativa, rpm velocidad rotativa, rpm N° emb pm número de emboladas desde la superficie al trépano para desplazar lodo por los portamechas desde donde comienzan éstos hasta el trépano. N° emb sondeo número de emboladas desde la superficie al trépano para desplazar lodo en el sondeo N° embsup-trep número de emboladas desde la superficie al trépano N° embtrep-sup número de emboladas desde el trépano a la superficie P1 presión original de la bomba a emb1, psi P1 presión de la formación, psi P2 presión hidrostática a cualquier profundidad en el pozo, psi P2 presión reducida o aumentada de la bomba a emb2, psi Pa presión total del acumulador, psi. PC1 Presión de Circulación Vieja, psi PC2 Presión de Circulación Nueva, psi PCA presión de cierre del anular, psi PCA1 Presión de cierre anular inicial, psi. PCA2 Nueva presión de cierre anular, psi. PCS presión de cierre de sondeo, psi PFC presión final de circulación, psi Pfe presión por fricción en la tubería de estrangulación, psi PFOR presión de la formación, psi Pg presión requerida para vencer la resistencia de gel, psi Pg presión requerida para vencer la resistencia de gel, psi Ph1 bbl presión ejercida por barril de lodo, psi/bbl. Phlodo presión hidrostática desde el techo de la surgencia hasta la superficie, psi PIC presión inicial de circulación, psi Pp presión de precarga, psi Ppa pérdida de presión anular, psi PPS presión de prueba en superficie, psi. Pptm Presión Perdida por cada pie de tubo retirado mojado, psi Ppts presión perdida por cada pie de tubería retirada seca, psi Pr presión de cierre requerida, psi PRC presión reducida de circulación, psi 226

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Psurg Q R Rc Rd Rp T1 T2 tsup-trep ttrep-sup V V1 V2 Va Vf Vi Vmg Vs Vtkel Vu WCft Ws Wt

yp

Z1 Z2 γ

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presión del fluido de surgencia, psi. caudal, (bbl/min) velocidad de penetración, pie/hr relación de cierre para el preventor utilizado (ej., 4,74 para el Hydril GK 5.000, 135/8). radio de drenaje, pie radio del pozo, pie. temperatura del fluido de la formación, grados Rankine (ºR = °F + 460) temperatura del fluido de la formación en la misma profundidad en que se toma P2 y V2, °R tiempo desde la superficie al trépano, min. tiempo desde el trépano a la superficie, min velocidad del lodo, pies/minutos ganancia de pileta original, bbl volumen de gas a la misma profundidad en que se toma P2, bbl. volumen de fluido almacenado, gal volumen de fluido extraído, bbl volumen del incremento, bbl velocidad de migración del gas, pie/h volumen de fluidos en el sistema (fluido más Nitrógeno), gal volumen del tanque de lodo, bbl volumen de fluido utilizable, gal longitud del colchón de agua, pie Peso del sondeo, lb/pie. peso sobre el trépano, lb. punto de fluencia, lb/100 pie2 factor de compresibilidad bajo presión en la formación, adimensional factor de compresibilidad en las mismas condiciones de P2, V2 y T2, adimensional. resistencia de gel 10-min del lodo, lb/100 pie2

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GLOSARIO A abnormal pressure (presión anormal) s: Presión que excede o cae por debajo de la presión que se espera a una profundidad dada. La presión normal se incrementa aproximadamente 0,465 libras por pulgada cuadrada por pie de profundidad o 10,5 kilopascales por metro de profundidad. Así, la presión normal a 1.000 pies es de 465 libras por pulgada cuadrada; a 1.000 metros es de 10.500 kilopascales. Ver gradiente de presión. accumulator (acumulador) s: Dispositivo de almacenamiento para el fluido hidráulico presurizado por nitrógeno, que se utiliza en la operación de las BOP. Ver unidad de control de BOP. accumulator bottle (botella de acumulador) s: Cilindro de acero con forma de botella ubicado en una unidad de control de BOP para almacenar nitrógeno y fluido hidráulico bajo presión (usualmente a 3.000 libras por pulgada cuadrada). El fluido se utiliza para activar el conjunto de BOP. adjustable choke (estrangulador ajustable) s: Estrangulador en el que puede modificarse la posición de una aguja cónica, camisa o placa para variar el caudal; puede ser manual o automático. Ver choke. annular blowout preventer (BOP anular) s: Válvula grande, normalmente instalada encima de las BOP a esclusa, que forma un sello en el espacio anular entre la tubería y el pozo o, si la tubería no está presente, del pozo mismo. Comparar con BOP a Esclusa. annular pressure (presión anular) s: Presión del fluido en el espacio anular, o también alrededor de la tubería dentro de la entubación (casing). annular space (espacio anular) s: Espacio entre dos círculos concéntricos. En la industria del petróleo, es normalmente el espacio que rodea una cañería en el pozo; algunas veces llamado anular. annular s: Ver espacio anular. anticline (anticlinal) s: Capas de roca plegadas en forma de arco. Los anticlinales algunas veces atrapan petróleo y gas.

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atmospheric pressure (presión atmosférica) s: Presión ejercida por el peso de la atmósfera. A nivel del mar la presión es aproximadamente 14,7 libras por pulgada cuadrada (101,325 kilopascales), a menudo referida como 1 atmósfera. También llamada presión barométrica.

B background gas (gas de cutting) s: Gas que retorna a la superficie con el lodo de perforación en cantidades medibles pero que no causa surgencia durante las operaciones de perforación. Los incrementos en el gas de cutting podrían indicar que el pozo está por surgir o ha surgido. back off (desenroscar) v: Desenroscar una pieza enroscada (tal como la sección de una cañería) de otra. back off (desenroscado) s: Procedimiento de desenroscar una pieza de otra (tal como una tubería). back-pressure (contra-presión) s: 1. Presión que se mantiene en los equipos o los sistemas a través de los cuales fluye un fluido. 2. En referencia a los motores, término utilizado para describir la resistencia al flujo del gas de escape a través de la tubería de escape. 3. Nivel de presión de operación medido aguas abajo de un dispositivo de medición. barite (baritina) s: Sulfato de bario, BaS04; mineral frecuentemente utilizado para aumentar el peso o la densidad del lodo de perforación. Su densidad relativa es 4,2 (es 4,2 veces más denso que el agua). Ver sulfato de bario, lodo. barium sulfate (sulfato de bario) s: Compuesto químico de bario, azufre y oxígeno (BaS04), que puede formar una costra tenaz muy difícil de remover. También llamado baritina. barrel (barril o bbl) s: Medida de volumen para productos de petróleo en los Estados Unidos. Un barril es equivalente de 42 galones estadounidenses o de 0,15899 metros cúbicos (9.702 pulgadas cúbicas). Un metro cúbico equivale a 6,2897 barriles. bell niple (pipa) s: Pieza corta de cañería (niple) instalado en la parte superior de la BOP. El extremo de arriba del niple es acampanado, para guiar las herramientas de perforación hacia el pozo y normalmente tiene conexiones laterales para la tubería de llenado y la tubería de retorno de lodo. BHP (Pfp) abrev.: Presión de fondo de pozo. 231

Glosario

bleed (purgar) v: Drenar líquido o gas, generalmente en forma lenta, a través de una válvula llamada purgador. to bleed down o bleed off, significa liberar presión lentamente de un pozo o desde el equipo presurizado. bleed line (línea de purga) s: Línea a través de la cual se purga la presión, desde un tanque presurizado, un recipiente, u otra cañería. blind ram (esclusa ciega) s: Parte integral de una BOP, que sirve como el elemento de cierre en un pozo abierto. Sus extremos no se ajustan alrededor de la tubería de perforación pero producen un sello de uno contra el otro y cierran el espacio por debajo completamente. Ver esclusa. blind ram preventer (BOP a esclusa ciega) s: BOP en la que los elementos de cierre son esclusas ciegas. Ver esclusa ciega. blowout (descontrol) s: Flujo descontrolado de gas, petróleo u otros fluidos del pozo hacia la atmósfera o hacia una formación subterránea. Un descontrol puede ocurrir cuando la presión de la formación excede la presión aplicada a ella por la columna de fluido de perforación. blowout preventer (BOP) s: Válvula instalada en la cabeza del pozo para prevenir el escape de presión ya sea en el espacio anular entre el casing y el sondeo o en pozo abierto (es decir, pozo sin sondeo) durante las operaciones de perforación o terminación. Las BOP en equipos de perforación en tierra están ubicadas por debajo del equipo de perforación del terreno; en las plataformas o jackup, en la superficie del agua y en los equipos flotantes costa afuera, en el fondo del mar. Ver BOP anular, BOP interior, BOP a esclusa. blowout preventer control panel (panel de control de BOP) s: Controles normalmente ubicados cerca de la posición del perforador, en el piso del equipo de perforación, manipulados para abrir y cerrar las BOP. Ver BOP. blowout sticking (aprisionamiento durante un descontrol) s: Aprisionamiento de la columna de perforación dentro del pozo por arena o arcilla conducida pozo arriba por los fluidos de la formación durante un descontrol. BOP (BOP) abrev.: Preventor de descontrol. BOP stack (conjunto de BOP) s: Conjunto de BOPs instalado en la parte superior del pozo.

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bottomhole pressure (presión de fondo de pozo) s: 1. Presión en el fondo de un pozo causada por la presión hidrostática de los fluidos del pozo y, algunas veces, por cualquier contra presión mantenida en la superficie, como cuando el pozo se cierra con las BOP. Cuando se está circulando el lodo, la presión de fondo de pozo es la presión hidrostática más presión de circulación remanente requerida para mover el lodo hacia arriba del anular. 2. Presión en el pozo en un punto opuesto a la formación productiva, como la registrada por un registrador de presión de fondo de pozo. bottomhole pressure test (ensayo de presión de fondo de pozo) s: Prueba para medir la presión del reservorio del pozo, obtenida a una profundidad especifica o en el punto medio de la zona productiva. Una prueba de presión del flujo de fondo de pozo mide la presión mientras el pozo continúa fluyendo; una prueba de presión de fondo de pozo durante un cierre mide la presión después que el pozo ha sido cerrado por un periodo específico de tiempo. Ver presión de fondo de pozo. bottoms up (fondos arriba) s: Maniobra completa desde el fondo del pozo hasta arriba. bridging materials (materiales obturantes) s, pl: Material fibroso, escamoso o granular agregado a una lechada de cemento o a un fluido de perforación para ayudar en el sellado de las formaciones cuando ha ocurrido una pérdida de circulación. Ver material de pérdida de circulación. bullheading (inyección a presión) s: 1. Forzar gas de vuelta a la formación bombeando por el anular desde la superficie. 2. Cualquier procedimiento mediante el cual se bombea fluido dentro del pozo en contra de una presión.

C cased hole (pozo entubado) s: Pozo en el que se ha bajado la cañería de entubación (casing). casing (casing) s: Tubería de acero colocada en un pozo de petróleo o de gas para evitar que se derrumbe la pared del pozo, para evitar el movimiento de los fluidos desde una formación a otra, y para mejorar la eficiencia al extraer petróleo si el pozo es productivo. Una pieza de casing está disponible en tres rangos de longitudes: una pieza de casing de rango 1 es de 16 a 25 pies (4,8 a 7,6 metros) de largo; una pieza de casing de rango 2 es de 25 a 34 pies (7,6 a 10,3 metros) de largo; y una pieza de casing de rango 3

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es de 34 a 48 pies (10,3 a 14,6 metros) de largo. Los diámetros de casing fabricados según las especificaciones API varían desde 4,5 a 20 pulgadas (11,4 a 50,8 centímetros). El casing se fabrica también con distintos tipos de aleaciones de acero, las que varían según la resistencia mecánica, la resistencia a la corrosión, etc. casing burst pressure (resistencia a la presión interna del casing ó estallido) s: Cantidad de presión que cuando se aplica dentro del casing causa que la pared del mismo falle. Esta presión es críticamente importante cuando se está circulando una surgencia hacia afuera, porque el gas en camino a la superficie se expande y ejerce mayor presión que la que ejercía cuando estaba en el fondo del pozo. casing point (punto de asiento del casing) s: Profundidad en un pozo en la que se asienta el casing, generalmente la profundidad en la que descansa el zapato del mismo. casing pressure (presión del anular) s: Presión que existe en un pozo entre casing y tubing o entre casing y sondeo. casing seat (asiento del casing) s: Ubicación del fondo de una columna de casing que se cementa en un pozo. Normalmente, un zapato de casing se enrosca en el extremo del mismo en este punto. casing string (columna de casing) s: Longitud total de todas las piezas de casing bajadas en un pozo. La mayoría de las piezas de casing se fabrican según las especificaciones establecidas por el API, aunque para algunas situaciones especiales hay disponible casing que no está dentro de las especificaciones API. La cañería de entubación fabricada según las especificaciones API está disponible en tres rangos de longitud. Una pieza de casing de rango 1 es de 16 a 25 pies (4,8 a 7,6 metros) de largo; una pieza de casing de rango 2 es de 25 a 34 pies (7,6 a 10,3 metros) de largo; y una pieza de casing de rango 3 es de 34 a 48 pies de largo (10,3 a 14,6 metros). El diámetro externo de casing API varia desde 4,5 a 20 pulgadas (11,43 a 50,8 centímetros). cement (cemento) s: Polvo consistente en alúmina, sílice, cal, y otras sustancias que se endurece cuando se mezcla con agua. Utilizado extensivamente en la industria del petróleo para adherir la cañería de entubación a las paredes del pozo.

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cement plug (tapón de cemento) s: Porción de cemento ubicado en algún punto del pozo para sellarlo. change rams (cambiar esclusas) v: Sacar las esclusas de una BOP y reemplazarlas con esclusas de tipo o tamaño diferente. Cuando el tamaño de una tubería de perforación se cambia, el tamaño de las esclusas de la tubería debe cambiarse para asegurar que sellen la tubería cuando se cierren (a menos que estén en uso esclusas de diámetro variable). check valve (válvula de retención) s: Válvula que permite el flujo solamente en un sentido. Si el gas o el líquido comienza a retornar, la válvula se cierra automáticamente, previniendo el movimiento de retorno. Comúnmente referida como válvula de una vía. choke (estrangulador) s: Dispositivo con un orificio instalado en una línea para restringir el flujo de los fluidos. Los estranguladores se utilizan para controlar el caudal del lodo de perforación fuera del pozo cuando el pozo se cierra con la BOP y una surgencia se está circulando hacia afuera del mismo. choke line (línea del estrangulador) s: Cañería unida al conjunto de BOP a través de la cual los fluidos de surgencia y el lodo pueden bombearse al manifold del estrangulador cuando una BOP se cierra durante una surgencia. choke manifold (manifold del estrangulador) s: Sistema de cañería y válvulas especiales, llamadas estranguladores. En perforación, el lodo circula a través del manifold del estrangulador cuando se cierran las BOP. En la prueba de pozo, un manifold del estrangulador unido a la cabeza del pozo permite el control de flujo y de presión para probar los componentes aguas abajo. circulate-and-weight method (método de circular y densificar) s: Ver método concurrente. circulating components (componentes de circulación) s pl: Equipo incluido en el sistema de circulación del fluido de perforación de un equipo perforador rotativo. Básicamente, los componentes consisten en una bomba de lodo, un manguerote, una cabeza de inyección, columna de perforación, un trépano, y una tubería de retorno de lodo. circulating density (densidad de circulación) s: ver densidad equivalente de circulación.

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Glosario

circulating fluid (fluido de circulación) s: También llamado lodo de perforación. Ver lodo, fluido de perforación. circulating head (cabeza de circulación) s: Accesorio unido a la parte superior de la cañería de perforación o tubería para formar una conexión con el sistema de lodo para permitir la circulación del lodo de perforación. En algunos casos, es también una cabeza rotativa. circulating pressure (presión de circulación) s: Presión originada por las bombas de lodo y aplicada en la columna de perforación. . circulation (circulación) s: el movimiento del fluido de perforación fuera de las piletas de lodo, hacia abajo por la columna de perforación, hacia arriba por el anular, y de vuelta a las piletas de lodo. close-in (cerrar) v: Cerrar las BOP en un pozo para controlar una surgencia. Las BOP cierran el anular para que la presión desde abajo no pueda fluir a la superficie. concurrent method (método concurrente) s: Método para ahogar la presión del pozo en el que la circulación se comienza inmediatamente y la densidad de lodo se aumenta por escalones, o incrementos, usualmente un punto a la vez. También llamado método de circular y densificar. condition (acondicionar) v: Tratar el lodo de perforación con aditivos para darle ciertas propiedades. Acondicionar y circular el lodo es para asegurarse que los aditivos se distribuyan de forma homogénea a través del sistema al circular el lodo mientras se está acondicionando. constant choke-pressure method (método de presión constante en el estrangulador) s: Método de ahogar un pozo que ha surgido, en el cual el tamaño del pasaje del estrangulador se ajusta para mantener una presión en el anular constante. Este método no funciona a menos que la surgencia sea toda o casi toda agua salada, una situación que existe rara vez. Si la surgencia es gas, este método no mantiene una presión de fondo de pozo constante, porque el gas se expande mientras se eleva en el anular. En cualquier caso, es un procedimiento de control de pozo no recomendado. constant pit-level method (método de nivel de pileta constante) s: Método de ahogar un pozo en el cual el nivel de lodo en la pileta se mantiene constante mientras el tamaño de pasaje 234

del estrangulador se reduce y se baja la velocidad de la bomba. No es efectivo, y por lo tanto no se recomienda, porque la presión en la cañería de entubación se incrementa hasta el punto en que la formación se fractura o se rompe la cañeria de entubación, y se pierde el control del pozo.

D degasser (desgasificador) s: Dispositivo utilizado para remover el gas no deseado de un líquido, especialmente del fluido de perforación. diverter (desviador) s: Dispositivo utilizado para dirigir los fluidos que fluyen desde el pozo lejos del equipo de perforación. Cuando se encuentra una surgencia a pocas profundidades, el pozo a menudo no puede cerrarse con seguridad; por lo tanto, se utiliza un desviador para permitirle al pozo fluir a través de una salida lateral (línea del desviador). diverter line (línea del desviador) s: Salida lateral en un equipo perforador que dirige el flujo lejos del mismo. drag (arrastre) s: Fricción entre el trépano y la formación estática, al levantar el mismo. driller's BOP control panel (panel de control de BOP del perforador) s: Serie de controles en el piso del equipo perforador que el perforador manipula para abrir y cerrar las BOP. driller's metbod (método del perforador) s: Método de ahogue del pozo que involucra dos circulaciones completas y separadas. La primera circula la surgencia fuera del pozo; la segunda circula lodo más pesado a través del pozo. drilling break (quiebre de la perforación) s: Incremento repentino en la velocidad de penetración del trépano de perforación. Algunas veces indica que el trépano ha penetrado una zona de alta presión y así advierte de la posibilidad de una surgencia. drilling fluid (fluido de perforación) s: Fluido de circulación una de cuyas funciones es levantar los recortes fuera del pozo y hacia la superficie. Otras funciones son enfriar el trépano y contrarrestar la presión de la formación pozo abajo. Aunque una mezcla de baritina, arcilla, agua, y aditivos químicos es el fluido de perforación más común, los pozos pueden perforarse también utilizando aire, gas, agua o lodo de base aceite como lodo de perforación. Ver lodo.

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drilling mud (lodo de perforación) s: Líquido compuesto especialmente que se circula a través del pozo durante las operaciones rotativas de perforación. Ver fluido, lodo de perforación. drilling rate (velocidad de perforación) s: Velocidad con que el trépano perfora la formación, usualmente llamada la velocidad de penetración. drilling under pressure (perforación bajo presión) s: Continuación de las operaciones de perforación mientras se mantiene un sello en la parte superior del pozo para evitar que los fluidos del pozo salgan. drill pipe float (válvula flotadora de sondeo) s: Válvula de retención instalada en la columna de perforación que permite que se bombee el lodo hacia abajo por la columna de perforación pero evita que el flujo vuelva hacia arriba por dicha columna. También llamada flotadora. drill pipe pressure (presión de sondeo) s: Cantidad de presión aplicada dentro del sondeo como resultado de la presión de circulación, entrada de la presión de formación dentro del pozo o ambas. drill pipe presure gauge (manómetro de presión del sondeo) s: Indicador montado en el sistema de circulación de lodo que mide e indica la cantidad de presión en la columna de perforación. Ver columna de perforación. drill pipe safety valve (válvula de surgencia) s: Válvula especial utilizada para cerrar la columna de perforación para evitar el retorno de flujo durante una surgencia. Tiene roscas que coinciden con la de sondeo en uso. drill stem (columna de perforación) s: Todos los componentes del conjunto utilizados en la perforación rotativa desde la cabeza de inyección hasta el trépano, _ incluyendo el vástago, el sondeo y las uniones, portamechas, estabilizadores, y varios ítems especiales. Comparar con sarta de perforación. drill stem safety valve (válvula de seguridad de pasaje total) s: Válvula especial instalada normalmente debajo del vástago de perforación. Generalmente, la válvula está abierta para que el fluido de perforación pueda fluir fuera del vástago y hacia abajo por la columna de perforación. Puede, sin embargo, cerrarse manualmente con una llave especial cuando sea necesario. En un caso, la válvula está cerrada y desconectada del sondeo, manteniéndose unida

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al vástago para evitar que el lodo de perforación en el vástago drene en el piso del equipo perforador. En otro caso, cuando existe presión de surgencia dentro de la columna de perforación, la válvula de seguridad de pasaje total se cierra para evitar que la presión se escape hacia arriba de la columna de perforación. También llamada "lower kelly cock", válvula économizadora de lodo. drill string (sarta de perforación) s: Columna o sarta de sondeo con sus uniones que transmite fluido y potencia rotativa desde el vástago hasta los portamechas y trépano. A menudo, especialmente en el campo petrolero, el término se aplica generalmente a las barras de sondeo y a los portamechas. Comparar con columna de perforación. drill under pressure (perforar bajo presión) v: llevar a cabo operaciones de perforación con un lodo cuya densidad es tal que ejerce menos presión en el fondo que la presión de la formación mientras se mantiene un sello (normalmente con una cabeza rotativa) para evitar que los fluidos del pozo salgan hacia afuera por debajo del equipo de perforación. La perforación bajo presión es ventajosa en el sentido que la velocidad de penetración es relativamente mayor; sin embargo, esta técnica requiere extremos cuidados.

E-F ECD (DEC) abr: Densidad equivalente de circulación. entrained gas (gas arrastrado) s: Gas de formación que entra al fluido de perforación en el anular. Ver lodo contaminado con gas. equivalent circulating density (densidad equivalente de circulación) s: Aumento de la presión de fondo de pozo expresado como un aumento de la presión que ocurre solamente cuando se está circulando lodo. A causa de la fricción en el anular mientras se bombea lodo, la presión de fondo de pozo es ligeramente, pero significativamente, más alta que cuando no se está bombeando lodo. La DEC se calcula dividiendo la pérdida de presión en el anular por 0,052, dividiendo ese resultado por la profundidad vertical real y sumando el resultado a la densidad de lodo. También llamada densidad de circulación, equivalente de densidad de lodo. fill line or fill-up line (línea de llenado) s: Conexión lateral a la pipa de menor diámetro, utilizada para llenar el pozo cuando se está sacando herramienta o sondeo. 235

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fill the hole (llenado del pozo) v: Acción de bombear fluido de perforación dentro del pozo mientras se retira la tubería para asegurarse que el pozo permanezca lleno de fluido aunque dicha tubería se retire. Llenando el pozo disminuye el peligro de una surgencia o de derrumbe de la pared del pozo. fill-up rate (régimen o velocidad de llenado) s: Frecuencia con la que se llena el pozo con fluido de perforación para reemplazar la tubería que se retira del mismo. filter cake (torta de filtrado) s: 1. Sólido compactado o material semisólido que queda en un filtro después de la filtración de lodo a presión con una prensa de filtrado estándar. El grosor de la torta se registra después de treinta segundos en pulgadas o en milímetros. 2. Capa de sólidos concentrados de lodo de perforación o lechada de cemento que se forma en las paredes del pozo enfrente de las formaciones permeables; también llamada torta de pared o torta de lodo. filter loss (pérdida por el filtro) s: Cantidad de fluido que puede pasar a través de un medio de filtración permeable después de estar sometida a una presión diferencial por un cierto tiempo. filter press (prensa de filtrado) s: Dispositivo utilizado en el ensayo de las propiedades de filtración del lodo de perforación. Ver lodo. filtrate (filtrado) s: 1. Fluido que se ha pasado a través de un filtro. 2. Porción líquida del lodo de perforación que se fuerza dentro de las formaciones porosas y permeables al lado del pozo. final circulating pressure (presión final de circulación) s: Presión a la que se circula un pozo durante los procedimientos de ahogado de pozo después que el lodo de ahogue ha llenado la columna de perforación. Esta presión se mantiene hasta que el pozo se llena completamente con lodo de ahogue. formation breakdown pressure (presión de fractura de la formación) s: Presión a la cual una formación se fractura. formation competency test (ensayo de competencia de formación) s: Ensayo utilizado para determinar la cantidad de presión requerida para causar que se fracture una formación. formation fluid (fluido de formación) s: Fluido (como gas, petróleo, o agua) que existe en una formación de roca subterránea. 236

formation fracture gradient (gradiente de fractura de la formación) s: Variación de la presión de fractura de la formación versus profundidad. A menudo se lo representa en un gráfico que revela la presión a la que se fracturará la formación a una profundidad determinada. formation fracture pressure (presión de fractura de la formación) s: Punto en el cual una formación se agrietará debido a la presión en el pozo. fracture (fractura) s: Grieta o abertura en una formación, ya sea natural o inducida. fracture pressure (presión de fractura) s: Presión a la cual una formación se romperá o fracturará. friction loss (pérdida por fricción) s: Reducción en la presión de un fluido causada por su movimiento contra una superficie cerrada (tal como una tubería). Mientras el fluido se mueve a través de la tubería (o las paredes de un pozo abierto), la fricción entre el fluido y la pared y dentro del fluido mismo crea una pérdida de presión. Mientras más rápido se mueve el fluido, más grandes son las pérdidas.

G gas (gas) s: Fluido compresible que llena completamente cualquier contenedor en el que sea confinado. Técnicamente, un gas no se condensará cuando se comprima y se enfríe, porque un gas puede existir solamente por arriba de la temperatura crítica para su composición particular. Por debajo de la temperatura critica, esta forma de materia se conoce como vapor, porque el líquido puede existir y la condensación puede ocurrir. A veces los términos "gas" y "vapor" se utilizan en forma intercambiable. El último, sin embargo, debe utilizarse para aquellas corrientes en las que pueda ocurrir la condensación y que se originen de, o estén en equilibrio con una fase líquida. gas buster (separador lodo-gas) s: Ver separador lodo-gas. gas-cut mud (lodo contaminado con gas) s: Lodo de perforación que contiene gas de formación arrastrado, dándole al lodo una textura característicamente espumosa. Cuando el gas arrastrado no se libera antes que el fluido retorne al pozo, el peso o la densidad de la columna de fluido se reduce. A causa de que una gran cantidad de gas en el lodo baja su densidad, el

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lodo contaminado con gas debe tratarse para reducir la posibilidad de una surgencia. gas cutting (contaminación de un líquido por gas): Proceso en el cual un gas es arrastrado por un líquido. gas detection analyzer (analizador de detección de gas) s: Dispositivo utilizado para detectar y medir cualquier gas en el lodo de perforación mientras se circula hacia la superficie. geopressured shales (esquistos arcillosos geopresurizados) s pl: Esquistos arcillosos impermeables, altamente comprimidos por la presión de sobrecarga, que están caracterizados por grandes cantidades de fluidos de formación y por presión poral anormalmente alta. geostatic pressure (presión geostática) s: Presión a la cual una formación está sometida por su sobrecarga. También llamada presión de suelo, presión litostática, presión de roca. geothermal gradient (gradiente geotérmico) s: Aumento de la temperatura de la tierra con el aumento de la profundidad. Promedia alrededor de 10 F por cada 60 pies, pero puede ser considerablemente mayor o menor. guide shoe (zapato guía) s: Sección corta, pesada, cilíndrica de acero llena con hormigón y redondeada en la parte inferior, que se ubica en el extremo de la columna de entubación (casing). Previene que la bajada del casing sea obstaculizada por protuberancias o irregularidades del pozo. Un pasaje a través del centro del zapato permite que el fluido de perforación pase hacia arriba dentro del casing mientras este se está bajando y permite al cemento circular hacia afuera durante las operaciones de cementación. También llamado zapato del casing.

H hang off (colgar) v: Cerrar una BOP a esclusa alrededor de la tubería de perforación cuando la BOP anular se ha cerrado previamente para compensar el efecto de levantamiento en los equipos perforadores flotantes costa afuera durante los procedimientos de control de pozo. hard shut-in (cierre duro) s: Acción de cerrar la BOP sin abrir primero una trayectoria de flujo alternativa hacia arriba de la tubería de estrangulación durante una operación de control de pozo. Cuando la BOP está cerrada, la presión en el anular no puede leerse en el medidor de presión de la cañería de entubación.

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head (cabeza) s: Altura de una columna de un liquido requerida para producir una presión especifica. Ver cabeza hidráulica. hydraulic control pod (vaina de control hidráulico) s: Dispositivo utilizado en los equipos perforadores flotantes costa afuera para proveer una manera de activar y controlar las BOP submarinas desde el equipo perforador. Las tuberías hidráulicas del equipo de perforación entran a las vainas, a través de las cuales se envía el fluido hacia la BOP. Normalmente se utilizan dos vainas, una azul y una amarilla, cada una para asegurar y respaldar a la otra. También llamada vaina azul, vaina amarilla. hydraulic head (cabeza hidráulica) s: Fuerza ejercida por una columna de líquido expresada por la altura de líquido sobre el punto en el que se mide la presión. Aunque "cabeza" se refiere a distancia o altura, se utiliza para expresar presión, ya que la presión de la columna de líquido es directamente proporcional a su altura. También llamada cabeza o cabeza hidrostática. Comparar con presión hidrostática. Hydril s: Marca registrada de un prominente fabricante de equipamiento petrolero, especialmente BOP anulares. hydrogen sulfide (sulfuro de hidrógeno o ácido sulfídrico) s: Compuesto gaseoso inflamable, incoloro de hidrógeno y azufre (H2S), que en cantidades pequeñas tiene el aroma de huevos podridos. A veces se encuentra en el petróleo, causa el olor residual de las fracciones del petróleo. En concentraciones peligrosas, es extremadamente corrosivo y venenoso, causando daño a la piel, los ojos, las vías respiratorias y los pulmones, atacando y paralizando el sistema nervioso, particularmente la parte que controla los pulmones y el corazón. En cantidades grandes, anula el sentido del olfato. También llamado gas hepático o hidrógeno sulfurado. hydrostatic pressure (presión hidrostática) s: Presión ejercida por un fluido en reposo. Se incrementa directamente con la densidad y la profundidad del fluido y se expresa en libras por pulgada cuadrada o en kilopascales. La presión hidrostática del agua dulce es 0,433 libras por pulgada cuadrada por pie de profundidad (9,792 kilopascales por metro). En la perforación, el término se refiere a la presión ejercida por el fluido de perforación en el pozo.

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Glosario

IADC (AICP) abr.: Asociación Internacional de Contratistas de Perforación. ICP (Pic) initial circulating pressure (presión inicial de circulación) s: Presión a la cual se circula un pozo que se ha cerrado en una surgencia cuando se han comenzado los procedimientos de ahogado de pozo. inside blowout preventer (BOP interior) s: Cualquiera de los muchos tipos de válvulas instaladas en la columna de perforación para evitar un descontrol a través de la misma. El flujo es posible solamente hacia abajo: permitiéndole al lodo ser bombeado pero evitando cualquier flujo de vuelta hacia arriba por dentro de la columna. También llamada BOP interna. inside BOP (BOP interior) abr.: BOP interior. internal blowout preventer (BOP interior) s: Ver BOP interior. internal preventer (BOP interna) s: Ver BOP interior. International Association of Drilling Contractors (Asociación Internacional de Contratistas de Perforación - AICP) s: Organización de contratistas de perforación que patrocina o conduce investigación en educación, prevención de accidentes, tecnología de perforación y otras materias de interés para los contratistas de perforación y sus empleados. Su publicación oficial es "The Drilling Contractor" Dirección: Box 4287; Houston, TX 77210; (713) 5787171.

K kelly cock (válvula del vástago) s: Válvula instalada en uno o ambos extremos del vástago de perforación que se cierra cuando comienza un contraflujo de alta presión dentro del vástago. La válvula se cierra para evitar la presión en la cabeza de inyección y el manguerote. kick (surgencia) s: Entrada de agua, gas, petróleo u otro fluido de la formación dentro del pozo durante la perforación. Ocurre porque la presión ejercida por la columna de fluido de perforación no es lo suficientemente grande para vencer la presión ejercida por los fluidos en la formación perforada. Si no se toma una pronta acción para controlar la surgencia o ahogar el pozo, puede ocurrir un descontrol.

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kick fluids (fluidos de surgencia) s: Petróleo, gas, agua, o cualquier combinación que entre al pozo desde una formación permeable. kill (ahogar) v: Acción de controlar una surgencia tomando medidas preventivas adecuadas (ej. cerrar el pozo con las BOP, circular la surgencia hacia afuera y aumentar la densidad del lodo de perforación). kill fluid (fluido de ahogue) s: lodo de perforación de una densidad lo suficientemente grande para igualar o exceder la presión ejercida por los fluidos de la formación. kill line (Línea de ahogue) s: Tubería unida al conjunto de BOP, dentro de la cual se puede bombear lodo o cemento para vencer la presión de una surgencia. A veces utilizada cuando los procedimientos normales de ahogue (circulación de los fluidos de ahogue hacia abajo por adentro de la columna de perforación) no son suficientes. kill rate (régimen de ahogue): Régimen de la bomba de lodo utilizada cuando se ahoga un pozo. Usualmente medido en emboladas por minuto, es considerablemente más bajo que el régimen utilizado para las operaciones normales. kill rate pressure (presión reducida de circulación) s: Presión ejercida por la bomba de lodo (y leída en el medidor de presión del standpipe o del sondeo) cuando el régimen de la bomba se reduce a un régimen menor que el utilizado durante la perforación normal. Una presión reducida de circulación o varias presiones reducidas de circulación se establecen para utilizar cuando una surgencia se está circulando fuera del pozo. kill sheet (planilla de ahogue) s: Formulario impreso que contiene espacios en blanco para registrar información sobre el ahogue de pozo. Se provee para recordar al personal los pasos necesarios a tener en cuenta para ahogar un pozo. kill string (sarta de ahogue) s: Sarta de perforación a través de la cual son circulados los fluidos cuando se maneja una surgencia.

L log (perfilo registro) s: Registro sistemático de datos, tales como el registro del perforador, el registro de lodo, el perfil eléctrico del pozo o el perfil de radioactividad. Se corren muchos perfiles diferentes en los pozos para discernir sobre las distintas características de la formación pozo abajo y registrar datos.

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log a well (perfilar un pozo) v: Correr cualquiera de los distintos perfiles que se utilizan para evaluar la información del pozo.

macaroni string (sarta de macaroni) s: Sarta de tubing o caño, usualmente de 0,75 o 1 pulgada (1,9 o 2,54 centímetros) de diámetro.

logging devices (dispositivos de perfil aje) s pl: Cualquiera de los distintos dispositivos eléctricos, acústicos, mecánicos, o radioactivos que se utilizan para medir y registrar ciertas características o eventos que ocurren en un pozo que ha sido o está siendo perforado.

MASP abr: Máxima admisible presión de superficie.

loss of circulation (pérdida de circulación) s: Ver circulación perdida o pérdida de circulación. lost circulation (circulación perdida o pérdida de circulación) s: Cantidades de lodo perdidas en una formación, usualmente en lechos cavernosos, fisurados o groseramente permeables. Evidenciada por la falta total o parcial del lodo en retornar a la superficie mientras se está circulando en el pozo. La pérdida de circulación puede conducir a un descontrol y en general, puede reducir la eficiencia de la operación de perforación. También llamada pérdida de retornos. lost circulation additives (aditivos para pérdidas de circulación) s pl: Materiales agregados al lodo en cantidades variables para controlar o evitar la pérdida de circulación. Clasificados como fibra, escama, o granular. lost circulation material (material para pérdida de circulación - MPC) s: Sustancia agregada a las lechadas de cemento o al lodo de perforación para evitar la pérdida de cemento o de lodo a la formación. Ver materiales obturantes. lost circulation plug (tapón para pérdida de circulación) s: Cemento fijado a lo largo de una formación que está tomando cantidades excesivamente grandes de fluido de perforación durante las operaciones de perforación. lost returns (pérdida de retornos) s pl: Ver circulación perdida o pérdida de circulación. lubricate (lubricar) v: 1. Acción de aplicar grasa o aceite a las partes móviles. 2. Acción de bajar o subir las herramientas dentro o fuera de un pozo con presión dentro del mismo. El término proviene del hecho que un lubricante (grasa) es a menudo utilizado para proveer un sello contra la presión del pozo mientras le permite al cable (wireline) moverse dentro o fuera del pozo.

M

maximun allowable surface pressure (máxima presión de superficie admisible - MPSA) s: Máxima cantidad de presión que se permite alcanzar en el medidor de presión de la cañería de entubación durante una operación de ahogue de un pozo. La presión es a menudo determinada por un ensayo de admisión (leak-off test) y si se excede puede conducir a la fractura de la formación en el zapato de la cañería de entubación y un subsecuente descontrol subterráneo o surgencia. MD (PM) abr: Profundidad medida. measured depth (profundidad medida - PM) s: Longitud total del pozo, medida en pies a lo largo de su trayectoria real a través de la tierra. La profundidad medida puede diferir de la profundidad vertical, especialmente en los pozos perforados direccionalmente. Compare con profundidad vertical. Minerals Management Service (MMS) s: Agencia del Departamento del Interior de los EE.UU. que establece los requerimientos a través del Código de Regulaciones Federales (CRF) para perforar mientras se opera sobre la Plataforma Continental Exterior de los Estados Unidos. La agencia regula el diseño y la construcción de los equipos perforadores, los procedimientos de perforación, equipamiento, calificación del personal y prevención de contaminación. Dirección: 1849 C SÍ, NW; Washington. DC 20240; (202) 208-3500. mud (lodo) s: Liquido que se circula a través del pozo durante las operaciones de perforación rotativa y de reparación. Además de su función de llevar los recortes de la formación a la superficie, el lodo de perforación enfría y lubrica el trépano y la columna de perforación protege contra los descontroles al mantener controladas las presiones debajo de la superficie y forma un revoque de lodo sobre la pared del pozo para evitar la pérdida de los fluidos hacia la formación. Aunque originalmente era una suspensión de sólidos (espacialmente arcillas) en agua, el lodo utilizado en las operaciones de perforación modernas es una mezcla más compleja, de tres fases de líquidos, sólidos reactivos y sólidos inertes. La fase líquida puede ser agua dulce, 239

Glosario

diesel oil o petróleo crudo y puede contener uno o más acondicionadores. Ver fluido de perforación. mud additive (aditivo para lodo) s: Cualquier material agregado al fluido de perforación para cambiar algunas de sus características o propiedades. mud analysis logging (registro del análisis de lodo) s: Examen continuo del fluido de perforación que circula en el pozo con el propósito de descubrir evidencia de petróleo o gas sin importar las cantidades arrastradas en el fluido. Cuando se utiliza este servicio, se instala en la locación del pozo un laboratorio portátil para el registro de lodo. También llamado registro de lodo. mud column (columna de lodo) s: Cuando el pozo se llena o cuando se llena totalmente o parcialmente con lodo de perforación. mud conditioning (acondicionamiento de lodo) s: Tratamiento y el control del lodo de perforación para asegurarse que tenga las propiedades correctas.- El acondicionamiento puede incluir el uso de aditivos, la remoción de arena u otros sólidos, la remoción de gas, la adición de agua, y otras medidas para preparar el lodo a las condiciones que se encuentran en un pozo determinado. mud density recorder (registrador de densidad de lodo) s : Dispositivo que registra automáticamente la densidad del fluido de perforación mientras el mismo se está circulando en el pozo. mud flow indicator (indicador de flujo de lodo) s: Dispositivo que continuamente mide y puede registrar el caudal de lodo que retorna desde el anular y fluye hacia afuera de la línea de retorno de lodo. Si el lodo no fluye a un caudal constante, puede haber ocurrido una surgencia o una pérdida de circulación. mud flow sensor (sensor de flujo de lodo) s: Ver indicador de flujo de lodo. mud - gas separator (separador de lodo - gas) s: Dispositivo que remueve el gas del lodo que viene hacia afuera del pozo cuando se está circulando una surgencia fuera del mismo. mud gradient (gradiente de lodo) s: Presión ejercida con la profundidad por el fluido de perforación. Frecuentemente expresado en libras por pulgada cuadrada por pie. También llamado gradiente de presión. 240

mud - level recorder (registrador del nivel de lodo) s: Dispositivo que mide y registra la altura (nivel) del fluido de perforación en los tanques de lodo. El nivel debe permanecer constante durante la perforación del pozo. Si este sube, existe la posibilidad de una surgencia. Contrariamente, si el nivel baja, puede haber ocurrido una pérdida de circulación. mud log (registro de lodo) s: Registro de la información que deriva de la examinación del fluido de perforación y de los recortes del trépano. Ver registración de lodo. mud logger (encargado de registro de lodo) s: Empleado de una compañía de registro de lodo que realiza dicho registro. mud logging (registración de lodo) s: Registración de la información que deriva de la examinación y el análisis de los recortes de la formación producidos por el trépano y del lodo que se circula fuera del pozo. Una porción del lodo se deriva a través de un dispositivo para detección de gas. Los recortes que transporta el lodo son examinados bajo luz ultravioleta para detectar la presencia de petróleo o gas. La registración de lodo a menudo se lleva a cabo en un laboratorio portátil que se instala en la locación del pozo. mud pit (pileta de tierra para lodo) s: originalmente, una pileta abierta excavada en el suelo para almacenar fluido de perforación o materiales de desecho que se descartan después del tratamiento del lodo de perforación. Para algunas operaciones de perforación, las piletas de tierra para lodo se utilizan para succión a las bombas de lodo, precipitación de los sedimentos del lodo, y almacenamiento del lodo de reserva. Los tanques de acero son más comúnmente utilizados ahora para estos propósitos, pero todavía generalmente se hace referencia a ellos como piletas de tierra para lodo (mud pits), a excepción de "off-shore" donde se prefiere "piletas de lodo" (mud tanks). mud program (programa de lodo) s: Plan o procedimiento, con respecto a la profundidad, para el tipo y propiedades de fluido de perforación a ser utilizado en la perforación de un pozo. Algunos factores que influyen sobre el programa de lodo son el programa "de casing y características de la formación como tipo, competencia, solubilidad, temperatura y presión. mud pump (bomba de lodo) s: Bomba grande, alternativa de alta presión que se utiliza para

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circular el lodo en un equipo de perforación. Una típica bomba de lodo es una bomba de dos cilindros a pistón de doble efecto o una bomba de tres cilindros a pistón de simple efecto cuyos pistones se mueven dentro de camisas reemplazables y son impulsados por un cigüeñal que se acciona por un motor a combustión o por un motor eléctrico. También llamada bomba de inyección. mud return line (línea de retorno de lodo) s: canaleta o cañería que se ubica entre las conexiones de superficie en el pozo y la zaranda vibratoria y a través de la cual el lodo de perforación fluye en su retorno a la superficie desde el pozo. También llamada línea de flujo. mud System (sistema de lodo) s: Composición y características del lodo de perforación que se utiliza en un pozo determinado. mud tank (pileta de lodo) s: Uno de una serie de tanques abiertos, generalmente hechos con planchas de acero, a través del cual se cicla el lodo de perforación para remover la arena y sedimentos finos. Los aditivos se mezclan con el lodo en los tanques, y el fluido se almacena allí temporalmente antes de que sea bombeado nuevamente dentro del pozo. Los equipos modernos de perforación rotativa están generalmente provistos con tres o más tanques, armados con tubería, válvulas, y agitadores de lodo desde su construcción. También llamados piletas de lodo. mud weight (densidad de lodo) s: Medida de la densidad del lodo de perforación que se expresa en libras por galón, libras por pie cúbico, o kilogramos por litro. La densidad de lodo está directamente relacionada con cantidad de presión que la columna de lodo de perforación ejerce en el fondo del pozo. mud-weight equivalent (densidad equivalente de lodo) s: Ver densidad equivalente de circulación. mud weight recorder (registrador de densidad de lodo) s: Instrumento que se instala en las piletas de lodo que tiene un registrador montado en el piso del equipo de perforación para proveer una lectura continua de la densidad de lodo.

N-O-P nipple up v: en perforación, ensamblar el conjunto de BOP sobre la cabeza de pozo en superficie.

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normal circulation (circulación normal) s: la circulación suave, ininterrumpida del fluido de perforación hacia abajo por la columna de perforación, fuera del trépano, hacia arriba por el espacio anular entre la cañería y el pozo, y de vuelta a la superficie. Comparar con circulación inversa. normal formation pressure (presión normal de formación) s: las presión de fluido de formación que equivale aproximadamente a 0,465 libras psi por pie (10,5 kilopascales por metro) de profundidad desde la superficie. Si la presión de la formación es de 4 650 psi (32 062 kilopascales) a 10.000 pies (3.048 metros), se considera normal. OCS abr.: Outer Continental Shelf - (plataforma Continental Exterior - PCE). OCS orden (disposiciones sobre la PCE) s pl: Reglas y regulaciones, que fija el "Minerals Management Service (MMS)" del Departamento del Interior de los EE.UU., que gobiernan las operaciones petroleras en aguas territoriales de los EE.UU. sobre la Plataforma Continental Exterior. Ahora suplantadas por la reglas publicadas en el Código de Regulaciones Federales (CRF), Parte 250. open (abierto) adj: 1. Respecto a un pozo que no tiene casing. 2. Respecto a un pozo que no tiene sondeo o tubing suspendidos en el mismo. open hole (pozo abierto) s: 1. Cualquier pozo en el cual no se ha fijado el casing. 2. Pozo abierto o entubado en el cual no hay sondeo o tubing suspendidos. overburden pressure (presión de sobrecarga) s: Presión ejercida por los estratos de roca sobre una formación de interés. Se considera normalmente que es aproximadamente de 1 psi por pie (22.621 kilopascales por metro). pipe ram (esclusa) s: Componente de sellado para una BOP que cierra el espacio anular entre la tubería y la BOP o la cabeza del pozo. pipe ram preventer (BOP a esclusa): BOP que utiliza esclusas como los elementos de cierre. Ver esclusa. pit gain (ganancia de pileta) s: Aumento en el nivel promedio de lodo que se mantiene en cada una de las piletas de lodo, o tanques. Si no se ha agregado lodo u otras sustancias al lodo que está circulando en el pozo, entonces una ganancia de pileta es una indicación de que los fluidos de 241

Glosario

formación han entrado al pozo y de que ha ocurrido una surgencia.

contenedor. Esta lectura no incluye la presión de la atmósfera fuera del contenedor.

pit level (nivel de pileta) s: Altura de lodo de perforación en las piletas.

pounds per square inch per foot (libras por pulgada cuadrada por pie) s: Medida de la cantidad de presión en libras por pulgada cuadrada que una columna de fluido, tal como el lodo de perforación, ejerce sobre el fondo de la columna por cada pie de su longitud. Por ejemplo, 10 libras por galón de lodo ejerce 0,52 libras por pulgada cuadrada por pie, por lo tanto una columna de lodo de 10 libras por galón de lodo que es de 1.000 pies de largo ejerce 520 libras por pulgada cuadrada en el fondo de la columna. Ver gradiente de presión.

pit level indicator (indicador de nivel de pileta) s: Uno de una serie de dispositivos que monitorea continuamente el nivel de lodo de perforación en los tanques de lodo. El indicador normalmente consiste en dispositivos flotantes en los tanques de lodo que detectan el nivel de lodo y transmiten datos a un dispositivo de registro y alarma (un registro de volumen de pileta) montado cerca de la posición del perforador en el piso del equipo de perforación. Si el nivel de lodo cae demasiado o aumenta demasiado, la alarma suena para advertir al perforador que él o ella pueden estar perdiendo circulación o recibiendo una surgencia. pit-level recorder (registrador de nivel de pileta) s: Ver indicador de nivel de pileta. pit volume recorder (registrador de volumen de pileta) s: Medidor en la posición del perforador que registra los datos del indicador de nivel de pileta. Pit Volume Totalizer - PVT (Totalizador del Volumen de Pileta - TVP) s: Nombre comercial para un tipo de indicador de nivel de pileta. Ver indicador de nivel de pileta. plug (tapón) s: Cualquier objeto o dispositivo que bloquea un pozo o pasaje (tal como un tapón de cemento en un pozo). plugging material (material de taponamiento) s: Sustancia que se utiliza para bloquear zonas temporalmente o permanentemente mientras se trata o se trabaja en otras porciones del pozo. positive choke (estrangulador positivo) s: Estrangulador en el cual el tamaño del orificio se debe cambiar para variar la velocidad de flujo a través del mismo. pounds per cubic foot (libras por pie cúbico) s: Medida de la densidad de un fluido, tal como el fluido de perforación. pounds per galon, ppg (libras por galón Ib/gal) s: Medida de la densidad de un fluido, tal como el lodo de perforación. pounds per square inch gauge - psig (libras por pulgada cuadrada manométrica - lpcm) s: Presión en un recipiente o en un contenedor como se registra en un medidor unido al 242

pressure (presión) s: Fuerza que un fluido (líquido o gas) ejerce uniformemente en todas direcciones dentro de un recipiente, tubería, pozo en el suelo, y etc., tal como la ejercida contra la pared interior de un tanque o la ejercida en el fondo de un pozo por un fluido. La presión se expresa en términos de fuerza aplicada por unidad de área, en libras por pulgada cuadrada, o en kilopascales. pressure drop (caida de presión) s: Pérdida de presión que resulta de la fricción sostenida por un fluido que pasa a través de una línea, válvula, accesorio, u otro dispositivo. pressure gauge (medidor de presión) s: Instrumento que mide la presión de un fluido y normalmente registra la diferencia entre la presión atmosférica y la presión del fluido indicando el efecto de tales presiones en un elemento de medición ( ejemplo: una columna de líquido, presión en un tubo Bourdon, un pistón de peso conocido, o un diafragma). pressure gradient (gradiente de presión) s: 1. Escala de diferencias de presión en la cual hay una variación uniforme de presión de punto a punto. Por ejemplo, el gradiente de presión de una columna de agua es aproximadamente 0,433 libras por pulgada cuadrada por pie (9,794 kilopascales por metro) de elevación vertical. El gradiente de presión normal en una formación es equivalente a la presión ejercida a cualquier profundidad dada por una columna de agua salada al 10 % desde esa profundidad hasta la superficie (0,465 libras por pulgada cuadrada por pie o 10,518 kilopascales por metro). 2. Cambio (a lo largo de una distancia horizontal) en la presión atmosférica. Las isobaras dibujadas en los mapas climáticos muestran el gradiente de presión.

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PIT: pressure integrity test (ensayo de integridad de presión) s: Método para determinar la cantidad de presión que se permite aparecer en el medidor de presión del anular mientras se está circulando una surgencia fuera del pozo. En general, se determina bombeando lodo lentamente dentro del pozo mientras está cerrado y observando la presión a la cual la formación comienza a admitir fluido. pressure loss (pérdida de presión) s: 1. Reducción en la cantidad de fuerza que un fluido ejerce contra una superficie, tal como las paredes de una tubería. Normalmente ocurre porque el fluido se mueve contra la superficie y es causada por la fricción entre el fluido y la superficie. 2. Cantidad de presión indicada por el medidor de presión del sondeo cuando el fluido de perforación se está circulando con la bomba de lodo. Las pérdidas de presión ocurren mientras el fluido se circula. . preventer (preventor) s: Forma abreviada o reducida de preventor de descontrol. Ver BOP. preventer packer (páquer de preventor) s: Goma o material tipo goma propia de las BOP anulares y a esclusa que se contacta a sí mismo o al sondeo para formar un sello contra la presión del pozo. psi abr.: pounds per square inch (libras por pulgada cuadrada). psi/ft abr.: pounds per square inch per foot (libras por pulgada cuadrada por pie), pump pressure (presión de bomba) s: Presión de fluido que aumenta por la acción de una bomba. pump rate (régimen de bombeo) s: Rapidez o velocidad, a la cual se opera una bomba. En perforación, el régimen de bombeo se normalmente se mide en emboladas por minuto.

R ram (esclusa) s: Elemento de cierre y de sellado en una BOP. Una de los tres tipos - ciega, parcial, o de corte- puede instalarse en varios preventores montados en un conjunto en la parte superior del pozo. Las esclusas ciegas, cuando están cerradas, forman un sello sobre un pozo que no tiene sondeo dentro del mismo; las esclusas parciales, cuando están cerradas, sellan alrededor de la tubería; las esclusas de corte

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cortan a través del sondeo y luego forman un sello. ram blowout preventer (BOP a esclusa) s: BOP que utiliza esclusas para sellar la presión en un pozo que está con o sin tubería. También llamada un preventor a esclusa. rate of penetration, ROP (velocidad de penetración) s: Medida de la velocidad a la cual el trépano perfora dentro de las formaciones, normalmente expresada en pies (metros) por hora o minutos por pie (metro). reduced circulating pressure - KRP (presión reducida de circulación - PRC) s: Cantidad de presión generada en la columna de perforación cuando las bombas de lodo se operan a una velocidad (o velocidades) más lenta que la velocidad utilizada cuando se perfora normalmente. Se establece una PRC o varias PRC para utilizar cuando se está circulando una surgencia hacia afuera del pozo. remote BOP control panel (panel de control remoto de BOP) s: Dispositivo ubicado en el piso del equipo de perforación que puede ser operado por el perforador para dirigir aire a presión que activa los cilindros que giran las válvulas de control en la unidad de control principal de BOP, ubicada a una distancia segura del equipo de perforación. remote choke panel (panel remoto del estrangulador) s: Juego de controles, usualmente ubicados en el piso del equipo perforador, que se manipula para controlar la cantidad de fluido de perforación que está circulando a través del manifold del estrangulador. Este procedimiento es necesario cuando una surgencia se está circulando fuera del pozo. Ver manifold del estrangulador. returns (retornos) s pl: Lodo, recortes y todo lo demás que circula hacia arriba del pozo hasta la superficie. reverse circulation (circulación inversa) s: Curso del fluido de perforación hacia abajo a través del anular y hacia arriba a través de la sarta de perforación, en contraste a la circulación normal en la que el curso es hacia abajo a través de la sarta de perforación y hacia arriba a través del anular. Raramente utilizada en pozo abierto, pero frecuentemente utilizada en operaciones de reparación. También referida como "circulando el camino corto", ya que los retornos desde el fondo pueden obtenerse más rápidamente que en la circulación normal. 243

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reverse drilling break (quiebre de la perforación inverso) s: Disminución repentina en la velocidad de penetración. Cuando se perfora con un lodo a base de petróleo y con un trépano de diamante y se penetra una formación de alta presión, la velocidad de penetración puede disminuir en vez de aumentar. Un incremento es un quiebre de la perforación (drilling break).

shear ram (esclusa de corte) s: Componente en una BOP que corta la tubería de perforación y forma un sello contra la presión del pozo. Las esclusas de corte se utilizan en las operaciones de perforación flotante en el mar para proveer un método rápido de mover el equipo perforador lejos del pozo cuando no hay tiempo para sacar la sarta de perforación fuera del pozo.

rotating blowout preventer (BOP rotativa) s: Ver cabeza rotativa.

shear ram preventer (preventor a esclusa de corte) s: BOP que utiliza esclusas de corte como elementos de cierre.

rotating bead (cabeza rotativa) s: Dispositivo utilizado para sellar el espacio anular alrededor del vástago de perforación en la perforación con presión en superficie, usualmente instalado sobre las BOP principales. Una cabeza rotativa hace posible perforar aun cuando hay presión en el anular que la densidad del fluido no la equilibra; la cabeza evita que el pozo se descontrole. Se utiliza principalmente en la perforación de las formaciones que tienen baja permeabilidad. La velocidad de penetración a través de tales formaciones es usualmente rápida.

S safety valve (válvula de seguridad) s: Válvula instalada en la parte superior de la sarta de perforación para evitar el flujo fuera de las barras de sondeo si ocurre una surgencia durante la maniobra de sacado de sondeo. set point (punto de asentamiento) s: Profundidad del fondo de la tubería de entubación (casing) cuando se encuentra instalada en el pozo. setting depth (profundidad de instalación) s: Profundidad del fondo de la tubería de entubación (casing) en el pozo cuando ella está lista para ser cementada. shale (esquisto arcilloso) s: Roca sedimentaria de grano fino compuesta en su mayor parte por arcilla sedimentada o lodo. El esquisto arcilloso es la roca sedimentaria que más frecuentemente se encuentra. shalow gas (gas de poca profundidad) s: Depósito de gas natural ubicado lo suficientemente cerca de la superficie que una cañería guía o un pozo superficial lo penetrará. El gas de poca profundidad es potencialmente peligroso porque, si se encuentra mientras se está perforando, el pozo seguramente no puede ser cerrado para controlardo. En ese caso, el flujo de gas debe desviarse. Ver desviador. 244

shut-in (cerrar) v: Cerrar un pozo en el que ha ocurrido una surgencia. shut-in (cerrado) adj.: Cerrado para evitar el flujo. Dicho de un pozo cuando las válvulas de entrada y salida al mismo están cerradas. sbut-in bottombole pressure (presión de cierre de fondo de pozo (Pcfp) s: Presión en el fondo del pozo cuando las válvulas de superficie sobre el pozo están completamente cerradas. Es causada por los fluidos de la formación en el fondo del pozo. shut-in bottombole pressure test (ensayo de presión de cierre de fondo de pozo) s: Ensayo de presión de fondo de pozo que mide la presión después que el pozo se ha cerrado por un periodo específico de tiempo. Ver bottomhole pressure test. shut-in casing pressure (SICP) (presión de cierre del anular, PCA) s: Presión del fluido en el espacio anular en la superficie cuando un pozo está cerrado. shut-in drill pipe pressure (SIDPP) (presión de cierre de sondeo. PCS) s: Presión del fluido de perforación en el interior de la sarta de perforación o sondeo. Se utiliza para medir la diferencia entre la presión hidrostática y la presión de la formación cuando se cierra un pozo después de una surgencia y la bomba de lodo está apagada y para calcular el incremento de densidad de lodo requerido para ahogar el pozo. sbut-in pressure (SIP) (presión de cierre) s: Presión cuando el pozo está completamente cerrado, se observa en un manómetro instalado en las válvulas de control de superficie. Cuando la perforación está en progreso, la presión de cierre debe ser cero, porque la presión ejercida por el fluido de perforación debe ser igual a o mayor que la presión ejercida por las formaciones a través de las que pasa el pozo. En un pozo que

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fluye, productivo, sin embargo, la presión de cierre debe estar por encima de cero.

del pozo, la tubería puede ser bajada dentro del pozo.

snub (snub) v: 1. Forzar la tubería o las herramientas dentro de un pozo con alta presión que no ha sido ahogado (por ej.: meter la tubería o las herramientas dentro del pozo contra la presión del mismo cuando el peso de la tubería no es lo suficientemente grande para forzar la entrada de ella a través de las BOPs). Snubbing requiere usualmente un arreglo de aparejos y cables que fuerzan la tubería o las herramientas dentro del pozo a través de una cabeza economizadora o BOP hasta que el peso de la columna sea suficiente para superar el efecto de levantamiento que ejerce la presión del pozo sobre la tubería en el preventor. En las operaciones de reparaciones de pozos, el snubbing es usualmente complementado por el uso de mecanismos hidráulicos para forzar la tubería a través de la cabeza economizadora o BOP. 2. Atar corto con una cañería.

stripping head (cabeza para stripping) s: Dispositivo de prevención de descontrol que consiste en un conjunto de collarín y empaquetadura abulonado a la cabeza del pozo. Se utiliza frecuentemente para sellar el espacio anular entre la tubería (tubing) y el casing.

snubber (snubber) s: Dispositivo que mecánicamente o hidráulicamente fuerza la tubería o herramientas dentro del pozo contra la presión de éste. snubbing line (línea para snubbing) . s: 1. Línea utilizada para controlar o restringir un objeto. 2. Cable utilizado para poner la tubería o herramientas dentro de un pozo mientras éste está cerrado. Ver snub. snubbing unit (equipo snubbing) s: Equipamiento utilizado para aplicar fuerza adicional a la sarta de perforación o tubería cuando es necesario ponerlos dentro de un pozo contra alta presión. space out (espaciamiento) s: Medidas tomadas parar asegurarse que una esclusa de BOP no cerrará en una unión de barra de sondeo cuando la sarta de sondeo está estacionaria. Una barra de sondeo corta se enrosca en la sarta de perforación para darle la posición correcta a las uniones de barras de sondeo. stack (conjunto) s: Arreglo vertical de un equipo de prevención de descontrol. También llamado conjunto de preventores. Ver blowout preventer (BOP). strip a well (operación de stripping de un pozo) s: Mover la sarta de sondeo, tubería, y otras herramientas dentro o fuera del pozo con el pozo cerrado. Si el peso de la tubería es suficiente para superar la fuerza hacia arriba de la presión

stripper rubber (goma del stripper) s: 1. Disco de goma que rodea la barra de sondeo o tubería de producción que remueve el lodo mientras la tubería es extraída fuera del pozo. 2. Elemento de sellado a presión de un preventor de descontrol del stripper. Ver cabeza para stripping. stripping in (stripping hacia adentro) s: Proceso de bajar la sarta de perforación dentro del pozo cuando el pozo está cerrado por una surgencia y cuando el peso de la sarta de sondeo es suficiente para superar la fuerza de la presión del pozo. stripping out (stripping hacia afuera) s: Proceso de sacar la sarta de perforación del pozo cuando el pozo está cerrado por una surgencia. strip pipe (stripping de tubería) v: Remover la sarta de perforación del pozo mientras las BOPs están cerradas. stump pressure test (ensayo de presión stump) s: Ensayo de presión de un conjunto de BOP submarino que se lleva a cabo en el piso del equipo perforador en un stump de prueba (un dispositivo que permite que se ejerza presión sobre el conjunto de BOP) para asegurar que todos los elementos de sellado a presión del conjunto de BOP están trabajando adecuadamente. subsea blowout preventer (BOP submarina) s: BOP ubicada en el fondo del mar para el uso de los equipos de perforación flotantes costa afuera. subsea choke preventer (válvula submarina de la tubería del estrangulador) s: Válvula montada en la tubería del estrangulador de un conjunto de BOP submarino. Sirve para regular el flujo de los fluidos del pozo que se están circulando a través de la tubería del estrangulador cuando el pozo está cerrado. surface stack (conjunto de BOP de superficie) s: Conjunto de BOP montado en la parte superior de la cañería de entubación (casing) en o cerca de la superficie del suelo o del agua. Los conjuntos de BOP de superficie se emplean en los equipos perforadores de tierra y en los equipos 245

Glosario

perforadores de costa afuera que se apoyan en el fondo del mar. swab (pistonear) v: Arrastrar fluidos de la formación dentro del pozo al levantar la sarta de perforación a una velocidad que reduce la presión hidrostática del lodo de perforación por debajo del trépano. swabbed show (muestreo de pistoneo) s: Fluido de formación que es arrastrado dentro del pozo debido a un desequilibrio de la presión de formación causada por sacar la sarta de perforación demasiado rápido. swabbing efect (efecto de pistoneo) s: Fenómeno caracterizado donde los fluidos de formación son arrastrados o pistoneados dentro del pozo cuando la sarta de perforación y trépano son extraídos del pozo a una velocidad suficiente para reducir la presión hidrostática del lodo por debajo del trépano. Si se pistonea suficiente fluido de formación hacia dentro del pozo, puede resultar una surgencia.

T temperature gradient (gradiente de temperatura) s: Incremento de temperatura de un pozo mientras se incrementa su profundidad. 30 CFR 250 (30 CRF 250) abreviatura.: 30 Código de Regulaciones Federales, Parte 250. 30 Code of Federal Regulations Part 250 (30 Código de Regulaciones Federales, Parte 250) s: las reglas y las regulaciones del Departamento del Interior de los EE.UU., Servicio de Dirección de Minerales (M.M.S.), que deben ser seguidas por aquellos que perforan y producen pozos de petróleo y gas ubicados en la Plataforma Continental Exterior. trip gas (gas de maniobra) s: Gas que ingresa al pozo cuando la bomba de lodo se para y la tubería se está extrayendo del pozo. El gas puede entrar a causa de la reducción en la presión de fondo de pozo cuando la bomba se para, a causa del pistoneo, o a causa de ambos. trip margin (margen de maniobra) s: Pequeña cantidad de densidad de lodo adicional que se necesita para balancear la presión de formación para superar el efecto de reducción de presión causada por pistoneo cuando se está haciendo una maniobra de sacado de la sarta de perforación. trip - tank (tanque de maniobra) s: Pequeño tanque de lodo con capacidad de 10 a 15 barriles 246

(1.590 a 2.385 litros), usualmente con divisiones de 1 barril o 0,5 barriles (79,5 litros o 159 litros), utilizado para medir la cantidad de lodo necesaria para mantener el pozo lleno con la cantidad exacta de lodo que es desplazada por la tubería de perforación. Cuando el trépano sale del pozo, un volumen de lodo igual a aquél que ocupaba la tubería de perforación mientras estaba en el pozo debe bombearse dentro del pozo para reemplazar la tubería. Cuando el trépano se baja nuevamente al pozo, la tubería de perforación desplaza una cierta cantidad de lodo, y un tanque de maniobra puede usado nuevamente para guardar registro de este volumen. true vertical depth (TVD) (profundidad vertical verdadera (PVV) s: Profundidad de un pozo desde la superficie derecho hacia abajo en forma vertical hasta el fondo del pozo. La profundidad vertical verdadera de un pozo puede ser bastante diferente de su profundidad real medida, porque los pozos son muy raramente perforados exactamente verticales. . TVD (PVV) abreviatura.: profundidad vertical verdadera.

U-V-W underground blowout (descontrol subterráneo) s: Flujo descontrolado de gas, agua salada u otro fluido que sale de una formación del pozo y va dentro de otra formación que el pozo ha atravesado. United States Geological Survey (Estudios Geológicos de los Estados Unidos) s: Agencia federal dentro del Departamento del Interior establecida en 1879 para dirigir las investigaciones de la estructura geológica, recursos minerales, y productos de los Estados Unidos. Sus actividades incluyen el asesoramiento de los recursos minerales costa adentro y costa afuera; proveer información que le permita a la sociedad mitigar el impacto de las inundaciones, terremotos, deslizamientos de terreno, volcanes y sequías; monitorear los suministros de agua subterránea y agua superficial de la nación y el impacto consecuente en la población; y proveer información en mapas del paisaje de la nación y de la utilización del suelo. Dirección: Estudios Geológicos de los Estados Unidos, 119 National Center, 12201 Sunrise Valley Drive, Reston, VA 22092. upper kelly cock (válvula superior del vástago) s: Válvula instalada sobre el vástago de perforación que puede cerrarse manualmente para proteger la

Escuela Argentina de Control de Surgencia

Mendoza - Argentina

manguera rotativa de la alta presión que puede existir en la sarta de perforación. USGS (USGS) abreviatura: Geológicos de los Estados Unidos.

Estudios

wait-and-weight method (método esperar y densificar) s: Método de ahogado de pozos en el que se cierra un pozo y la densidad de lodo se eleva la cantidad requerida para ahogar el pozo. El lodo pesado se circula entonces dentro del pozo mientras los fluidos de surgencia se circulan fuera. Así llamado porque uno cierra el pozo y espera para que el lodo sea densificado antes de que comience la circulación. wellbore (pozo) s: Pozo; hoyo perforado por el trépano. Un pozo puede tener cañería de entubación dentro de él o puede ser abierto (no entubado); o parte de él puede estar entubado, y parte de él puede estar abierto. También llamado un hoyo o pozo. wellbore pressure (presión de pozo) s: l. Presión de fondo de pozo. 2. Presión en el anular (casing). well control (control de pozos) s: Métodos utilizados para controlar un pozo y evitar que se descontrole. Tales técnicas incluyen, pero no están limitadas a, mantener el pozo completamente lleno con lodo de perforación de la densidad o el peso adecuado durante todas las operaciones, ejerciendo un cuidado razonable cuando se maniobra sacando del pozo la tubería para evitar el pistoneo, y mantener un registro cuidadoso de la cantidad de lodo puesta en el pozo para reemplazar el volumen de tubería removida del pozo durante la maniobra. wild well (pozo desbocado) s: Pozo que se ha descontrolado del que está escapando petróleo, agua, o gas con gran fuerza hacia la superficie. También llamado un pozo surgente.

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Glosario

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