Manual Wellcap Iadc PDF

Prevención de Arremetida y Control de Pozos (Supervisorio) (CI-PACP-S-S) (WellCAP IADC)

Jairo C. Molero Drilling Consulting C.A

OBJETIVO GENERAL

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

CONTENIDO GENERAL Módulo I •

Principios Fundamentales

Módulo II •

Prevención de Arremetidas ó Amagos (Kick)

Módulo III •

Equipos de Seguridad (BOP´s)

Módulo IV •

Procedimientos de Cierre

Módulo V •

Métodos de Control

Módulo VI •

Completación y Reacondicionamiento de Pozos

Módulo VII •

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Problemas Especiales

p re s io n e s d e lo d o y fo rm a c ió n b a jo b a la n c e p o ro

Módulo I

fr a c tu r a

S o b re b a la n c e

Principios Fundamentales

OBJETIVO ESPECÍFICO

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

CONTENIDO Módulo I – Principios Fundamentales • Litología de la formación • Origen de un yacimiento petrolífero o Procesos involucrados • Relación entre la presión, fuerza y área • Presión de Sobrecarga (overburden pressure) • Presión de la formación o yacimiento y sus Técnicas para la detección • Presión Hidrostática. Fluidos de Perforación o Introducción a los Fluidos de Perforación o Funciones del Fluido de Perforación – Análisis o Propiedades de los Fluidos de Perforación o Principio del Tubo en U o Gradiente de presión y Gravedad específica • Presión de fractura o Prueba de integridad de presión (Leak off test) o Procedimiento general de la prueba. Cálculos o Máxima presión permitida en superficie (MASP) o Interpretación de gráficos de la Prueba de Integridad (LOT)

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Pags I-1 I-4 I-12 I-13 I-15 I-38 I-59 -

CONTENIDO Módulo I – Principios Fundamentales • Tolerancia de las arremetidas o amagos - Análisis • Relación entre las presiones • Presiones del sistema de circulación o de bombeo o Densidad equivalente de circulación (ECD) • Presiones adicionales o Surgencia (Surgence) o Suabeo (Swabbing) o Análisis gráfico de las presiones adicionales • Definición del Margen de viaje (rangos utilizados). Surgencia de la bomba • Definición de Arremetida y de Reventón • Comportamiento de una arremetida (kick) o amago de gas

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Pags I-76 I-82 I-83 I-87 I-89 I-90 I-96

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

‰ Litología de la formación ‰ Parte de la Geología que estudia las diferentes formaciones que se encuentran en la litosfera o envoltura rocosa que constituye la corteza del globo terrestre:

Lutitas, arcillas y limolitas Areniscas Carbonatos, yeso y dolomitas Domo de sal

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-1

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES Edades y Formaciones de una área

EDAD

PLEISTOCENO

FORMACION

MIEMBRO

FM TIPO A

LITOLOGIA

DESCRIPCION

Arenas y gravas macizas

FM TIPO B

Lutitas de color verdoso conglomerados macizos

FM TIPO C

Lutitas de color gris claro, areniscas de color variable

MIOCENO

FM. TIPO D EOCENO MEDIO FM. TIPO E

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Lutitas de Paují Arena Basal A-9/A-10

Arenas ( B0-B1-B2 Y B3)

Lutitas Fosilíferas grises a negruzcas Areniscas con intercalaciones lutíticas

Areniscas cuarzosas de color gris claro intercaladas con lutitas negras y limolitas grises

I-2

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

‰ Teoría Orgánica ƒ Descomposición y transformación de restos de animal y vegetal, depositados y enterrados durante tiempos geológicos milenarios ƒ Estos bajo la acción de un proceso de sedimentación y compactación de los estratos, sometidos a presión y temperatura en el subsuelo a determinadas profundidades ƒ Fuentes como estas contribuyen a la generación del gas natural y/o petróleo

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-3

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

‰ Origen de un yacimiento petrolífero ‰ Los yacimientos petrolíferos se consideran tienen origen orgánico. Se requieren de tres condiciones básicas para su formación ƒ Un medio rico en contenido orgánico (pantanos, delta de los ríos, planicies inundadas) ƒ Proceso de sedimentación rápido a fin de evitar la descomposición total de la vida (antes de ser enterrados los elementos orgánicos) ƒ Trampa de hidrocarburos estructural (ej; fallas, domo de sal) o estratigráfica (ej: lentes de arena, arrecifes, canales de ríos y lechos de arena)

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-4

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

Procesos involucrados Deposición •• Deposición

Procesos •• Procesos

Compactación •• Compactación

Equilibrio •• Equilibrio Hidrostático Hidrostático CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-5

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

‰ Deposición: ƒ Material detrítico llevado por los ríos hacia el mar, el cual sale de la suspensión y se deposita ƒ Sedimentos no consolidados, ni compactados, teniendo así un relativa alta “porosidad” (espacio donde el líquido puede alojarse) y “permeabilidad” (interconexión de los espacios porosos de una roca o sea porosidad efectiva) ƒ A través del espacio entre los granos, el agua de mar mezclada con estos sedimentos se mantiene comunicada, generando una presión de formación o yacimiento igual a la columna hidrostática del agua CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-6

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Compactación: ƒ Una deposición sucesiva y continua de los sedimentos, hace que exista una aumento en la profundidad de asentamiento ƒ Los granos de las rocas previamente depositados van a estar sujetos a través de los puntos de contacto grano a grano de una mayor carga. ƒ Esto causa un reacondicionamiento de los mismos en un espacio más estrecho, resultando en un sedimento mas compacto y de menor porosidad

‰ Equilibrio Hidrostático: ƒ El proceso de compactación en forma continua, hace que el agua se expele de su espacio poroso, el equilibrio hidrostático se mantendrá siempre que exista una trayectoria de flujo relativamente permeable hacia la superficie, el gradiente de flujo que se requiere para poder expeler el agua de compactación será muy pequeño hacia arriba CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-7

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

‰ Origen de las Presiones Anormales ‰ Compactación: ƒ Migración de los fluidos a zonas de menor esfuerzos, interrupción del proceso (capa impermeable) fluidos entrampados los cuales originan presiones anormales

‰ Diagénesis: ƒ Alteración química de la roca debido a procesos geológicos (arcilla bentonítica a arcilla ilítica debido a su deshidratación)

‰ Levantamiento Tectónico: ƒ Asociados a procesos geológicos, disminución del relieve por plegamiento, deformación plástica, fallamiento, erosión, etc. CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-8

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Densidad diferencial: ƒ Fluidos contenidos en los poros con densidad menor que la menor densidad de los fluidos del área

‰ Migración de Fluidos: ƒ Flujo hacia arriba a una formación somera de los fluidos de un yacimiento más profundo, esto puede ser natural o inducida por fugas en el Rev. de Producción, técnicas incorrectas de cementación o completación, proceso de inyección, abandono incorrecto de pozos

‰ Fallas ƒ Redistribución de Sedimentos y Yuxtaposición de zonas permeables a zonas impermeables, inhibición de flujo de fluidos a regiones de equilibrio hidrostático

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-9

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Osmosis: ƒ Flujo espontáneo de una formación más concentrada (recargada) a otra separada por una membrana

En conclusión: ƒ La detección de las presiones anormales puede considerarse esencial en la perforación de pozos profundos, dentro de sus ventajas principales podemos mencionar: ƒ Mejores ROP (uso de densidades de menor valor) ƒ Mejor selección de los puntos de asentamiento ƒ Mínimos problemas de pérdidas o de arremetidas ƒ Reducción de tiempos de perforación y costos operacionales involucrados

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-10

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

Estratos Geológicos Lecho Marino o de río Presión Normal

Formación permeable

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Presión anormalmente presurizada

I-11

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

‰ Relación entre la Presión, Fuerza y Área ƒ Presión: ƒ Concepto relacionado como la fuerza ejercida por el peso de un objeto, dividido sobre un área especifica donde está actuando. Esto puede ser representado en un cilindro hidráulico 100 lbs

Presión = Fuerza Área lbs/pulg 2 = lpc = psi 10 psi 2

Área: 10 pulg

Cilindro Hidráulico CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-12

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

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

Psc = 0,433 [(1 – Ø) GE. s + Ø x GE. f)] x PVV Psc = Grad. sc x PVV = psi Psc = Presión de Sobrecarga (psi) Grad. sc = Gradiente de sobre carga (psi/pie) Ø = Porosidad (adim.) GE. s = Gravedad Específica de los sólidos (adim.) GE. f = Gravedad Específica de los fluidos (adim.) PVV = Profundidad Vertical Verdadera (pies) CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-13

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

‰ Presión de Sobrecarga ƒ Durante el proceso de perforación, el peso del material (sedimentos y fluidos) es de mucho interés, debido a la posibilidad de levantar la Sobrecarga a nivel de la zapata del revestidor (ej: superficial), cuando se utilizan densidades del fluido muy pesados, los cuales pueden crear problemas de pérdida de circulación ƒ Esta presión igualmente sirve para poder estimar la Presión del Yacimiento y la Presión de Fractura, esto a través de la distintas Técnicas para su detección ƒ En conclusión: ƒ La Presión de Sobrecarga es de suma importancia para establecer parámetros en una óptima relación entres las presiones que intervienen en la perforación de un pozo CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-14

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

‰ Presión de la Formación ƒ Presión de los Fluidos contenidos en los espacios porosos de un roca. Denominada también como presión de poros, de yacimiento o de la roca ƒ Según el concepto de Gradiente (relación de la presión por cada pie de profundidad), existen tres tipos de Gradientes de Presión de Formación: ƒ Subnormal: < 0,433 psi / pie ƒ Normal: 0,433 y 0,465 psi / pie ƒ Anormal: > 0,465 psi / pie

Pform = Grad. form. x PVV = psi Grad. Form. = Gradiente de la formación (psi / pie) CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-15

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

Rango de Gradientes de Formación

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-16

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

Gradientes de Presión de Formación ÁREAS ÁREAS

GRADIENTE GRADIENTE DEPRESIÓN PRESIÓN DE (psi/pie) (psi/pie)

DENSIDAD DENSIDAD EQUIVALENTE EQUIVALENTE DEAGUA AGUA DE (grs/cc) (grs/cc)

OESTE DE TEXAS

0,433

1,000

GOLFO DE MÉXICO

0,465

1,074

MAR DEL NORTE

0,452

1,044

MALASIA

0,442

1,021

DELTA DE MACKENZIE

0,442

1,021

OESTE DE ÁFRICA

0,442

1,021

BASAMENTO ANADARKO

0,433

1,000

MONTAÑAS ROCKY

0,436

1,007

CALIFORNIA

0,439

0,014

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-17

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Técnicas de Detección ƒ Durante la etapa de la planificación del pozo, la Presión de la Formación o del Yacimiento o de Poro, se predice en base a los datos de poros de referencia (esto en caso de estar disponible) y del análisis de los datos sísmicos. ƒ Por lo general, la Presión de la Formación se planifica como Normal, hasta que se llegue a una profundidad donde los cambios en los parámetros de perforación indican un cambio a anormal (de existir). Esta últimas, se penetran más frecuentemente e implican el mayor riesgo en la perforación de cualquier área ƒ A medida que aumenta la Presión de la Formación se debe aumentar la densidad del fluido de perforación, esto a fin de mantener un ligero sobrebalance sobre ella (margen de seguridad o margen de viaje) CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-18

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ƒ El intervalo en el pozo en la que la presión de poro aumenta de su punto Normal se conoce como Zona de Transición. Usualmente, esta pendiente aumentará a una máxima presión de poro, causada por el proceso deposicional de enterramiento y compactación ƒ Para las lutitas, la zona de transición representa la barrera de permeabilidad que restringe el flujo de fluidos existentes en los poros hasta el ambiente marino. El espesor de esta zona, depende de las permeabilidades dentro y adyacentes a la formación sobrepresionada en la edad de sobrepresión ƒ Las Técnicas y Métodos mejoran constantemente en cuanto a su precisión, permitiendo un mejor control del pozo, es por ello que se deben realizar todos los esfuerzos para detectar la presencia de zonas de transición y por ende zonas anormales durante la planificación y perforación del pozo CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-19

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Métodos de Detección ƒ Existen varios Métodos para determinar Zonas de Presiones Anormales, a continuación se mencionan algunos de ellos:

‰ Antes de la Perforación ƒ Métodos Sísmicos, Porosidad de las lutitas

‰ Durante la Perforación ƒ Incremento de: ROP, cloruros, temperatura de retorno y disminución de: densidad de las lutitas, Exp “dc”, densidad del lodo por corte por gas

‰ Después de la Perforación ƒ Métodos Sónicos, Resistividad y Conductividad

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-20

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Antes de la Perforación: ‰ Método Sísmico ƒ Este método representa el de mayor utilización en la perforación exploratoria. El mismo, permite la planificación y ejecución inicial de un programa de perforación. En la medida que la perforación avance, debe irse ajustando el programa inicial con la información obtenida del pozo ƒ Las características acústicas de la sección superior de la corteza terrestre puede medirse por varias razones: en estudios de terremotos y en prospección sísmica y registros eléctricos (perfiles), acústicos (sísmicos) ƒ Estos dos últimos, investigan de manera similar los rangos de velocidad, pero utilizan frecuencias y longitudes de onda totalmente diferentes CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-21

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Antes de la Perforación ‰ Método Sísmico:

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Material de la matriz

Tiempo de tránsito

Dolomita

44

Calcita

46

Caliza

48

Anhidrita

50

Yeso

53

Cuarzo

56

Lutita

62 – 167

Sal

67

Arenisca

53 - 59

(µ seg/pie)

I-22

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Antes de la Perforación ‰ Método Sísmico ƒ El comportamiento del tiempo de tránsito en el intervalo (TTI) con la profundidad es a disminuir en zonas de compactación normal ƒ En una zona subcompactada, el tiempo de tránsito (TTI) se desviará de la tendencia normal, incrementando con la profundidad, lo cual es indicativo de un posible tope de la zona de presiones anormales ƒ Este valor debe ser interpretado a través de las correlaciones, a fin de determinar la Presión de la Formación o del Yacimiento y para definir igualmente las densidades del fluido de perforación en los diferentes intervalos del pozo CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-23

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES Método Sísmico (TTI vs. Prof.)

Ejercicio real CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-24

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Durante la Perforación ‰ Exponente “d” ƒ Una de las técnicas que utiliza la mayoría de las

variables de perforación y que ha resultado ser muy efectiva y actualmente considerada como una de las mas utilizadas como Método de campo, es el Exponente “d” ƒ Esta técnica, se formuló en las lutitas de la Costa del Golfo de los Estados Unidos, dando resultados en cuanto a interpretación en tiempo real bastante óptimo. El mismo es considerado un Método empírico y fue publicado por Bingham en el año de 1964, el cual se basó en datos de campo y de laboratorio ƒ Posteriormente Jordan & Shirley, propusieron usar el Método anterior a fin de normalizar la velocidad de penetración por el efecto de variaciones del PSM, RPM y el diámetro de la mecha CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-25

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Durante la Perforación ‰ Exponente “d” ƒ Este método esta basado en la siguiente formulación: Exp “d” =

log (ROP / (60 x RPM)) log (12 x PSM / (10 6 x Dm))

donde: ROP: Velocidad de penetración, pies/hora RPM: Revoluciones por minuto, rev/min PSM: Peso sobre la mecha, libras-fuerza Dm: Diámetro de la mecha, pulgs CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-26

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Durante la Perforación ‰ Exponente “d” ƒ Si el Exponente “d” es calculado en lutitas, es posible hacer un seguimiento a sus etapas de compactaciòn y detectar cualquier subcompactaciòn ƒ Cualquier disminución de la tendencia del Exponente “d”, cuando se perfora una secuencia arcillosa (tal como la lutìtica), es una funciòn del grado de subcomptaciòn y tambièn del valor de presiòn anormal asociado ƒ Si durante la perforación del pozo, se contempla un cambio de densidad del fluido, se ha necesario calcular un Exponente “d” corregido (Exp “dc”)

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-27

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Durante la Perforación ‰ Exponente “dc” ƒ Este representará la diferencia hidrostática del área y la presión de la formación. La misma fue desarrollada en 1971 por Rahm y McClendon los cuales sugirieron la siguiente corrección: Exp “dc” = Exp “d” x Dfn Dfe donde: Exp “d”: Exponente “d” calculado por la fòrmula anterior Dfn: Densidad del fluido equivalente a una presión normal, lbs/gal Dfe: Densidad del fluido equivalente en uso, lbs/gal CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-28

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Durante la Perforación ‰ Exponente “d” ƒ Es importante acotar algunas observaciones en cuanto a

la efectividad del uso del Exp “d” para consolidar la presencia de una zona de presiones anormales. Para ello, mencionaremos algunas razones que pudiesen incidir en la efectividad de los valores y su interpretaciòn del Exp “d” o Excesivo diferencial de densidad del fluido de perforación, valores de 2 a 3 lbs/gal incidirá directamente en los resultados o Que no exista un mantenimiento adecuado al fluido de perforación o Que no exista una hidráulica adecuada que garantice efectividad en la limpieza del fondo del hoyo o Una buena sección de litología homogénea es importante para la obtención de buenos resultados, ej: lutìtas CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-29

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES Método Exp. “dc” (Exp. “dc vs. Prof.)

Ejercicio real CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-30

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Después de la Perforación ‰ Método de Resistividad ƒ Una de las técnicas más comúnmente usada y antigua

para detectar zonas de presiones anormales después de la perforación, son los Registros Eléctricos con Guaya y especialmente el de Resistividad de las Lutitas (Rsh) ƒ Dado que la matriz de la rocas, tiene una conductividad muy baja, la resistividad registrada depende de: la porosidad, la naturaleza del fluido contenido en el espacio poroso y de su contenido de sales disueltas ƒ En condiciones de compactación normal, un incremento unitario en la resistividad de la lutita con la profundidad, corresponde a una reducción unitaria de la porosidad bajo el efecto del peso de los sedimentos suprayacentes (para una resistividad del fluidos dada) CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-31

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Después de la Perforación ‰ Método de Resistividad ƒ De allí que, la entrada a una zona subcompactada se detecta por una disminución de la resistividad debido a un incremento relativo de la porosidad. Otros factores, además de la porosidad también afectan la medición de la resistencia de la formación y puede enmarcar cambios debido a la compactación, entre ellos están: ƒ Temperatura: incrementa con la profundidad, disminuyendo la resistividad para salinidad de agua dada ƒ Presencia de hidrocarburos: en los espacios porosos de la formación incrementa significativamente la resistividad ƒ Litología: una lutita ligeramente salada en comparación con una lutita pura, pudiese causar error cuando se utiliza la Rsh para determinar la tendencia normal de compactación ƒ Lavado del hoyo: un incremento en el diámetros del hoyo, puede también generar error en la medición CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-32

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Después de la Perforación ‰ Método de Resistividad ƒ No todos los aparatos dan la misma resistividad para arcillas y lutitas, esto debido a la anisotropía de la matriz. Debido a la manera como funcionan los registros de inducción, ellos detectan primordialmente la resistividad horizontal y por eso brindan menores valores ƒ La resistividad a ser usadas para la preparación de gráficos de compactación, deben ser aquellos obtenidos usando técnicas de investigación completa. El aparato convencional más adecuado para estos propósitos es la herramienta de inducción profunda ƒ Los registros de conductividad, pueden utilizarse también para detectar anormalidades de compactación, dado que proporcionan mayores detalles en zonas de bajas resistencias

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-33

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES Método de Resistividad (Rsh vs. Prof.)

Ejercicio real CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-34

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Correlaciones existentes para la Detección ‰ Existen varios Correlaciones desarrolladas por investigadores que nos permite conocer el valor de la Presión o Gradiente de la Formación, a continuación se mencionan algunos de ellos: ƒ Antes de la Perforación o Correlación de Pennebaker, la cual utiliza el Tiempo de Tránsito (Δtt)

ƒ Durante la Perforación o Correlación de Rehm & Mc Clendon, Zamora y Ben Eaton, los cuales utilizan el Exp “dc”

ƒ Después de la Perforación o Correlación de Eaton, Hottmann & Johnson, Lane & Macpherson, Ben Eaton, los cuales utilizan la Resistividad (Rsh) I-35 CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Gradiente de presión de la formación (psi/pie)

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES Correlación de Pennebaker

Relación del Tiempo de Tránsito del Intervalo (Δto / Δtn)

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-36

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Correlación de Ben Eaton ƒ A través de la Correlación de Eaton nos disponemos a calcular el valor en predicción de la Presión de la Formación o Yacimiento ó su Gradiente (Gr. Form) ƒ Esta Correlación es de uso común a nivel de la Industria Petrolera Mundial y nos sirve tanto para el uso del Exponente “dc”, como para el de Resistividad, las formulaciones son las siguientes: Gr. form = Gr.sc – (Gr.sc – Gr.n)(Exp”dco”/Exp “dcn”)

1.2

1.2

Gr. form = Gr.sc – (Gr.sc – Gr.n) (Rsh(o) / Rsh(n))

Gr.sc y Gr.n = Gradientes de Sobrecarga y Normal (psi / pie) CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-37

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

‰ Presión Hidrostática ƒ Presión hidrostática (Ph) ƒ Presión que existe en cualquier punto de un pozo generado por el peso de una columna estática del fluido (líquido, gas o compleja) y la altura vertical de dicha columna ƒ Dicha Presión no depende de la forma del hoyo, ni del volumen que el fluido ocupe, solo depende de la densidad y la altura de la columna vertical ocupada

Ph = 0,052 x Df x PVV = psi Df = Densidad o Peso del fluido, lbs / gal (ppg) 0,052 = Factor de Conversión Df = Ph / (0.052 x PVV), en ppg Gfluido (psi/pie) = 0,052 x Df (ppg) y Gfluido = Ph / PVV

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-38

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Introducción a los Fluidos de Perforación ƒ La historia de los Fluidos de Perforación puede ser separada en tres períodos distintos. El primero de ellos va desde la antigüedad hasta 1901, fecha en la que se completó el primer pozo comercial importante con el método rotatorio ƒ El segundo fue hasta 1921, durante este período se utilizaba un fluido que era capaz de dejar producir las arenas perforadas, esto dado no se anotaban sus propiedades físicas porque para la época no existían herramientas que observarán el comportamiento de las mismas ƒ Fue a partir de 1921, que se inicia el tercer período hasta nuestros días, ya que empiezan a controlarse las distintas propiedades del fluido, de allí que varios investigadores realizan numerosos estudios para el control de las propiedades reológicas en toda su definición CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-39

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Definición de Fluido ƒ Sustancia que se deforma continuamente cuando es sometida a un esfuerzo por muy pequeño que este sea ƒ El Fluido de Perforación es un líquido o gas que circula a través de la sarta de perforación hasta a la mecha o broca y regresa a la superficie por el espacio anular existente (ciclo) ƒ Un Ciclo, es el tiempo que se requiere para que la bomba mueva el Fluido de Perforación hacia abajo del hoyo y de regreso a la superficie, esto es conocido a nivel de campo como: darle una circulación al Fluido completa en un Sistema de Circulación principal ƒ Hasta la fecha un pozo de gas o petróleo no puede ser perforado sin este concepto básico de Fluido Circulante

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-40

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ƒ Considerado como el Control Primario, el Fluido de Perforación es una parte clave del proceso de construcción de un pozo y el éxito de un Programa de Perforación depende de su selección y diseño ƒ Igualmente, un Fluido de Perforación para un área particular debe ser diseñado para cumplir con los requerimientos específicos de las distintas formaciones a atravesar, tal que no cause ej: obstrucción, en los espacios donde se aloja parte de los hidrocarburos a producir ƒ En general, los Fluidos de Perforación tendrán muchas propiedades que son benéficas para la operación, pero también algunas otras que no son deseables y que pueden finalmente crear problemas asociados a ellos

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-41

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Funciones del Fluido ƒ El Ingeniero de lodo es dentro del equipo de trabajo en un Taladro de Perforación, uno de los más importantes y de mayor responsabilidad ƒ Dado que el fluido de perforación es considerado la sangre del pozo, podemos establecerlo como el control primario de dichas operaciones y que la optimización de todas sus propiedades garantizarán el cumplimiento de todas sus funciones ƒ Existen una serie de funciones de los Fluidos de Perforación, las cuales benefician de una manera directa a la Optimización de los Parámetros Hidráulicos y Mecánicos, utilizados durante la perforación de un pozo, a continuación se mencionan y analizan algunas de ellas: CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-42

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Funciones del Fluido ƒ Remover y transportar los cortes del hoyo ƒ Proveer presión hidrostática – control del pozo ƒ Transmitir potencia hidráulica a la mecha o broca ƒ Refrigerar y lubricar la sarta de perforación en su conjunto ƒ Refrigerar y lubricar la broca o mecha ƒ Mantener los sólidos o cortes en suspensión ƒ Proveer de una torta o revoque a la pared del pozo. ƒ Proveer información sobre el pozo ƒ Prevenir la corrosión ƒ Proveer transmisión de datos de las herramientas de fondo ƒ Brindar seguridad al personal y medio ambiente

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-43

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Funciones del Fluido ‰ Análisis general ƒ Remover y transportar los cortes del hoyo ƒ Dado que los cortes y derrumbes son mas pesado que el fluido, es necesario garantizar una buena velocidad anular que evite que estas partículas caigan al fondo del pozo, esta velocidad depende de la densidad y viscosidad del fluido, así como de un caudal óptimo ƒ Proveer presión hidrostática – control del pozo ƒ Dado que el agua, petróleo y gas se encuentran en los yacimientos a presión de confinamiento, es necesario generar con el fluido una suficiente Ph para evitar la entrada de estos fluidos al pozo CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-44

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Funciones del Fluido ‰ Análisis general ƒ Transmitir potencia hidráulica a la mecha o broca ƒ La fuerza hidráulica con que el fluido sale de los chorros o boquillas (jets) de la mecha o broca, hace que los cortes se remuevan eficientemente del fondo, si esto no se logra, la mecha o broca retriturará los mismos reduciendo la R.O.P ƒ Refrigerar y lubricar la sarta de perforación ƒ A medida que la sarta de perforación rota en contra de las paredes del hoyo, se genera calor friccional, por lo tanto el fluido debe absorber este calor y conducirlo fuera del pozo. Igualmente ejercerá un efecto lubricante al conjunto de la sarta CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-45

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Funciones del Fluido ‰ Análisis general ƒ Refrigerar y lubricar la broca o mecha ƒ Igualmente, la acción de raspar de la mecha o broca en contra de las formaciones que atraviesa genera calor, para lo cual es necesario para evitar sobre calentamiento un proceso de refrigerar y de lubricar por parte del fluido de manera de incrementar la vida útil de la misma ƒ Mantener los sólidos o cortes en suspensión ƒ Una vez que la circulación del fluido es paralizada, los cortes caerán al fondo del pozo a menos que el fluido tenga la capacidad de formar un estructura de tipo Gel que evite esta caída CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-46

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Funciones del Fluido ‰ Análisis general ƒ Proveer de una torta o revoque a la pared del pozo ƒ Una torta o revoque del fluido frente a las paredes del hoyo, evita que parte del fluido pase a las formaciones dañando zonas de producción, así mismo, es necesario la estabilidad de dichas paredes que eviten la caída de las mismas al fondo del pozo con resultados muy severos al proceso ƒ Proveer información sobre el pozo ƒ Los cortes de formación que son transportados a través del fluido a la superficie y separados por los equipos de control de sólidos, nos indican en forma inmediata sobre el tipo de formación perforada, esto ayuda en las medidas preventivas CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-47

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Funciones del Fluido ‰ Análisis general ƒ Prevenir la corrosión ƒ El fluido dentro del pozo debe ser capaz de no crear corrosión que produzca deterioro continuo a la sarta con su exposición ƒ Un fluido será más corrosivo, conforme disminuye el Ph ƒ Proveer transmisión de datos de las herramientas de fondo ƒ Se requiere que el fluido de perforación, sea un buen conductor de la electricidad para la toma de registros, así como para la evaluación de la trayectoria del hoyo en registros de dirección CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-48

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Funciones del Fluido ‰ Análisis general ƒ Brindar seguridad al personal y medio ambiente ƒ El fluido debe ser lo suficientemente seguro que no produzca daño al personal que labora en el Taladro y por ende al medio donde se ejecuta el proceso de perforar y/o repara un pozo ƒ Por supuesto, la recomendación siempre recae sobre la obligatoriedad del uso de los equipos de protección personal para el personal que estará en contacto con el fluido durante las operaciones

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-49

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Propiedades de los Fluidos ƒ Cada una de las funciones mencionadas anteriormente, requieren la adecuación y la vigilancia permanente de sus Propiedades, las cuales cumplen un propósito especifico durante la perforación y/o reparación de los pozos petroleros ƒ A continuación, se muestra una Tabla de Propiedades, así como los equipos necesarios para su determinación, sus unidades, su uso y algunas observaciones importantes a fin de ser consideradas por el Ingeniero de Diseño y Planificación ƒ Estas Tablas, no pretenden ser una guía exacta de los tópicos que están relacionados con el Fluido de Perforación, solo servir de referencia conceptual CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-50

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

Tabla de Propiedades de los Fluidos Propiedad

Prueba

Peso o densidad del lodo

Balanza de lodo despresurizado o presurizado

Viscosidad el embudo

Embudo Marsh

plástica

Reómetro (VG meter) de velocidad múltiple

Punto de cedencia YP

Reómetro (VG meter) de velocidad múltiple

Viscosidad PV

Geles

Reómetro (VG meter) de velocidad múltiple

Unidades Gravedad específica o CURSOS libras por galón

Uso Para suministrar presión hidrostática en el fondo del hueco.

Observaciones Balanza presurizada, usada HRS principalmente lodo espumoso o gascortado.

Segundos por cuarto

Indica las tendencias en las condiciones del lodo

Centipoise

Indica concentración de sólidos

En los lodos base aceite, el agua actúa como un sólido, así un lodo 50/50 tiene mayor VP que un lodo 80/20.

Libras por 100 pie2

Indica la capacidad de arrastre del lodo.

Incrementada directamente por la adición de viscosicifantes. El ingeniero de lodos tiene control directo sobre el YP, pero indirecto sobre la PV

Libras por 100 pie2

Indican las cualidades de suspensión del lodo cuando está estacionario y es importante para la limpieza del hueco. Se mide normalmente después de 10 segundos y 10 minutos.

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

pH

pH metro o papel tornasol

ninguna

Determinar si el lodo es ácido o alcalino.

Polímeros en lodos base agua requieren un pH alcalino pasa funcionar apropiadamente.

Pf/Mf/Pm

Pruebas químicas

cc’s

Determinar los diferentes niveles de alcanilidad del lodo.

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

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-51

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

Tabla de Propiedades de los Fluidos Propiedad

Prueba

Unidades

CURSOS

Uso

Pérdida de fluido API

Celda de pérdida de fluido API

Pérdida de fluido HPHT

Celda HPHT

cc’s

Indica las características del filtrado del lodo.

Retorta

Porcentaje de volumen (%)

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

Porcentaje de sólidos y aceite

cc’s

Indica las características del filtrado del lodo.

MBT

Prueba de azul de metileno

Libras por barril

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

Cal

Pruebas químicas

Libras por barril

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

Pruebas químicas

Gramos por litro o parte por millón (ppm)

Cloro

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Determinar el nivel de cloruros en el lodo y de aquí su habilidad para inhibir hinchamiento de la arcilla en la formación.

Observaciones

HRS

El lodo es filtrado por 30 min. @ 100psi Normalmente se lleve a cabo a 500psi y 250° F o BHST. Usado en lodos base agua y aceite Usado para dar advertencia de influjos de agua y también usado para determinar pérdidas de aceite en descarga de sólidos. Indica que tan bien el lodo está inhibiendo a la formación de dispersarse dentro del sistema. La cal tiene dos usos en lodos base aceite: a) proveer un pH alcalino en la fase de agua, en caso de un influjo de gas ácido, y b) facilitar la acción de emulsificantes. Puede ser usado para lodos base agua o aceite, expresada también como salinidad.

I-52

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES Equipos de medición de las Propiedades

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-53

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Principio del Tubo en “U” ƒ Si en un pozo, existe un fluido por dentro de la Tubería así como en el espacio Anular, la Presión Atmosférica puede omitirse dado que son iguales en ambos lados ƒ Un pozo puede ser comparado con un Tubo en “U”, donde la Presión Hidrostática en cualquiera de los lados no dependerá del volumen de fluido (si ambos lados se encuentran totalmente llenos) y por supuesto estas serían iguales ƒ Solo en caso de que otro fluido este incorporado en unos de los lados, existirá entonces una sumatoria que intentará encontrar un punto de equilibrio y será desalojado un volumen equivalente de fluido de la columna menos densa CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-54

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES Principio del Tubo en “U” Tubería

Tubería

Anular

Anular

V A C I O

Dfluido: 12 ppg

Dfluido: 10 ppg

Dfluido: 10 ppg

PVV: 11.000 pies

Ph = 0,052 x 10 x 11.000 = 5.720 psi CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

PVV: 11.000 pies

Que pasará con el fluido en el Anular? I-55

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES Principio del Tubo en “U” Tubería

h vacía = ?

V A C I O

Dfluido: 12 ppg

Anular

Ph tub.= 0,052 x 12 x 11.000 = Ph t = 6.864 psi Ph anu. = 0,052 x 10 x 11.000 = Ph a = 5.720 psi h vacía interna = (6.864 – 5.720)/(0,052 x 12) h vacía interna = 1.833 pies

Dfluido: 10 ppg PVV: 11.000 pies

Ph tub. = 0,052 x 12 x (11.000 – 1.833) Ph tub. = 5.720 psi

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-56

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES Principio del Tubo en “U” – Pozo Cerrado

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-57

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Gradiente de Presión ƒ Es la variación de la presión por unidad de profundidad ó longitud vertical verdadera, la cual es expresada generalmente en psi/pie y su fórmula es la siguiente: Grad. Presión = Presión / PVV = psi / pie

‰ Gravedad Específica ƒ Es la relación que existe entre la Densidad de un fluido y la Densidad del agua fresca o dulce, así mismo entre el Gradiente de fluido y el Gradiente del agua fresca o dulce Grav. Específica = Dens. Fluido / Dens. Agua fresca Grav. Específica = Grad. Fluido / Grav. Agua fresca CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-58

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Presión de Fractura ƒ Presión que resiste la formación a abrirse o fracturarse en un punto dado del hoyo, esto debido a las fuerzas existentes en una formación ƒ Este presión puede ser obtenida mediante una correlación o mediante prueba de campo. Generalmente el punto del hoyo el cual debe evaluarse al momento de conocer la Presión de Fractura, es a nivel de la zapata del último revestidor bajado

Pfract = Grad. fract. x PVV = psi donde: Grad. Fract. = Gradiente de Fractura, psi / pie

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-59

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Presión de Fractura ƒ En la planificación de la perforación de un pozo profundo el cual penetrará formaciones con Presiones Anormales, el conocimiento anticipado de la Presión de Fractura de las formaciones perforadas, es tan importante como la determinación de la manera en que varía la Presión del de la Formación o Yacimiento con la profundidad ƒ Las técnicas para determinar las Presiones de Fractura, incluyen Métodos Predictivos y de verificación de los mismos ƒ La planificación inicial debe basarse en los valores de Presión de Fractura a través de Métodos Predictivos. Posteriormente, una vez que el revestidor es bajado y cementado debe comprobarse dicho valor con un Prueba de Presión conocida como Integridad de Presión o Leak off Test (L.O.T)

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-60

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Presión de Fractura ‰ Métodos Predictivos ƒ La estimación de las Presiones de Fractura realizadas antes de asentar los revestidores, están basadas en correlaciones empíricas ƒ Debido a que la Presión de Fractura de la formación es afectada de manera preponderante por la Presión de la Formación o Yacimiento, se recomienda el uso de una de los Métodos descritos anteriormente para determinar dicho valor de Presión ƒ Existen varias correlaciones para predecir las Presiones de Fractura las cuales son usadas muy frecuentemente, a continuación algunas de estas: CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-61

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Presión de Fractura ‰ Métodos Predictivos ƒ Correlación o Ecuación de Hubbert & Willis ƒ Correlación de Matthews & Kelly ƒ Correlación de Pennebaker ƒ Correlación de Ben Eaton ƒ Otras ecuaciones se utilizan con menos frecuencia y esta son: Christman y la Correlación de MacPherson & Berry

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-62

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Métodos Predictivos ƒ Una de la correlaciones de mayor uso es la de Ben Eaton. Esta correlación relaciona su determinación del valor en predicción de la Presión de Fractura utilizando la Relación de Poisson (µ) ƒ La formulación utilizada es la siguiente: Pfract = Pform + (µ / (1 - µ)) x ( Psc – Pform) ƒ Es importante mencionar que la Relación de Poisson no es exactamente la misma para áreas diferentes y debe ser verificada con datos locales, cada área prospectiva debe tener su propia curva. ƒ Anexo gráfico referencial de la Relación de Poisson CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-63

Profundidad (pies)

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

Relación de Poissons (µ)

Correlación de Eaton – Relación de Poissons CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-64

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Prueba de Integridad de Presión (L.O.T) ƒ Definición: ƒ Prueba de presión que se realiza por debajo de la zapata del último revestidor cementado en un pozo, la cual tiene los siguiente propósitos: ƒ Probar el trabajo de Cementación realizado, a fin de asegurarse de que no existe comunicación con la superficie ƒ Determinar el Gradiente de Fractura de esa zapata ƒ Determinar la Máxima Presión en el Anular permitida (MASP) durante la perforación del próximo hoyo y la Máxima Densidad posible en esa sección CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-65

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Prueba de Integridad de Presión (L.O.T) ƒ Procedimiento de la Prueba: o Bajar sarta de perforación hasta el tope del cuello flotador y realizar prueba volumétrica al revestidor o Perforar el cuello flotador y el cemento hasta 10 pies encima de la zapata. Repetir la prueba volumétrica (2 tubos entre cuello y zapata) o Perforar el resto del cemento, la zapata y 10 a 15 pies de formación, circular y acondicionar el fluido de perforación (hoyo limpio) o Levantar la mecha a nivel de la zapata y llenar el hoyo. Cerrar un preventor (BOP´s). Conectar y probar líneas. o Bombear fluido lentamente al pozo (1/4 a 1/2 bls/min), observar presión y/o esperar la estabilización de presión (2 min. Aprox.) o Continuar bombeando y registrar la presión y el volumen bombeado hasta alcanzar el límite LOT. Elaborar gráfico simultáneamente. o Parar el bombeo y esperar unos 10 min. para la estabilización de la presión. Desahogar la presión y registrar el volumen de retorno

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-66

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

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-67

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Prueba de Integridad de Presión (L.O.T) ƒ Densidad Equivalente Máxima (Deqm): ƒ Valor máximo de Densidad del fluido a utilizar en el próximo hoyo o sección: Deqm = Df

+

Limite LOT = lbs / gal (0,052 x h zap)

Deqm = Pfract / (0,052 x h zap) = lbs / gal donde: Pfract = (0,052 x Df x h zap) + Limite LOT = psi Df = Densidad del fluido de la prueba, lbs / gal (ppg) Limite LOT = Valor máximo de presión de la prueba, psi h zap = Profundidad Vertical a nivel de la zapata, pies CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-68

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

‰ Prueba de Integridad de Presión (L.O.T) ƒ Máxima Presión Anular permitida en Superficie (MASP ó MPAPS): ƒ Valor máximo de Presión que puede ser acumulada en el estrangulador al momento del cierre del pozo a nivel del manómetro del revestidor. Este valor disminuirá a medida que la densidad del fluido aumente: MASP = Pfract – Ph zap = psi MASP = 0,052 (Deqm – Df nuevo) x h zap = psi MASP = (Grad. fract. – Grad. fluido nue.) x h zap = psi

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-69

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Interpretación de Gráficos de la L.O.T ‰ Cálculo del Volumen Teórico

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-70

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Interpretación de Gráficos de la L.O.T ‰ Cálculo del Volumen Teórico

Vol corr = (4,8 / 1000) x 0,6 = Vol corr = 2,88 bls /1000 psi

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-71

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Interpretación de Gráficos de la L.O.T

Prueba Incompleta: • En el gráfico, se observa que no se alcanzó el límite de la PIP, a pesar de que la presión de prueba estuvo por encima de la Pfract estimada. De allí que no es posible determinar la presión de fractura real

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-72

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Interpretación de Gráficos de la L.O.T

Prueba Completa: • En el gráfico, se observa una prueba totalmente completa, a pesar de tener una referencia de la Pfract estimada, en ella se puede observar que la misma fué ligeramente superada en la prueba, hasta obtener la desviación de la tendencia de proporcionalidad

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-73

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Interpretación de Gráficos de la L.O.T

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

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-74

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Interpretación de Gráficos de la L.O.T

Falla en la Cementación • Si

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

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-75

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Tolerancia de una Arremetida ƒ Se conoce como el máximo volumen permitido que puede ser circulado fuera del pozo ƒ En otras palabras, que permita que cuando el mismo sea llevado a la superficie por el Método de Control con mayores presiones en el anular, los valores que se presenten a nivel de la zapata del último revestidor no causen una fractura a la misma ƒ En algunos casos, esto puede referirse a la Máxima Densidad de incremento del fluido de perforación sin que este afecte o supere la Densidad Máxima Equivalente a nivel de la zapata (Deqm) ƒ A continuación, se presentan las formulaciones y un ejemplo numérico con su interpretación gráfica CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-76

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Tolerancia de una Arremetida ‰ Formulaciones

generales:

ƒ Densidad Máxima de la Arremetida (Kick) (lbs / gal) o Se refiere aquella que es limitada por la MASP Dens. Max Kick = MASP / (0,052 x TVD) ƒ Máxima Longitud del Influjo (pies) o Se refiere a la altura máxima que ocuparía el influjo en el espacio anular hmax inf = MASP / (Gf – Ginf)) Gf : Grad. del fluido, psi / pie Gg: Grad. del gas, psi / pie (asumir: 0,1 o 0,15) CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-77

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Formulaciones generales ƒ Comparar hmax inf vs. Long. Drill Collars (Ldc´s ) o Si hmax inf es < Ldc´s El Volumen máximo (bls) de fondo será: Vol max inf = Cap. Anu. h-dc´s x hmax inf

o Si hmax inf es > Ldc´s El Volumen máximo (bls) de fondo será: Vol max inf = Ldc´s x Cap. anu h-dc´s + (hmax inf - Ldc´s) x Cap. anu. h-tp

ƒ Volumen máximo calculado a nivel de la zapata Pfondo x Vol. fondo = Pzap x Vol. zap CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-78

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Ejercicios de Tolerancia de una Arremetida ƒ Cálculos generales: ƒ Pfondo = Ph fondo + PCR ƒ Pzap = Ph zap + PCR ƒ Vol max. zap = hmax inf x Cap. anu. h-tp ƒ Vol. fondo = Pzap x Vol zap Pfondo Ejemplo: Gf = 0,624 psi / pie Dh = 12,25 pulgs TVD pozo = 12.000 pies DE dc´s = 8 pulgs TVD zap = 4.500 pies Ldc´s = 700 pies Gg = 0,15 psi / pie DEtp = 5 pulgs MASP = PCR (SICP) = 700 psi (asumir el máximo) CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-79

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Ejercicio de Tolerancia de una Arremetida ƒ Respuesta: ƒ Dens. Max. Kick = 700 / (0,052 x 12000) = 1,12 lbs / gal ƒ hmax inf =700 / (0,624 – 0,15) = 1477 pies ƒ hmax inf es > Ldc´s (1477 pies vs. 700 pies) ƒ Vol. max. inf = 700 x 0,0836 + (1477 – 700) x 0,1215 = 153 bls ƒ Pzap = (0,624 psi / pie x 4500 pies) + 700 psi = 3508 psi ƒ Pfondo = (0,624 psi / pie x 12000 pies) + 700 psi = 8188 psi ƒ Vol max. zap. = 1477 pies x 0,1215 psi / pie = 180 bls ƒ Vol. fondo = (3508 x 180 ) / 8188 = 77 bls Este último valor, representa el máximo volumen permitido en el fondo sin llegar a fracturar la zapata mientras el mismo se circule a la superficie

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-80

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES Tolerancia de una Arremetida

Densidad de la arremetida, (lbs / gal)

Análisis Gráfico Nota: Considerando que PCR (SICP)= MASP 1,4

1,12

1,2

Área de Tolerancia de la Arremetida

1,0 0,8

Circulando hacia la zapata

0,6 0,4 0,2 0 0

50

77

100

150

153

200

250

Volumen de la arremetida (bls) CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-81

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES Relación entre las presiones Pcirc

ƒ Relación entre las presiones

ƒ Ph > Pform ƒ Ph < Psc

Ph

ƒ Ph < Pfract

Pfract

ƒ Psc > Pform ƒ % Pcirc + Ph > Pform ƒ % Pcirc + Ph < Pfract

Pform CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Psc

ƒ % Pcirc + Ph < Psc I-82

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Presión del Sistema de Circulación o de Bombeo ƒ Se conoce como Presión de Circulación (Pcirc) o de Bombeo, aquella presión requerida para circular un fluido de perforación, completación o reacondicionamiento, el cual debe vencer las pérdidas por fricción a través del Sistema de Circulación. Los factores que afectan la perdidas de presión por fricción son: o Longitud de la sarta de perforación o Densidad o peso del fluido o Punto cedente y viscosidad plástica o Diámetro de los componentes del sistema o Tasa de circulación (Caudal). ƒ Nota: Si el Caudal aumenta o disminuye la Pcirc. variará en forma exponencial CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-83

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

Rotary Hose

Sistema de Circulación

Swivel

Kelly or Topdrive

Standpipe or Circulating Pressure

Flow Line

Standpipe Mud Pump

Mud Pits BOP

Shakers Rig Floor

Casing

Formations

Annulus

Drillpipe

Drilling Mud

Wellbore

Drill Collars 12 ¼” Bit

Oil/Gas

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-84

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES Formulaciones y Ejemplo ƒ Presión de Circulación (Pcirc) Pcirc = Σ Pérdidas por fricción = psi

donde: Σ Pérdidas por fricción a través del Sistema de Circulación, psi, a saber: Ej: 50 : Δ Pr. equipos superficales. psi 500 : Δ Pr. en tubería (Dp´s), psi 200 : Δ Pr. en las barras (Dc´s), psi 1.950 : Δ Pr. en los chorros (jets), psi 100 : Δ Pr. en hoyo – barras, psi 200 : Δ Pr. en hoyo – tubería, psi 3000 psi = Presión de circulación CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

ƒ Presión de circulación (Pcirc) Regla de Campo 2

Pcirc nue = Pant. x (Q nue / Q ant) = psi donde: Pcirc nue = Presión de circ. nueva, psi Pant = Presión anterior, psi Q nue = Caudal nuevo de la bomba, GPM Q ant = Caudal anterior de la bomba, GPM

Ej : Pcirc = 3000 psi = Pant Q ant = 500 GPM y Q nue = 250 GPM 2

Pcirc nue = 3000 x ( 250 / 500 ) = Pcirc nue = 750 psi I-85

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Presión de Circulación o de Bombeo ƒ Densidad equivalente de circulación (ECD) ƒ Suma del valor de la Densidad del fluido en uso y las Pérdidas de Presión por Fricción en el Espacio Anular convertidas a valores de Densidad ECD = Df + % Σ Δ Pr. anular = lbs / gal 0,052 x PVV donde: Σ Δ Pr. Anular: Sumatoria de la caída de presión por fricción en el espacio anular, psi Ej: Df = 12 lbs / gal, Σ Δ Pr. Anular = 300 psi, PVV = 15.000 pies

ECD = 12 + ( 300 / (0,052 x 15.000´)) = 12,4 lbs/gal CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-86

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Presiones adicionales ƒ Efecto de Surgencia (Efecto Pistón) o Presiones que se originan cuando la tubería de perforación es introducida al pozo a una velocidad mayor (tiempo menor) que su valor recomendada

ƒ Efecto de Succión (Efecto de suabeo) o Presiones que originan cuando la tubería de perforación es sacada del pozo a una velocidad mayor (tiempo menor) que su valor recomendado

ƒ Factores que afectan la Surgencia y al Suabeo o Propiedades del Fluido o Velocidad de viaje o Configuración de la Sarta de Perforación (BHA) o Condiciones del hoyo, de la formación y profundidad CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-87

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

Análisis gráfico de las Presiones adicionales

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-88

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Margen de Viaje: ƒ Valor de sobrebalance hidrostático utilizado para compensar la presión por efecto de suabeo (swabbing) que puede ocurrir durante los viajes con la sarta de perforación ƒ Los rangos utilizados comúnmente están entre 0,1 a 0,5 lbs/gal (ppg) lo cual se traduce en valores de presión entre 200 a 500 psi aproximadamente

‰ Surgencia de la Bomba ƒ Es el incremento en la presión de circulación o bombeo necesario para romper la resistencia de Gel del fluido de perforación. ƒ Este incremento, debe realizarse lentamente para evitar problemas de pérdida o fractura de la formación CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-89

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Arremetidas ó Amago (Kick) ƒ Definición: o Flujo no deseado de los fluidos de la formación invadiendo el pozo. Su presencia es debido a que la Presión de la Formación supera a la Presión Hidrostática ejercida por el fluido frente a una formación permeable

‰ Reventón (Blowout) ƒ Definición: o Flujo en forma descontrolada del pozo a la superficie, esto debido a la pérdida del control primario y/o secundario, a errores en el Método de Control seleccionado ó quizás procedimientos no apropiados de los mismos, en fin cualquier circunstancia asociada al hombre ó a los equipos CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-90

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Reventón ƒ Esta situación puede presentarse en los siguientes casos: o Durante la perforación del pozo o Durante un trabajo de reacondicionamiento ó de entrada al pozo para trabajos con tubería continua o Daño de un árbol de navidad de un pozo ƒ A continuación, se presentan situaciones de Reventones con consecuencia de pérdidas de equipos, pozo, instalaciones y en algunos casos de vidas humanas y daños irreparables al medio ambiente

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-91

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-92

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-93

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-94

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-95

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES ‰ Comportamiento de una Arremetida (Kick) de Gas ƒ Las arremetidas pueden ser de gas, agua, petróleo o una mezcla de ellos. Las arremetidas de gas son las más difícil de manejar debido a las propiedades del mismo, a saber Migración y Expansión ƒ De allí que es importante analizar cual pudiese ser el comportamiento de una Arremetida ó Amago (kick) de gas, a fin de tomar las precauciones y conocer por adelantado un posible resultado de un mal manejo durante su extracción y separación a la superficie. ƒ Este comportamiento podemos clasificarlos en:

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-96

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

‰ Comportamiento de una Arremetidas (Kick) de gas ƒ Migración del Gas con el Pozo Cerrado ƒ Alta Presión en la Superficie y en el Fondo ƒ Migración del Gas con el Pozo Abierto ƒ Mayor Volumen del Influjo en Superficie ƒ Circulación controlada del Gas fuera del pozo ƒ Óptimo control de volumen y de la presión en superficie sin entrada de nuevos influjos ƒ A continuación, se describe este comportamiento de manera gráfica que permita un mejor entendimiento al momento de tener una contingencia de gas y las acciones a tomar para evitar que una Arremetida (kick) se pueda convertir en un Reventón o en una fractura en la zapata CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-97

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

Migración del gas sin expansión Pcierrre= 1000 psi

Pcierrre= 4000 psi

Ph= 2000 psi

Pcierrre= 6000 psi

Pgas= 6000 psi

Ph= 5000 psi Pgas= 6000 psi

Ph= 5000 psi Ph= 3000 psi Pgas= 6000 psi

BHP= 6000 psi

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

BHP= 9000 psi

BHP= 11000 psi

I-98

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

Migración del gas sin expansión Pcierrre = 1000 psi

Pcierrre = 4000 psi

Pcierrre = 6000 psi

Ph= 2000 psi Pform (gas) = 6000 psi Pform (gas)= 6000 psi

Ph= 5000 psi

Pform (gas)= 6000 psi

Ph= 3000 psi

Ph = 5000 psi

BHP = 6000 psi

BHP = 9000 psi

BHP = 11000 psi

Al momento del cierre del pozo será

Si el gas migra sin expansión

Una vez el gas en superficie

BHP = Pcierre + Ph encima del gas

Pcierre nueva = Pform (gas) - Ph por encima del gas

Pcierre nueva = Pform (gas)

Pcierre nueva = 6000 - 2000 = 4000 psi

BHP = Pform (gas) + Ph por debajo del gas

BHP = Pform (gas) + Ph por debajo del gas

BHP = 6000 psi + 5000 psi

BHP = 1000 psi + 5000 psi = 6000 psi Esa será la presión de confinamiento ó presión de la formación al momento de producirse el influjo de gas ó sea 6000 psi

BHP = 6000 psi + 3000 psi = 9000 psi

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

BHP = 11000 psi

I-99

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES Análisis de la Migración del Gas PCTP (SIDPP)

PCR

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

(SICP)

• El Gas con el pozo cerrado no se expande • La presión en el fondo aumenta a medida que el Gas llega a la superficie sin expansión • El valor de la presión dentro del pozo puede causar fractura en la zapata ó en una formación • Es importante conocer el valor de la Velocidad de Migración del Gas, a fin de seleccionar el Método de Control más adecuado • Mantener la vigilancia de la PCR (SICP) y comparar con el valor de la MASP

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-100

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

‰ Arremetidas ó Amagos (Kick) ƒ Migración del Gas con el Pozo Abierto ƒ En este comportamiento es necesario considerar la Ley de Gases Ideales, a fin de calcular el Volumen que se obtendría en superficie, si no es controlada el manejo de las presiones y la entrada de nuevos fluidos Pfondo x Vfondo = Psup x Vsup

ƒ Circulación controlada del Gas fuera del pozo ƒ A fin de obtener un óptimo control del volumen y de las presiones en el pozo y en la superficie, se recomienda el uso de una Metodología de Control y Equipos de Estrangulación ajustables que permita la remoción del gas fuera del pozo CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-101

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

‰ Arremetidas (Kick) ƒ Circulación controlada del Gas fuera del pozo ƒ Durante este proceso de remoción, se debe manipular el estrangulador (choke) correctamente para mantener una presión constante de fondo del hoyo y ligeramente mayor que la Presión de la Formación ƒ Este influjo es circulado a una tasa reducida, la cual normalmente es a la ½ o 1/3 de la tasa en uso ƒ Esta tasa reducida genera una Presión Reducida de Circulación (PRC), dicha presión deber ser tomada por los Supervisores de Taladro con las bombas disponibles ƒ A manera de guía se mencionan, cuando la PRC debe ser tomada: CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-102

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

‰ Arremetidas (Kick) ƒ Circulación controlada del Gas fuera del pozo o Al realizar un cambio en la densidad del fluido o Al cambiar el tamaño de la camisa de las bombas o Al cambiar el tamaño de los jets u orificios de la mecha o broca o Al perforar entre 500 a 1000 pies de hoyo nuevo o Al realizar cambio en la reología del fluido o Generalmente después de un cambio de guardia CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

I-103

Módulo II Prevención de Arremetidas (Kick)

PROPÓSITO

Durante este Módulo II, se describen y analizan las distintas Causas e Indicaciones de una Arremetida ó Amago (Kick), su prevención y las respuestas a ser implementadas, todo con el fin de disminuir el volumen de influjo que pueda entrar al pozo y garantizar un cierre efectivo del mismo con valores menores de presión, lo cual conlleva a una mejor selección y aplicación del Método de Control

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

CONTENIDO Módulo II – Prevención de Arremetidas • Importancia de la Prevención de las Arremetidas o Amagos (Kick)– Análisis y Discusión • Causas de las arremetidas – Análisis y Discusión o Llenado inadecuado del hoyo o Suabeo o succión durante un viaje o Densidad insuficiente del fluido de perforación o Pérdida de circulación o efecto surgencia o Formaciones con presiones anormales • Indicadores de las arremetidas o amagos. Análisis general o Ganancia en los tanques o Aumento de la tasa de bombeo o Aumento brusco de la tasa de penetración (ROP) o Hoyo no toma correctamente durante los viajes o Disminución en la presión de circulación o Fluido de perforación cortado por gas o Fluido de perforación cortado por agua o Pozo fluye solo o Tubería llena durante un viaje

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Pags II-1 II-3 I-17 -

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick) ‰ Importancia de la Prevención de Arremetidas (Kick) ƒ El objetivo de las operaciones de Control de Pozos, es evitar que se produzcan contingencias de Arremetidas ó Amagos y en caso de que ocurran manejarlas adecuadamente para prevenir un mayor desastre ƒ Una forma de aumentar las probabilidades de éxito para controlar un pozo, es conocer las distintas Causas de las Arremetidas o Amago (Kick) y poseer la habilidad para reconocer y evaluar los Indicios o Señales que el pozo en su momento aporta en superficie ƒ En conclusión, si una Arremetida no es detectada a tiempo o es controlada apropiadamente, el próximo paso pudiese estar muy cercano a tener un Reventón CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

II-1

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick) ‰ Importancia de la Prevención de Arremetidas ƒ Factores que influyen en la intensidad del Kick ƒ Condición obligante:

Pform > Ph

ƒ Factores de intensidad: 9 Facilidad de la formación para aportar los fluidos al pozo 9 Permeabilidad y porosidad de la formación 9 Presión diferencial envuelta 9 Tipo y cantidad del fluido que entra al pozo 9 Gradiente de fractura de las formaciones CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

II-2

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick) ‰ Causas de las Arremetidas (Kick) ƒ Un desbalance de presión a favor de la Presión de la Formación ó Yacimiento en contra de la Presión Hidrostática puede ocurrir por las siguientes razones: o Llenado inadecuado del hoyo durante los viajes o Succión o suabeo del pozo o Densidad insuficiente del fluido o Pérdida de circulación o Formación con Presiones Anormales

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

II-3

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick) Causas de las Arremetidas (Kick) No mantener el hoyo lleno

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Efecto de succión ó suabeo

II-4

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick) Causas de las Arremetidas (Kick) Densidad insuficiente

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Pérdida de circulación

II-5

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)

Formación con Presiones Anormales

Presión anormal

Presión normal

Presión normal

Bloque de falla empujado hacia arriba

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

II-6

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick) ‰ Causas de las Arremetidas (Kick) - Análisis ƒ Llenado inadecuado del hoyo durante viajes ƒ Una de las principales causas por la cual se producen las arremetidas o amagos a nivel mundial es la de NO MANTENER EL HOYO LLENO ƒ Estadísticas reflejan que esta causa pudiese superar el 50 % en la mayoría de los casos. Muchas de estas apreciaciones están asociadas en parte al desconocimiento en el llenado de una Tabla de Viaje por parte del personal Supervisorio, el cual tiene bajo su cargo tan importante responsabilidad ƒ De allí que, para efecto de tener un procedimiento en el llenado y en el chequeo de la existencia o no de influjos en el pozo durante un viaje, se hacen las siguientes recomendaciones generales: CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

II-7

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick) ‰ Causas de las Arremetidas (Kick) - Análisis ƒ Llenado inadecuado del hoyo durante viajes o Si la relación entre el Volumen Real y el Volumen Teórico es menor (sacando) o mayor (metiendo) del 100 %, en un valor entre 10 a 15 % proceda a Verificar Flujo 9 Ej: 85 % de llenado (sacando) o 112 % (metiendo), significa que el pozo no esta recibiendo bien o que la formación esta tomando parte del fluido del llenado o Verifique flujo: Antes y después de bombear la píldora o Al sacar la primeras diez paradas lentamente o Al momento de llegar ó entrar en la zapata o Antes de sacar la 1ra parada de barras ó drillcollars o Una vez que toda la tubería este fuera del hoyo, se recomienda la apertura de la HCR y del choke, luego cierre el BOP´s ciego CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

II-8

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick) Tabla de viaje para el control del llenado Rig No.: Pozo: Prof. Viaje:

Dens. Fluido: Diam. DP´s: Diam. DC´s;

Parejas Sacadas

5 paradas Desplazamiento Teórico (Bls) (VT)

Peso DP´s: Peso Ajust. DP´s: Peso DC´s: 5 paradas Desplazamiento Real (Bls) (VR)

No. stand

Teór.

Acum.

Real

Acum.

5 10

3,3

3,3

3,3

3,3

6,6

15

3,3

20

3,3

Long. DC´s: Vol. Sarta: Vol. Anular:

% Llenado (VR / VT) x 100

Observac.

3,3

Porcentaje 100 %

O.K

3,3

6,6

100 %

O.K

9,9

3,2

9,8

97 %

O.K

13,2

2,8

12,6

85 %

Verifique Flujo

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

II-9

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick) ‰ Causas de las Arremetidas (Kick) - Análisis ƒ Succión o Suabeo ƒ El efecto principal de provocar durante un viaje de ascenso una contingencia por Succión, esta en la Velocidad del Viaje y en otros factores ya mencionados ƒ Existen recomendaciones que indican valores de velocidad, a fin de evitar que se produzca una reducción de la presión hidrostática del fluido y pueda causar la entrada de pequeñas cantidades de fluido de la formación al pozo ƒ Para el caso de la Tubería de Perforación Grado 2 (27´ a 31´ de longitud), esta velocidad no de ser inferior a 45 segundos por parada (stand) de tres tubos CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

II-10

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick) ‰ Causas de las Arremetidas (Kick) - Análisis ƒ Densidad insuficiente del fluido ƒ El Control Primario en un pozo esta gobernado por la Densidad del Fluido de Perforación. Una insuficiencia de ella, generalmente se presentan cuando se perforan pozos exploratorios con presiones anormales ƒ Sin embargo, se han producidos reducciones por otras razones, tales como: o Diluciones accidentales del fluido de perforación o Influjos con densidad menores o Remoción de la barita producida por la centrífuga o Asentamiento de los materiales densificantes en la sección de alto ángulo del hoyo o en los tanques o Efecto de la temperatura sobre el fluido CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

II-11

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)

‰ Causas de las Arremetidas (Kick) - Análisis ƒ Pérdida de Circulación o Efecto Surgencia ƒ El concepto de Pérdida de Circulación esta asociado a invasión hacia las formaciones permeables en un pozo. De existir provocaría una pérdida de la Ph sobre la Pform, de allí que podemos clasificarlas en: o Naturales: Formaciones porosas y permeables, formaciones agotadas o con presiones subnormales

o Inducidas: Efecto de Surgencia por: velocidad excesiva de descenso, alta presión para romper geles, taponamiento del anular por derrumbe de lutitas, embolamiento de herramientas, excesiva pérdida por fricción en el anular o en el estrangulador, alta Dfluido CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

II-12

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick) ‰ Causas de las Arremetidas (Kick) - Análisis ƒ Formación con Presiones Anormales ƒ Se requiere incrementar esfuerzos para hacer científicamente una Detección de las Zonas de Presiones Anormales, todo esto a fin de evitar una contingencia de Arremetida por esta causa ƒ Como se analizó anteriormente, existen tres distintas técnicas para detectar zonas de Presiones Anormales, a saber: o Antes de la Perforación o Durante la Perforación o Después de la Perforación CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

II-13

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)

‰ Causas de las Arremetidas (Kick) - Análisis ƒ Formación con Presiones Anormales ƒ Antes de la Perforación o Métodos Sísmicos ƒ Durante la Perforación o Cambios en la R.O.P (incrementos) o Aumento en los Cloruros del fluido o Disminución en la Densidad de las Lutitas o Aumento en la Temperatura de retorno o Disminución el Exponente “dc” o Lodo cortado por gas y por agua salada ƒ Después de la Perforación o Métodos Sónicos, Registros Eléctricos CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

II-14

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)

‰ Causas de las Arremetidas (Kick) - Análisis ƒ Formación con Presiones Anormales ƒ En el caso de fluido cortado por Gas, es necesario conocer si dicho corte se debe a Gas de Conexión ( o de viaje) o Gas de Formación ƒ En el caso de Gas de Conexión o de Viaje, se puede calcular la verdadera reducción de la Presión Hidrostática en el fondo del pozo a través de la siguiente ecuación: ΔP = 14,7 [ Dfo – Dfc ] x ln [ Ph ] Dfc Dfc Dfo = Densidad original, lbs / gal y Dfc = Densidad cortada, lbs / gal

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

II-15

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick) ‰ Causas de las Arremetidas (Kick) – Análisis ƒ Estadísticas sobre las Causas ƒ Estudios de la API han demostrado valores estadísticos los cuales se basan en la recopilación que a nivel mundial se han obtenido, a saber: 9 Llenado inadecuado del hoyo: 42 % 9 Succión o suabeo del pozo: 16 % 9 Densidad insuficiente del fluido: 15 % 9 Pérdida de circulación: 22 % 9 Formación con Presiones Anormales: 5 % CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

II-16

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick) ‰ Indicaciones de las Arremetidas (Kick) ƒ Existen diferentes indicadores que nos pueden avisar durante las operaciones de Perforación o Viajes que una contingencia de Arremetida se puede estar formando a nivel del fondo del pozo. ƒ Estas están asociadas a la actividad que se realiza y pudiese en un momento confundir al perforador de su veracidad, para lo cual se recomienda activar el plan de Verificación de flujo a la primera señal de la Arremetida o Kick ƒ Esto garantizaría menos volumen y menos presión una vez cerrado el pozo y por supuesto mejor Control del Pozo una vez seleccionado el Método adecuado

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

II-17

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick) ‰ Indicaciones de las Arremetidas (Kick) ƒ Ganancia de fluido a nivel de los Tanques ƒ Aumento en el porcentaje de flujo de retorno ƒ Aumento o quiebre brusco de la R.O.P (drilling break) ƒ El hoyo no esta tomando correctamente ƒ Disminución en la presión de bombeo ƒ Fluido de perforación cortado por gas o agua ƒ Que la tubería salga mojada cuando salía seca ƒ Que el pozo fluya solo con las bombas apagadas CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

II-18

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick) ‰ Indicaciones de las Arremetidas (Kick)

Conjunto de preventoras Bombas de lodo

Tanque de viaje Manifold del choque Tanques de lodo

Línea de matar

Separador de lodo/gas

Ganancia en los Tanques CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

II-19

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick) ‰ Indicaciones de las Arremetidas % de Aumento de Flujo de Retorno

Niple Campana

Flo-Sho

Ganancia o Pérdida en Nivel del Tanque

Flow Line Fluido del pozo

Tanque activo Aumento en el % de Retorno CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

II-20

Módulo III Equipos de Seguridad

PROPÓSITO

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

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

CONTENIDO Módulo III – Equipos de Seguridad

Pags

• Tipos de preventores (BOP´s) o Características de operación o Diseño de la presión de trabajo. Cálculos • Arreglos de los preventores (BOP´s Stack) o Características de los arreglos • Sistema desviador (diverter) o Características de operación • Unidad acumuladora de presión. o Descripción. Características de operación o Diseño de los acumuladores. Cálculos o Mantenimiento. Fallas mecánicas generales • Equipos auxiliares para el Control de Pozos • Pruebas generales de los preventores (BOP´s) o Regulaciones API RP 53 • Especificaciones de los preventores y sus accesorios o Tablas generales

III-1 III-20 III-29 III-32 III-47 III-57 III-63 -

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ El conjunto de preventores (BOP´s) es el sistema de respaldo del Método básico de Control de un Pozo el cual esta representado por el Fluido de Perforación a través de su Ph o sea el Control Primario ƒ Una definición de la API es la siguiente: “El equipo de impiderreventones (o preventores) son unos dispositivos que se conectan a la tubería de revestimiento, el cual tiene por objeto controlar las presiones en el espacio anular durante las operaciones de perforación, completación y/o rehabilitación” ƒ Este proporciona un medio para cerrar el pozo y sacar con seguridad el influjo del mismo

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-1

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Equipos mínimos en superficie ƒ Los requerimientos mínimos necesarios para controlar una Arremetida ó Amagos deben estar constituidos por: 9 Estrangulador hidráulico ajustable (choke) 9 Dos estranguladores manuales 9 Válvula de control hidráulica (HCR) 9 Separador de gas 9 Preventor esférico o anular 9 Dos preventores de arietes (tubería y ciego) 9 Manómetros de gran exactitud 9 Válvula de contrapresión (inside preventer) 9 Válvula de máxima abertura (kelly cock) 9 Unidad Acumuladora de Presión (fuente de energía) CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-2

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Tipos de Preventores (BOP´s) ƒ En la Industria Petrolera Mundial se utilizan diferentes tipos de elementos que conforman un stack (arreglo) de preventores, estos tipos se describen como: o BOP´s anular o esférico: 9 Puede cerrar a través de cualquier forma que atraviese el hoyo, algunos fabricantes son: Hydrll, Shaffer y Cameron o BOP´s de arietes (rams): 9 Pueden ser: tubería, ciego, cizalla o múltiples diámetros, solo cierran en el cuerpo del tubo, algunos de los fabricantes: Hydril, Cameron, Shaffer ƒ A continuación, se muestran algunos de los BOP´s y una descripción de su funcionamiento CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-3

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Preventor Anular ó Esférico Hydril

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-4

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Preventor Anular ó Esférico Hoyo indicador

Hydril GK Empaque (Goma) Cámara de apertura Pistón Cámara de cierre Sellos

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-5

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Preventor Anular ó Esférico Hydril GL

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-6

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad

Presión del

Presión de cierre del BOP´s revestimiento (psi)anular (psi)

ƒ Preventor anular ó esférico Hydrill GK 13 5/8” 5000 psi

CSG

1500 1000

500

0

4 7" th 1/2" ru t 9 5 hru 5 3 1 / /8" 1/2 2" P ipe 2 7/8" "P Pi Pipe ipe pe

Initial Closure

1000

2000

23 /8" Pip e

3000

4000

5000

Presiónen del el pozo (psi) (psi) Presión pozo

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-7

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Unidades de Empaque (Gomas) - Hydril

GL

GK Empaque

GX CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Cod. Color

Uso

Natural

01

Base agua Cond. Normal -30ºF a 225 ºF

Nitrilo

02

Base aceite 30ºF a 180ºF

III-8

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Preventor Anular ó Esférico Empaque (Goma)

Tapa acuñada

Shaffer

Cámara de apertura Pistón Cámara de cierre

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-9

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Preventor Anular o Esférico Cameron DL

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-10

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Unidades de Empaque – Shaffer y Cameron Empaque

Rosquilla

Shaffer Empaque Natural

Nitrilo

Cameron

Cod. Color Negro

Rojo

Uso Base agua Cond. Normal -20ºF a 170 ºF Base Aceite y H2S 40ºF a 170ºF

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Empaque

Nitrilo

Cod. Color

Rojo

Uso Base Aceite y H2S -30ºF a 170ºF

III-11

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Preventor de Arietes (Rams)

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-12

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Preventor de Arietes (Rams) Línea de apertura Cámaras de Apertura

Pistón

Cámaras de Cierre Línea de Cierre

Mecanismo de Operación CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-13

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Preventor de Arietes (Rams)

Cameron Tipo U CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-14

EQUIPOS DE SEGURIDAD Cuerpo del para Preventor ArietesRanura Tipo Shaffer Preventor HydrildeAsiento Preventor el anillo Sello de la tapa

del sello superior

Bloque (Rams) Pistón de empaque secundario Tornillos

Bisagra para los fluidos

Tornillo de cierre manual

Bisagra

Sello del pistón

Camisa del cilindro

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Guía Cavidad inclinada Hoyo de Pistón drenaje sellante del fluido

Conectores para las Salida líneas lateral

III-15

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Preventor de Arietes (Rams) Shaffer

SL Ram BOP

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-16

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Preventor de Arietes (Rams)

Ultralock II Ram

Shaffer SLX Ram

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-17

EQUIPOS DE SEGURIDAD Tipos de Arietes (Rams)

Tubería

Ciego (Blind)

Corte (Shear)

Inferior CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Superior III-18

EQUIPOS DE SEGURIDAD Tipos de Arietes - Preventores Cameron

Sello Tope

Sello Tope

Empaque Ariete (Rams)

Empaque Ariete (Rams)

Ariete Tipo U II

Ariete Tipo U Sello Tope Empaque

Wear Pads Ariete (Rams)

Ariete Tipo T

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-19

EQUIPOS DE SEGURIDAD

‰ Equipos de Seguridad ƒ Arreglos de los Preventores (Stack BOP´s) ƒ Se le conoce como la unión de dos o más elementos mediante bridas de montajes, los cuales se instalan en el cabezal del pozo con el propósito de impedir el flujo incontrolado de fluidos en el espacio anular ƒ El tipo, clase, tamaño y número de preventores se selecciona de acuerdo a requerimientos de cada pozo en particular (desarrollo o exploratorio) ƒ La clase de BOP´s esta referida a la Presión de Trabajo que posee de acuerdo a las características de fabricación, a continuación se muestra una referencia de la misma y un procedimiento para diseñar su Presión de Trabajo de acuerdo al tipo de pozo a perforar: CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-20

EQUIPOS DE SEGURIDAD

‰ Equipos de Seguridad ƒ Arreglos de los Preventores (Stack BOP´s))

Clase

Presión (psi)

2K

2000 psi

3K

3000 psi

5K

5000 psi

10 K

10.000 psi

15 K

15.000 psi

20 K

20.000 psi

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-21

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Para efecto del diseño, es necesario conocer la clasificación del pozo, vale decir Exploratorio o de Desarrollo. ƒ Dependiendo de esto, debemos suponer dos consideraciones críticas y que a continuación se harán de su conocimiento, todo estos para el cálculo de las Presiones de Superficie y para la selección de la Clase de BOP`s ƒ Todos los equipos relacionados en la boca del pozo y en el área del múltiple de estranguladores, deben tener la mismas presiones calculadas con el procedimiento que a continuación se explica: CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-22

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Pozos Exploratorios ‰ Suponer que todo el pozo quede lleno de gas o Presión de Superficie (Psup) (psi) Psup = Pform – Ph gas

‰ Pozos de Desarrollo ‰ Suponer que la mitad del pozo quede lleno de gas o Presión de Superficie (Psup) (psi) Psup = Pform - Ph fluido - Phgas

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-23

EQUIPOS DE SEGURIDAD donde: Pr. form: Presión de la formación estimada (psi) Ph gas: Presión hidrostática del gas (psi) Ph gas = Grad. gas (psi/pie) x Altura del influjo (pies) Considerar: Para TVD ≤ 10.000´ un Grad. Gas = 0.1 psi/pie Para TVD > 10.000´ un Grad. Gas = 0.15 psi/pie Ph fluido: Presión hidrostática del fluido (psi) ƒ Una vez conocida la Presión de Superficie se selecciona la Clase de BOP´s. El arreglo o número de BOP´s dependerá igualmente del tipo de pozo y de la altura del espacio rotario existente, el tamaño dependerá del diámetro del revestidor superficial. Anexo una muestra de los arreglos de BOP´s CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-24

EQUIPOS DE SEGURIDAD Equipos de Seguridad – Arreglos de los BOP´s

RSRA SRRA Arreglos API – 3000 a 5000 psi

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-25

EQUIPOS DE SEGURIDAD Equipos de Seguridad – Arreglos de los BOP´s

RSRRA

SRRA

SRRRA

RSRA RSRRAG

Arreglos API – 10.000 a 15.000 psi CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-26

EQUIPOS DE SEGURIDAD Arreglo de BOP´s

Preventor esférico

Preventor de arietes Preventor de arietes Carreto (spool) Kill line

Choke Line

Preventor de arietes de seguridad

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

(HCR)

III-27

EQUIPOS DE SEGURIDAD Línea de llenado

Preventor Anular

Brida de salida utilizada únicamente para stripping combinado de ariete

Conjunto de Preventores “RSRRA”

Ariete ciego

Ariete de tubería superior Línea del choque Carreto perforación

Manifold del choque

Ariete de tubería inferior

Sección B

Sección A

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-28

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Sistema Desviador de Flujo (Diverter) ƒ Se utiliza en la perforación de zonas muy poco consolidadas, sin condiciones de integridad, en la cual el peligro es que ocurra una fractura hasta la superficie por detrás del revestimiento esta presente ƒ Se diseñan tal como esta implícito en su nombre para desviar a un sitio seguro el influjo del pozo y por ningún caso se debe cerrar el pozo ƒ El Sistema Desviador esta constituido por: un preventor anular el cual debe ser montado sobre el revestidor conductor, una o dos líneas de venteo de diámetro grande para aliviar los fluidos a la superficie y por válvulas de apertura automática que se activan cuando es cerrado el BOP´s CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-29

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Sistema Desviador de Flujo (Diverter) ƒ En caso de penetrar una arena de gas somera y de ocurrir una Arremetida o Kick, se abre la línea de desviación y se cierra el preventor anular ƒ El pozo fluirá a la atmósfera a través de la línea de desviación en la dirección del viento hasta que se pueda controlar el pozo ƒ La presión de trabajo del desviador y de las líneas de desviación no son tan importantes; más bien, el tamaño de éstas debe tener un tamaño tal que permita una tasa de flujo de desviación de los fluidos que vienen del pozo, reduciendo al mínimo la contrapresión del pozo. ƒ Se anexa un figura de este Sistema Desviador: CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-30

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Sistema Desviador de Flujo (Diverter)

Línea de flujo Campana

Desviador Válvulas de las líneas de venteo

Líneas de venteo

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Drilling Spool

III-31

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Unidad Acumuladora de Presión o Centro de Control Hidráulico y Fuente de Energía el cual tiene como función operar los Sistemas de Equipos Impedirreventones y las válvulas de control hidráulico o Dicha unidad debe ser diseñada con suficiente capacidad para asegurar el funcionamiento de todos los Preventores ó BOP´s durante el tiempo requerido y en las condiciones que pueda presentar el pozo o La unidad esta constituida por las siguientes partes: 9 Acumuladores 9 Recipientes 9 Bombas Neumáticas y Bombas Eléctricas 9 Múltiple de Control 9 Accesorios generales CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-32

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Unidad Acumuladora de Presión

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-33

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Unidad Acumuladora de Presión

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-34

EQUIPOS DE SEGURIDAD Partes del Acumulador 1.

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

2.

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

3.

Válvula de derivación (“By-Pass”) : Al interruptor automático de presión hidroneumática. Cuando se necesitan presiones mayores de los 3000 psi, abrir esta válvula. De resto, mantenerla siempre cerrada.

4.

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

5.

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

6.

Bombas hidráulicas operadas con aire: La presión normal de operación es de 125 psi. La máxima presión de aire es de 200 psi.

7.

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

8.

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

9.

Válvula cheque: Una para cada línea de salida neumática de la bomba hidráulica.

10. Bombas triplex o duplex accionadas con motor eléctrico

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-35

EQUIPOS DE SEGURIDAD 11. Interruptor automático de presión hidroeléctrica: El interruptor se programa a 3000 psi para la presión de salida y a 250 psi presión diferencial de entrada. Ajustable. 12. Arranque del motor eléctrico (automático): El automático inicia o detiene el motor eléctrico que mueve la bomba triplex. Funciona en combinación con el interruptor automático de presión y tiene un control (“overriding”) manual de encendido-apagado que se opera sin el control del interruptor. 13. Válvula de corte de la línea de succión: Operada manualmente, normalmente abierta. Ubicada en la línea de succión de la bomba triplex o duplex. 14. Filtro de succión: Ubicado en la línea de succión de la bomba triplex o duplex. 15. Válvula cheque: Ubicada en la línea de salida de la bomba triplex o duplex. 16. Válvula de cierre del acumulador: Operada manualmente. Normalmente en posición abierta cuando la unidad está en operación. Cerrada cuando se está probada o transportando el equipo. 17. Acumuladores: Se debe revisar la pre-carga de nitrógeno en el sistema de acumuladores cada 30 días. La precarga de nitrógeno debe ser de 1000 psi, más o menos 10 %. PRECAUCIÓN: SIEMPRE USE NITRÓGENO CUANDO SE HAGA LA PRECARGA; OTROS GASES Y EL AIRE PUEDEN OCASIONAR INCENDIO O EXPLOSIÓN. 18. Válvula de alivio del acumulador: Alivio de la válvula programado a 3500 psi. 19. Filtro de fluido: Ubicado en el lado de entrada de las válvulas reductoras y reguladoras de presión. El filtro se debe limpiar cada treinta días. 20. Válvula “Koomey” reductora y reguladora de presión: Operada manualmente. Se ajusta a la presión continua de operación que se requiera en la BOP de ariete.

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-36

EQUIPOS DE SEGURIDAD 21. Cabezal de la válvula principal: 5000 psi W.P., 2” todo soldado 22. Válvulas de 4 vías: Con actuadores de cilindro de aire para operación remota desde los paneles de control. Mantener en modo de operación (ABIERTO o CERRADO) NUNCA EN LA POSICIÓN DEL CENTRO (Neutro). 23. Válvula de desviación (“By-Pass”): Con actuador de aire para operación remota desde los paneles de control. En posición CERRADA, suministra presión regulada sobre el cabezal de la válvula principa(21) y en posición ABIERTA, suministra presión total sobre ese cabezal. Mantener en posición CERRADA a no ser que se necesiten 3000 psi o más para operar los arietes de la BOP. 24. Válvula de alivio del manifold: El alivio de la válvula se programa a 3500 psi. 25. Válvula hidráulica de alivio: Operada manualmente. Normalmente cerrada. NOTA: ESTA VÁLVULA SE DEBE MANTENER ABIERTA DURANTE LA PRE-CARGA DE LAS BOTELLAS DEL ACUMULADOR. 26. Selector de unidad de panel: Válvula manual de 3 vías. Utilizada para aplicar presión de aire piloto a la válvula neumática “Koomey” para reducción y regulación de presión, bien sea desde el regulador de aire de la unidad o desde el regulador de aire del panel remoto. 27. Válvula neumática “Koomey” reductura y reguladora de presión: Reduce la presión del acumulador hasta la requerida por la presión de operación de la BOP de anular. La presión se puede variar para las operacíones de forzamiento de tubería (“stripping”). No se debe exceder la máxima presión operativa recomendada para la preventora. 28. Manómetro de presión del acumulador

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-37

EQUIPOS DE SEGURIDAD 29.

Manómetros de presión del manifold

30.

Manómetro de presión del preventor anular.

31.

Transmisor neumático de presión del acumulador

32.

Transmisor neumático de presión del “manifold”

33.

Transmisor neumático de presión del preventor anular

34.

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

35.

Regulador de aire para la válvula neumática “Koomey” reductora y reguladora de presión: Operada por aire.

36.

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

37.

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

38.

Indicador del nivel de fluido.

39.

Puerto de llenado del fluido hidráulico

40.

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

41.

Válvula de cheque para prueba del equipo.

42.

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

43.

Salida del patín del equipo.

44.

Salida de prueba del equipo

45. Retorno del patín del equipo

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

46. Puerto de inspección del tapón

III-38

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Unidad Acumuladora de Presión ƒ El Sistema de Acumuladores debe tener capacidad suficiente para proveer el volumen necesario para cumplir o superar los requerimientos mínimos de los Sistemas BOP´s. A continuación algunas de las características de la Unidad Acumuladora: ƒ Los acumuladores son precargados con Nitrógeno con 1000 psi ( ± 100 psi) ƒ La presión de trabajo del acumulador es 3000 psi ƒ Los volúmenes de los acumuladores son de 5, 10 y 20 galones, generalmente la goma ocupa 1 gal ƒ Presión mínima de operación es 1200 psi CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-39

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Unidad Acumuladora de Presión ƒ El cálculo para el volumen total requerido de fluido y nitrógeno se determinará por la siguiente ecuación: V3 =

Vr (P3/P2) – (P3 / P1)

donde: o V3 = Volumen total requerido (fluido y nitrógeno) o Vr = Volumen de fluido requerido con un Fact. Seg. o P3 = Presión de precarga del acumulador, 1000 psi o P2 = Presión mínima de operación, 1200 psi o P1 = Presión máxima del acumulador, 3000 psi CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-40

EQUIPOS DE SEGURIDAD

‰ Equipos de Seguridad ƒ Unidad Acumuladora de Presión ƒ Una rápida estimación de un sistema típico de 3000 psi se realiza utilizando la mitad del volumen total de los botellones ó acumuladores ƒ Esto significa que la mitad del volumen total de las botellas ó acumuladores puede utilizarse antes que la presión disminuya un valor de 200 psi sobre el nivel de presión de precarga ƒ De allí que para una botella de 10 galones, se debería utilizar 5 galones de volumen de fluido aprovechable tal como se demuestra a continuación:

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-41

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Unidad Acumuladora de Presión Ejemplo: Volúmenes por incremento de presión ƒ De 1000 psi a 1200 psi, con una botella de 10 galones P3 x V3= P2 x V2 == 1000 x 10 = 1200 x V2 = 8,33 gal Fluido hidráulico requerido = 10 – 8,33 ga1 = 1,67 gal ƒ De 1000 psi a 3000 psi, con una botella de 10 galones P3 x V3 = P1 x V1 == 1000 x 10 = 3000 x V1 = 3,33 gal Fluido hidráulico requerido = 10 – 3,33 gal = 6,67 gal Fluido utilizable = 6,67 – 1,67 gal = 5 galones CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-42

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Unidad Acumuladora de Presión ƒ Procedimiento para calcular el No. de Botellas ó Acumuladores de una Unidad 9 Determine de acuerdo a los BOP´s los volúmenes necesarios para cerrar los mismos según Tablas 9 Sume los volúmenes totales y multiplique por un Factor de Seguridad de 50 % de ese volumen, o sea multiplique por 1,5 9 Calcule el No. de Botellas dividiendo el valor del volumen total entre el volumen de fluido utilizables calculado anteriormente igual a 5 galones CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-43

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Unidad Acumuladora de Presión ƒ Mantenimiento: o Se debe desarrollar un buen programa de mantenimiento preventivo del Sistema de Control de los BOP´s en condiciones óptimas de operación o El operador debe basarse en los programas de perforación, operación y de pruebas rutinarias normadas por la empresa. Todos este Sistema de Control se debe probar cuando menos una vez por semana o Se recomienda, que dichas pruebas involucre todas las funciones desde la unidad principal, así como de las estaciones de control remoto en las cuales es menester anotar la lectura de los manómetros CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-44

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Unidad Acumuladora de Presión ƒ Fallas mecánicas generales: o A pesar que las unidades están diseñadas y construidas con un alto promedio de confiabilidad, es posible que ocurran problemas al operarlas o La misma puede dañarse durante su arranque inicial debido a procedimientos inadecuados de instalación. Es se suma importancia que la parte eléctrica se deba instalar de acuerdo a las especificaciones establecidas o El suministro de aire debe ser del volumen y presión especificadas por la unidad, seco y filtrado para eliminar las impurezas CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-45

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Unidad Acumuladora de Presión ƒ Fallas mecánicas generales: o Las fallas a menudo son por falta de mantenimiento tales como: bajo nivel de fluido hidráulico, filtros obturados, falta de lubricación, fuga en las válvulas de cuatro vías, etc o El personal designado para operar la unidad y sus Supervisores deben estar familiarizados con las variadas instrucciones escritas disponibles en los manuales de operación del fabricante, especialmente con la sección operativa y la sección para la solución de problemas

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-46

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Equipos auxiliares ƒ Existen varios equipos o instrumentos los cuales son utilizados para cumplir diferentes funciones relacionadas con el cierre del pozo y con el control de pozo en cuestión, a saber: o Válvula Superior e Inferior del cuadrante o Preventor interno (inside preventer) o Válvula de flotación para la tubería o Indicadores de nivel de los tanques o Tanques de viajes para el control del llenado o Indicador de flujo de retorno (flo-sho) o Detector de gas o Separadores de Gas o Estranguladores manuales y remoto CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-47

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Equipos auxiliares de Control de Pozos Válvula Superior del Cuadrante

Válvula Inferior del Cuadrante CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-48

EQUIPOS DE SEGURIDAD Equipos auxiliares Tornillo de cierre de la varilla Varilla de liberación de la válvula Pin de la válvula (cuerpo superior de la válvula)

Herramienta de liberación

Asiento de la válvula

Inserto de la válvula Cabeza de la válvula Resorte de válvula

Caja de la válvula flotadora (cuerpo inferior de la válvula)

Niple de Asiento Hydril

Válvula Cheque Hydril

Impiderreventón Interno CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-49

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Equipos auxiliares de Control de Pozos Indicadores de Nivel en los Tanques Transmisor

Flotador

Tanque de lodo

Medidor visual

Consola de desviación y totalización

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-50

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Equipos auxiliares de Control de Pozos Tanques de Viaje – Tipo Bomba Nipple Campana Hacia las zarandas

Abrir

Cerrar

Del manifold del choque

Bomba centrífuga

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Tanque de viaje De los tanques de lodo

III-51

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Equipos auxiliares de Control de Pozos Detector de Gas

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-52

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Separador de Gas

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Separador de Gas

III-53

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Equipos auxiliares de Control de Pozos

Choke Manifold

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-54

EQUIPOS DE SEGURIDAD Múltiple de Estranguladores (Choke Manifold)

Tanque de desvío O viaje

Hacia tanques de lodo

4

2

Conjunto de preventoras

l

Hacia el separador de lodo/gas

3

1 Línea principal del choque

2 1 1

1 Línea para matar

1

2

Piscina de reserva

1 2

1 Desde la bomba para matar

3 1

1

Línea del choque manual

2

4 Desde el DST al manifold del choque Línea DST 2

Línea del quemadero separador de producción

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-55

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Estrangulador a control remoto (Super choke) Disco Fijo

Out

Disco Rotatorio

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-56

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Pruebas generales de los BOP´s ƒ Los sistemas de preventores (BOP´s) y el cabezal del revestidor donde están instalados, deben seleccionarse de tal forma que cada componente incorporado tenga una presión de trabajo nominal mayor que el máximo valor esperado, todo esto de acuerdo a las condiciones del pozo ƒ Existen algunas consideraciones pre-establecidas por la API (Ver anexo de las Regulaciones API RP 53 en este manual) las cuales son necesarias conocer por los operadores a fin de garantizar un Control Secundario óptimo en caso de contingencias de Arremetidas ó Amago (kick). A continuación se mencionan las mismas CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-57

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Pruebas generales de los BOP´s ƒ Fluido de Prueba: ƒ Todas las pruebas de presión deben hacerse con agua ƒ El tiempo de la prueba debe ser por lo menos de 5 minutos para identificar fugas ƒ Se debe realizar una prueba a baja presión (200 a 300 psi) antes de la de alta presión ƒ Es posible el uso de nitrógeno cuando se perforar pozo de alta presión ƒ Nunca utilizar oxígeno o gases de hidrocarburos para realizar pruebas a los Preventores ó BOP´s CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-58

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Pruebas generales de los BOP´s ƒ Frecuencia de la Prueba: o Una vez instalado los BOP´s es requerida la prueba o Después de cementada cada sarta de revestimiento y antes de perforar el cuello flotador o Antes de transcurrir catorce días (14) desde la última prueba, excepto cuando las operaciones lo impidan o Pruebe el funcionamiento de los Preventores ó BOP´s cada siete días entre las pruebas de presión o Posterior a realizar reparaciones que requieran desconectar algún sello CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-59

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Pruebas generales de los BOP´s ƒ Presiones de la prueba: o Es necesario emplear los procedimientos de prueba de baja y alta presión o La de alta presión debe ser la presión nominal de trabajo de los BOP´s para probar todo el equipo o Se debe exceptuar el BOP´s esférico o anular, esto debido a la vida del elemento de empaque o Se debe tomar el 70% de la presión de trabajo para realizar la prueba al resto de los Preventores ó BOP´s de arietes CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-60

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Pruebas generales de los BOP´s ƒ Equipos de prueba: o Las bombas de pruebas pueden ser de cualquier tipo, siempre que alcance la presión deseada o Se pueden utilizar una bomba de alta presión más pequeña. Se recomienda el uso de una bomba reciprocante, tipo cementación o Para la prueba de los BOP´s es necesario colocar un tapón de cabezal en el fondo de ellos, a fin de evitar aplicar presión a las secciones del revestidor o Se recomienda utilizar un tapón de asiento en el cabezal ó el de tipo copa ó una combinación de ambos. Para cada cabezal se diseña el tapón específico CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-61

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Pruebas generales de los BOP´s ƒ Inspección visual de los BOP´s: o Inspeccionar los flanges del BOP´s, particularmente en la acanaladura del anillo o Inspeccionar el cuerpo por si existe desgaste ó daño, así mismo, internamente el BOP´s por si existe desgaste ó daño causado por la sarta o herramientas de perforación o Inspeccionar el elastómetro por si existe deterioro, grietas, dureza excesiva y una correcta composición o Inspeccionar, tipo, tamaño y condición de los tornillos y tuercas, así como el tipo y condición de las empacaduras para garantizar que son los correctos CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-62

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad ƒ Especificaciones de los Preventores y accesorios ƒ Las tablas que a continuación se presentan, muestran las especificaciones para algunos accesorios de los Preventores ó BOP´s ƒ Igualmente se presentan los volúmenes requeridos para el cierre y la apertura de los BOP´s de Arietes y Esféricos mas utilizados ƒ Estas tablas sirven para realizar cálculos asociados a la Unidad Acumuladora de Presión y el número de botellas requeridas

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-63

EQUIPOS DE SEGURIDAD Especificaciones para las Bridas del BOP´s, Anillos y Bridas de Pernos y Tuercas Clasificación del conjunto de preventoras

Bridas aprobadas

Empaques de anillo aprobados*

Resistencia máxima de los pernos**

Resistencia máxima de las tuercas

2000 y 3000 psi

API Tipo 6B con ranura plana de fondo Tipo R

API Tipo RX

ASTM Grado B-7

ASTM Grado 2-H

ASTM Grado B-7

ASTM Grado 2-H

ASTM Grado B-7

ASTM Grado 2-H

5000 psi

10000 psi

*

**

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

API Tipo 6BX con ranura Tipo BX

API Tipo BX

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

Crudo dulce – acero con bajo contenido de carbono

•

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

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

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-64

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad BOP´s de Arietes (Rams) Tipo Cameron

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-65

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad BOP´s Anular ó Esférico Tipo GK Hydril

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-66

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad BOP´s Anular ó Esférico Tipo GK Hydril

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-67

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad BOP´s Anular ó Esférico Tipo GL Hydril Tamaño del BOP´s (pulgs)

Presión Max. de trabajo (psi)

Diámetro interno Control Hidráulico (pulgs) (psi)

Volumen para cerrar (gal)

Volumen para abrir (gal)

BOP´s Anular ó Esférico Tipo MSP Hydril

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-68

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad BOP´s Anular ó Esférico Tipo Shaffer

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-69

EQUIPOS DE SEGURIDAD ‰ Equipos de Seguridad BOP´s Anular ó Esférico Cameron Modelo D

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

III-70

Módulo IV Procedimientos de Cierre Estrangulador (Choke) Remoto

PROPÓSITO

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

CONTENIDO Módulo IV – Procedimientos de Cierre • Manejo de arremetidas o âmagos (Kick) • Personal involucrado en el cierre del pozo o Responsabilidades y ubicación del personal • Métodos de cierre del pozo o Cierre suave. Ventajas y desventajas o Cierre duro. Ventajas y desventajas • Procedimientos para el cierre del pozo. Análisis y Discusión o Suave y duro 9 Con desviadores de flujo (Diverter) 9 Perforando 9 Durante los viajes 9 Sin tubería en el hoyo • Ejercicios prácticos en el Simulador

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Pags IV-1 IV-2 IV-6 IV-10 IV-11 IV-13 IV-15

CIERRE DEL POZO

‰ Manejo de Arremetidas ƒ Una vez detectada la Arremetida ó Amago (kick), es importante seguir ciertos procedimientos para controlar con éxito la situación. Unos de los primeros pasos es el cerrar el pozo en forma óptima ƒ Esto se refiere a no causar durante el cierre la fractura de la zapata del revestidor más inmediato, ya que complicaríamos la situación provocando lo que se conoce como un Reventón Sub-Superficial ƒ Existen varios Métodos de Cierre, los cuales dependen de la actividad que se realiza y de los equipos con los que para el momento de la contingencia se tengan CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

IV-1

CIERRE DEL POZO

‰ Personal involucrado ƒ Una vez detectada la Arremetida ó Amago (Kick), se debe proceder al cierre del pozo por parte del personal del Taladro. ƒ Dicho personal, debe tener claro sus responsabilidades y conocer igualmente su posición dentro del área de trabajo a fin de responder de forma rápida y segura la actividad asignada ƒ A continuación, se lista este personal, sus responsabilidades y ubicación, solo a manera de guía, se recomienda a las empresas tener dentro de sus normativa estos procedimientos

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

IV-2

CIERRE DEL POZO

‰ Personal involucrado ƒ Company Man: o Activa el Plan

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

ƒ Supervisor de 24 hrs: o Dirige las operaciones. Toma las decisiones en conjunto con el Company Man en el Control del Pozo

ƒ Supervisor de 12 hrs: o De ser necesario y estar presente, dirige las operaciones de cierre del pozo. Evalúa la situación con el Supervisor de 24 hrs y el Company Man. Verifica el cumplimiento de las instrucciones impartidas CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

IV-3

CIERRE DEL POZO

‰ Personal involucrado ƒ Perforador: o Lideriza al personal del Taladro e instruye la aplicación de los procedimientos establecidos para el Cierre del Pozo. Durante el Control del Pozo, de ser necesario acciona las bombas del fluido y asiste al Supervisor de 24 hrs en el Control

ƒ Encuellador: o Monitorea las bombas y el sistema del fluido (tanques generales) durante el procedimiento de Cierre y Control de Pozo. Se encarga con el Ingeniero de Fluido en la preparación del nuevo fluido si se requiere

ƒ Personal de piso: o Asisten al Perforador y Encuellador en el cumplimiento de sus responsabilidades para el Cierre y Control del Pozo CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

IV-4

CIERRE DEL POZO

‰ Personal involucrado Ubicación del Personal Cargo

Ubicación

Company Man

Consola de Control ó Múltiple de Estranguladores

Supervisor de 24 y 12 hrs

Piso del taladro ó Consola de Control ó Múltiple de Estranguladores

Perforador

Consola del Perforador Piso del Taladro

Encuellador

Área de Bombas y de Tanques de fluido

Personal de Piso

Piso del Taladro Múltiple de Estraguladores

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

IV-5

CIERRE DEL POZO

‰ Manejo de Arremetidas ƒ Métodos de Cierre del Pozo ƒ Existen tres tipos de Cierre del Pozo que son generalmente utilizados por las empresa a nivel mundial, a saber: 9 Cierre Suave 9 Cierre Duro y/o Rápido ƒ La diferencia entre el Cierre Suave y los Cierres Duro y/o Rápido esta en que en el primero de ellos el estrangulador (remoto o manual) debe estar totalmente abierto, en cambio en los otros dos debe estar completamente cerrado, esto marca algunas ventajas y desventajas las cuales deben ser tomadas en cuenta CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

IV-6

CIERRE DEL POZO

‰ Manejo de Arremetidas ƒ Métodos de Cierre del Pozo ƒ Cierre Suave o Procedimiento recomendado por algunas empresas para Arremetidas ó Amagos (kick) que ocurran mientras se está perforando o Con este Método, la persona encargada de cerrar el pozo puede verificar si la formación en su punto más débil (zapata) puede fracturarse o Presenta la ventaja, de que evita el efecto “martillo o choque hidráulico” sobre la formación, efecto este que se produce por la parada brusca del flujo de fluidos CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

IV-7

CIERRE DEL POZO

‰ Manejo de Arremetidas ƒ Métodos de Cierre del Pozo ƒ Cierre Duro o Rápido o Procedimiento recomendado por algunas empresas para Arremetidas (kick) que ocurran en hoyos entubados o mientras se está reparando o reacondicionado un pozo, igualmente en pozos en producción o Con este Método, la persona encargada de cerrar el pozo no puede verificar si la formación en su punto más débil (zapata) puede fracturarse o Presenta la ventaja, de que el influjo es mínimo mientras se cierra, pero no evita el efecto “martillo o choque hidráulico” sobre la formación, CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

IV-8

CIERRE DEL POZO

‰ Manejo de Arremetidas ƒ Métodos de Cierre del Pozo ƒ Cierre Duro o Rápido o En el procedimiento de Cierre Duro, el preventor ó BOP´s que se activa es el de Arietes, por lo que es necesario garantizar que la tubería de perforación este frente a ellos o Recomendados por algunas empresas para Arremetidas (Kick) que ocurran en hoyos entubados ó mientras se está reparando o reacondicionado un pozo, igualmente en pozos en producción o En el Cierre Rápido, se cierra el preventor ó BOP´s esférico ó anular CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

IV-9

CIERRE DEL POZO

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

Levantar el cuadrante ó Top Drive

Parar las bombas

Desviar y verificar flujo en el tanque de viaje

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

Cerrar el preventor (BOP´s) de arietes ó esférico

Notificar al Supervisor

Decidir sobre acciones futuras a tomar de acuerdo a resultados

Iniciar el bombeo al pozo a tasa rápida

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

IV-10

CIERRE DEL POZO

Cierre Suave: Procedimiento Perforando Parar la mesa rotaria ó Top Drive

Levantar el cuadrante ó Top Drive

Parar las bombas

Desviar y verificar flujo en el tanque de viaje

Si fluye el pozo; alinear las válvulas del múltiple de estranguladores

Abrir válvula HCR

Cerrar el preventor (BOP´s) esférico ó anular (preferiblemente)

Cerrar el estrangulador hidráulico lentamente observando que la presión anular no supere MASP

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

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

IV-11

CIERRE DEL POZO

Cierre Suave: Procedimiento Durante Viaje Instalar válvula de máxima abertura en posición abierta y posteriormente cerrarla

Observar si el pozo fluye en el tanque de viaje

Si fluye el pozo, alinear las válvulas del múltiple de estranguladores

Abrir válvula HCR

Cerrar el preventor (BOP´s) esférico ó anular (preferiblemente)

Cerrar el estrangulador hidráulico lentamente, observando que la presión anular no supere la MASP

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

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

Detener viaje, colocar las cuñas y retirar elevador

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

IV-12

CIERRE DEL POZO

Cierre Duro ó Rápido: Procedimiento Perforando Parar la mesa rotaria ó Top Drive

Levantar el cuadrante ó Top Drive

Parar las bombas

Desviar y verificar flujo en el tanque de viaje

Si fluye el pozo; alinear las válvulas del múltiple de estranguladores

Abrir válvula HCR

Cerrar el preventor (BOP´s) de arietes ó esférico (dependiendo)

Cerrar el estrangulador hidráulico lentamente observando que la presión anular no supere MASP

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

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

IV-13

CIERRE DEL POZO

Cierre Duro ó Rápido: Procedimiento Durante Viaje Instalar válvula de máxima abertura en posición abierta y posteriormente cerrarla

Observar si el pozo fluye en el tanque de viaje

Si fluye el pozo, alinear las válvulas del múltiple de estranguladores

Abrir válvula HCR

Cerrar el preventor (BOP´s) de arietes ó esférico (dependiendo)

Cerrar el estrangulador hidráulico lentamente, observando que la presión anular no supere la MASP

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

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

Detener viaje, colocar las cuñas y retirar elevador

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

IV-14

CIERRE DEL POZO

Cierre Suave - Duro ó Rápido: Sin tubería en el hoyo Asegurarse que la HCR y el estrangulador estén abiertos

Si fluye, cierre del estrangulador, observando que la presión anular no exceda la MASP

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

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Cerrar el preventor (BOP´s) ciego

Observar si el pozo fluye en la salida del múltiple de estranguladores

Anote PCR y volumen de influjo

Proceder a evaluar las condiciones de la contingencia ó a circular por la línea de matar

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

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

IV-15

Módulo V Métodos de Control

PROPÓSITO

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

CONTENIDO Módulo V – Métodos de Control • Métodos de Control de Pozo (tubería en el fondo) o Análisis de las presiones de cierre • Definiciones y cálculos necesarios para el control o Capacidades y Volúmenes internos y anulares o Desplazamiento de la bomba o Emboladas Superficie – Barrena – Superficie o Presión reducida o lenta de bombeo (PRB) o Presión Inicial de Circulación (ICP) o Densidad de control o matar el pozo (KMW) o Presión Final de Circulación (FCP) • Procedimientos de Control o Método del Perforador o Método de Esperar y Pesar (Ingeniero) – Verticales y Desviados o Método Combinado o Concurrente o Comparación entre los Métodos de Control o Factores que afectan los Métodos de Control o Ejercicios prácticos en el Simulador

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Pags V-1 V-5 V-15 V-17 V-29 V-44 V-48 V-50 -

CONTENIDO Módulo IV – Métodos de Control

Pags

• Métodos de Control de Pozo (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos o Análisis de las presiones de cierre o Velocidad de migración. Cálculos • Procedimientos de Control o Método Volumétrico ƒ Cálculos involucrados o Método de lubricación y purga ƒ Cálculos involucrados o Método de arrastre (stripping) ƒ Cálculos involucrados o Método de circulación con lodo pesado ƒ Aplicación general o Método de forzamiento de fluido (Bull heading) ƒ Aplicación general o Ejercicios prácticos en el Simulador

V-68 V-73 V-75 V-87 V-93 V-108 V-110 -

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Métodos de Control – Tubería en el fondo ƒ El flujo de fluidos de la formación al pozo se detiene una vez que el pozo se cierra y la presión en él se iguala con la Presión de la Formación ƒ Los Métodos de Control se basan en ejercer una presión de fondo del pozo ligeramente superior, a fin de evitar que fluidos adicionales de la formación invadan nuevamente el hoyo ƒ Una presión excesiva en el recinto del pozo debe ser evitada, dado que esto provocaría una fractura en la formación ó a nivel de la zapata del revestidor, produciendo así una pérdida de circulación y agravando más la situación presente

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-1

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Métodos de Control – Tubería en el fondo ƒ Todo esto requiere que se circule la Arremetida o Amago manteniendo la presión de fondo constante. Por esta razón, los procedimientos para lograr este objetivo se denominan también “Métodos de Presión de Fondo Constante” ƒ Análisis de la Presiones de Cierre ƒ Durante la etapa del cierre del pozo, se origina dos presiones las cuales deben ser analizadas: 9 Presión de Cierre de la Tubería de Perforación ó Shut in Drill Pipe Pressure (PCTP ó SIDPP) 9 Presión de Cierre del Revestidor o Casing ó Shut in Casing Pressure (PCR ó SICP) CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-2

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Métodos de Control – Tubería en el fondo ƒ Presión de Cierre de la Tubería de Perforación ó Shut in Drill Pipe Pressure (PCTP ó SIDPP) ƒ Representa la diferencia entre la Presión de la Formación ó Yacimiento y la Presión Hidrostática existente en el pozo al momento de la contingencia ƒ Su valor sumado a la Ph nos da la Pform:

Pform = Ph + PCTP ƒ Este valor es fundamental para calcular la Densidad de Control (Dc) ó Kill Mud Weight (KWM), así mismo, para iniciar la circulación en el pozo o sea Presión Inicial de Circulación (PIC ó ICP) y para calcular la Presión Final de Circulación (PFC ó FCP) CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-3

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Métodos de Control – Tubería en el fondo ƒ Presión de Cierre del Revestidor ó Casing ó Shut in Casing Pressure (PCR ó SICP) ƒ Representa la diferencia entre la Presión de la Formación y las Presiones Hidrostáticas de los dos fluidos existentes en el pozo, a saber: el fluido de perforación y el influjo invasor (petróleo, gas ó agua) ƒ Este valor es fundamental al momento del cierre del pozo, pues su valor nunca debe exceder a la MASP ya que esto provocaría una fractura en la zapata del revestidor, provocando en algunos casos un reventón sub-superficial o underground blowout ƒ Un incremento de esta presión, es evidencia de una migración de un influjo de gas a la superficie

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-4

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Definiciones y cálculos necesarios ƒ Antes de iniciar un proceso de Control es menester que todo el personal conozca los riesgos asociados a la situación a manejar, para ellos debemos definir algunos términos y realizar cálculos que permitan ejecutar con éxito el Método de Control seleccionado, esto términos serían: 9 Capacidades y volúmenes interno y anulares 9 Desplazamiento de la bomba 9 No. de emboladas ó Tiempo (strokes) de la bomba 9 Superficie - Mecha ó Broca 9 Mecha ó Broca - Superficie 9 Presión Reducida o Lenta de Bombeo (PRB) 9 Presión Inicial de Circulación (PIC ó ICP) 9 Densidad del lodo de control (Dc ó KMW) 9 Presión Final de Circulación (PFC ó FCP) CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-5

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Definiciones y cálculos necesarios ƒ Capacidades y volúmenes interno y anulares: ƒ Capacidad: Cantidad de barriles por pie (bls/pie) (volumen/longitud) que existe en un espacio confinado en el pozo (tubería ó interno - anular ó externo) 2

Cap. int = di / 1.029,4 = bls /pie di = Diámetro interno de cualquiera de los tubulares, pulgs 1.029,4 = Factor de conversión 2

2

Cap. an = = (DI – DE ) = bls / pie 1.029,4 DI = Diámetro interno del revestidor o del hoyo, pulgs DE = Diámetro externo del tubular, pulgs CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-6

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Definiciones y cálculos necesarios ƒ Capacidades y volúmenes interno y anulares: ƒ Volumen: Total de barriles (volumen) que ocupa un fluido en una cierta longitud del espacio confinado (tubería o interno – anular o externo) Vol. int = Long. c/secc. x Cap. int = bls Long. c/secc. = Longitud de cada sección de la sarta, pies Cap. int = Capacidad interna de la sarta a considerar, bls / pie Vol. an = Long. c/secc. x Cap.an = bls Cap. an = Capacidad anular de la sarta a considerar, bls / pie CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-7

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Definiciones y cálculos necesarios ƒ Desplazamiento de la bomba ƒ Trabajo realizado por una bomba que permite mover un volumen de fluido (galones, barriles, etc) hacia el pozo con retorno a la superficie por cada embolada (strokes) dada

ƒ Bomba Triplex (gal/stk) – 100% de EV Db = 0,0102 x (dc 2 ) x Lv = gals / stk

ƒ Bomba Triplex (bls/stk) – 100 % de EV Db = 0,000243 x (dc 2 ) x Lv = bls / stk dc = Diámetro de la camisa, pulgs dv = Diámetro del vástago, pulgs Lv = Longitud del vástago, pulgs % EV = Eficiencia Volumétrica (Bombas Triplex 95 %)

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-8

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Definiciones y cálculos necesarios ƒ No. de emboladas (strokes) de la bomba desde la Superficie - Mecha o Broca - Superficie ƒ Total acumulado de emboladas (strokes) de la bomba para realizar un recorrido el fluido de perforación internamente (tubería) y externamente (anular), también puede convertirse en unidad de tiempo ƒ No. de strokes Superficie – Mecha o Broca (No. Stk S-M) No. stk S-M = Vol. int / Db = strokes ƒ No. de strokes Mecha o Broca - Superficie (No. Stk M-S) No. stk M-S = Vol. an. / Db = strokes Vol. int. = Volumen interno de la sarta, bls Vol. an. = Volumen externo (espacio anular), bls

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-9

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Definiciones y cálculos necesarios ƒ Presión Reducida o Lenta de Bombeo (PRB)

ƒ Se denomina así a las pérdidas friccionales de la presión a través del Sistema de Circulación que se originan a unas tasas de bombeo reducidas seleccionadas ƒ Generalmente, se utiliza como práctica común registrar las presión reducida de bombeo a diferentes velocidades de la bomba, normalmente a la mitad o a la tercera parte de la velocidad con la que se venía perforando ƒ A continuación, se indica cuando se requiere registras estas presiones reducidas de bombeo: CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-10

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Definiciones y cálculos necesarios ƒ Presión Reducida o Lenta de Bombeo (PRB)

• En cambios de guardia del personal de taladro • Al variar la densidad y/o la viscosidad del fluido • Cada vez que se perforen 500 pies ó más • Cuando se cambien los jets u orificios de la mecha ó broca • Al cambiar los componentes de la sarta de perforación • Al reparar las bombas ó cambiar el diámetro de sus camisas • Después de cementar un revestidor CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-11

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Definiciones y cálculos necesarios ƒ Presión Inicial de Circulación (PIC ó ICP) ƒ Es la presión necesaria reflejada en superficie a nivel del sitio de control del pozo (estrangulador (choke)) que permite comenzar el desplazamiento de los fluidos hacia y del influjo desde el fondo del pozo ƒ Esta presión genera un sobre balance mínimo sobre la formación, evitando que nuevos influjos sigan entrando de ella al pozo ƒ Su valor se calcula de la siguiente forma:

PIC = PRB + PCTP = psi PRB = Presión Reducida de Bombeo, psi PCTP ó SIDPP = Presión de cierre en la tubería de perf., psi CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-12

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Definiciones y cálculos necesarios ƒ Densidad del fluido de Control (Kil mud weight) ƒ Es la densidad del fluido de perforación la cual se requiere tener en el pozo a fin de balancearse con la Presión de la Formación ó Yacimiento y evitar la entrada de nuevos influjos al fondo del pozo ƒ Existe dos formas de calcular esta Densidad de Control: Dc = Do + PCTP = ppg 0,052 x PVV Dc =

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Pform = ppg 0,052 x PVV V-13

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Definiciones y cálculos necesarios ƒ Presión Final de Circulación (PFC ó FCP) ƒ Se refiere a la presión friccional originada en el Sistema de Circulación y visualizada a nivel del sitio de control (estrangulador (choke)) cuando el fluido de perforación se sustituye o reemplaza por un fluido con densidad de control ƒ Este valor representa una Presión Reducida de Bombeo pero como si la misma hubiese sido tomada con una densidad nueva, su valor será mayor ya que existe un valor de densidad de control mayor que la original en el pozo

PFC = ( PRB x Dc ) / Do = psi PRB = Presión Reducida de Bombeo, psi Dc = Densidad de Control ó Kill mud weight, lbs /gal (ppg) Do = Densidad original del fluido de perf. , lbs/gal (ppg) CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-14

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ƒ Métodos de Control (tubería en el fondo) ƒ Existen tres Métodos o Procedimientos utilizados para desplazar y controlar los influjos cuando la sarta de perforación ó de trabajo está en el fondo del pozo. ƒ Estos Métodos son conocidos como Métodos de Presión de Fondo Constante, esto evita que entren más influjos y permite que la burbuja de gas (en caso de Arremetidas ó Amagos de gas) se expandan en su camino a la superficie. Estos Métodos son: o Método del Perforador o Método de Esperar y Pesar (Ingeniero) o Método Combinado o Concurrente CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-15

MÉTODOS DE CONTROL

Objetivos de los Métodos de Control con la tubería en el fondo Método del Perforador

Método del Ingeniero

Método Combinado

Objetivo:

Objetivo:

Objetivo:

• Desplazar el influjo del fondo del pozo, utilizando el mismo lodo que existía en el hoyo al momento de la arremetida, luego se desplaza este fluido del hoyo por un fluido con densidad de control

• Desplazar el influjo invasor del fondo del pozo, utilizando el fluido con densidad de control calculado y al mismo tiempo desplazar el fluido original existente en el pozo

• Desplazar el influjo invasor del fondo del pozo, incrementando por etapas la densidad del fluido de control y desplazando así mismo el fluido original existente

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-16

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ƒ Métodos del Perforador ƒ Este Método es empleado cuando no resulta fácil en el taladro el incremento de la Densidad del fluido de Control ó cuando: o No se encuentra en sitio el material densificante o Existan instalaciones mezclado,

inadecuadas

para

el

o Existan altas velocidades de migración de influjos de gas o No exista ayuda supervisora en el taladro CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-17

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ƒ Métodos del Perforador ƒ Es importante que todo el personal supervisorio y el personal de piso del taladro (Perforador, Asistente, Encuellador), estudien y entiendan las técnicas y las ideas que fundamentan este Método, ya que el mismo es considerado como el Método Básico de Control de Pozos ƒ Si se siguen dichas técnicas, las operaciones de control resultan sencillas y el procedimiento el cual se realiza en dos etapas podrá sacar el influjo invasor y reemplazar posteriormente el fluido original por un fluido con Densidad de Control ƒ A continuación se explica su procedimiento: CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-18

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ƒ Métodos del Perforador ƒ Datos del Ejercicios: o Do = 10 ppg o PRB = 700 psi a una Velocidad Reducida de Circulación (VRC) = 30 emb./min (30 spm) o PCTP (SIDPP) = 620 psi o PCR (SICP) = 750 psi o Emboladas Superficie – Broca = 1710 emb. o Emboladas Broca – Superficie = 4800 emb. o Emboladas Totales = 6510 emb. o PIC ó ICP = 1320 psi o Dc ó KMW = 11,2 ppg o PFC ó FCP = 784 psi CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-19

MÉTODOS DE CONTROL Método del Perforador – 1era Etapa

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

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-20

MÉTODOS DE CONTROL Método del Perforador – 1era Etapa Pasos: 2) Una vez colocada la bomba a la VRC seleccionada, observar el valor de la presión en la tubería, el mismo debe ser igual a la PIC (ICP), caso contrario ajustar a su valor con el estrangulador en uso

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-21

MÉTODOS DE CONTROL Método del Perforador – 1era Etapa

Pasos: 3) Mantener la PIC (ICP) constante hasta circular el influjo a la superficie, o sea hasta que transcurran el No. de emboladas desde la Mecha ó Broca a la Superficie

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-22

MÉTODOS DE CONTROL Método del Perforador – 1era Etapa Pasos: 4) Una vez completadas las emboladas desde la Mecha ó Broca a la Superficie, parar la bomba y cerrar el pozo. Los valores de presiones deben ser: PCTP = PCR = 620 psi (SIDPP = SICP = 620 psi)

Fin de la 1ra Etapa CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-23

MÉTODOS DE CONTROL Método del Perforador – 2da Etapa Pasos: 1) Abrir el estrangulador (+/- 1/8”) y colocar la bomba lentamente a la VRC seleccionada, con el uso del estrangulador mantener el nuevo valor de la PCR ó SICP constante En tubería se reflejará la PIC ó ICP, de ser necesario ajustar su valor con el estrangulador en uso

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-24

MÉTODOS DE CONTROL Método del Perforador – 2da Etapa Pasos: 2) Comenzar a circular el fluido con la Densidad de Control (Dc ó KMW), llevando la PIC (ICP) al valor de PFC (FCP) de acuerdo a la tabla elaborada hasta el No. de emboladas de la Superficie a la Mecha ó Broca ó puede mantener la PCR (SICP) constante con el mismo número de emboladas CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-25

MÉTODOS DE CONTROL Método del Perforador – 2da Etapa Pasos: 3) Con el fluido de Densidad de Control (Dc ó KMW) a nivel de la Mecha ó Broca, mantener la PFC (FCP) constante hasta llevar dicho fluido a la Superficie, o sea el No. de emboladas desde la Mecha a la Superficie. Nota: Asegurarse que el fluido de control este en la superficie (pesarlo)

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-26

MÉTODOS DE CONTROL Método del Perforador – 2da Etapa

Pasos: 4) Parar la bomba y cerrar el pozo 5) Analizar los valores de presión con el pozo cerrado

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-27

MÉTODOS DE CONTROL Método del Perforador – 2da Etapa Análisis de presión PCTP (SIDPP) = PCR (SICP)= 0 psi Pozo controlado y debemos verificar si existe flujo PCTP (SIDPP) = 0 psi y PCR (SICP) = 100 psi. Falta circulación PCTP (SIDPP)= PCR (SICP)= 100 psi. Falta densidad al fluido PCTP (SIDPP) = 50 psi y PCR (SICP) = 100 psi. Falta circulación y densidad al fluido

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-28

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ƒ Métodos de Esperar y Pesar ó Ingeniero ƒ Este Método constituye la mejor alternativa en las operaciones de perforación profunda, pozos de alta presión o en operaciones marítimas donde se tengan buenas instalaciones de mezclado, material densificante a la mano y ayuda adicional supervisora ƒ Es el Método que controla el pozo con mayor rapidez ya que en el se genera las menores presiones, por esta razón se considera el Método de Control preferible ƒ A continuación, se explica el procedimiento y se utilizarán los mismos datos empleados en el Método anterior CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-29

MÉTODOS DE CONTROL Método del Ingeniero (Esperar y Pesar) ƒ Caída de Presión ΔP = ( PFC – PIC) / No emb. S-M ΔP = Variación de la presión: psi PFC = Presión Final de Circulac., psi PIC = Presión Inicial de Circulac., psi No. Stk S-M = Número de strokes desde superficie hasta la mecha ó broca, stks ƒ Cálculos del ejercicio propuesto: PIC (ICP) = 1320 y PFC (FCP) = 784 psi No. Stk S-M = 1710 strokes

ΔP = (1320 – 784 ) / 1710 = ΔP = 0,313 psi / stk CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

ƒ Tabla del Método del Ingeniero ΔP = 0,313 psi / stk ó 54 psi / 171 stk. dividido en 10 partes dicha Tabla Presión PIC 1320 psi

Strokes 0 stk

1266 psi

171 stk

1212 psi

342 stk

1158 psi

513 stk

1104 psi

684 stk

1050 psi

855 stk

996 psi

1026 stk

942 psi

1197 stk

888 psi

1368 stk

834 psi

1539 stk

PFC 784 psi

1710 stks S-B

V-30

MÉTODOS DE CONTROL Método del Ingeniero (Esperar y Pesar) Pasos: 1) Abrir el estrangulador (+/- 1/8”) y colocar la bomba lentamente a la VRC seleccionada, con el uso del estrangulador mantener la PCR (SICP) constante En tubería deberá existir la PIC (ICP), en caso contrario ajustar a su valor con el choke ó estrangulador CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-31

MÉTODOS DE CONTROL Método del Ingeniero (Esperar y Pesar) Pasos: 2) Comenzar a circular el fluido de Densidad de Control (Dc) ó KMW, llevando la PIC (ICP) al valor de PFC (FCP) de acuerdo a la tabla elaborada, hasta que transcurran el No. de emboladas desde la Superficie a la Barrena Nota: Formulaciones y tabla anexa CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-32

MÉTODOS DE CONTROL Método del Ingeniero (Esperar y Pesar) Pasos: 3) Con el fluido de Densidad de Control ó KMW a nivel de la Mecha ó Broca, mantener la PFC (FCP) constante hasta llevar el influjo y dicho fluido a la Superficie, o sea el No. de emboladas desde la Mecha ó Broca a la Superficie

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-33

MÉTODOS DE CONTROL Método del Ingeniero (Esperar y Pesar)

Pasos: 4) Una vez que el influjo y el fluido con Densidad de control ó KMW hayan desalojado el pozo, se deberá observar en el estrangulador ó choke que la PCR (SICP) = 0 psi y el mismo deberá estar completamente abierto

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-34

MÉTODOS DE CONTROL Método del Ingeniero (Esperar y Pesar)

Pasos: 5) Parar la bomba cerrar el pozo

y

6) Analizar los valores de presión con el pozo cerrado

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-35

MÉTODOS DE CONTROL Método del Ingeniero (Esperar y Pesar) Análisis de presión PCTP (SIDPP) = PCR (SICP)= 0 psi Pozo controlado y debemos verificar si existe flujo PCTP (SIDPP) = 0 psi y PCR (SICP) = 100 psi. Falta circulación PCTP (SIDPP)= PCR (SICP)= 100 psi. Falta densidad al fluido PCTP (SIDPP) = 50 psi y PCR (SICP) = 100 psi. Falta circulación y densidad al fluido

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-36

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ƒ Métodos de Esperar y Pesar ó Ingeniero para Pozos de Alto Ángulo - Horizontales ó de Alcance Extendido ƒ Basado en la búsqueda de nuevos yacimientos a escala mundial, las empresas petroleras han implementado en la mayoría de las áreas, técnicas que involucran herramientas, instrumentos de medición y diseños de pozos que van desde un sencillo hoyo desviado hasta pozos de alcance extendido ó en ocasiones de tipo multilateral ƒ Esto conlleva a realizar controles de mayor exactitud en cuanto a manejo de contingencias de Arremetidas ó Amagos se refiere y realizar algunos otros cálculos para un mejor control del pozo CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-37

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ƒ Métodos de Esperar y Pesar ó Ingeniero para Pozos de Alto Ángulo - Horizontales ó de Alcance Extendido ƒ Para ello es necesario tener en cuentas ciertas consideraciones para el manejo de las presión de fondo constante (basamento del Método de esperar y Pesar) en este tipo de pozo, a saber: o Considerar la profundidad medida para el manejo de pérdidas de presión por efecto de la fricción o Considerar profundidad vertical verdadera para el manejo de la presión hidrostática y densidades o Seleccionar el mejor Método de Control CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-38

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ƒ Métodos de Esperar y Pesar ó Ingeniero para Pozos de Alto Ángulo - Horizontales ó de Alcance Extendido ƒ A fin de marcar una diferencia con el Método de Esperar y Pesar convencional para pozos verticales, es necesario implementar una Tabla de Presión vs. No. de strokes S-M para este tipo de pozo, con lo cual se realiza un seguimiento de los valores de presión a mantener constante en puntos donde existe inicio y cambio de ángulo dentro del pozo y por supuesto al final del pozo ƒ A continuación, mostramos las formulaciones requeridas para el llenado de la Tabla en ocasión de presentarse una contingencia en pozos de alto ángulo, horizontales ó de alcance extendido y un ejemplo para el llenado de la Tabla CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-39

MÉTODOS DE CONTROL Método del Ingeniero – Pozos desviados de Alto Ángulo ƒ Datos requeridos

ƒ Cálculos generales

Ejemplo:

ƒ Se requieren calcular dos presiones de chequeo, a saber: ƒ Pc KOP 1 = Presión de circulación

ƒ Do = 12,4 ppg ƒ PVV (TVD) final del pozo = 6036 pies ƒ PCTP (SIDPP) = 830 psi ƒ PCR (SICP) = 900 psi ƒ PRB = 850 psi ƒ PIC (ICP) = 1680 psi ƒ Dc (KMW) = 15,1 ppg ƒ PFC (FCP) = 1035 psi ƒ KOP 1 = 1886 pies (pto de arranque) ƒ MD al KOP 1= 1886 pies (sin ángulo) ƒ PVV (TVD) final del ángulo = 4016 pies ƒ MD final del ángulo = 4908 pies ƒ MD total = 16532 pies CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

cuando el fluido con densidad de control llegue al punto de chequeo seleccionado (KOP 1) ƒ Pc MD final del ángulo = Presión de circulación cuando el fluido con densidad de control llegue al punto donde el ángulo final del pozo ha sido construido

Pc KOP 1 = PIC + ( A – B) = psi Pc MD final = PIC + (C – D) = psi del ángulo V-40

MÉTODOS DE CONTROL Método del Ingeniero – Pozos desviados de Alto Ángulo ƒ Cálculo de Pc KOP 1

ƒ Cálculo de Pc MD final

Pc KOP 1 en psi:

Pc MD final en psi:

A = (( PFC – PRB) x KOP 1) / MD total =

C = (PFC – PRB) x (MD final del ángulo) MD total

A = ((1035 – 850) x 1886 ) / 16531 = C = ((1035 – 850) x 4908) / 16531 = 55 psi A = 21 psi B = ( PCTP x PVV al KOP 1 / PVV final) = B = ( 830 x 1886 / 6036 ) = 259 psi Pc KOP 1 = 1680 + ( 21 – 259 ) = Pc KOP 1 = 1442 psi CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

D = PCTP x PVV final del ángulo = PVV final del pozo D = ( 830 x 4016 / 6036 ) = 552 psi Pc MD final del ángulo = 1680 + ( 55 – 552) = Pc MD final del ángulo = 1183 psi V-41

MÉTODOS DE CONTROL Método del Ingeniero – Pozos desviados de Alto Ángulo ƒ Datos requeridos para la Tabla de Control – Método del Ingeniero

ƒ. Tabla

Método del Ingeniero Presión

Strokes

ƒ PIC (ICP) = 1680 psi y PFC (FCP) = 1035 psi

0

PIC 1680 psi

0 stk

ƒ Dc (KMW) = 15,1 ppg ƒ No de strokes S-M = 2810 stk ƒ No. de strokes al KOP 1 = 210 stk ƒ No. de strokes al MD final del ángulo = 750 ƒ KOP 1 = 1886 pies (pto de arranque) ƒ MD al KOP 1 = 1886 pies (sin ángulo) ƒ PVV (TVD) final del ángulo = 4016 pies ƒ MD final del ángulo = 4908 pies ƒ MD total = 16531 pies

1

1620,5 psi

52,5

2

1561 psi

105

3

1501,5 psi

157,5

4

1442 psi

210

1

1377 psi

345

2

1312 psi

480

3

1247 psi

615

4

1182 psi

750

1

1145 psi

1265

2

1108 psi

1780

3

1071 psi

2295

4

PFC 1034 psi

2810 Stk S-M

KOP 1

MD final

ƒ Pc KOP 1 = 1442 psi y Pc MD final = 1183 psi ƒ ΔP = 59,5 psi ( al KOP 1) ƒ ΔP = 65 psi (al MD final del ángulo) ƒ ΔP = 37 psi ( al MD final del pozo) Nota: Coloque inicialmente en la Tabla los valores referidos a: KOP 1, stk al KOP 1, MD final, stk al MD total MD final, MD total, stk S-M, PIC y PFC

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-42

MÉTODOS DE CONTROL Método del Ingeniero – Pozos desviados de Alto Ángulo ƒ Datos requeridos para la Tabla de Control – Método del Ingeniero

ƒ. Tabla

Método del Ingeniero Presión 0

ƒ PIC (ICP) =

psi y PFC (FCP) = psi ƒ Dc (KMW) = ppg ƒ No de strokes S-M = stk ƒ No. de strokes al KOP 1 = stk ƒ No. de strokes al MD final del ángulo = ƒ KOP 1 = pies (pto de arranque) ƒ MD al KOP 1 = pies (sin ángulo) ƒ PVV (TVD) final del ángulo = pies ƒ MD final del ángulo = pies ƒ MD total = pies

KOP 1

MD final

ƒ Pc KOP 1 = psi y Pc MD final = psi ƒ ΔP = psi ( al KOP 1) ƒ ΔP = psi (al MD final del ángulo) ƒ ΔP = psi ( al MD final del pozo) Nota: Coloque inicialmente en la Tabla los valores referidos a: KOP 1, stk al KOP 1, MD final, stk al MD total MD final, MD total, stk S-M, PIC y PFC

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

PIC

psi

1

psi

2

psi

3

psi

4

psi

1

psi

2

psi

3

psi

4

psi

1

psi

2

psi

3

psi

4

PFC

psi

Strokes 0 stk

al KPO 1

a MD final

Stk S-M

V-43

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ƒ Método Combinado ƒ El Método Combinado ó Concurrente, consiste en densificar el fluido de perforación a su valor de control en varias etapas, de allí que sea el Método más complejo de aplicar y que ofrece menos ventajas con respecto al Método de Ingeniero ƒ Una de las complicaciones del Método es que al tener distintos valores de densidades en la tubería, se dificulta más el tratar de mantener la presión de fondo constante ƒ Es importante que al momento de decidir su aplicación, debe existir capacidad de mezclado en sitio, tal que permita realizar las densificaciones planificadas CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-44

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ƒ Método Combinado ƒ Se podría decir que este Método es similar a aplicar el Método del Ingeniero varias veces, pero solamente llevando un fluido de densidad mayor desde la Superficie a la Barrena ó Mecha desde su valor inicial hasta su Densidad de Control ƒ El número de veces del incremento de la densidad estará relacionado con el material densificante en sitio y las condiciones de almacenaje y mezclado disponible del fluido de perforación ƒ A continuación, se explica a través de un procedimiento y una Tabla la manera de llegar de la Densidad Original a la Densidad de Control CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-45

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ƒ Método Combinado ƒ Utilizando los mismos datos del ejercicio propuesto y asumiendo que se desea llevar el fluido de 10 a 11,2 ppg en etapas, se seleccionará hacerlo en seis (6) circulaciones desde la Superficie a la Mecha ó Broca. ƒ Para ello se calcula la Caída de Presión desde la Superficie a la Mecha ó Broca para cada incremento parcial y para cada No. de Emboladas S-B de la siguiente forma: ΔP = ( PFC – PIC) / No. de etapas Del ejercicio: ΔP = ( 1320 – 784) psi/6 etapas = 90 psi por c/etapa CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-46

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ƒ Método Combinado ƒ De allí que la presión disminuirá desde la PIC (ICP) hasta la PFC (FCP) de la siguiente forma en cada etapa de circulación Superficie – Mecha ó Broca o sea cada 1710 emboladas en seis (6) ocasiones ó etapas Densidad del Fluido (ppg)

Presión en la tubería (psi)

Emboladas Superf. - Mecha

10,0

1320

0

10,2

1230

1710

10,4

1140

1710

10,6

1050

1710

10,8

960

1710

11,0

870

1710

11,2

784

1710

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-47

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ƒ Comparación de los Métodos ƒ En el cuadro que se presenta a continuación, se analizan las ventajas y desventajas que tiene cada uno de los Métodos anteriormente discutidos ƒ Sin embargo, es importante mencionar que cada Método tiene su aplicación, para lo cual es menester del Supervisor el decidir cual de ellos es más conveniente aplicar, para ello se sugiere analizar las siguientes consideraciones: 9 Condiciones del pozo 9 Condiciones del equipo 9 Condiciones de la Arremetida (kick) CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-48

MÉTODOS DE CONTROL Comparación Métodos de Control tubería en el Fondo Método

Perforador

Ingeniero (Esperar y Pesar)

Combinado

No. Circulac.

Ventajas

Desventajas

2

• Cálculos mínimos. • La circulación puede iniciarse inmediatamente. • Es simple de enseñar y entender. • En caso de arremetidas de agua • salada se pueden circular de inmediato.

• Produce altas presiones en el revestidor superficial y en la zapata. • Mayor tiempo para hacer dos etapas ó circulaciones. • Presión en el equipo superficial más prolongada.

1

• Más rápido de los tres métodos. • Menores presiones en el en la zapata y en el anular. • Se controla con una sola circulación.

• Requiere de un buen equipo a fin de añadir el material para densificar el fluido. • Requiere cálculos para conocer las reducciones de presión en la tubería de perforación.

Depende de las veces que se aumente la densidad

• La circulación puede iniciarse más rápido que en el método del ingeniero. • Produce menos presiones que el método del perforador.

• Deben hacerse varias circulaciones para aumentar la densidad final del fluido. • Requiere cálculos adicionales para determinar las reducciones de presión en la tubería de perforación.

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-49

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ƒ Factores que afectan los Métodos de Control ƒ Aún cuando los factores que afectan los procedimientos de control de las Arremetidas ó Amagos no hacen necesario un cambio en la estructura básica del procedimiento, si pudiesen causar un comportamiento irregular que puede conducir al operador a conclusiones erróneas ƒ Un estudio de algunos de estos factores dará una mejor idea de los problemas que se presentan en el Control del Pozo, a continuación se mencionan: 9 Tipo de Fluido 9 Volumen de influjo 9 Incremento en la densidad del fluido 9 Geometría del hoyo ƒ A continuación, se analizan cada uno de estos factores: CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-50

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ƒ Factores que afectan los Métodos de Control ƒ Tipo de Fluido ƒ El comportamiento de la presión anular en la superficie, está relacionado directamente con el tipo de fluido que entra al pozo una vez posesionado el influjo en el fondo ƒ Este influjo puede ser de petróleo, agua salada ó dulce, gas o una combinación de ellos, siendo las más comunes de gas y/o agua salada. ƒ Existen algunos formulaciones las cuales se muestran anexas, que nos permiten estimar que tipo de influjo entró al pozo, pero es solo una estimación CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-51

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ƒ Factores que afectan los Métodos de Control ƒ Gradiente del influjo G inf = Gf – (PCR – PCTP) = psi / pie h inf Gf = Gradiente del fluido de perforación, psi / pie PCR (SICP) = Presión de cierre del revestidor, psi PCTP (SIDPP) = Presión de cierre en la tubería de perf., psi h inf = Altura del Influjo, pies ƒ La altura del influjo (h inf), es sumamente influyente en esta estimación, ya que dependerá del volumen real del influjo y de las capacidades reales volumétricas. Ver fórmulas V-52 CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ƒ Factores que afectan los Métodos de Control ƒ Altura del del influjo (h inf)

CASO 1: ƒ Si la Ganancia es < que el Vol h-dc´s h inf = Ganan. / Cap. an h-dc´s = pies Ganan.: Ganancia en los tanques, bls Vol. h-dc´s = Volumen hoyo y drillcollars ó barras, bls Cap. an h-dc´s = Capacidad anular hoyo y dc´s, bls /pies CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-53

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ƒ Factores que afectan los Métodos de Control ƒ Altura del del influjo (h inf)

CASO 2: ƒ Si la Ganancia es > que el Vol h-dc´s h inf = Ldc´s + (Vol. h-´dc´s – Ganan.) = pies Cap. an h-tp Ldc´s = Longitud de los drillcollars ó barras, pies Cap. an h-tp = Capacidad anular hoyo y tubería, bls/pie CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-54

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ƒ Factores que afectan los Métodos de Control ƒ Tipo de Influjo ƒ A continuación una tabla referencial sobre el Rango de Valores de Gradientes de Influjo, a fin de tener una estimación de la naturaleza del mismo, por supuesto siempre es necesario el análisis de muestras indicativas en superficie:

Rangos en psi / pie: 9 G inf = 0,1 a 0,15

GAS

9 G inf = 0,25 a 0,35 PETRÓLEO 9 G inf > 0,433 AGUA SALADA CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-55

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ƒ Factores que afectan los Métodos de Control ƒ Tipo de Fluido ƒ Podemos concluir entonces, que las Arremetidas ó Amagos de gas son las más difíciles de controlar, para lo cual mencionaremos sus razones: 9 La tasa de flujo con la cual entra al pozo 9 La alta presión anular que se origina debido a la menor densidad del gas 9 La habilidad del gas en expandirse mientras se circula 9 El efecto de migración del gas a través del fluido de perforación 9 El riesgo inminente de la inflamabilidad del gas CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-56

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ƒ Factores que afectan los Métodos de Control ƒ Tipo de Fluido o A continuación, se muestran unos gráficos que nos permite ver el comportamiento del gas una vez sea circulado hacia la superficie o En la primera de ella, podemos observar el comportamiento de la presión anular en la superficie, visible en los manómetros de presión del múltiple o del control remoto del estrangulador (super choke) o En la segunda de ella, se observa la expansión del gas que se produce a medida que se circula y el comportamiento del incremento de volumen o ganancia de fluido que se obtendría CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-57

MÉTODOS DE CONTROL Comportamiento de la Presión Anular en Superficie durante la circulación de una Arremetida ó Kick de Gas

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-58

MÉTODOS DE CONTROL Curva de la Ganancia del Fluido en el tanque debido al proceso de Expansión del Gas

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-59

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ƒ Factores que afectan los Métodos de Control ƒ Tipo de fluido o Para las Arremetidas ó Amagos (Kick) de agua salada, los problemas no son tan severos que las de gas, esto debido a que con este fluido no ocurre expansión o Dado que el agua salada tiene una mayor densidad que la del gas, la presión anular en superficie necesaria para balancear la Presión de la Formación ó Yacimiento será menor que para una Arremetida de Gas o La figura que se anexa, representa un comportamiento de la presión anular para una Arremetida ó Amago (Kick) de agua salada, nótese que la presión anular disminuye durante la circulación CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-60

MÉTODOS DE CONTROL Comportamiento de la Presión Anular en Superficie con una Arremetida ó Kick de Agua

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-61

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ƒ Factores que afectan los Métodos de Control ƒ Volumen del influjo o La magnitud de la presión anular en la superficie durante el proceso de Control del Pozo es una variable del Volumen del influjo o Un mayor volumen de influjo, origina una Presión inicial de cierre del Revestidor (PCR (SICP) mayor, este valor incrementará aún más a medida que el gas se acerca o alcance la superficie o De allí, que es de suma importancia realizar un cierre del pozo lo antes posible, esto a fin de obtener menos influjo y por ente menor presión anular. A continuación, se muestra un gráfica que explica este comportamiento CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-62

MÉTODOS DE CONTROL Comportamiento de la Presión Anular en relación con el Volumen de Influjo

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-63

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ƒ Factores que afectan los Métodos de Control ƒ Incremento en la densidad del fluido o Una vez presente el influjo, la densidad en la mayoría de los casos debe ser aumentada para controlar el pozo o Un incremento de la densidad, afecta el comportamiento de la presión anular en superficie cuando el influjo se desplaza, sobre todo en el Método del Ingeniero o En la figura que se anexa, se observa un comportamiento de las presiones de acuerdo al incremento de la densidad del fluido en valores de 0,5, 1,0, 2,0 y 3,0 ppg CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-64

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ƒ Factores que afectan los Métodos de Control ƒ Incremento en la densidad del fluido o Cuando el gas alcanza la superficie, la presión anular es mayor que la presión inicial de cierre del revestidor PCR (SICP) en las Arremetidas (Kick) de 0,5 y 1,0 ppg o Sin embargo, esta tendencia de la presión anular no se evidencia en Arremetidas (Kick) de 2,0 y 3,0 ppg, siendo en esta última menor que la misma PCR (SICP) o Todo esto se debe, a la alta compensación en la Presión Hidrostática ejercida por la Densidad de Control, lo cual supera la expansión del gas y minimiza la presión asociada con dicha expansión CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-65

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

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-66

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ƒ Factores que afectan los Métodos de Control ƒ Geometría del hoyo o Si la geometría del hoyo es ideal (en calibre), la altura del influjo de gas aumenta durante la circulación del mismo a la superficie, esto debido a la expansión en hoyos de diámetros constantes, generando como resultando una mayor presión anular o Realmente, las contingencias de Arremetidas (Kick) se presentan con disminuciones en las capacidades volumétricas del anular a medida que el pozo se profundiza, lo cual implica que la altura del influjo disminuya, generando menores presiones anulares en superficie, de allí que, es importante prestar atención a este efecto durante el procedimiento de Control del Pozo CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-67

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Estadísticas actualizadas han demostrado que la mayoría de las Arremetidas (Kick) ó Reventones ocurridos a nivel mundial han ocurrido durante la actividad de meter o sacar la tubería del pozo (en viajes) ƒ La explicación de este hecho, se afianza en la dificultad de controlar un influjo cuando la tubería esta fuera del fondo o en la evidencia de no haber seleccionado un Método de Control adecuado ƒ El objetivo de estos Métodos es el de mantener la Presión de Fondo Constante ligeramente por encima de la Presión de la Formación ó Yacimiento, para evitar que entre más influjos y para permitir la expansión de la burbuja de gas CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-68

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Comúnmente en la mayoría de la áreas se utiliza la práctica de regresar al fondo del pozo una vez detectado una Arremetida ó Amago (Kick), por supuesto, esto se traduce en un incremento de la tasa de flujo que en ese momento invade al pozo ƒ Así mismo, si los drill collars ó barras se introducen en el influjo inadvertidamente, la altura del mismo aumenta considerablemente, creando esto un mayor descontrol, de allí que se ha demostrado que el procedimiento correcto es el de cerrar el pozo a la primera indicación de una Arremetida ó Kick ƒ A continuación, se analizan algunos elementos de interpretación de las presiones de cierre: CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-69

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Análisis de la Presiones de Cierre ƒ Cuando la tubería se encuentra fuera del fondo del pozo, una interpretación de las Presiones de Cierre es de vital importancia para una óptima selección el Método de Control ƒ A continuación, una análisis de estas presiones: o Variación (incremento) de la PCR (SICP) con el pozo cerrado, significa una migración del gas a la superficie o PCR = PCTP (SICP = SIDDP), significa que el influjo esta por debajo de la mecha ó broca o PCR ≠ PCTP (SICP ≠ SIDPP), significa que el influjo esta por encima de la mecha ó broca

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-70

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Velocidad de Migración ƒ Igualmente, es posible conocer en caso de un influjo de gas, un valor estimado de la Velocidad de Migración (Vm) que este puede tener cuando viaja en forma espontánea hacia la superficie. ƒ Por supuesto, para conocer que el mismo viaja a la superficie, es necesario con el pozo cerrado observar en el estrangulador ó choke una variación de la PCR (SICP) ƒ Esta Velocidad de Migración, es fundamental para la toma de decisiones del Método de Control a seleccionar ƒ A continuación su formulación: CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-71

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Velocidad de Migración (Vm) Vm = Δ Presión / T = pie / hrs Gf donde: ΔPresión = Variación de la PCR (SICP), psi T = Tiempo medido de la variación, hrs Gf = Gradiente del fluido, psi / pie ƒ Valor referencial: Bajo < 300 pie / hrs, Alto > 500 pie / hrs

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-72

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ‰ Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Si concluimos que la mayoría de las Arremetidas ó Amagos (kick) se presentan durante los viajes con tubería y esto generalmente sucede por error humano, podemos concretar que el personal Supervisorio del taladro debe estar claro en la selección del Método de Control ƒ Estos Métodos se consideran de Control parcial, dado que sea cual sea su aplicabilidad, siempre es menester regresar al fondo del pozo y desde allí hacer un control total con una circulación completa y una verificación posterior de posibles presiones encerradas ó de posible flujo de retorno CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-73

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ‰ Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Algunas empresas reconocen estos Métodos como No Convencionales, es importante recordar, que estos Métodos igualmente son utilizados en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos. A continuación se mencionan los mismos: o Método Volumétrico o Método de Lubricación y Purga o Método de Arrastre (Stripping) o Método de Circulación con lodo pesado o Métodos Combinados o Método de Forzamiento de Fluido (Bull Heading) CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-74

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ‰ Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Método Volumétrico o Este Método, es utilizado para corregir variaciones de la presión en el espacio anular durante un viaje o Igualmente, su implementación puede hacerse cuando por cualquier circunstancia este restringido la circulación normal a través de los jets u orificios de la mecha ó broca (tapados) o También, puede utilizar cuando no exista tubería en el hoyo o en casos de alta velocidad de migración del gas a la superficie, así mismo en trabajos de Reacondicionamiento de Pozos CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-75

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ‰ Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Método Volumétrico o Durante constante descargar calibrado, gas

la aplicación de este Método, se registra y mantiene la presión en el estrangulador o choke hasta una cantidad calculada de fluido en un tanque tal que permitamos y garanticemos la expansión del

o Una vez hecho esto, se recalcula la presión que se debe mantener en el estrangulador para controlar la presión en el fondo del pozo, este procedimiento es repetido o Cuando el gas llegue a la superficie, es necesario antes de sacar el gas aplicar un nuevo Método ó técnica que permita Lubricar y Purgar el gas

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-76

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ‰ Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Comentarios adicionales del Método Volumétrico 9 El gas puede tardar varias horas ó quizás días en llegar a la superficie 9 Una vez que el gas alcance la superficie no habrá más expansión y la presión en el revestidor puede continuar aumentando por algún tiempo 9 El perfíl de presión del revestidor es similar al Método del Perforador en su primera circulación 9 La presión en el fondo del pozo se mantiene ligeramente mayor que la Presión de la Formación o Yacimiento cuando el Método es aplicado V-77 CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ‰ Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Comentarios adicionales del Método Volumétrico 9 Recuerde siempre, que la presión del revestidor está ayudando a balancear la Presión de la Formación ó Yacimiento, por lo tanto no se debe abrir el estrangulador ó choke para desahogar la presión, ya que esto provocaría la entrada de nuevos influjos al pozo 9 Cuando el influjo sucede sin tubería en el pozo, la capacidad que debe utilizarse para los cálculos es la volumétrica del hoyo ƒ A continuación, se presentan las formulaciones involucradas y un ejercicio gráfico del Método CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-78

MÉTODOS DE CONTROL Método Volumétrico Datos requeridos

Hoja de Cálculos 1) Pérdida de Ph por Barril descargado:

• PCR (SICP) (Presión de Cierre del Revestid.) • Valor de cierre al momento de la Arremetida ó kick, psi • Gradiente del fluido (Gf) • Gradiente del fluido en uso, psi / pie • Margen de Seguridad (Ps) • Valor asumido una sola vez, psi • Margen o Presión de Trabajo (Pt) • Valor asumido asociado al volumen que se desea descargar, psi • Capacidad anular superior • Capacidad anular entre el revestidor y la tubería, (Cap. anu. Sup), bls / pie

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

PPh / Bls = Gf / Cap. anu. Sup. = psi/bls 2) Ps = 100 psi (se asume una sola vez) 3) Pt = 100 psi (presión de trabajo asumida) 4) Volumen a descargar por Pérdida de Ph ΔV = Pt / (PPh / Bls) = bls 5) Presión del estrangulador (Pest 1….n) Pest 1 = PCR + Ps + Pt Pest 2 = Pest 1 + Pt Pest n = Pest (n-1) + Pt

V-79

MÉTODOS DE CONTROL Método Volumétrico Ejemplo - Datos requeridos

Hoja de Cálculos

• PCR (SICP) = 500 psi • Valor de presión de cierre al momento de la Arremetida ó kick, psi

1) Pérdida de Ph por Barril descargado:

• Gradiente del fluido (Gf) = 0,4992 psi /pie • Equivalente a un fluido de 9,6 ppg

2) Ps = 100 psi (se asume una sola vez)

• Margen de Seguridad (Ps) = 100 psi • Valor asumido una sola vez, psi • Presión de Trabajo (Pt) = 100 psi • Valor asumido asociado al volumen que se desea descargar, psi • Capacidad anular superior • Cap. anu. Sup = 0,0291 bls / pie

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

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

3) Pt = 100 psi (presión de trabajo asumida) 4) Volumen a descargar por Pérdida de Ph ΔV = 100 / 17,2 = 5,8 bls 5) Presión del estrangulador (Pest 1…n) Pest 1 = 500 + 100 + 100 = 700 psi Pest 2 = 700 + 100 = 800 psi Pest 3 = 800 + 100 = 900 psi Pest 4 = 900 + 100 = 1000 psi Pest 5 = 1000 + 100 = 1100 psi

V-80

MÉTODOS DE CONTROL Método Volumétrico - Procedimiento 1) Permita que la PCR (SICP) incremente al valor calculado de Pest 1

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-81

MÉTODOS DE CONTROL Método Volumétrico - Procedimiento 2) Descargue en un tanque calibrado un valor equivalente a la variación de volumen (ΔV) calculada = 5,8 bls, mantenga el valor de Pest 1 = 700 psi constante durante la descarga de dicho volumen 3) Una vez descargado 5,8 bls cierre el estrangulador y espere el incremento de la presión en el revestidor Nota: La presión en el revestidor aumentará por migración del gas, en caso contrario es necesario circular linealmente a tasa muy baja a través del estrangulador (choke) para obtener el valor de Pest 1

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-82

MÉTODOS DE CONTROL Método Volumétrico - Procedimiento 4) Una vez que la presión incremente de Pest 1 a Pest 2, proceda a abrir el estrangulador para que se descarguen nuevamente un valor de 5,8 bls 5) Cierre el pozo y repita de nuevo los pasos 4 y 5 con el correspondiente valor de Pest, todo esto hasta que el gas llegue a la superficie

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-83

MÉTODOS DE CONTROL Método Volumétrico - Procedimiento 6) Cuando el gas este en la superficie, cierre el pozo inmediatamente, por ninguna causa permita que el pozo quede vacío, esto va a provocar nuevos influjos 7) Preparase para que el gas se descargue del pozo utilizando para ello el Método de Lubricación y Purga

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-84

MÉTODOS DE CONTROL

Presión en el revestidor o anular, psi

Método Volumétrico – Análisis Gráfico

1200 psi

Pest

1100 psi

Pest

1000 psi

Pest

900 psi

Pest

800 psi

PCR = 500 psi (SICP)

5

4

Gas en expansión

3

2

Pest 1

0

5,8

11,6

17,4

23,2

29,0

Volumen a descargar, bls CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-85

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ‰ Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Método de Lubricación y Purga o Una vez que el influjo este en superficie es necesario removerlo, más aún si no se tiene un medio tradicional para circular el fluido del pozo, ej: jets tapados, pozo sin tubería ó quizás obstrucción debido a un tapón de arena o El Método a aplicar es el de Lubricación y Purga, el cual consiste en bombear fluido al interior del pozo a través de la línea de matar (kill line) y permitir que lubrique a través del gas, aumentando así la Presión Hidrostática dentro del pozo CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-86

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ‰ Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Método de Lubricación y Purga o Al incrementar la Presión Hidrostática (producto de meter fluido), puede ser purgado un volumen de gas equivalente al aumento de esta presión o En el proceso se debe medir cuidadosamente el volumen de fluido que se va a bombear al pozo, se recomienda hacerlo desde un tanque calibrado o Una vez conocido este volumen, se podrá tener una estimación del incremento de la Presión Hidrostática y este será el valor a purgar CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-87

MÉTODOS DE CONTROL Método de Lubricación y Purga Hoja de Cálculos

Datos requeridos • PCR (SICP) (Presión de Cierre del Revestidor) • Valor de cierre al momento de que la Arremetida ó kick llegue a la superficie, psi • Gradiente del fluido (Gf) • Gradiente del fluido, psi / pie • Margen o Presión de Trabajo (Pt) • Valor asumido a incrementar, psi • Volumen lubricado por ciclo (Δvol) • Fluido inyectado por el kill line, bls

1)

Asuma un valor de Pt = 200 psi

2)

Inyectando, incremente la presión de cierre en el revestidor PCR (SICP) el valor de Pt,

3) Variación de la Ph por Barril inyectado PPh / Bls = Gf / Cap. anu. Sup. = psi / bls 4)

Valor inicial y final en el tanque una vez inyectado al pozo e incrementada la presión el valor de Pt, este corresponde al ΔVol (volumen lubricado por ciclo ó inyectado)

• Variación de la Presión Hidrostática (ΔPh) • Aumento de la Ph por volumen lubricado o inyectado por ciclo, psi

5) Variación de la ΔPh por volumen por ciclo

• Capacidad anular superior • Capac. anular entre revest.y tubería, bls / pie

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

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

ΔPh = ΔVol (bls) x (PPh / Bls) = psi

V-88

MÉTODOS DE CONTROL Método de Lubricación y Purga Ejemplo - Datos requeridos • PCR (SICP) = 1200 psi • Valor de cierre en el momento que la Arremetida o kick llegue a superficie, psi • Valor de la Presión del Revest. a incrementar • PCR n = PCR + Pt • Gradiente del fluido (Gf) = 0,4992 psi /pie • Equivalente a un fluido de 9,6 ppg • Presión de Trabajo (Pt) = 200 psi • Valor asumido, psi • Capacidad anular superior • Cap. anu. Sup. = 0,0291 bls / pie • Volumen inicial en el tanque calibrado = 50 bls y final al inyectar 42,8 bls

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Hoja de Cálculos 1) PCR n = 1200 + 200 = 1400 psi 2) Volumen inyectado (ΔVol) ΔVol inyectado 1 = 50 – 42, 8 = 7,2 bls 3) Valor de la Ph por cada bls inyectado PPh / bls = 0,4992 / 0,0291 = 17,2 psi/bls 4) Variación de la Ph por volumen por ciclo ΔPh = 7,2 x 17,2 = 124 psi 5) Libere gas seco hasta que la Presión disminuya el valor de: PCR n = 1400 – 200 – 124 = 1076 psi

V-89

MÉTODOS DE CONTROL Método de Lubricación y Purga 1) Con el pozo cerrado y el gas en superficie, inyecte fluido a través de kill line a baja tasa hasta que el valor de PCR (SICP) actual aumente al valor seleccionado de Pt = 200 psi 2) Anote en la tabla anexa el valor de volumen inicial en el tanque y el final, este sería el valor inyectado al pozo (ΔVol) 3) Espere que el gas lubrique, descargue el mismo hasta que la presión caiga los valores de Pt + el valor ΔPh calculado 4) Repita el procedimiento hasta que todo el gas se libere, llevando control con la tabla anexa

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-90

MÉTODOS DE CONTROL Método de Lubricación y Purga H o ja d e Tra b a jo p a ra Lu b ric a c ió n P re s ió n An u la r

P h p o r B a rril

P re s ió n d e Tra b a jo

1 2 0 0 lp c

1 7 ,2 lp c /b ls

2 0 0 lp c

Pa s o 4

Pa s o 5

Pa s o 3 Au m e n ta r la p r e s ió n

Vo lu m e n d e l ta n q u e d e v ia je

Au m e n to h id r o s tá tic o

D re n a r p r e s ió n

a n u la r h a s ta

In ic ia l

Fin a l

Vo l. d e Lu b r ic a c ió n

( lp c )

h a s ta ( lp c )

1 .4 0 0

5 0 ,0

4 2 ,8

7 ,2

124

1 .0 7 6

1 .2 7 6

4 2 ,8

3 6 ,1

6 ,7

115

961

1 .1 6 1

3 6 ,1

2 9 ,9

6 ,2

107

854

1 .0 5 4

2 9 ,9

2 4 ,2

5 ,7

98

756

956

2 4 ,2

1 9 ,1

5 ,1

88

668

868

1 9 ,1

1 4 ,7

4 ,4

76

592

792

1 4 ,7

1 1 ,0

3 ,7

64

528

728

1 1 ,0

8 ,0

3 ,0

52

476

676

8 ,0

5 ,6

2 ,4

41

435

635

5 ,6

3 ,8

1 ,8

31

404

604

3 ,8

2 ,5

1 ,3

22

382

582

2 ,5

1 ,6

0 ,9

15

367

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-91

MÉTODOS DE CONTROL Método de Lubricación y Purga PCR (SICP) =

psi

Presión de trabajo (Pt) =

psi/bls

PPh / Bls = Gf / Cap. anu. Sup. = Aumentar la PCR (SICP) a un valor de Pt

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Vol. lubricado Volumen del tanque de succión (bls)

Inicial

Final

psi

Vol. lubricado

Incremento real de la Ph

Purgar la Presión anular ó revestidor hasta:

V-92

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ‰ Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Método de Arrastre o Se conoce como Arrastre ó Stripping, el proceso de forzar la tubería con el pozo bajo presión a través de los BOP´s, siempre y cuando exista suficiente peso en la sarta que permita realizar dicha operación, caso contrario se llamaría Snubbing ó Emboque. La formulación para este peso de la sarta (Psarta) es la siguiente: 2

Psarta = 0,785 x DE x PCR + F CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-93

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ƒ Métodos de Control (tubería fuera del fondo) ƒ Método de Arrastre donde: DE = Máximo diámetro externo que pasará por el empaque ó goma, pulgs PCR (SICP) = Presión de Cierre del Revestidor, psi F = Peso aproximado de la tubería necesaria para atravesar el empaque o goma del BOP´s anular (2000 lbs ó más) ƒ Existen dos condiciones que pueden estar presentes al momento de arrastrar la tubería al fondo, estas serían: la migración ó la no migración del influjo (en caso de arremetidas de gas), para poder confirmar esto solo es necesario observar si existe ó no incremento de la PCR (SICP) CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-94

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ‰ Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Método de Arrastre: ƒ Los distintos tipos de arrastre están asociados a la disponibilidad de los equipos BOP´s, estos son: 9 Arrastre con BOP´s Anular 9 Arrastre con BOP´s Anular y de Arietes 9 Arrastre BOP´s de Arietes y Arietes

ƒ Uno de la mejores formas de aplicar este procedimiento de Arrastre es utilizando el BOP´s Anular, para ello se deben cumplir ciertas condiciones de aplicación CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-95

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ‰ Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Método de Arrastre: Condiciones de aplicación 9 La PCR (SICP) no debe ser muy alta 9 Controlar el fluido en el tanque del acumulador 9 Reducir la presión de cierre del preventor (BOP´s) anular 9 Examinar la válvula reguladora del preventor (BOP´s) 9 Utilizar un cilindro pequeño como acumulador en la línea de cierre próxima al preventor (BOP´s) anular 9 Se recomienda un tiempo de 4 min y 30 segs por parada (stand) de 3 tubos (3 min x tubo y 1,5 min x paradas) 9 Limar partes rugosas o afiladas en las paradas 9 Evitar el uso de protectores en la tubería 9 Emplear lubricantes en la parte superior del BOP´s y en la tubería 9 Llenar la tubería mientras se baja

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-96

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ‰ Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Método de Arrastre: Equipos requeridos 9 Preventor ó BOP´s anular y dos de arietes 9 Preventor interno y kelly cock con su llave 9 Manómetros de baja presión en pequeñas escalas 9 Tanque de viaje pequeño calibrado 9 Tanque auxiliar calibrado 9 Reguladores de presión de los preventores ó BOP´s en condiciones de operatividad ƒ Se anexa una gráfica la cual muestra la disposición de estos

equipos en un pozo, igualmente se recomienda una verificación previa (checklist) para una óptima aplicación del Método: CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-97

MÉTODOS DE CONTROL Disposición de Equipos - Método de Arrastre

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-98

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ‰ Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Método de Arrastre: Check List 9 Verificar migración del gas, si es posible calcularla 9 Instalar un preventor interno (inside preventer) encima del kelly cock 9 Abrir kelly cock o válvula de máxima abertura 9 Verificar presión mínima de cierre del preventor anular 9 Prepararse para que el personal de piso lubrique la tubería y limen imperfectos en la misma 9 Alinear tanque de viaje al estrangulador ó choke 9 Asegurar buena comunicación entre el operador del taladro y el del estrangulador ó choke 9 Asegurar el cierre del preventor ó BOP´s de ariete en caso de falla del preventor ó BOP´s anular

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-99

MÉTODOS DE CONTROL Método de Arrastre con Migración Datos requeridos • Margen de Presión de Trabajo (Pt) • Incremento para permitir expansión

Hoja de Cálculos 1) Asuma un valor de Pt = 50, 100 o 200 psi

• MASP (80 %), Gf y Gg, Desplazamiento por parada y PCR (SICP): Valores conocidos previamente

2) MPAPS = hzap x (Gf – Gg)

• Longitud del influjo hoyo abierto (Linf h-ab.) • Valor del influjo debajo de la mecha

4) Linf h-bha = Ldc´s + (Ganancia – Vol h-dc´s) = Cap. anu. h-tp

• Longitud del influjo hoyo-BHA ( Linf h-bha) • Valor del influjo introducido el BHA en él • Variación de la Presión de Superficie (ΔPsup) • Valor por cambio de la Long. del Influjo • Volúmenes a descargar (V1 y V2) • V1 por desplazamiento. y V2 por expansión • Presión en el estrangulados (Pest) (varias)

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

3) Linf h-ab = Ganancia / Cap.h-ab. = pies

5) V1 = Desplazamiento de la pareja, bls PPh / bls = Gf / (Cap. anu. Sup.) = psi / bls V2 = Pt / ( PPh / bls ) = bls 6) ΔPsup = (Linf h-bha – Linf h-ab) x (Gf – Gg) = psi 7) Pest 1 = PCR + Pt + ΔPsup Pest n = Pest (n - 1) + Pt

V-100

MÉTODOS DE CONTROL Método de Arrastre con Migración Datos requeridos

Hoja de Cálculos 1) Asuma un valor de Pt = 100 psi

• Presión de Trabajo (Pt) = 100 psi • MASP = 1.310 psi x (80% /100%) = 1048 psi • Gf = 0,624 psi / pie (Dens. equiv. = 12 ppg)

2) MASP = 1048 psi 3) Linf h - ab. = 20 / 0,07019 = 285 pies

• Ggas = 0,1 o 0,15 psi / pie (depende del PVV)

4) Linf h - bha = 500 + (20 - 14,6) = 618 pies 0,0459

• Desplazamiento 1 parada = 2, 3 bls (TP cerrada)

5) V1 = 2,3 bls por la parada introducida

• PCR (SICP) = 500 psi y Ganancia = 20 bls

6) PPh / bls = 0,624 / 0,0489 = 12,76 psi / bls

• • • •

V2 = 100 / ( 12,76 ) = 7,8 bls para la Pt en uso

Cap. anu. Sup. hoyo-revest.= 0,0489 bls / pie Cap. anu. h - ab. = 0,07019 bls / pie Cap. anu. h - tp = 0,0459 bls / pie Cap. anu. h - dc´s = 0,02914 bls / pie

7) ΔPsup = (618 – 285) x (0,624 – 0,1) = 175 psi

• Longitud de los drillcollars (Ldc´s) = 500 pies • Volumen h – dc´s = 14,6 bls

Pest 2 = 775 + 100 = 875 psi (ver Tabla)

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

8) Pest 1 = 500 + 100 + 175 = 775 psi

V-101

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ‰ Método de control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Método de Arrastre con migración - Procedimiento 1) Con el pozo cerrado introduzca la 1ra parada (stand) de

tubería hasta que la PCR (SICP) incremente a Pest 1 2) Cuando se alcance la Pest 1 abra el estrangulador ó choke manteniendo constante dicha presión y descargue fluido monitoreando su volumen hasta que la parada este dentro del pozo, una vez allí cierre el pozo 3) Haga los cálculos respectivos según Tabla anexa hasta acumular los primeros 7,8 bls correspondiente a los primeros 100 psi de la Presión de trabajo (Pt) CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-102

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ‰ Método de control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Método de Arrastre con migración - Procedimiento 4) Baje la 2da parada (stand) y si la presión esta en 775 psi, abra el estrangulador ó choke y mantenga dicha presión hasta que la parada (stand) se complete dentro del pozo, cierre el pozo y monitoree el volumen descargado por la parada y por la expansión, tabule y acumule el valor referido para 100 psi de Presión de Trabajo (Pt) 5) Repita el procedimiento hasta que se completen los 7,8 bls, posteriormente, deje aumentar la Pest a un segundo valor (Pest 2) CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-103

MÉTODOS DE CONTROL Método de Arrastre con Migración No. de paradas

Presión Estrang. (Pest) (psi)

Volumen inicial en el tanque (bls)

Volumen final en el tanque (bls)

Ganancia neta en el tanque (bls)

Desplaz. de 1 parada (bls/ pie)

Variación por la expansión (diferencia) (bls)

Volumen acumulado neto por la expansión (bls)

1

775

20,0

23,4

3,4

2,3

1,1

1,1

2

775

23,4

27,8

4,4

2,3

2,1

3,2

3

775

27,8

31,2

3,4

2,3

1,1

4,3

4

775

31,2

35,2

4,0

2,3

1,7

5,0

5

775

35,2

39,8

4,6

2,3

2,3

7,3

6

875

39,8

43,2

3,4

2,3

1,1

8,4

7

875

43,2

48,9

5,7

2,3

3,4

11,8

8

875

48,9

54,1

5,2

2,3

2,9

14,7

9

975

54,1

58,3

4,2

2,3

1,9

16,6

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Observac.

Mantenga constante Pest 1

Incrementar a Pest 2 y acumular a 15,6 bls

Incrementar a Pest 3 y acumular a 23,4 bls

V-104

MÉTODOS DE CONTROL Método de Arrastre con Migración No. de paradas

Presión Estrang. (Pest) (psi)

Volumen inicial en el tanque (bls)

Volumen final en el tanque (bls)

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Ganancia neta en el tanque (bls)

Desplaz. de 1 parada (bls/ pie)

Variación por la expansión (diferencia) (bls)

Volumen acumulado neto por la expansión (bls)

Observac.

V-105

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ‰ Método de control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Método de Arrastre sin migración - Procedimiento o Para la ejecución de este Método, los cálculos a realizar son iguales al con migración, pero no se hace necesario calcular los volúmenes por desplazamiento de la parada (stand) V1 y el que permite la expansión del gas V2. Esto debido a que no existe migración del gas y por lo tanto no existe ninguna expansión o Observar que cuando el BHA se introduzca en el influjo la presión del revestidor incrementará, es necesario calcular la pérdida de Ph al atravesar esa sección y se debe dejar incrementar la presión del estrangulador ó choke esa misma pérdida antes de traspasar el influjo. En caso que durante la ejecución de este Método, se observa un incremento en la presión del revestidor, se deberá procederá a cambiar al Método con migración

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-106

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ‰ Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Métodos de Circulación con lodo pesado ƒ Su objetivo es circular con un fluido de un valor de tal densidad a la profundidad donde se encuentra la mecha ó broca, que permita regresar al fondo sin necesidad de aplicar el Método de Arrastre ó sea libre al fondo ƒ Para su selección se deben tener ciertos requisitos: 9 No debe existir migración de la burbuja de gas 9 El gas debe estar por debajo de la mecha o broca 9 La densidad a calcular no debe ser superior a la Dens. equivalente. max. ó a cualquier otra densidad que haya podido causar una pérdida de circulación

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-107

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ‰ Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Métodos de Circulación con lodo pesado ƒ Los valores de densidad serían los siguientes:

Df control parcial = Dc + Ds 1 + Ds 2 Dc = Densidad que controla la PCTP (SIDPP), ppg Ds 1 = Densidad para compensar la descarga de fluido pesado al bajar la sarta al fondo y meterse en el fluido de menor densidad debajo de la mecha ó broca, ppg Ds 2 = Densidad para compensar la entrada de la sarta al influjo de gas y por ende la pérdida de Ph, ppg

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-108

MÉTODOS DE CONTROL

‰ Procedimientos de Control ‰ Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Métodos Combinados ƒ Estos Métodos combinados son una alternativa que permite la aplicación de dos de los Métodos ya referidos y que dependiendo de la situación pudiesen ser implementados: o Método Combinado de Volumétrico y Arrastre (Stripping) o Método Combinado Fluido Tapón y Arrastre (Stripping) CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-109

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ‰ Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Métodos de Forzamiento de Fluidos (Bull Heading) o Este Método permite regresar el influjo en el pozo a una formación que lo reciba, la cual se desea que sea la misma formación que lo aportó o Más que un Método de Control, pudiese ser considerado un Método de Matar el pozo, ya que el proceso de inyectar fluido pesado a una formación, podría causar daño en la misma si esta fuese productora o Existen situaciones donde la aplicación del Bull Heading ó Forzamiento se hace casi inminente, a saber:

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-110

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ‰ Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Métodos de Forzamiento de Fluidos – Aplicaciones 9 Cuando el desplazamiento del influjo por Métodos Convencionales pudieran causar presiones y/o volúmenes excesivos de gas en condiciones de superficie 9 Durante los procesos de Reparación de Pozos 9 Cuando se sospecha la presencia de H2S ó CO2 9 Cuando la tubería este totalmente fuera del hoyo y no sea factible forzar la tubería a través de un Arrastre 9 Para reducir las presiones de superficie previo a la implementación de otros Métodos de Control de Pozo 9 En pozos submarinos en aguas profundas donde hay un pequeño margen entre la Presión de Pozo y el Gradiente de Fractura

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-111

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ‰ Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Métodos de Forzamiento de Fluidos – Procedimiento o Si no existe tubería en el hoyo inicie la circulación con un fluido mas pesado que supere la Presión de la Formación ó Yacimiento o Si existe tubería en el hoyo, inicie simultáneamente la circulación por dentro de tubería y por el anular (kill line) de manera que ambos frentes vayan parejos en altura (es una relación 2 / 1 aproximadamente) ó instale empacadura encima de las perforaciones o Observe continuamente el valor de las presiones, deben permanecer estables mientras la fractura aún no se ha iniciado

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-112

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ‰ Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Métodos de Forzamiento de Fluidos – Procedimiento o Si el valor de presión con la cual bombea aún no fractura, no se desespere esto puedo ser cuestión de tiempo, posteriormente puede incrementar la presión lentamente hasta unas 250 psi adicionales o Una vez que los fluidos y el gas comience a entrar a la formación, apague la bomba y observe las presiones, evalúe para ver si es necesario retomar la circulación

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-113

MÉTODOS DE CONTROL Método de Forzamiento de Fluido (Bull Heading) Datos requeridos

Hoja de Cálculos

• Con tubería de producción dentro del pozo: • Capacidad interna de la tubería de producción (Cap. int.tub) y Profundidad de la perforaciones (Pperf)

.- Vol tub = Cap. int tub x Pperf = bls

• Volumen total interno de la tubería de producc. (Vol tub)

.- MPB = 0,052 x Dequi fract x Pperf – Ggas x Pperf

• Máxima Presión permitida al iniciar el bombeo (MPB)

.- Pfinal fract = 0,052 x (Dequi fract – Dequi form) x Pperf

• Densidad equivalente de la formación (Dequi form)

.- Pini cab = MPB – Pfinal fract = psi

• Presión máxima final permitida que causará fracturamiento a la formación (Pfinal fract)

.- Pfinal cab = 0 psi (Una vez desplazada la tubería

• Presión inicial estática en la cabeza de la tubería de producc. y presión final estática en la cabeza de la tubería de producción (Pini cab y Pfinal cab) • Factor de seguridad de presión que podría fracturar la formación (FSP) • Densidad equiv. de fractura (Dequi fract) y Ggas • Presión de estallido de la tubería de producción y del revestidor (Pest tub y Pest rev)

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Datos del Ejercicio • • • • • • •

Cap int tub = 0,0152 bls / pie Pperf = 11200 pies Dequi fract = 14.1 ppg Dequi form = 10,8 ppg Ggas = 0,15 psi / pie FSP = 500 psi Pest tub = 8430 psi

V-114

MÉTODOS DE CONTROL Método de Forzamiento de Fluido (Bull Heading) Hoja de Cálculos

Diagrama

4610 psi

.- Vol tub = 0,0152 x 11200 = 170 bls

.- MPB = 0,052 x 14,1 x 11200 – 0,15 x 11200 = MPB = 6532 psi

Tubería de Producc. 4 ½”

.- Pfinal fract = 0,052 x (14,1 – 10,8) x 11200 =

Fluido de Completación: Salmuera

Pfinal fract = 1922 psi Gradiente del gas: 0,15 psi / pie

.- Pini cab = 6532 – 1922 = 4610 psi Empacadura

.- Pfinal cab = 0 psi (Una vez desplazada la tubería) .- FSP = 500 psi (factor de seguridad si existe posible de fracturamiento, ver gráfico)

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Profund. de las perforaciones: 11200 pies Gradiente de fractura = 13.7 ppg Densidad equiv. de formación : 10.8 ppg

V-115

MÉTODOS DE CONTROL Gráfico de Presiones vs. Volumen

Estallido de la tubería de producción (8430 psi)

P 8000 r e 6000 s I ó 4000 n

Rango operativo de presión de trabajo durante la realización del forzamiento (bull heading) Presión estática de la tubería que pudiese fracturar la formación

6532 6032

Factor de seguridad de 500 psi utilizable si existe posibilidad de fracturamiento

4610

1922 1422

Presión estática de la tubería para lograr equilibrar la presión de la formación

2000 0

20

40

60

80

100

120

140

160

Volumen de tubería de producc. desplazada (bls)

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-116

MÉTODOS DE CONTROL ‰ Procedimientos de Control ‰ Métodos de Control (tubería fuera del fondo) y en Operaciones de Reacondicionamiento de Pozos ƒ Métodos de Forzamiento de Fluidos ƒ Consideraciones adicionales Deben ser conocidas: 9 Las características y condiciones del hoyo abierto 9 Los límites de presión del equipo de control de pozo y del revestidor expuesto 9 El tipo de influjo (riesgos) y la permeabilidad relativa de la formación 9 La calidad del revoque (cake) en la formación permeable 9 Las consecuencias que puede traer un fracturamiento en hoyo abierto

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

V-117

Módulo VI Completación y Reacondicionamiento de Pozos

OBJETIVO

‰ Durante este Módulo VI se describen en forma general los distintos Tipos de Completación existentes y sus diferentes aplicaciones en la Industria, así mismo, las razones y los tipos de reacondicionamiento posibles, las causas, indicaciones, procedimientos de cierre y métodos para el control del pozo durante la actividad de completar (terminar) o reacondicionar

CONTENIDO Módulo VI – Completación y Reacondicionamiento de Pozos

Pags

• Introducción • Definición de Completación. • Tipos de Completación. Ventajas y Desventajas • Mecanismos de Producción. Descripción • Consideraciones para el Diseño de una Completación. • Equipos mas utilizados en una Completación. Descripción general • Razones para un Reacondicionamiento. Análisis y discusión • Tipos de Reacondicionamiento • Fluidos de Completación y Reacondicionamiento • Preparación para la actividad de reacondicionamiento • Causas de las Arremetidas o Amagos. Análisis y discusión • Indicaciones de las Arremetidas o Amagos. Análisis • Tipos de Operaciones. Descripción general • Cierre del Pozo en trabajos de RA/RC o Con circulación en el fondo o Durante el viaje • Técnicas ó Métodos de Control de Pozos • Problemas durante el Control de Pozos

VI-1 VI-4 VI-5 VI-15 VI-21 VI-23 VI-30 VI-35 VI-46 VI-55 VI-58 VI-60 VI-61 VI-72 VI-77 VI-82

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Introducción ƒ Una vez finalizado el proceso de Perforar un pozo hasta la formaciones productoras, se inicia el proceso de Completar o Terminar el mismo para su futura producción ƒ Este proceso de Completación o Terminación involucra varias actividades las cuales a su vez requieren de diferentes equipos los cuales cumplen una función especifica durante la vida productora del pozo. El propósito es el de construir una ruta o vía para que los fluidos (petróleo y/o gas) del yacimiento puedan ser manejados y regulados a nivel de superficie ƒ Sin embargo, con el transcurso del tiempo ocurren cambios en la formación y estos equipos se deterioran haciendo imposible el óptimo manejo de los fluidos producidos a nivel superficial CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-1

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Introducción ƒ De allí que, una de las actividades correctivas cuando se presenten dichos problemas y poder mantener el flujo, sería la de realizar un “reacondicionamiento” al pozo a fin de realizar una reparación o sustitución a los equipos de completación presentes en el pozo ƒ Esto permitirá reponer el flujo de los fluidos, para lo cual se podría planificar una estimulación o acidificación de una zona, abandonar una zona ya agotada o abrir una zona no explotada a la producción ƒ Así mismo, un servicio de “mantenimiento” se refiere a actividades operacionales que se realizan a través del árbol de navidad (christmas tree) con la tubería de producción aún instalada

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-2

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Introducción ƒ A estas operaciones se le conoce comúnmente con el nombre de intervención del pozo. Así mismo, se puede utilizar tubería flexible (coiled tubing), operaciones con cable de acero (guaya fina) y operaciones con unidades snubbing las cuales son de muy alto riesgo ƒ Muchas de las operaciones antes mencionada son similares a las realizadas durante un reacondicionamiento, pero su limitación se encuentra en las herramientas y procedimientos operacionales a seguir debido a las limitación de los diámetros internos de la completación existente. ƒ En este Módulo, se discutirán los distintos aspectos asociados a la Completación de Pozos, así como las razones por la cual se realiza un reacondicionamiento y como atacar en caso de presentarse una Arremetida o Amago CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-3

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Completación

ƒ Se definen como las actividades que se efectúan, posterior a la perforación del hoyo principal, hasta que se coloca el pozo en producción.

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-4

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ CLASIFICACIÓN Hoyo Abierto ƒ Con Rejilla. ƒ Ampliado y Empacado

MIOCENO

Hoyo Revestido ƒ Cañoneado y Empacado.

TIPOS DE COMPLETACION EOCENO Hoyo Abierto o Revestido y Cañoneado CRETACEO CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-5

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Completación a Hoyo Abierto

ƒ En la completación a hueco abierto o hoyo desnudo, el revestidor de producción se asienta por encima de la zona productora

ZONA PRODUCTORA

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-6

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO ‰ Ventajas de la Completación a Hoyo Abierto ƒ El asentamiento del revestidor de producción en el tope de la zona productora permite la utilización de técnicas especiales de perforación, que minimizan el daño a la formación. ƒ Todo el diámetro del hoyo está disponible para el flujo. ƒ Generalmente no se requiere cañoneo. ƒ Si la zona no se va a cañonear, la interpretación del perfil del hoyo no es crítica. ƒ El hoyo se puede profundizar fácilmente o cambiar a una completación con liner y empacar con grava. CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-7

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO ‰ Desventajas de la Completación a Hoyo Abierto ƒ No hay forma de regular el flujo hacia el hoyo. ƒ No se puede controlar producción de gas o agua.

efectivamente

la

ƒ Es difícil tratar los intervalos productores en forma selectiva. ƒ Puede requerirse la limpieza periódica del hoyo.

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-8

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Completación a Tubería Ranurada

Hoyo

Abierto

con

ƒ El revestidor de producción es asentado y cementado por encima de la zona productora, y una tubería ranurada se instala al revestidor mediante un colgador.

ZONA PRODUCTORA

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-9

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO ‰ Ventajas de la Completación a Hoyo Abierto con Tubería Ranurada ƒ Disminución del daño a la formación mientras se perfora la zona productora. ƒ Eliminación del costo del cañoneo. ƒ La interpretación de los registros no es crítica. ƒ Posibilidad de usar técnicas especiales de control de arena.

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-10

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Desventajas de la Completación a Hoyo Abierto con Tubería Ranurada ƒ Dificultad para controlar la producción de gas o agua. ƒ Imposibilidad de una estimulación selectiva. ƒ La limpieza no es eficiente.

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-11

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO ‰ Completación a Hoyo Revestido y Cañoneado

ƒ El revestidor se asienta a través de la formación productora y se cementa. Posteriormente, se cañonea para establecer comunicación entré el hoyo y la formación.

ZONA PRODUCTORA

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-12

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Ventajas de la Completación Revestido y Cañoneado

a Hoyo

ƒ

Existen facilidades para completación selectiva y para reparaciones en los intervalos productores.

ƒ

Mediante el cañoneo selectivo se puede controlar con efectividad la producción de gas y agua.

ƒ

La producción de fluidos de cada zona se puede controlar y observar con efectividad.

ƒ

Es posible hacer completaciones múltiples.

ƒ

Se pueden realizar estimulaciones selectivas y se puede profundizar el hoyo, aunque con un diámetro menor.

ƒ

Se pueden hacer adaptaciones para control de arena utilizando camisas ranuradas y empaques con grava.

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-13

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Desventajas de la Completación a Hoyo Revestido y Cañoneado ƒ Se requiere análisis preciso de los registros y control de la profundidad. ƒ El cañoneo de zonas de gran espesor puede ser costoso. ƒ Reducción del diámetro efectivo del hoyo y de la productividad del pozo. ƒ Requiere un buen trabajo de cementación en los intervalos productores.

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-14

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO ‰ Mecanismo de Producción ƒ Es el mecanismo natural o artificial que permitirá la producción de las arenas seleccionadas en forma individual o conjunta. Su producción dependerá de las características de dichas arenas, así como su presión de yacimiento

‰ Tipos de Completaciones o Terminaciones ƒ Mécanicas 9 Sencilla 9 Selectiva 9 Térmica 9 Doble

ƒ Especiales 9 Profundo, desviados ó horizontales, para inyección e vapor, agua y/o gas, pozos con crudo ácidos (H2S, CO2) CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-15

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO Completaciones Mecánicas

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-16

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

Completación Doble

ƒ Desarrollar en forma acelerada los yacimientos a menor costo, ya que las mismas permiten producir varias arenas usando dos ó más tuberías de producción.

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-17

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

Completaciones Monobore

ƒ Tecnología aplicada en áreas donde se requiere optimizar los procesos de producción ƒ Diseño donde el diámetro interno de la tubería de producción es igual o mayor que la camisa de producción a lo largo de su longitud total.

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-18

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

Completaciones Especiales ƒ Profundos / cretáceos ƒ Altamente desviados / Horizontales ƒ Para inyección de vapor ƒ Para inyección de agua y/o gas ƒ Pozos con crudos ácidos ( H2S, CO2)

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-19

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Completaciones Inteligentes ƒ Las completaciones inteligentes (CI) son sistemas integrados de

sensores y dispositivos controlados remotamente, colocados en forma permanente en el pozo, con la capacidad de recolectar datos en tiempo real y la posibilidad de reconfigurar la arquitectura del pozo, sin intervenciones en el mismo

Halliburton Halliburton Flow Meter Flow Meter

368 368

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-20

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Condideraciones para el Diseño ‰ Revestimiento del Hoyo ƒ Referida a la forma de proteger el hoyo con la tubería de revestimiento, de acuerdo con la profundidad y tipos de formaciones productoras

‰ Disposición del Equipo de Producción ƒ Diseño de los equipos de tuberías, empacaduras, niples etc., conectadas entre sì a fin de permitir la producción de las zonas con hidrocarburos

‰ Número de zonas productoras ƒ Cantidad de lentes productivos, los cuales dependen de su potencial y su profundidad CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-21

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO ‰ Consideraciones para el Diseño ‰ Factores Ambientales ƒ Aquellos que influyen en el sistema o lo limitan, pero acerca de los cuales no puede hacerse nada, tales como: ubicación del pozo, profundidad, presión, temperatura, configuración, mecanismo de producción

‰ Restricciones del entorno ƒ Factores que impiden que el sistema funcione todo el tiempo, tales como: cementación primaria, daño, conificación, corrosión

‰ Recursos disponibles ƒ Elementos que ayudan a que el sistema logre sus objetivos, tales como: tasa de producción, estimulación, reparaciones futuras, posible inyección de fluidos, seguridad CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-22

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO ‰ Equipos más utilizados en una Completación ƒ Tubería de producción ƒ Empacaduras ƒ Mangas o camisas de circulación ƒ Niple de asiento ƒ Válvulas de Gas Lift (Mandriles) ƒ Acoples de flujo ƒ Sensores de fondo ƒ Válvulas de seguridad CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-23

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Equipos utilizados para la Producción del Pozo ƒ Árbol de navidad (Flujo Natural) ƒ Balancin (Bombeo Mécanico) ƒ Bomba electrosumergible ƒ Bomba de capacidad progresiva

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-24

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO Muestra de Equipos en una Completación Esquema para Revestidor de 7” 5-1/2”

Válvulas de seguridad Mandriles de LAG

3-1/2” Tubería

Revestidor 7”

de Producción

Mangas deslizantes

2-7/8” Niples Sellantes CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Empacadura Niple de asiento

VI-25

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO Árbol de Navidad

O.C.T

Secció Sección B

O.C.T

Secció Sección A

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-26

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

Bomba Electrosumergble (BES)

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-27

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

Bomba de Cavidad Progresiva (BCP)

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-28

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

Bombeo Mecánico

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-29

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Razones para un Reacondicionamiento ƒ Actualmente cuando se realiza una Completación ó Terminación de un pozo, se diseña tal que se evite ejecutar las actividades de Reacondicionamiento, pero existen varias razones que conllevan a justificar dicho trabajo, a continuación se mencionan algunas de estas: o Sustituir o reparar equipos dañados (fallas mecánicas) o Reparar algún daño natural dentro del pozo o Recompletar otra zona para su producción o Incrementar la producción de una zona ya existente o Convertir el pozo de productor a inyector ó viceversa. o Sustituir el equipo de levantamiento artificial CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-30

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Razones para un Reacondicionamiento ‰ Sustituir o reparar equipos dañados (fallas mecánicas) ƒ Los equipos dentro del pozo pueden ser deterioradas por ambientes de: erosión, temperaturas altas o extremas, reacciones químicas o por obstrucción con los fluidos producidos, esto puede finalizar en daño a las empacaduras, mandriles, tubería de producción, bombas, etc, tal que amerite la entrada al pozo ‰ Reparar algún daño natural dentro del pozo ƒ La referencia de daño natural en un yacimiento esta referida a la imposibilidad de que los fluidos contenidos en la roca puedan ser producido, bien por daño de formación cercano al pozo, por producción de arena ó por producción de agua (conificación) o de gas en exceso CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-31

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

pozo

formación

hoyo

revestidor

  Daño Dañoaala laformación formación

cemento zona dañada

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

zona intacta

VI-32

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Razones para un Reacondicionamiento ƒ Recompletar otra zona para su producción ƒ Tal como su nombre lo indica, recompletar otra zona significa el cambio de la zona que originalmente produjo por otra que pudiese estar por ejemplo más arriba y que se encuentra virgen de exposición a la superficie, la razón más común es el agotamiento y por ende el aislamiento de la zona depletada o sin potencial productor de hidrocarburos ƒ Incrementar la producción de una zona ya existente ƒ Esta actividad requiere de operaciones o técnicas especializadas que permitan el incremento sostenido de la producción de la zona existente, dichas técnicas o estimulación podrían ser: acidificación, fracturamiento hidráulico, inyección de agua, vapor ó CO2 CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-33

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Razones para un Reacondicionamiento ƒ Abandonar un pozo o taponar una formación ƒ Existen varias razones para aplicar este tipo de reacondicionamiento, por mencionar algunos de ellos: prevenir migración de fluidos, aislar zonas depletadas o agotadas, aislar zona productoras de agua, taponar zona para uso del pozo con otros fines o para recompletar nueva arenas ƒ Sustituir la producción natural por levantamiento artificial ƒ Sin un yacimiento carece de la energía suficiente para producir hidrocarburos a una tasa rentable, puede ser requerido implementar un levantamiento artificial tal que garantiza una producción, estos podrían ser con el uso de bombas de succión, electrosumergibles, hidráulicas o usando para tal fin gas lift

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-34

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Tipos de Reacondicionamiento ƒ Durante la vida productiva de un pozo y dada una de las razones para la realización de un trabajo de reacondicionamiento, se pueden presentar distintos tipos los cuales estarían asociados a su vez con equipos disponibles en los taladros o equipos adicionales, los cuales se hacen necesarios al momento de tomar la decisión de realizar esta actividad, estos tipos de reacondicionamiento serían: o Reacondicionamiento convencional o Reacondicionamiento interno ó concéntrico o Reacondicionamiento con cable de acero (wireline) o Reacondicionamiento con una unidad o camión de bombeo CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-35

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Tipos de Reacondicionamiento ƒ A fin de enumerar aspectos de interés y equipos involucrados en estos Tipos de Reacondicionamiento, mencionaremos a continuación una breve descripción de las actividades operacionales principales y los equipos que se requieren ƒ Reacondicionamiento convencional ƒ Actividades generales: 9 Matar o ahogar el pozo 9 Realizar pruebas de descarga de presión 9 Retirar árbol de navidad (christmas tree) 9 Instalar equipos de seguridad (BOP´s) y realizar pruebas convencionales 9 Utilizar alguna tubería como sarta de trabajo para realizar el reacondicionamiento CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-36

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Tipos de Reacondicionamiento ƒ Reacondicionamiento convencional ƒ Equipos a utilizar: 9 Impiderreventón anular 9 Impiderreventón de arietes 9 Múltiple de estrangulamiento 9 Unidad acumuladora de presión (koomey) 9 Válvulas de seguridad en la mesa de trabajo 9 Tanque de viaje o calibrado ƒ A continuación se muestra el tipo de Taladro que se utiliza para este tipo de Reacondicionamiento convencional

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-37

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Tipos de Reacondicionamiento ƒ Reacondicionamiento convencional

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-38

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Tipos de Reacondicionamiento ƒ Reacondicionamiento interno ó concéntrico ƒ Actividades generales: 9 Realizar el trabajo a través del árbol de navidad y de la tubería de producción 9 De ser necesario, puede utilizarse una tubería continua (coiled tubing) de pequeño diámetro 9 Liberar presión en caso de existir 9 Instalar un conjunto de BOP´s por encima del árbol ƒ Equipos a utilizar: 9 Impiderreventón anular y de arietes 9 Múltiple de estrangulamiento y válvulas chicsans 9 Acumuladores de presión o bombas manuales 9 Válvulas de seguridad en la mesa de trabajo CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-39

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Tipos de Reacondicionamiento ƒ Reacondicionamiento interno ó concéntrico Unidad de Coiled Tubing

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-40

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Tipos de Reacondicionamiento ƒ Reacondicionamiento interno ó concéntrico

Unidad de Coiled Tubing

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-41

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Tipos de Reacondicionamiento ƒ Reacondicionamiento con cable de acero (wireline) ƒ Actividades generales: 9 Realizarlo a través del árbol de navidad 9 Utilizar cable de acero (wireline) en lugra de sarta de trabajo 9 Liberar presión en caso de existir 9 Instalar un lubricador ƒ Equipos a utilizar: 9 Ensamblaje de empaque 9 Instalar un lubricador 9 Válvulas impiderreventones especiales para uso con cable 9 Bomba pequeña manual 9 Válvulas de seguridad en la mesa de trabajo CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-42

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Tipos de Reacondicionamiento ƒ Reacondicionamiento con cable de acero (wireline)

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-43

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Tipos de Reacondicionamiento ƒ Reacondicionamiento con una unidad o camión de bombeo ƒ Actividades generales: 9 Realizarlo a través del árbol de navidad 9 Liberar presión existente 9 Utilizar la tubería de producción como sarta de trabajo 9 Utilizar la unidad para matar el pozo .

ƒ Equipos a utilizar: 9 Camión bomba convencional 9 Bomba principal y motor 9 Válvula para el alivio de la presión 9 Líneas de bombeo probadas 9Válvulas de trabajo y válvula chicsans CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-44

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Tipos de Reacondicionamiento ƒ Reacondicionamiento con una unidad o camión de bombeo

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-45

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO ‰ Fluidos de Completación y Reacondicionamiento ‰ Definición ‰ Un fluido de completación se utiliza en el momento

de la completación o recompletación de un pozo y representa un control principal ó primario durante dichas operaciones. ‰ A diferencia del mencionado anteriormente, los fluidos de reacondicionamiento se utilizan durante operaciones tales como la operación de matar a través de la tubería de producción, para desplazamiento del fluido de empaque, para el lavado de las escamas ó escombros en la tubería de producción y para llevar las píldoras para pérdida de fluido hacia los orificios obtenidos luego de un cañoneo CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-46

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO ‰ Fluidos de Completación y Reacondicionamiento ‰ Definición ‰ Los fluidos de reacondicionamiento ofrecen presión

hidrostática para el control principal ó primario de pozo y contribuyen igualmente a sacar los ripios, escamas, arena y contaminantes existentes en el hoyo ‰ Así como los fluidos de completación, los fluidos de reacondicionamiento se han diseñado para minimizar el daño al intervalo productor seleccionado, a menos que se haya decidido abandonar dicho intervalo, esto se traduce en la garantía del uso de un fluido limpio

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-47

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO ‰ Fluidos de Completación y Reacondicionamiento ‰ Funciones ‰ Las funciones de los fluidos de completación y reacondicionamiento se pueden clasificar en dos categorías básicas: o Funciones activas o Funciones de prevención. ‰ Las funciones activas comprenden la remoción de los materiales a través del pozo, creando una fuerza ó resistiendo a fuerzas y transfiriendo la energía ó calor ‰ Las funciones de prevención abarcan inhibir ó impedir la corrosión, cualquier acción bacteriana ó el daño a la formación, entre otras funciones CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-48

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO ‰ Fluidos de Completación y Reacondicionamiento ‰ Funciones ‰ Las funciones activas incluyen: o Control principal o primario de pozo. o Circulación y desplazamiento para la remoción de material no deseado y facilitar la colocación ó circulación del cemento, ácido, píldoras para matar pozos, píldoras gelificadas ó arena para realizar un fracturamiento. o Enfriamiento y lubricación. o Operación de las herramientas y equipos de fondo (ej: facilitar la operación de empacaduras activadas hidráulicamente) CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-49

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO ‰ Fluidos de Completación y Reacondicionamiento ‰ Funciones ‰ Las funciones de prevención de los fluidos de completación y reacondicionamiento incluyen: o Minimizar las pérdidas de fluido hacia la formación posible causa de una arremetida ó amago (kick) o Mantener la estabilidad en el tiempo y a diferentes temperaturas. o Evitar el daño a la formación, como el causado por el cambio de humectabilidad o Evitar la acción de bacterias en el fluido y en la formación, así mismo evitar la corrosión de los equipos instalados en la completación CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-50

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO ‰ Fluidos de Completación y Reacondicionamiento ‰ Propiedades de los Fluidos ‰ El ingeniero de fluidos selecciona los diferentes componentes para un fluido de completación ó de reacondicionamiento, tal que pueda cumplir con las funciones deseadas para cada pozo ‰ El ingeniero de fluidos determina si un fluido cumple con los requerimientos del trabajo y para ello debe medir las siguientes propiedades: 9 Densidad 9 Viscosidad 9 Turbidez 9 pH 9 Temperatura de cristalización 9 Tasa de pérdida del fluido 9 CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-51

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO ‰ Fluidos de Completación y Reacondicionamiento ‰ Componentes de los Fluidos ‰ Estos fluidos como todos los fluidos, están constituidos por un fluido base y un agente densificante. A fin de ajustar a las características específicas del pozo, se hace necesario acondicionarlo y para ello se seleccionan un grupo de aditivos ‰ El Ingeniero de fluidos asignado, puede utilizar un fluido de base aceite ó uno de base de agua, igualmente puede utilizar una salmuera limpia ó quizás otro tipo de fluido base. Es importante que se tomen en cuenta dos requerimientos básicos: o Tener las características necesarias para el control de pozo o Proteger la formación contra el daño permanente a su permeabilidad CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-52

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO ‰ Fluidos de Completación y Reacondicionamiento ‰ Tipos de Fluidos ‰ El fluido base posee dos componentes básicos los cuales se refieren a: líquidos ó a gas, es importante una condición idónea para la selección de este fluido base ‰ El agua es la menos costosa en comparación con los fluidos base aceite. Ella puede provenir de distintas fuentes, a saber: agua producida (agua salada), agua dulce, agua para consumo humano, agua salobre tratada proveniente de pantanos, lagos ó agua de mar tratada ‰ En el caso del aceite, es más costoso y puede ser petróleo crudo, diesel (gas oil), aceite mineral ó aceite sintético de base vegetal

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-53

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO ‰ Fluidos de Completación y Reacondicionamiento ‰ Tipos de Fluidos ‰ Para el caso de fluido base gas, el nitrógeno se combina con agua y un químico que recibe el nombre de surfactante, esto con el fin de crear una espuma estable ‰ Las espumas se utilizan en los reacondicionamiento de pozos cuando existen presiones de formación muy bajas y por lo tanto no pueden soportar el peso de una columna de base de agua ‰ Otro fluido de completación muy utilizado es la salmuera limpia, constituido principalmente por sales químicas, tales como sodio, cloruro, calcio o cloruro de potasio. Este base no contiene materiales sólidos y su utilización es muy frecuente debido a que minimiza el daño a la formación CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-54

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Preparación para un Reacondicionamiento ƒ Existen algunas diferencias de las actividades de Completación y Reacondicionamiento con el de Perforación de Pozos, a continuación se mencionan algunas de ellas a fin de prepararnos en este tipo de actividad : o Existencia de fluidos libres de sólidos o Puede iniciarse con la actividad de matar el pozo o Posible existencia de gas en la tubería y en el anular o Posible daño a la tubería de producción o Dependiendo del tipo de trabajo el equipo de control de pozo varía o Posible no existencia de hoyo abierto o muy pequeño o Uso probable de Procedimientos de Métodos de Control distintos o Es posible la no existencia de presiones reducidas o El hoyo es fuente segura de hidrocarburos presentes CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-55

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Preparación para un Reacondicionamiento ƒ Un Programa típico de reparación de un pozo, puede llevar a una serie de pasos los cuales a manera de guía mencionaremos ƒ Es necesario, antes de su ejecución preparar un Programa de Reacondicionamiento, tal que describa de manera detallada el procedimiento a seguir para matar el pozo y todos los dispositivos de control de pozo que se van a utilizar: Pasos: o Mate el pozo o Asiente el tapón en la cola de la tubería o Coloque la tubería para que exista la comunicación anular por encima de la empacadura (perfore la tubería o deslice la camisa, etc.) CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-56

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Preparación para un Reacondicionamiento o Circule a través de la tubería y el anular para matar con un fluido de mayor peso o Instale las barreras (ej: tapones con línea de acero) según se requiera o Elimine el árbol de navidad o Conecte los BOP´s o Recupere los tapones o Corte la tubería por encima de la empacadura según se requiera o Recupere la tubería o Recupere la empacadura de ser posible o Efectúe el trabajo remedial según se requiera o Termine el pozo según el programa típico. Si el pozo tiene flujo, ejecute entonces la operación para asentar la empacadura y el desplazamiento para balancear el fluido requerirá barreras adicionales CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-57

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Causas de las Arremetidas o Amagos ƒ Es sabido que entender las Causas y las Indicaciones ó señales de alerta de las Arremetidas ó Amagos puede ayudar al Supervisor de Pozo y a la cuadrilla a evitarlas ó de llegar a producirse por lo menos minimizar su efecto. ƒ A continuación, se presentan las Causas más comunes de las Arremetidas ó Amagos (kick) durante las operaciones de reacondicionamiento, así como las señales de advertencia y recomendaciones para manejar una arremetida si llegara a ocurrir ƒ La mayoría de las Arremetidas se pueden eliminar de manera segura y óptima, siempre que el Supervisor del Pozo y el personal del piso del Taladro, hagan seguimiento de las operaciones cuidadosamente y comprenden las acciones necesarias que deben tomar en el caso de una Arremetida CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-58

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Causas de las Arremetidas o Amagos ƒ Evitar las Arremetidas es en definitiva la mejor opción, sin embargo, conocer las Causas por la cual dicha contingencia se presenta, es el primer peldaño del concepto conocido como Prevención ƒ Como ya hemos discutido, algunas de estas Causas son: o Densidad insuficiente del fluido

o Suabeo del pozo (swabbing) o Efecto surgencia (pistoneo) o Mal llenado al extraer la tubería de producción o Pérdida del fluido hoyo abajo o Sin circulación luego de períodos de cierre de pozo o Poca prevención por desactivación de alarmas

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-59

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Indicaciones de las Arremetidas o Amagos ƒ El personal del piso del Taladro, debe vigilar las posibles indicaciones o señales de una Arremetida o Amago. Dichas indicaciones se mencionan a continuación: o Volumen incorrecto de llenado del hoyo, al sacar la

tubería de producción o sarta de trabajo. o Volumen incorrecto de desplazamiento cuando se introduce la tubería de producción o sarta de trabajo o Aumento en el flujo de pozo durante la circulación o Ganancia en los tanques. o Indicios de crudo o gas en la superficie o Disminución de la densidad del fluido o Incrementos bruscos en el fresado o lavado, o de la velocidad de perforación o Incremento en la lectura del indicador de peso o Flujo de pozo con las bombas apagadas CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-60

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Tipos de operaciones ƒ Existen diferentes operaciones durante un Reacondicionamiento los cuales pueden provocar una contingencia de Arremetida o Amagos, a continuación se analizan y discuten algunas de estas:

ƒ Empacaduras desasentadas o En una Completación pueden existir diferentes tipos de empacaduras, algunas de las cuales se extraen o se suelen dejar en el pozo. Las mismas pueden desasentarse ó simplemente halarse por los emsamblajes de los sellos. o Una acumulación de los fluidos de la formación puede quedarse atrapado por debajo de ellos. De allí que, no existirá una indicación inmediata en superficie de que el gas esta allí y esto podría tomar al personal por sorpresa resultando en un Amago CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-61

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO Empacaduras de tubería

Tapón Puente

Empacadura para asentar con cable de acero (guaya) eléctrica CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-62

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO Elementos de las Empacaduras

Elementos Sellantes Cono Cuñas Bloque de Fricción

CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-63

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

‰ Tipos de operaciones ƒ Cañoneo o Un procedimiento convencional de Cañoneo, es el de exponer la formación a un fluido dentro del pozo libre de sólidos y de baja viscosidad o La zona productora cañoneada y su fluidos contenidos puede tener una condición de balance con respecto al fluido existente en el pozo, pero en algunos casos se puede inducir el flujo del pozo una vez realizado el cañoneo o Para lo cual, es menester tener en cuenta que de no dejarse los cañones en el pozo, se requiere realizar un viaje lo cual pudiese en ausencia de las barreras requeridas culminar con la presencia de una contingencia de Arremetida o Amago en este tipo de actividad CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

VI-64

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

Métodos de Cañoneo

Por tubería CI-PACP-S-S - WellCAP IADC

Por revestidor

Transportado VI-65

COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO Método de Cañoneo

Ph