Prevencion de reventones y control de pozos by Coinspetrol Ltda

PREVENCIÓN DE REVENTONES Y CONTROL DE POZOS Versión 2.1 Marzo 2001

Dave Hawker

Misión Corporativa Ser una compañía líder en el mundo en brindar soluciones de perforación y monitoreo geológico a la industria petrolera y de gas, mediante la utilización de una tecnología innovadora y un servicio al cliente excepcional.

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CONTENIDO 1 INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................................................3 2 GRADIENTES DE PRESIÓN....................................................................................................................................4 2.1 PRESIONES RELACIONADAS CON LAS FORMACIONES ............................................................................................4 2.2 PRESIONES DE BALANCEO DEL POZO.....................................................................................................................5 2.2.1 Hidrostática del Lodo ....................................................................................................................................6 2.2.2 Densidad equivalente de Circulación. ...........................................................................................................7 2.2.3 Presiones de Surgencia (Surge Pressures) .....................................................................................................8 2.2.4 Presiones de Pistoneo(Swab pressures) .........................................................................................................9 3 ARREMETIDAS Y REVENTONES .......................................................................................................................10 3.1 DEFINICIONES.....................................................................................................................................................10 3.2 CAUSAS DE LAS ARREMETIDAS ..........................................................................................................................11 3.3 SEÑALES DE ADVERTENCIA DE UNA ARREMETIDA ...............................................................................................12 3.4 INDICADORES DE ARREMETIDAS DURANTE LA PERFORACIÓN ............................................................................13 3.4.1 Gas de Conexión .......................................................................................................................................14 3.5 INDICADORES DURANTE UN VIAJE ....................................................................................................................16 3.5.1 Margen del Viaje ........................................................................................................................................17 3.6 EXPANSIÓN DE GAS ............................................................................................................................................19 3.7 REVISION DEL FLUJO ...................................................................................................................................20 4 EQUIPO PARA CONTROL DE ARREMETIDAS .................................................................................................21 4.1 EL SISTEMA DE PREVENSIÓN DE ARREMETIDAS .................................................................................................21 4.2 PREVENTORES Y ARIETES ..........................................................................................................................22 4.2.1 Preventor de anular .....................................................................................................................................22 4.2.2 Ariete preventor ..........................................................................................................................................23 4.3 CONFIGURACCION DE APILAMIENTO ..................................................................................................................24 4.4 EQUIPO SUBMARINO ...........................................................................................................................................25 4.4.1 Paquete Submarino Elevable .......................................................................................................................26 4.5 ESTRANGULADOR MULTIPLE.....................................................................................................................27 4.5.1 Líneas de Estrangulación y de Matado ........................................................................................................28 4.6 CERRANDO LOS PREVENTORES ...................................................................................................................29 4.6.1 Fuente de presión ........................................................................................................................................29 4.6.2 Acumuladores .............................................................................................................................................29 4.6.3 Línea Múltiple de Control............................................................................................................................30 4.7 DIVERSIFICADORES .....................................................................................................................................32 4.8 PREVENTOR DE REVENTONES INTERNO............................................................................................................33 4.8.1 Taladros con sistema rotacional de Kelly.....................................................................................................33 4.8.2 Taladros con sistema de Control rotacional de Tope (Top Drive) ..............................................................33 4.8.3 Preventores Adicionales ..............................................................................................................................34 4.9 PREVENTORES ROTATORIOS .....................................................................................................................35 5 CALCULOS DE FRACTURA .................................................................................................................................36 5.1 5.2 5.3 5.4 6

PRUEBA DE FUGA (LEAK OFF TEST) ...............................................................................................................36 PRESIÓN DE FRACTURA ......................................................................................................................................38 MAXIMA PRESION DE ANULAR PREMITIDA EN SUPERFICIE..............................................................41 TOLERANCIA DE ARREMETIDA (KICK TOLERANCE)..................................................................................43

PRINCIPIOS DE CONTROL DE POZOS Y CALCULOS .................................................................................48 6.1 BALANCEANDO PRESIONES DE FONDO DE POZO .................................................................................48

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6.2 FORMULAS PARA CIERRE...................................................................................................................................51 6.3 AFLUENCIA DE POZO, ALTURA Y TIPO ........................................................................................................51 6.4 ESTABILIZANDO PRESIONES DE CIERRE..............................................................................................................53 6.5 ARREMETIDAS INDUCIDAS ........................................................................................................................54 6.6 FLOTADORES DE UNA VÍA ...................................................................................................................................54 6.7 VELOCIDADES DE CIRCULACIÓN LENTA..............................................................................................................55 6.8 PESO DEL LODO DE DOMINIO DE POZO (MATADO) .......................................................................................55 6.9 CIRCULANDO EL LODO DE DOMINIO DE POZO (MATADO) ............................................................................56 6.10 REDUCCIÓN DE PRESIÓN GRADUAL ...........................................................................................................58 6.11 CONSIDERACIONES EN OPERACINOES COSTA AFUERA...........................................................................59 6.12 CONSIDERACIONES EN POZOS HORIZONTALES ........................................................................................59 7 METODOS DE CONTROL DE POZO ...................................................................................................................60 7.1 7.2 7.3 7.4

TIEMPO DE ESPERA Y PESO................................................................................................................................60 MÉTODO DEL PERFORADOR ..........................................................................................................................62 MÉTODO ACTUAL ..............................................................................................................................................64 MÉTODO VOLUMÉTRICO ....................................................................................................................................65

8 PROGRAMA (SOFTWARE) QLOG .......................................................................................................................67 8.1 PROGRAMA DE FUGAS ........................................................................................................................................67 8.2 PROGRAMA DE INFLUJO (ARREMETIDA) /DOMINIO (MATADO)....................................................................68 9 EJERCICIOS.............................................................................................................................................................70

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1 INTRODUCCIÓN

W. Wylie ERCB Muchos problemas pueden ser encontrados durante la perforación de pozos, especialmente en áreas que no han sido exploradas anteriormente, los cuales pueden ser considerados grandes inconvenientes cuya solución requiere del empleo de mucho tiempo operativo, y por consiguiente de dinero. Las arremetidas y los Reventones también son costosos desde el punto de vista del tiempo que se emplea en controlarlos pero, a diferencia de los demás problemas que puedan surgir, estos se caracterizan por ser una amenaza directa para la seguridad de la plataforma de perforación y su personal. Por lo tanto, es de suma importancia que todo empleado que trabaje en el monitoreo del pozo esté en total capacidad de reconocer cualquier indicio de que una arremetida este sucediendo dentro de éste. El poder identificar dicho suceso en su fase inicial permite al perforador cerrar el pozo lo antes posible, poniendo en práctica un procedimiento de control del pozo más seguro y reduciendo el riesgo tanto para el taladro como para su personal. Adicionalmente, el Ingeniero de Registro de Lodos debe comprender las teorías y procedimientos a seguirse en uno evento de control del pozo con el fin de asistir y dar soporte a la operación.

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2 GRADIENTES DE PRESIÓN Sin tomar en cuenta lo que la causa, una arremetida ocurre cuando la presión del fluido de la formación excede a la presión hidrostátoca equilibrante en el espacio anular. Esto puede causar un influjo de los fluidos de la formación al espacio anular, y por ende, produce una arremetida que debe ser controlada. Por lo tanto, el control del pozo consiste, en esencia, en eliminar el influjo y restaurar el balance en el pozo para que la presión anular sea mayor a la presión de la formación. Durante este proceso es de vital importancia asegurar que, mientras el pozo esté cerrado, la presión en el espacio anular no llegue a fracturar la formación más débil en hueco abierto. Si esto sucede durante una arremetida es porque se ha producido un reventón, lo cual se considera como el problema más difícil de resolver y peligroso de todos los problemas que surgen en una perforación, ya que se puede llegar incluso a la pérdida del taladro y de su personal. Por lo tanto, para lograr un control de pozo efectivo es muy importante tener un buen entendimiento de las presiones de formación que intervienen y de la presión anular que actúa contra estas.

2.1 Presiones Relacionadas con las Formaciones Presión de Sobrecarga

La presión ejercida, a determinada profundidad, por el peso acumulado de sedimentos superpuestos. Es por consecuencia una función tanto de la matriz de roca como de fluido de poro.

Presión de Formación

La presión ejercida por el fluido contenido en los espacios porosos de las rocas. Por lo tanto es equivalente a la presión hidrostática del fluido de formación en la región; la presión ejercida por la columna vertical del fluido (o fluidos) de la formación.

Presión de Fractura

La presión máxima que puede soportar una formación sin que se produzca la falla. El plano más débil de la formación es siempre horizontal. ESFUERZO DE SOBRECARGA

Presión de Fractura

Poro de Formación Presión de Fluido

Presión Hidrostática del Lodo

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2.2 Presiones de Balanceo del Pozo Presión Hidrostática de Lodo

La presión ejercida por el peso de una columna vertical de fluido de perforación estático o lodo.

Densidad Equivalente de Circulación A pesar de expresarse en términos de peso de lodo equivalente, es en realidad un aumento en la presión anular producido por las pérdidas de presión de fricción que resultan de la circulación del lodo. Presión de Pistoneo

Esta es una reducción en la presión anular producida por las pérdidas de presión de fricción resultantes del movimiento de lodos que se produce al retirar la sarta. Si la presión anular es menor a la presión de la formación se producirá un influjo.

Presión de Surgencia

Aumento en la presión anular debido a los incrementos de la presión de fricción cuando se inserta la sarta de tubería en el pozo. Si la presión de surgencia excede a la presión de la fricción se puede producir un derrumbamiento de la formación.

Presión Sobrecarga (SBC) Fractura (Pfrac) Hidrostática del lodo Formación (PF) ECD

Profundidad Vertical

Si la presión de la formación excede a la presión anular de balance >>> ARREMETIDA Si la presión anular excede la presión de fractura >>> FRACTURA

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Por esta razón se debe seleccionar el peso del lodo para que sea tan alto como se requiera para equilibrar la presión de la formación y prevenir la arremetida, pero tampoco puede ser muy elevado porque puede producir la fractura en una formación menos profunda y débil. Esto puede llevar a la pérdida de circulación de los fluidos a poca profundidad, mientras se produce la arremetida en las formaciones más profundas, lo que se denomina un reventón subterráneo. La “Presión Anular” es en consecuencia de suma importancia para el balance y control del pozo. Depende del peso del lodo aun cuando ésta presión “estática” puede incrementarse o disminuirse en ciertas situaciones: • Subir la tubería causa pistoneo lo que reduce la presión anular. • Insertar la tubería causa presión de Surgencia, lo cual incrementa la presión anular. • La circulación también produce aumentos en la presión anular. Por lo general se denomina a las presiones relacionadas con la Formación como “peso equivalente de lodo” (EMW), ya que de esta forma se puede “visualizar” convenientemente las presiones ejercidas dentro del pozo. 2.2.1 Hidrostática del Lodo La Presión Hidrostática se define como aquella presión que ejerce el peso de una columna estática de fluido a determinada profundidad. Es por esto que se puede constatar que cuando un determinado fluido de perforación, o lodo, llena el anulo, la presión ejercida a cualquier profundidad equivale a la Presión Hidrostática del Lodo. A cualquier profundidad: HYDmud

(Presión Hidrostática) = peso de lodo x TVD x g

PSI = PPG x pie x 0.052 KPa = kg/m3 x m x 0.00981 PSI = SG x pie x 0.433 PSI ppg KPa SG

= libras por pulgada al cuadrado = libras por galón = kilo Pascal = gravedad específica (gm/cc)

Esto da como resultado la presión de balanceo dentro del pozo cuando no se esté perforando y la columna de lodo se encuentre estática. Al iniciarse los movimientos del lodo, las pérdidas de presión por la fricción producirán ya sea aumentos o disminuciones en la presión de balance, dependiendo de la actividad que se realice al momento. DATALOG: MANUAL DE BOP Y CONTROL DE POZOS, Version 2.1, emitida Marzo, 2001

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Es necesario conocer, en todo momento, el valor de la presión de balance del anulo y su relación con las presiones “litológicas” que actúan en su contra: •

Si se permite que la presión de la formación exceda al valor de la presión del pozo, esto puede originar un influjo de fluidos de la formación al pozo, lo que resultaría en una arremetida.

• Al permitir que la presión del pozo exceda al valor de la presión de fractura se puede producir una fractura, lo que provocaría a su vez la pérdida de circulación y posiblemente un reventón. 2.2.2 Densidad Equivalente de Circulación. Durante la circulación, la presión ejercida por la columna de fluido “dinámico” en el fondo del pozo aumenta (al igual que la presión equivalente en cualquier punto del ánulo), lo que incrementa los resultados de las fuerzas de fricción y las pérdidas de presión anular originadas por el movimiento del fluido. Es de vital importancia conocer el valor de dicha presión mientras se ejecuten los trabajos de perforación ya que la presión de balance en el pozo al momento es mayor que la presión producida por la columna estática de lodo. El aumento de la presión de circulación originaría: • • • • •

Un sobre balance en comparación a la presión de la formación. Un aumento del riesgo de invasión de la formación Una invasión más severa de la formación Un aumento del riesgo de pega diferencial Una mayor carga sobre el equipo de superficie.

La presión incrementada se denomina Presión Dinámica o Presión de Circulación del Fondo del Pozo. (BHCP).

BHCP = HYDmud +

Pa∆

en donde Pa ∆ es la sumatoria de las pérdidas de presión

anular Al convertir dicha presión a su equivalente en peso de lodo se debe utilizar el término Densidad Equivalente de Circulación (ECD). ECD = PL +

Pa∆

(g x TVD) PPG

= PPG + (PSI / (pies x 0.052))

KPa

= kg/m3 + (Kpa / (m x 0.00981))

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Al perforar también debemos tomar en cuenta el peso de los cortes perforados, ya que el peso de los cortes sobre el ánulo, adicionalmente al peso del lodo, provocarán siempre un incremento de la presión en el fondo del pozo. Los cambios de presión, al igual que el incremento en la presión del fondo del pozo debido a la circulación (ECD), son considerados como el resultado del movimiento inducido del lodo, y de las presiones de fricción resultantes, al introducir o retirar la tubería del pozo. 2.2.3 Presiones Subientes Las presiones subientes son el resultado de la inmersión de la tubería en el pozo, lo que produce un movimiento ascendente del lodo dentro del anulo al ser éste desplazado por la sarta de perforación (tal como se observa con el lodo desplazado en la superficie dentro del sistema de pozos), y que resulta en presión de fricción. Al introducir la tubería al pozo, la presión de fricción produce un aumento, o subida, de la presión. El valor del aumento en la presión depende de varios factores tales como la dimensión de la tubería, la velocidad de inmersión de la tubería, el desfogue del ánulo y si la tubería se encuentra abierta o cerrada. Además de la presión de fricción, la cual puede calcularse, es necesario considerar que un movimiento demasiado acelerado de inmersión de la tubería provocaría una ola de reacción que viajaría por el lodo y sería perjudicial para el pozo. La Presión de Surgencia por lo general ocasiona daños en la formación, tales como invasiones de lodo en formaciones permeables, condiciones de inestabilidad del pozo, etc.

Sin embargo, el verdadero peligro que representa la presión de surgencia es que al ser excesiva puede ser mayor que el valor de la presión de fractura de las formaciones más débiles o no consolidadas, lo que produciría un colapso. Por lo general se maneja el concepto equivocado de que si la sarta se encuentra dentro de la tubería de revestimiento (casing, el pozo abierto estará libre de sufrir presiones de surgencia. ¡Definitivamente eso no sucede! Sin importar la profundidad de la broca durante la inserción, la presión de surgencia producida por el movimiento del lodo a dicha profundidad también ejercerá presión en el fondo del pozo. En consecuencia, aún cuando la sarta se encuentre dentro de la tubería de revestimiento, si el valor de la presión de surgencia resultante es lo suficientemente elevado, podría causar el colapso de una formación en un pozo abierto. Esto es extremadamente pertinente cuando la profundidad del pozo no sobrepasa con mucho al último punto de la tubería de revestimiento. La introducción de la tubería de revestimiento es un momento muy vulnerable para experimentar presiones de surgencia, debido al mínimo espacio anular entre la parte externa del revestimiento y las paredes del hoyo, y a que el extremo de la tubería de revestimiento se encuentra cerrado. Es por esto que

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la tubería de revestimiento siempre se sumerge a muy baja velocidad y el desplazamiento de lodo se monitorea constantemente. 2.2.4 Presiones de Pistoneo De igual manera las presiones de pistoneo son un resultado de la fricción causada por el movimiento del lodo, pero a diferencia de la anterior, se producen al retirar la tubería del pozo. Las pérdidas de presión de fricción, con movimiento ascendente de tubería, producen una reducción en la presión hidrostática del lodo. El movimiento del lodo es el resultado de dos procesos principalmente: 1. Con un movimiento lento de la tubería se puede producir un movimiento inicial ascendente del lodo que rodea a la tubería. Debido a la viscosidad del lodo, éste tiende a “adherirse” a la tubería y puede ser llevado hacia arriba al subir la tubería. 2. Más importante aún, al continuar el ascenso de la tubería, y especialmente si se lo hace con movimientos rápidos, se dejará un espacio vacío justo debajo de la broca y, lógicamente, el lodo del anulo descenderá para llenar este vacío. Esta pérdida de presión de fricción origina una reducción en la presión hidrostática del lodo. Si el valor de la presión se reduce hasta ser menor al valor de la presión de fluido dentro del poro de la formación, dos situaciones pueden ocurrir: 1. Con formaciones de lutita impermeable, la situación de desequilibrio produce que la formación se desmorone y ceda la pared del pozo. Esto da origen a los ya conocidos derrumbes de formación que llegan a sobrecargar el anulo y conducen al empaquetamiento de la sarta de perforación. 2. Con formaciones permeables la situación se vuelve más crítica aún y, simplemente, la situación de desequilibrio originará la invasión de los fluidos de la formación, lo que puede originar un reventón. Además de estas pérdidas de presión de fricción, un proceso tipo pistón puede producir más influjo de fluido proveniente de las formaciones permeables. Al arrastrar herramientas cuyo diámetro se ajusta al diámetro del pozo, tales como estabilizadores, a través de formaciones permeables, la falta de desalojo del anulo puede causar un efecto de jeringa, inyectando fluidos en el pozo. •

Más del 25% de los reventones son producidos por la reducción de la presión hidrostática, causada por el pistoneo.

•

Además de afectar al aspecto de seguridad del pozo, los fluidos que ingresan al pozo debido al pistoneo pueden producir la contaminación del lodo y llevar a la costosa labor de reemplazar el lodo. •

Los cambios de presión experimentados al cambiar la dirección de la tubería, como por ejemplo durante las conexiones, pueden ser muy dañinas para el pozo porque pueden causar el enlodamiento

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de las arcillas o lutitas, formando puentes o salientes de rocas, y pueden inducir a rellenar el pozo con lodo y rimarlo (repasarlo).

3 ARREMETIDAS Y REVENTONES 3.1 Definiciones ¿Qué es una arremetida?

Es un influjo de líquido de formación al pozo, el cual puede ser controlado desde la superficie.

¿Qué circunstancias deben existir para que suceda un reventón? 1. La presión de la formación debe ser mayor que la presión anular o del pozo. Los líquidos fluyen en la dirección de la presión decreciente o de la presión más pequeña. 2. La formación debe ser permeable para que los fluidos de la formación circulen. ¿Qué es un reventón?

Es un flujo de los fluidos de la formación que no puede ser controlado desde la superficie.

¿Qué es un reventón subterráneo? Un reventón subterráneo ocurre cuando se produce un flujo no controlable de fluidos entre dos formaciones. En otras palabras, una formación está sufriendo una arremetida mientras que, al mismo tiempo, la otra pierde circulación. ¿Qué es un reventón en superficie?

Se produce un reventón en superficie cuando no es posible cerrar el pozo para prevenir el flujo de fluidos en la superficie.

¡Es de vital importancia para el control del pozo el prevenir que una arremetida se convierta en un reventón !

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3.2 Causas de las Arremetidas No mantener el pozo lleno al retirar la tubería Al retirar la tubería del pozo es necesario bombear lodo al pozo para reemplazar el volumen del acero retirado. Si no se sigue este procedimiento, el nivel del lodo en el pozo caerá lo que produciría un descenso en la presión hidrostática del lodo. Es muy importante mantener el pozo lleno al retirar los lastra barrenas de perforación debido a que contienen mayor volumen de acero. Reducción de la presión anular debido al pistoneo. Las fuerzas de ficción producidas por el movimiento del lodo al retirar la tubería reducen la presión anular y esto resulta más crítico al momento de iniciar un viaje cuando el pozo está equilibrado gracias a la hidrostática del lodo y cuando las presiones de pistoneo son mayores. Pérdida de Circulación Si se pierde el fluido de perforación a través de una formación esto puede producir un descenso del nivel del lodo en el pozo y una reducción de la presión hidrostática. ROP excesivo al perforar a través de arenas gaseosas Si se permite el ingreso de gas al espacio anular en grandes cantidades, especialmente mientras éste se eleva y empieza a expandirse, se producirá una reducción en la presión anular. Formaciones subpresurizadas Pueden ser propensas a la fractura y a la pérdida de circulación, lo que llevaría a una pérdida de la cabeza hidrostática en el anular. Formaciones sobre presurizadas Es natural que si la presión de la formación es superior a la presión del anular, se producirá una arremetida.

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3.3 Señales de advertencia de una arremetida Antes de que se produzca un influjo o arremetida, se pueden observar varias señales e indicaciones que logran advertir sobre la posibilidad de que estos sucesos ocurrirán o que, de hecho, estén a punto de ocurrir. Zonas de pérdida de circulación

Con altas presiones de surgencia es necesario prestar atención a posibles signos de fractura y de pérdida de circulación. Las formaciones más débiles y fracturadas pueden ser identificadas por experimentar ROP’s y un torque errático más elevados. Los retornos reducidos de lodo, los cuales se identifican por una reducción en el flujo del lodo y un descenso en el volumen del pozo, indican una pérdida de fluidos de la formación.

Zonas de Transición

Incremento en ROP y descenso de la tendencia del exponente de perforación. Incremento en los niveles de gas. Aparece el gas de conexión. Señales de inestabilidad en el pozo, pozo apretado, torque de perforación, sobre tensión y arrastre. Temperatura del lodo en aumento. Incremento en el volumen de cortes, derrumbes, reducción de la densidad de la lutita.

Cuerpos sellados sobre presurizados Cambios bruscos en la rata de penetración, como consecuencia de las presiones diferenciales y de alta porosidad.

Cuando ocurre un cambio brusco en la rata de penetración, revisar el flujo de retorno, para poder determinar si se encuentra asociado con una zona sobre presurizada y con un posible influjo.

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3.4 Indicadores de Arremetidas Durante la Perforación Los siguientes indicadores de influjo han sido enlistados en el orden que por lo general son detectados en la superficie. • Descenso gradual de la Presión de Bombeo Podría ser relacionado o asociado a un incremento en la rata de Bombeo. Caída de la presión de bombeo como resultado directo del ingreso de fluidos de formación de baja densidad al pozo, lo que reduce la presión hidrostática del lodo en general. El descenso de la presión será más significativo por la presencia de gas y podría empeorar debido a la expansión de los gases. La caída de la presión será lenta y gradual al inicio, pero mientras más tiempo tarde en detectarse la arremetida, el descenso será “exponencial”. • Aumento del flujo de lodo desde el anular, seguido por….. • Un incremento en los niveles del lodo en los tanques del sistema. Mientras que los fluidos de la formación ingresan a la boca del pozo, un volumen equivalente de lodo será, necesariamente, desplazado del anulo a la superficie, el cual será adicional al volumen del lodo que circula y mostrará un incremento en el valor del flujo del lodo. En caso de experimentar un influjo de gas, el desplazamiento del lodo se incrementará de forma dramática mientras se produce la expansión del gas. Mientras continúa el influjo……. • Variaciones en la carga del gancho/ Peso en la Broca Al pesar de no ser un indicador primario, estas señales pueden ser observadas mientras se modifica el efecto de fluctuación en la sarta. Si el influjo llega a la superficie…. • Lodo contaminado, especialmente lodo “cortado” con gas Densidad del lodo reducida. Cambio en el contenido o concentración de cloruro (por lo general aumenta). Respuesta de gas asociada al evento. Indicadores de presión como desmoronamientos, temperatura del lodo elevada. ¡¡Siempre debe detectarse la arremetida antes de que el influjo llegue a la superficie!! DETECCIÓN TEMPRANA…..REVISIÓN DEL FLUJO…..CIERRE DEL POZO SI FLUYE

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3.4.1

Gas de Conexión

Los gases de conexión son un indicador exacto del aumento en la formación (y por lo tanto una advertencia de que un reventón podría suceder) como consecuencia de un desequilibrio temporal en el pozo. Los gases de conexión aparecerán como una respuesta claramente definida y de corta duración, con una respuesta de gas abrupta, la duración de un tiempo “fondo - arriba” luego de reencender las bombas después de la conexión. Este desequilibrio temporal puede resultar de la siguiente manera: • Una reducción de presión (en la ECD) debido al pistoneo producido por el levantamiento de la tubería. • Una reducción de la hidrostática del lodo cuando se detiene el bombeo y se coloca la sarta en los soportes o cuñas. • Una succión tipo pistón ejercida por las herramientas de diámetro similar al diámetro del pozo, tales como los estabilizadores y las brocas, mientras se arrastran a través de formaciones permeables. El pistoneo es el resultado del arrastre inicial del lodo junto con la sarta debido a su viscosidad. El movimiento del lodo produce pérdidas de presión de fricción que disminuyen la presión del anulo. Esto ocurre a lo largo de toda la tubería. Además, el movimiento del lodo también ocurre hacia abajo, como resultado de la llenada de lodo a través de la sarta para cubrir el espacio dejado por la tubería. Si la Presión Anular < la Presión de la Formación, se producirá un influjo

La reducción en la presión originada por el pistoneo aumenta con: • • • •

La velocidad de subida de la tubería La longitud de la sarta de perforación La viscosidad del lodo Espacio anular reducido

Un influjo puede originarse en cualquier punto en el pozo abierto si la formación es permeable y el pozo sea llevado a una condición de desbalance o desequilibrio. DATALOG: MANUAL DE BOP Y CONTROL DE POZOS, Version 2.1, emitida Marzo, 2001

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En todo caso, es más probable que aparezcan los gases de conexión desde el fondo del pozo: • Aquí es cuando la caída de presión es mayor • Aquí ocurre que el espacio anular en la zona donde están ubicados las herramientas de ensamblaje de fondo y lastra barrenas es reducido. Lo contrario ocurre con la tubería de perforación. • No existirá ninguna costra para protección contra pequeños influjos desde las formaciones permeables. Las arcillas impermeables también están en capacidad de producir gas de conexión a través de las fracturas y los deslizamientos (izquierda) y no del influjo como sucede con las formaciones permeables. Cuando las paredes del pozo producen derrumbes se llega a exponer la porosidad y, durante este proceso, se liberan los gases. Impermeable

Permeable

FP > P.hid

Por lo tanto, los gases de conexión indican claramente que se ha producido un influjo de los fluidos de la formación al reducirse temporalmente la presión anular. Una vez que se ha registrado el gas de conexión, se deberá observar detenidamente las conexiones subsiguientes para determinar señales de aumento de presión y/o de pistoneo. Una tendencia al alza indicará que el pozo se acerca cada vez

Aumento en Gas liberado

más al equilibrio y que una arremetida podría ocurrir eventualmente en lugar de un influjo temporal.

Gas Producido GC

Esta reducción en la presión diferencial podría originarse por: •

Flujo del Pozo

El aumento de la presión de la formación a través de una zona de transición,

O • Una reducción en la presión del anulo al permitir el ingreso de más gas al anular debido al incremento en el pistoneo.

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Si los gases del entorno y los de conexión van en aumento, el peso del lodo también debe ser incrementado para que el pozo vuelva al equilibrio.

3.5 Indicadores Durante el Viaje •

Relleno insuficiente del fluido de perforación al pozo Al retirar la tubería del pozo, el pozo no recibe el suficiente lodo de relleno para compensar el volumen de la tubería retirada. Esto indica que: Una arremetida ha sido succionada de alguna formación a la boca del pozo, o que… Se está perdiendo el lodo a través de la formación

•

Un “viaje húmedo” En el cual el influjo y la presión bajo la sarta previenen que el lodo se escurra desde la sarta, mientras ésta se retira.

•

Pistoneo El pistoneo excesivo se puede identificar en el cambio en el volumen del tanque de viaje al retirar distintas paradas de la tubería. Se podrá conservar que el tanque de viaje aumenta su volumen de lodo antes de que el nivel del lodo descienda al pozo para el proceso de llenado.

•

Aumento en el pozo Un incremento continuo en el nivel del tanque de viaje muestra claramente que una arremetida está sucediendo.

•

Ganancia de volumen en los tanque s de lodo De igual manera, el lodo que fluye a la superficie revela un influjo. El flujo también puede resultar de los fluidos de pistoneo que migran y se expanden en el anulo. Este proceso por si mismo puede ser suficiente para reducir la hidrostática hasta el punto de producir un influjo.

•

Relleno del pozo Un relleno excesivo del pozo (en el fondo del pozo) luego de un viaje puede presentar derrumbes en un pozo sobre presurizado o inestable.

•

Broca apretada Esto es más una advertencia que un indicador, una broca apretada es una señal de estar trabajando en un pozo apretado como resultado de altas presiones.

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DATALOG: MANUAL DE BOP Y CONTROL DE POZOS, Version 2.1, emitida Marzo, 2001 Cada precaución (es decir, el observar el pozo antes de sacar la tubería, el minimizar el pistoneo, las revisiones del flujo de retorno) debe ser tomada para evitar el riesgo de una arremetida durante el viaje:

• El control del pozo será más difícil si la broca se encuentra fuera del pozo o sobre la profundidad del influjo. • No se puede cerrar el pozo (los ramales de la tubería o del anulo) si los collares (lastra barrenas) de perforación están pasando a través de los BOP’s.

3.5.1 Margen del Viaje La reducción de la presión durante el pistoneo es de vital importancia durante el viaje (a diferencia de lo expuesto sobre las conexiones), debido a que: • La presión de equilibrio es la hidrostática en lugar de una ECD más alta. • Al retirar cada parada de la sarta se produce un pistoneo recurrente. • El efecto “pistón” afecta a todas las formaciones permeables dentro del pozo. Para minimizar la reducción en la presión es necesario: • Retirar lentamente la sarta de la tubería. • Mantener la viscosidad del lodo lo más baja posible (siempre teniendo en cuenta que se debe mantener las propiedades de limpieza y de levantamiento de cortes del lodo durante la perforación). Para asegurarse que la reducción en la presión no provocará un desequilibrio, es posible calcular un margen de seguridad o viaje:

Reducción de la Presión Y KPa

X m/min

Velocidad del arrastre

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Podemos crear un grafico que demuestre, para un determinado perfil del pozo, sistema del lodo, etc., las caídas de presión (Y) resultantes para determinado tramo de tubería, siendo levantada a varias velocidades de viaje (X). Para este gráfico: •

Para una velocidad determinada, es posible calcular el peso del lodo adicional que proporcione un margen de viaje específico sobre la presión de la formación.

•

Para una situación de sobre equilibrio, es posible calcular la velocidad máxima de funcionamiento con el fin de evitar la creación de un desequilibrio.

Ejemplo: Se anticipa un cambio en la formación a 3400m, ¿cuál es el peso del lodo requerido para obtener un margen de viaje de 500Kpa? La presión estimada de la formación es de 1045 kg/m3 (emw). Presión de la Formación = 1045 x 3400 x 0.00981 = 34855 KPa BHP requerido = 34855 + 500 = 35355 KPa MW = 35355 / (3400*0.00981) = 1060 kg/m3 Si se conoce que el valor actual del peso del lodo se estabilizó en 1060 kg/m3, es posible utilizar el Programa Swab/Surge (Pistoneo/Surgencia) para determinar la velocidad máxima de arrastre de la tubería y no sobrepasar el límite de 500KPa de caída de presión. De este modo, aún cuando se produzca el pistoneo, la presión anular nunca podrá descender debajo del valor de la presión de la formación.

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3.6 Expansión de Gas Según la ley de Boyle, la relación entre la presión, el volumen y la temperatura (PV/T) es una constante. Las burbujas de gas se expanden mientras suben por el ánulo y la presión hidrostática del lodo (la cual actúa en contra de las burbujas) disminuye. Al dividir en dos la profundidad vertical, la presión hidrostática también se divide en la misma proporción. Por lo tanto, de acuerdo con la Ley de Boyle, las burbujas de gas duplican su tamaño. Al utilizar sistemas de lodos con base de agua, el gas metano por lo general se presentará como un gas libre, en lugar de aparecer como un gas disuelto (A condiciones normales, máxima cantidad de C1 en solución es 3%). Por lo tanto, cuando un influjo de gas suba por el ánulo se podrá observar una expansión incrementada:

Volumen de

D/8 D/4

D/2

D profundidad Para ilustrar cuan importante puede ser la expansión de gas, asumamos que ½ m3 (500 litros) de gas ingresan al pozo a 4000m. A….

2000m 1000m 500m 250m 125m 60m

V = 1 m3 V = 2 m3 V = 4 m3 V = 8 m3 V = 16 m3 V = 32 m3

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Por el contrario, los lodos con base en aceite (aprox. 10% de C1 soluble a Condiciones normales), y peor aún, en aceites minerales (~15%), tienen puntos de burbujas más elevados y es posible que las burbujas de gas no aparezcan

Punto de la Burbuja

Gas en solución, no expansión

hasta que el influjo se encuentre muy cerca de la superficie. Es por esto que SPP, MFO y los indicadores del nivel de tanques pueden no ser significativos hasta que el influjo esté cerca, o ya en la superficie, en donde la expansión sería casi inmediata al liberarse el gas de la solución. Es verdaderamente importante tratar de identificar el influjo propiamente dicho en una pequeña variación de volumen.

3.7 Análisis de Fluido Existen dos formas de realizar un análisis de fluido que determine si el pozo se encuentra estático o está fluyendo: •

Mirar debajo de la mesa rotaria en la cabeza del pozo, determinar visualmente si hay fllujo dentro del pozo.

•

Dirigir el flujo del pozo hacia el tanque de viaje y monitorear el nivel para observar si ha sufrido cambios.

Estos métodos por lo general se realizan en los siguientes casos: • Cuando existen cambios significantes en la rata de penetración (drilling breaks) • Cundo se observa cualquier indicador de reventón durante la perforación, especialmente los cambios en el flujo de retorno del lodo. • Antes de limpiar la tubería en su parte interna antes de retirarla del pozo. • Después de retirar las primeras paradas de tubería para verificar que el pistoneo no haya provocado un flujo. • Cuando la broca se encuentra al nivel de la zapara del revestidor. • Antes de sacar los collares o lastra barrenas de perforación a través de los Sistemas de Prevención de Arremetidas (BOP). • Monitoreo constante (tanque de viaje) mientras se encuentre fuera del pozo.

Si el pozo fluye, debe cerrarse.

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4 EQUIPO PARA CONTROL DE ARREMETIDAS 4.1 El Sistema de Prevención de Arremetidas Para prevenir una arremetida es necesario contar con un sistema para cerrar o sellar el pozo que permita mantener bajo control el flujo de fluidos de la formación. Esto se logra a través del sistema de Prevención de Arremetidas (BOP), un arreglo o conjunto de preventores, válvulas y bobinas colocados a la cabeza del pozo. Comúnmente se lo conoce como el arreglo apilado (stack), y su propósito es: • Sellar el pozo para mantener bajo control el flujo de fluidos de la formación. • Evitar que los fluidos escapen hacia la superficie. • Permitir el desalojo de fluidos del pozo de una manera controlada. • Permitir de una manera controlada el bombeo de fluido de perforación al pozo para equilibrar la presión de la formación y prevenir influjos posteriores. • Permitir el movimiento de ingreso o salida de la tubería en el pozo. La distribución y el tamaño del sistema de preventores (BOP) se determinan de acuerdo con el peligro esperado y la protección requerida, además del tipo y tamaño de la tubería a utilizarse. Existen varios rangos de presión de trabajo para Prevención de Arremetidas establecidas por el Instituto Americano de Petróleo (API), las cuales se basan en el rango más bajo de presión de uno de los artículos instalados en el sistema de arreglo de preventores, los cuales pueden ser, los preventores en si, el cabezal del revestidor, u otro acople. Dependiendo del rango de la tubería de revestimiento y las presiones de formación esperadas debajo del punto de asentamiento del revestidor se puede instalar un BOP graduado apropiadamente. Por lo general los BOP’s tienen graduaciones de 5,000, 10,000, o 20,000 psi. Los requerimientos para un sistema de arreglo de preventores son: •

Debe existir la tubería de revestimiento suficiente para asegurar un anclaje firme para el arreglo apilado de preventores.

• Debe ser capaz de cerrar y sellar el pozo completamente, con o sin sarta en el pozo. • Debe contar con un procedimiento de cierre simple y rápido. • Debe contar con líneas controlables para desfogar la presión. • Debe facilitar la circulación de fluidos tanto a través de la sarta como del anular. • Debe contar con la habilidad de colgar o cortar la tubería, ser cerrardo en caso de que la instalación sea submarina, desmontar el elevador y abandonar el sitio. • Las instalaciones submarinas no deben ser afectados por el movimiento lateral del elevador provocado por el movimiento existente y las variaciones de la marea. Esto se logra a través de una conexión de bola.

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4.2 Preventores y arietes Se aplica estos nombres a varias “empacaduras” que pueden ser cerradas para sellar la cabeza del pozo. A continuación se muestra un arreglo pequeño de BOP para un pozo poco profundo en tierra.

Preventor de anular

Ariete

Cierre manual posible en tierra

4.2.1 Preventor de anular Este gráfico muestra un empaquetador reforzado (sello de caucho) que rodea al pozo. Al aplicar presión puede cerrarse alrededor de una tubería de cualquier tamaño y, de este modo, cerrar el anular. Con el aumento de presión también puede cerrar tubería de mayor diámetro incluyendo a la tubería de perforación, tubería pesada no muy rígida (collares) y el kelly. Sin embargo no se lo puede utilizar en tubería de forma irregular o en herramientas tales como collares de perforación espirales o estabilizadores. Este sistema permite reducir la velocidad de la rotación y el movimiento vertical de la tubería mientras que el pozo se encuentre sellado. Al viaje que se realiza en el pozo cuando se tiene un preventor anular cerrado se lo conoce como <snubbing>. Se conoce como <stripping> al proceso de retirar la tubería del pozo cuando el preventor anular se encuentre cerrado.

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También se puede cerrar un pozo abierto con un preventor anular cuando no haya tubería dentro del mismo. 4.2.2 Preventores de Ariete Los preventores de ariete tienen un sello de caucho más rígido que calza alrededor de formas específicas y pre diseñadas.

Arietes de tubería/ revest.

En este caso el sello de caucho coincide, exactamente, con el diámetro específico de la tubería para que el anular se encuentre completamente sellado cuando la tubería se encuentre dentro del pozo. Es por esto que el arreglo de BOPs debe incluir arietes de tubería para cada tamaño de tubería que ingrese en el pozo.

Arietes Ciego/de Corte

Se utiliza arietes ciego o de Corte para cerrar un anulo abierto, es decir, cuando no hay tubería dentro del pozo. Si hay tubería dentro del pozo, los arietes ciegos cortarán la tubería al cerrar el pozo. Si está equipado con hojas metálicas cortantes, la tubería se cortará. Este tipo es más común en arreglos marinos porque permite que la tubería se soporte en los arietes de tubería y se corte por medio de las hojas cortantes, lo que permite que el taladro desaloje el sitio.

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4.3 Configuración de apilamiento Líneas de ahogo y muerte

Preventor anular

Ariete ciego / corte

Ariete tubería

Cabezal de revestidor

Esquema de apilamiento simple de BOP

El preventor anular simple irá posicionado sobre el apilamiento de los BOP. La ubicación de las distintos arietes y líneas depende del tipo de las operaciones. A continuación se detallan los beneficios o desventajas que brinda el colocar los arietes ciegos o de corte sobre o debajo de los arietes de tubería. • Arietes ciegos inferiores Se puede cerrar el pozo con el fin de permitir la reparación o el reemplazo de otros arietes, es decir, funcionaría como una válvula maestra. La sarta no puede ser suspendida sobre arietes de tubería. • Arietes ciegos superiores La sarta puede ser suspendida en los arietes de tubería y retirada y posteriormente se podrá cerrar el pozo con el ariete ciego.

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Los arietes de tubería pueden cerrarse cuando la tubería se encuentre dentro del pozo y los arietes ciegos pueden ser reemplazados con los arietes de tubería. Esto minimiza el desgaste y permite que se pueda efectuar la operación <stripping> de la tubería.

4.4 Equipo Submarino

Tubería de elevación marina, Válvula y línea de dominio

Unión circular/flexible Empaq ue de Tuberí a de Elevaci ón Marina

Líneas flexibles o anillos (válvula +

Bajo

Preventor anular, generalmente dos

B O P St ac k

Tubería y Arietes empaquetadores de protección

Bases Guías Temporales y Permanentes DATALOG: MANUAL DE BOP Y CONTROL DE POZOS, Version 2.1, emitida Marzo, 2001

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4.4.1 Paquete submarino Elevable

Conexión de la Tubería

Unión Circular/ Flexible

Líneas flexibles de conexión a las válvulas de dominio/flexibles

Preventor Anular

Podio de control

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4.5 Estrangulador Múltiple Se aplica una presión de retorno luego de un influjo y cierre de pozo, para así lograr balancearlo, cambiando la ruta del flujo a través de válvulas ajustables (estranguladores múltiples). Entonces, se puede controlar la fuga de fluidos y presión en forma segura. Un cierre suave se realiza cuando una válvula se abre antes de que se cierren los arietes, para minimizar el choque o impacto sobre la formación. Un cierre fuerte ocurre cuando la válvula se ajusta antes del cierre. Las válvulas se conectan a la base del BOP a través de una serie de líneas y válvulas que proveen un número diferente de rutas de fluido así como la habilidad de detener completamente el flujo de fluidos. Este arreglo se lo conoce como estrangulador múltiple (choke manifold).

Nuevamente, la línea de estrangulación múltiple debe cumplir con requerimientos específicos: •

La línea tiene una capacidad de presión igual a la velocidad de la presión de la operación de la base BOP (igual al componente más débil).

•

La línea de válvulas que conectan el múltiple al arreglo de preventores deben estar tan rectas como sea posible y ancladas firmemente.

•

Deben existir rutas de fluido y teas alternativas en la parte baja de la línea de válvulas para así aislar el equipo que requiera reparación.

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4.5.1 Líneas de estrangulación y de matado Las líneas de estrangulación se utilizan generalmente para dejar escapar fluidos del anular. Las líneas de matado se utilizan generalmente para bombear lodo al pozo si no se lo puede hacer a través de la sarta de perforación. La colocación o configuración de los arietes apilados determinan la posición de las líneas de matado. Se localizarán directamente bajo uno o más arietes para que cuando se cierren, el fluido y la presión se mantengan bajo control (línea de estrangulación). El estrangulador tiene una ruta hacia el múltiple, sitio donde pueden ser monitoreadas las presiones. Un estrangulador ajustable permite que la “presión de retorno” que se aplica al pozo se ajuste para mantener el control. También permiten una vía alterna para el bombeo del lodo de perforación o cemento dentro del pozo, si no es posible que circule a través de la barra o de la sarta de perforación (línea de matado). La línea de matado se alineará generalmente con las bombas del taladro pero, muchas veces se puede utilizar una línea de matado remota como una bomba auxiliar de alta presión. Aun cuando los preventores pudiesen tener salidas para adjuntar el estrangulador y las líneas de matado, se usa bobinas para perforación separadas. Esto es un acople de ruptura que se fija entre los preventores creando un espacio extra (el cual sería requerido para para colgar la tubería y tener suficiente espacio para las uniones entre arietes ) para permitir anexar las líneas de matado. En taladros flotantes, cuando la base del BOP está en el fondo marino, el múltiple y la línea de matado se adhieren en el lado opuesto al elevador submarino. Las líneas deben ser flexibles en la parte superior e inferior del elevador para permitir movimientos y levantamientos.

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4.6 Cerrando los Preventores Los preventores se cierran hidráulicamente, con un fluido que se suple bajo presión. posible solo si el arreglo de preventores es accessible.

El cierre manual es

Hay tres componentes principales en el sistema para cerrar los preventers:1. Fuente de presión 2. Acumuladores 3. Múltiple de Control 4.6.1 Fuente de presión •

El fluido hidráulico debe ser administrado bajo una presión suficiente para que se cierren los arietes.

•

Las bombas eléctricas y neumáticas se utilizan para administrar el fluido hidráulico bajo la presión antes mencionada.

•

Adicionalmente, siempre deben haber bombas de repuesto y fuentes de electricidad alternativas o aire para prenderlas.

4.6.2 Acumuladores Las botellas de acumulación son una serie de botellas precargadas de nitrógeno que almacenan y administran fluido hidráulico bajo presión, necesaria para cerrar los preventores. •

Los diversos tipos de preventores tienen un amplio rango de presiones operativas y requieren volúmenes diferentes de fluido hidráulico para su funcionamiento.

•

Se debe conocer el volumen total de fluido hidráulico requerido para operar todo el conjunto de arreglos apilados de preventores.

• Las botellas de acumulación están unidas para almacenar el volumen necesario. • Las botellas están cargadas previamente de nitrógeno (generalmente entre 750 - 1000 psi) • El fluido hidráulico se bombea hacia adentro de las botellas, comprimiendo el nitrógeno e incrementando la presión en la botella. • La presión operativa (mínima requerida 1200 psi, máxima generalmente 3000 psi) determina la cantidad de fluido hidráulico disponible de cada botella y por lo tanto, el número total de botellas requerido.

Por ejemplo:-

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A Pre-cargadas B Cargo de Fluido Máximo C

P = 1000psi P = 3000psi

Presión Mínima Operativa P = 1200psi

V = 40litros N2 volumen = (1000*40)/3000

= 13.33litros

N2 volumen = (1000*40)/1200 = 33.33litros

Por lo tanto, el fluido hidráulico utilizable, por cada botella, es de 20 litros. 4.6.3 Múltiple de Control Este es básicamente el centro de operaciones para el control del pozo. El Múltiple de control dirige el flujo del líquido hidráulico hacia el ariete o preventor correcto. Los reguladores reducen la presión desde el valor de la presión operativa del acumulador hasta la presión operativa del preventor, generalmente 500-1500psi. El panel maestro de control se sitúa generalmente en la “caseta de perro” , con un segundo panel en otra área segura. Comúnmente, la operación neumática se utiliza para abrir y cerrar el preventor, los estranguladores, y las líneas de matado y regula las presiones.

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Los arreglos de preventores submarinos requieren de una operación un poco diferente desde el panel de control, por lo tanto:• Se requieren también líneas de señal o líneas piloto adicionales a las líneas de fluido hidráulico. •

Los reguladores bajo el agua y las válvulas controlan el flujo y presión del fluido hidráulico luego de recibir una señal desde la superficie.

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4.7 Diversificadores El diversificador en un que trabaja a baja presión, instalado bajo el neplo de campana y la línea de flujo. Dirige el fluido del pozo para que no llegue al taladro y al personal. Comúnmente se los utiliza antes de instalar el arreglo de BOPs para dar seguridad en el evento de que se encuentre gas en zonas superficiales. Los diversificadores son esenciales en la perforación costa afuera pero están diseñados para manejar presiones bajas. Está diseñado para empaquetar o encerrar el cuadrante o Nelly, o la tubería de perforación y dirigir el flujo hacia otro lugar. Si se quiere controlar presiones altas o cerrar completamente el pozo, los resultados serán una falla o un descontrol en el flujo, ocasionando una fractura en la formación alrededor del revestidor superficial o del tubo conductor. Generalmente se instalan dos líneas de diversificadotes y en el caso de una arremetida:• Se abrirán una o ambas líneas de diversificador •

Se cierra una empacadura el espacio anular

alrededor de la tubería de perforación, o cuadrante (Kelly) para aislar

• El gas se lo conduce en una dirección lejos del taladro hasta que pierda su presión

Estructura del taladro Ensamblaje del diverdificador

Tubería Submarina auto elevable

Preventor Anular LMRP

Arietes Preventores

La respuesta debe ser rápida ya que con gas poco profundo la cabeza hidrostática es mínima y el gas llegará rápidamente a la superficie. Se debe abrir una línea de viento antes de cerrar el empaque para prevenir que el gas salga a través del tubo conductor. Este esquema muestra una instalación típica para barcazas de perforación y plataformas semi sumergibles. Se lo ensambla en la subestructura del piso de perforación sobre la tubería submarina autoelevable. El movimiento relativo entre el arreglo de preventores y el taladro se contabiliza mediante una unión flexible/circular ubicada bajo el arreglo. Una segunda unión flexible se instala entre el diversificador y la unión telescópica de la tubería autoelevable.

Fondo del mar

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4.8 Preventor de Reventones Interno Esto se refiere al equipo que se puede utilizar para aislar totalmente la sarta de perforación con el fin de proveer control adicional. Pueden ser válvulas de cierre manual que se insertan en la sarta de perforación en superficie o pueden ser válvulas unidireccionales automáticas ubicadas dentro de la sarta de perforación en el hoyo. Hay ciertas diferencias en el equipo, dependiendo del sistema rotatorio del taladro:4.8.1 Taladros con sistema rotacional de Kelly (Cuadrante) Válvula o grifo superior para kelly

Esta válvula se localiza entre el Kelly y la unión giratoria (swivel) para aislar el fluido de perforación en la sarta de perforación.

Valvula o grifo inferior para Nelly

Esta se instala en la base del Kelly y generalmente se utilizará si la válvula para Kelly superior está dañada o es inaccesible.

Válvula de seguridad

Esta válvula es casi idéntica a la válvula inferior para kelly. En lugar de ser instalada como parte de la sarta, ésta se mantiene en el piso del taladro para ser “conectada” en la parte superior de la tubería de perforación por si hay una arremetida durante el viaje mientras el kelly está colgado.

4.8.2 Taladros con sistema de Control Rotacional de Tope (Top Drive) Este tipo de taladros utilizan una Válvula Superior de Seguridad Remota y una Válvula Inferior de Seguridad, estando ambas conectadas entre sí. •

La válvula superior se opera en base a control remoto ya que la ubicación del control rotacional de tope es muchas veces inaccesible (altura) en caso de una arremetida.

La ventaja de este arreglo es que hay una protección inmediata en caso de una arremetida, si ésta llega a ocurrir durante un viaje. DATALOG: MANUAL DE BOP Y CONTROL DE POZOS, Version 2.1, emitida Marzo, 2001

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4.8.3 Preventores Adicionales BOP Interno

Esta es una válvula de control unidireccional que se la utiliza para cerrar el tope de la tubería de perforación. Permite que la sarta de perforación se mueva en el pozo, bajo presión, en el caso de que ocurra una arremetida mientras la sarta no se encuentre en el fondo. Físicamente es difícil estabilizar la válvula contra el flujo de lodo proveniente de la tubería de perforación, así que generalmente se instala primero la válvula de seguridad.

Válvula Descendente unidireccional Esta válvula se bombea o se deja caer dentro de la tubería de perforación, asentándose en la base situada en o cerca del ensamblaje de fondo (BHA). Algunos modelos de este tipo de válvula pueden ser recuperados con cable ya que, de otra manera, la sarta de perforación debe ser levantada para sacar la válvula. Generalmente se los utiliza en operaciones de viaje por maniobra forzada. Si se abandona una locación costa afuera, se deben instalar antes de cortar la tubería. Válvula Flotante

Esta válvula de control se instala en el acople entre la broca y el motor de fondo (bit sub) para prevenir el flujo de retorno del lodo a través de la sarta de perforación. Los modelos simples son válvulas de una vía que previenen que la presión se transmita al pozo mientras fluye el fluido. Desafortunadamente, esto tiene como resultado una desventaja ya que no se conocerá la presión de la tubería de perforación al momento de cerrar el pozo. Una válvula tipo “ranurada” o válvula “venteadora” minimizan los reflujos pero permiten registrar la presión de cierre estable.

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4.9 Preventores Rotatorios Se los conoce también como cabezas rotatorias o BOPs rotartorios. • Se encuentran ensamblados sobre los BOP estándar y actúa como un diversificador de flujo rotatorio. • Esto permite movimientos de rotación y verticales a la tubería de perforación al mismo tiempo que los sellos de caucho se cierran alrededor y rota con la tubería o kelly.

Cabeza de Kelly Caucho superior Ensamblaje cojinete

Caucho inferior

• Por lo tanto, se logra contener el flujo del lodo y ser dirigido hacia otro lugar a través de los ensamblajes del tazón y cojinete. • Con este equipo se pueden controlar las presiones anulares hasta 3,500 lppc

Tazón

• Las aplicaciones incluyen casos de perforación bajo balance y hasta facilitan la perforación en zonas de altas presiones mientras fluye el pozo. Mientras que el sello de caucho contiene las presiones alrededor de la sarta o kelly de perforación, el flujo se lo dirige mediante el tazón y cojinete. El ensamblaje del cojinete permite que la parte interna rote con la sarta de perforación mientras la parte externa se mantiene estacionaria, junto con el tazón. Los sellos son generalmente de dos tipos:1. Un caucho con forma de cono que se sella alrededor de la sarta de perforación. El diámetro interno del sello es más pequeño que el diámetro externo de la tubería por lo que el sello se estrecha para lograr que se cierre perfectamente alrededor de la tubería. No se requiere presión hidráulica adicional para completar el proceso de sellado ya que la presión real proviene de las presiones existentes en el pozo y que actúan sobre el caucho en forma de cono. Por lo tanto, el caucho se sella solo y mientras mayor sea la presión del pozo, mejor será el sellado. 2.

Un sellado tipo empaque que requiere presión hidráulica externa para inflar el caucho y lograr el sellado. Habrá sellado siempre y cuando la presión hidráulica sea mayor que la presión del pozo.

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5 CÁLCULOS DE FRACTURA 5.1 Prueba de Fuga Esta es una prueba de presión que se la realiza generalmente luego de haber perforado el zapato de revestidor y cemento y nueva formación, antes se seguir perforando la siguiente sección del pozo. Esta prueba tiene dos razones principales. Integridad del Cemento

Antes de perforar la siguiente sección del pozo, es crítico determinar si la adhesión del cemento es suficientemente fuerte para prevenir que los fluidos de alta presión fluyan a formaciones menos profundas o a la superficie

Presión de Fracturas

Si, como se supone, el cemento retiene la presión que se ejerce durante la prueba, habrán fracturas en la formaciones, en condiciones controladas. A esta profundidad, se asume que la formación será más débil ya que es el punto menos profundo junto a la siguiente sección del pozo. Por lo tanto, la presión de la formación determinada en la prueba presión máxima aplicable al pozo sin causar fracturas.

será la

Se pueden realizar dos tipos de pruebas:Muchas veces se realiza una Prueba de Integridad de la Formación cuando hay un buen conocimiento de las presiones de formación y fractura en una región determinada. En lugar de inducir fracturas, la prueba de presiones se la toma en una presión máxima pre-determinada, considerada lo suficientemente alta como para perforar en forma segura la siguiente sección. Una Prueba de Fuga completa lleva una fractura de la formación. Procedimiento:•

Luego de perforar el revestimiento del zapato, se perfora una pequeña sección de la nueva formación, alrededor de 10m. • Cerrar el pozo • Bombear el lodo a una velocidad constante, hacia dentro del pozo de manera que la presión en el anular se incremente. • Monitorear la presión por indicaciones de que el lodo ha sido inyectado a la formación. Primeramente se verá un incremento linear con una caída de presión que ocurre cuando se llega al punto de fuga. En este punto se detiene el bombeo. El gráfico que representa la presión en función del tiempo o el volumen de lodo bombeado muestra 3 etapas principales para una Prueba de Fuga completa. El operador debe decidir qué valor particular de la presión de fuga se toma, pero evidentemente, se tomará el valor menor. De esta manera este será el punto inicial de la Presión de Fuga, si el desarrollo de la prueba no causa una ruptura completa. Si hay una, la Presión de Propagación debe ser la menor, indicando que la formación se encuentra más débil como resultado de la prueba.

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Presiรณn de Ruptura Ha ocurrido una falla completa e irreversible con la caรญda de la presiรณn- parar el bombeo

Presiรณn Superficial de Cierre

Presiรณn de Fuga Incremento lento de la presiรณn reducir la velocidad de bombeo mientras el lodo comienza a inyectarse en la formaciรณn

Presiรณn de Propagaciรณn Si para el bombeo en el punto de falla, la formaciรณn puede recuperarse pero estarรก mรกs dรฉbil

Volumen de Lodo bombeado

Con una prueba de fuga (LOT, Leak Off Test) el lodo se inyecta en la formaciรณn hasta que hay una fractura. Por lo tanto, la formaciรณn se debilitarรก permitiendo una tolerancia menor en la siguiente secciรณn del hoyo. Una fuga completa debe conducirse en pozos exploratorios donde no se tiene informaciรณn sobre la presiรณn de fractura. Si se conoce sobre la presiรณn regional y los gradientes de fractura, se debe conducir una Prueba de Integridad de la formaciรณn (FIT, Formation Integrity Test) a una presiรณn que se sabe se encuentra sobre la mรกxima requerida anticipada, durante la siguiente secciรณn del pozo. Al no incrementar la presiรณn hasta el punto de fuga, la FIT provee un crecimiento en el margen de seguridad seguro contra la fractura en la zona del zapato.

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5.2 Presión de Fractura Todos los materiales tienen una fortaleza finita. La Presión de Fractura se define como la presión máxima que una formación puede soportar antes de que su resistencia a la tensión se exceda y falle. Los factores que afectan a la presión de fractura incluyen: Tipo de roca Esfuerzos o Tensiones in-situ Debilidades tales como fracturas, fallas Condiciones del pozo Relación entre la geometría del pozo y la orientación de la formación Características del lodo Si una roca se fractura existe una situación de peligro potencial en el pozo. Primeramente, habrá una pérdida de lodo en la zona fracturada. Dependiendo del tipo de lodo y el volumen de pérdida, esto puede ser extremadamente costoso. La pérdida de lodo puede reducirse o prevenirse reduciendo la presión anular por medio de velocidades de bombeo reducidas, o, se puede necesitar una acción correctiva más costosa, utilizando una variedad de materiales para sellantes y “taponar” la zona fracturada y prevenir pérdidas futuras. Evidentemente, todos estos tipos de tratamiento causan daños extremos en la formación y deben evitarse, de ser posible. Sin embargo, si la pérdida de lodo es demasiado severa, el nivel de lodo en el pozo puede bajar, reduciendo la presión hidrostática existente en el pozo. Esto puede dar por resultado una zona, en otro tramo del pozo, que se encuentre desequilibrada y fluyendo. Este es el caso de un reventón subterráneo! Por lo tanto, es esencial conocer el gradiente de fractura mientras se planea y perfora el pozo.

LOP

La presión de fractura se determina en base a la prueba de fuga realizada al nivel del zapato del revestimiento. Durante la prueba, una combinación de dos presiones arroja una presión en el zapato que causa una fractura:

HYD • La presión hidrostática que ejerce el fluido de perforación en el zapato. • La presión de cierre aplicada cuando se bombea lodo a un pozo cerrado, es decir, la presión de fuga.

Fractura

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Pfrac = HYDshoe + LOP

donde Pfrac = presión de fractura HYDshoe = hidrostática del lodo en el zapato = MW x TVDshoe x constante

LOP = presión de cierre aplicada en la superficie, ya sea determinada del LOT o FIT Pfrac (emw) = MW + LOP/(TVDshoe x g)

Ejemplo - En Unidades de Campo Un LOT se desarrolla con una profundidad de zapato a 4000ft TVD, con un peso de lodo de 10.5ppg. La fuga ocurre cuando hay una presión de cierre de 1500psi. LOP = 1500psi HYDshoe = 10.5 x 4000 x 0.052 = 2184psi Pfrac = 2184 + 1500 = 3684psi Pfrac emw = 3684 / (4000 x 0.052) = 17.71ppg emw Ejemplo - En Unidades Métricas Se realiza un FIT con una profundidad de zapato de 2500m TVD, con un peso de lodo de 1035 kg/m3. El FIT se mantiene en la presión de cierre de superficie de 10500 Kpa. LOP = 10500KPa HYDshoe = 1035 x 2500 x 0.00981 = 25383 KPa Pfrac = 25383 + 10500 = 35883 KPa Pfrac emw = 35883 / (2500 x 0.00981) = 1463 kg/m3 emw Sin embargo, es muy importante entender que, aunque la prueba de presión es la única manera de determinar la presión de la fractura (otra que solo perder la circulación existente), hay algunas circunstancias que pueden llevar a inexactitudes o falta de confiabilidad:-

• La Prueba de Integridad de Formación no determina la presión de la fractura real, solo el mínimo valor aceptable para la operación de perforación. Aun cuando no provee información precisa, esta prueba no provee márgenes de seguridad.

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• Generalmente se seleccionan las formaciones consolidadas del pozo para asentar el zapato - esta formación puede no ser la más débil si luego se encuentran formaciones no consolidadas o con demasiada presión, en un intervalo corto desde el zapato. •

Puede haber una fuga aparente cuando existe una permeabilidad alta, o formaciones vugulares altas, aún cuando no haya una fractura.

•

Puede haber una mala adhesión del cemento que dé por resultado una fuga a través del cemento en lugar de a través de la formación.

• Se puede registrar porosidad localizada o micro fracturas en presiones de fractura bajas, registradas • La geometría del pozo, en relación a los esfuerzos horizontales o verticales, puede llevar a presiones de fractura engañosas, produciendo resultados diferentes en la misma formación, entre pozos verticales y desviados.

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5.3 Máxima Presión Anular Permitida en Superficie Cuando se requiere cerrar un pozo para controlar un reventón, cierre para balancear la presión existente en el fondo del pozo.

es necesario que exista una presión de

Existen dos presiones que actúan en el zapato al momento del cierre:  Presión hidrostática del lodo  Presión de cierre aplicada desde la superficie La combinación de ambas presiones no debe exceder la presión de la fractura de la formación en el zapato. (la Pfrac se determina en base a las pruebas de fugas)

Pfrac > HYDshoe + Presión de Cierre La presión MAASP es la presión de cierre máxima que se puede aplicar sin que se fracture la zona más débil, asumiendo que sea el zapato: Pfrac = HYDshoe + MAASP MAASP = Pfrac - HYDshoe Al momento del LOT, es evidente que la MAASP es igual a la Presión de Fuga ya que la presión de cierre es la causa de la fractura. Ejemplo - En Unidades de Campo Se realiza un LOT a una profundidad de zapato de 4000 pies TVD, con un peso de lodo de 10.5 ppg. La presión de fuga es de 1500 psi. Pfrac = hyd + LOP = (10.5 x 4000 x 0.052) + 1500 Pfrac = 2184 + 1500 = 3684psi Por lo tanto, la Presión MAAS, con un lodo de 10.5 ppg, también es igual a 1500 psi. Una presión de cierre mayor a este valor fracturaría el zapato. La Presión MAASP cambiará solo si cambia el peso del lodo: La profundidad perforada no importa ya que estamos tratando con la zona más débil, ubicada en el zapato. De las dos presiones que actúan en el zapato: La presión hidrostática del lodo cambia solo si cambia el peso el lodo. DATALOG: MANUAL DE BOP Y CONTROL DE POZOS, Version 2.1, emitida Marzo, 2001

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Pfrac no varía, como es evidente. Calcular la MAASP, para 6000 pies MD, si el peso del lodo se incrementa a 11.2ppg. MAASP = Pfrac - HYDshoe = 3684 - (11.2 x 4000 x 0.052) = 1354psi Esta forma de calcular cambiará solo si se encuentra una zona débil a una mayor profundidad. Ejemplo- en Unidades Métricas Ya que Pfrac permanece constante, si se incremente el peso del lodo, la MAASP debe bajar. Al momento de la prueba de fuga, se debe construir una tabla comparativa del peso de lodo versus MAASP. Si se realiza una fuga en el zapato, TVD de 3000 m, el peso del lodo es de 1020 kg/m3 y la presión de fuga registrada es 8000 Kpa. Pfrac = (1020 x 3000 x 0.00981) + 8000 = 38019 Kpa MAASP = Pfrac - HYDshoe MAASP @ 1020kg/m3 = 8000 Kpa MAASP @ 1030kg/m3 = 38019 - (1030 x 3000 x 0.00981) = 7706KPa MAASP @ 1040kg/m3 = 38019 - (1040 x 3000 x 0.00981) = 7412KPa MAASP @ 1050kg/m3 = 38019 - (1050 x 3000 x 0.00981) = 7117Kpa

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5.4 Tolerancia de Arremetida (Kick tolerante) El peso del lodo debe ser suficiente como para ejercer presión y prevenir una arremetida pero no debe ser tan elevado como para que la presión resultante cause una fractura en la formación, como es evidente. Esta formación llevará a una pérdida de circulación (pérdida de lodo en la formación) en la zona fracturada. Esto, en cambio, llevará a una caída en el nivel del lodo existente en la región anular, reduciendo la presión hidrostática del pozo. Por último, con una presión reducida en la región anular, puede comenzar a fluir otra formación permeable localizada en otro punto del pozo. Ante la pérdida de la circulación en un punto y un influjo o arremetida en otro, es indudable que pueda comenzar un reventón subterráneo! En condiciones críticas, el pozo debe cerrarse. Durante la perforación se puede balancear la presión alta de las formaciones con el peso del lodo. Sin embargo, si se produce una arremtida (causada ya sea por un incremento en la presión de la formación o a través de una reducción de la presión causada por pistoneo), el pozo debe cerrarse. Si la presión causada por el peso del lodo es muy alta, las formaciones más débiles, localizadas en el zapato, pueden fracturase cuando se cierre el pozo. Esta situación será peor si se requieren presiones de cierre más elevadas para balancear la baja densidad de los influjos, especialmente con gas expansible! La TOLERANCIA DE ARREMETIDA es el balance máximo en gradiente (es decir, peso de lodo) que puede ser manejado por el pozo, con el TVD (Profundidad Vertical Verdadera) actual, sin fracturar el zapato, en caso de que el pozo deba ser cerrado.

TOLERANCIA DE INFLUJO =

TVDshoe x (Pfrac - PL) TVDhole

Donde Pfrac PL

= gradiente de fractura (pel) en el zapato = peso real del lodo

Si el peso de lodo requerido para balancear las presiones de la formación mientras se perfora dan por resultado una fractura en el zapato durante el cierre del pozo, se debe colocar un recubrimiento de zapato más profundo (a una presión de fractura mayor). Para que el influjo del gas se considere, la formula debe modificarse como sigue:

KT = [TVDshoe x (Pfrac - PL)] - [influx height x (PL - densidad de gas)] TVDhole TVDhole

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El método ilustrado se basa en tres criterios: • Una altura y volumen de influjo máximos (no hay tolerancia de influjo) - Punto X • Una densidad de gas típica o conocida (de pruebas previas de pozo, por ejemplo ) • La tolerancia máxima de influjo (influjo líquido y no gaseoso) - Punto Y Esto define los límites en un plano gráfico, lo que provee de una referencia fácil para este importante parámetro. Los valores se determinan de la siguiente forma: Altura Máxima =

TVDshoe x (Pfrac - PL) PL - densidad del gas

Si se desconoce la densidad del gas, se deba asumir 250 kg/m3 (0.25 SG o 2.08ppg) Volumen Máximo de Influjo se determina en base a la capacidad de altura máxima y anular que define el Punto Y del gráfico.

KT Máximo, como se muestra anteriormente, =

TVDshoe x (Pfrac - PL) TVDhole

Esto define el Punto X en el gráfico, un influjo líquido sin gas. Este gráfico se completa al dividirlo entre las diferentes secciones anulares cubiertas por el influjo, es decir, en caso de que existan secciones de perforación diferente o de que el influjo se encuentre por sobre la sección de perforación o, aún, si el influjo pasa del hueco abierto al hueco recubierto. Esto es necesario ya que el mismo volumen de influjo va a tener diferentes alturas de columna en cada sección anular.

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Tolerancia de Influjo, ejemplo práctico Utilizando la siguiente configuración de pozo: Zapato de revestimiento Profundidad del pozo Pfrac en el zapato PL Real Longitud de Collares de Perforación Capacidad del Anular

= 2000m = 3000m = 1500 kg/m3 pel = 1150 kg/m3 = 200m = 0.01526m3/m (216mm hueco abierto, 165mm collares de perforación) = 0.02396m3/m (216mm hueco abierto, 127mm collares de perforación) = 250 kg/m3

Capacidad del Anular Densidad del Gas Altura Máxima

= TVDshoe x (Pfrac - PL) PL - densidad del gas

= 2000 (1500 - 1150) = 777.8m 1150 - 250

Volumen Máximo, determinado desde 200 m. alrededor de los collares de perforación y 577.8 m. alrededor de la tubería de perforación: DC DP

= 200 x 0.01526 = 577.8 x 0.02396

Vol Max = 3.05 + 13.84 KT Máximo = TVDshoe x (Pfrac - PL)

= 3.05m3 = 13.84m3 = 16.89m3

= 2000 (1500 - 1150) = 233.3 kg/m3

TVDhole

3000

Por lo tanto, el Punto X = 16.7m3, Punto Y = 233 kg/m3 Ahora, se debe determinar el “punto de ruptura” del gráfico, para las secciones anulares de los collares de perforación y tubería de perforación: Para hacerlo, se debe calcular el KT relacionado a un influjo de gas de 3.05m3, que llegará hasta el tope de los collares de perforación cuya longitud es de 200 m:

KT = [TVDshoe x (Pfrac - PL)] - [altura de influjo x (PL - densidad del gas )] TVDhole TVDhole = 2000 (1500 - 1150) 3000

200 (1150 - 250) 3000

= 173.3 kg/m3

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Por lo tanto, el punto de ruptura del gráfico se encuentra en los 3.05m3 y 173.3 kg/m3. El gráfico se lo dibuja de la siguiente manera: KT kg/m3 240

Collares de Perforación

Tubería de Perforación

200 173 160 120 80 40 0

Volumen de Influjo

m3 0

3.05 4

De éste gráfico se puede obtener la siguiente información: Para el influjo de líquido, sin gas: • La tolerancia de influjo es de 233 kg/m3 sobre el peso del lodo actual. •

Esto quiere decir que la presión máxima de la formación que puede controlarse al cerrar el pozo, sin causar fracturas es 1383 kg/m3 (1150 + 233).

• Cuando la presión de la formación es mayor que la anticipada, se debe asentar un nuevo zapato de revestimiento. El gas ligero y expansible cambia este escenario dramáticamente: • Si se permite más de 16.7 m3 de gas en el anular, no hay tolerancia de influjo en pozo cerrado y el zapato se fracturará! •

Los operadores muchas veces trabajan en el nivel máximo aceptable de influjo para determinar la tolerancia.

• Por ejemplo, un gas con un influjo de 10m3 tendrá una tolerancia de influjo de 86 kg/m3 sobre el peso del lodo actual.

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Esto puede verificarse con la siguiente formula: De los 10m3, 6.95m3 se encuentran alrededor de la sección anular de la tubería de perforación, ya que 3.05m3 llenan la sección del cuello de perforación: Altura alrededor de la TP = 6.95 / 0.02396 = 290m Altura alrededor del CP = 200m Altura Total = 490m KT

= 2000 (1500 - 1150) - 490 (1150 - 250) 3000 = 86.3 kg/m3

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PRINCIPIOS DE CONTROL DE POZOS Y CALCULOS

6.1 BALANCEANDO PRESIONES DE FONDO DE POZO Si se asume que hay un influjo o arremetida en el fondo del pozo, durante el control del mismo, la presión de fondo del pozo (BHP) debe balancearse hacia ambos lados, tanto en la parte interna de la sarta de perforación como en el espacio anular correspondiente. Se puede considerar que este pozo se comporta de acuerdo a los lineamientos de un tubo en U. En una situación de pozo normal:

SIDP = 0

SICP = 0

Se asume que el pozo se encuentra en balance normal donde la presión hidrostática del lodo excede la presión de la formación. En una situación de perforación normal, el tubo en U se abre hacia la superficie con la presión en el fondo del hueco igual a la hidrostática del lodo. Esta presión será igual en ambos lados del tubo en U, para que el pozo esté balanceado.

BHP = HYDmud

Si el pozo se cierra, las presiones son las mismas y no se requiere presión superficial adicional para lograr un balance.

Ahora, consideremos las profundidades y las presiones reales:

SIDP = 0

SICP = 0

PL = 1020 kg/m3 TVD = 1000m HYDmud = 1020 x 1000 x 0.00981 = 10006 KPa Si esto es mayor que Pform, entonces el BHP = 10006 KPa. Las presiones de cierre serán cero ya que el pozo se encuentra balanceado.

BHP = HYD = 10006KPa

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Ahora, si el anular es parcialmente (la mitad en este caso) llenado con lodo más liviano :

SIDP = 0

La sarta se encuentra llena todavía con lodo de 1020 kg/m3 , y ejerce una presión BHP de 10006 KPa.

SICP = 98

Sin embargo, la hidrostática en el anular se ha reducido:

1020 500m

HYD1020 = 1020 x 500 x 0.00981 = 5003KPa HYD1000 = 1000 x 500 x 0.00981 = 4905KPa

1000

Presión Anular = 5003 + 4905 = 9908KPa

1000m 10006KPa

9908KPa

BHP = 10006KPa

Esto no balancea la BHP, por lo que si el pozo se encontraba cerrado, se debía adicionar 98KPa en la superficie. (98 + 5003 + 4905 = 10006)

Regresando a nuestro pozo con lodo de 1020 kg/m3 : A los 1000m, una formación es penetrada con una presión de 10400KPa. Con el influjo, el resultado será que el pozo se cierre.

SIDP=394KPa

La BHP es ahora igual a 10400KPa En el lado de la sarta de perforación, se asume que la afluencia no ingresa en la tubería:

influx BHP = Pform = 10400Kpa

HYDmud = 10006KPa Una presión SID de 394KPa balanceará el pozo: 10400 = 10006 + 394

En el anular, la hidrostática total se reduce por la afluencia por lo que se requerirá una presión SIC mayor para balancear el pozo.

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Ejemplo: Profundidad Perforada = 3500m TVD, PL = 1030kg/m3. Influjos de formación….FP = 38000KPa; petróleo cuya densidad es 850 kg/m3 fluye hasta 500m de altura.

SIDP = 2635KPa SICP=3518KPa

HYDmud = 35365KPa

1030

HYDmud = 30313KPa

850

HYDinflux = 4169KPa

Pform = 38000KPa BHP = la FP más alta = 38000 KPa HYD = 1030 X 3500 X 0.00981 = 35365KPa Para balancear la parte interna de la sarta de perforación, SIDP = 38000 - 35365 = 2635KPa Para balancear el espacio anular,

SICP = 38000 - (HYDmud + HYDinflux) = 38000 - [(1030 x 3000 x 0.00981) + (850 x 500 x 0.00981)] = 38000 - [30313 + 4169] = 3518KPa

De estos principios del tubo en U se pueden determinar las siguientes formulas para el cierre:

XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX

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6.2 Formulas para cierre Presión en el Anular o o sarta de perforación + Presión de Cierre = Presión de Formación La Presión SID provee una presión adicional a la hidrostática del lodo en la sarta de perforación, para así balancear la BHP que se incrementó como resultado de la presión de la formación. Hidrostática del Lodo + SIDP = Presión de la Formación El mismo principio se aplica al lado anular del tubo en U, pero ahí, la columna de lodo se contamina por la afluencia o influjo. Esto reduce la hidrostática general en el anular y se requiere una presión CSI mayor para lograr un balance. Si se asume que la afluencia se concentra en el fondo del pozo, la altura de la afluencia se la puede determinar de la siguiente manera: Nuevo lodo HYD + InflujoHYD + SICP = Presión de la Formación Donde la afluencia hidrostática = gradiente de la afluencia x altura de la afluencia

6.3 Afluencia De Pozo, Altura y Tipo La SICP no se utiliza para determinar la presión de la formación pero puede ser utilizada en los estimados tempranos del tipo de afluencia que se necesita controlar. Esto sucede sin tomar en cuenta la fórmula que se muestra anteriormente y es debido varios datos un tanto inciertos que pueden surgir. Generalmente, el volumen de afluencia se asume que es igual al incremento del volumen de llos tanques, es decir, al volumen de lodo desplazado a superficie como resultado de la afluencia existente en el fondo del pozo. Altura de afluencia = incremento en piscinas * capacidad anular Lodo limpio

Lodo contaminado afluencia

Una vez que se cierra y se alinea el flujo hacia el tanque de viaje, el volumen de los tanques se incrementa debido al volumen de afluencia existente en el fondo del pozo. Sin embargo, antes de cerrar el pozo y mientras circula, la afluencia debería haber sido dispersada hacia el anular, contaminando el lodo y reduciendo la altura debida a una mayor capacidad anular. Muchas veces se ignoran estos posibles errores y se asume que la afluencia ocupa el fondo del pozo dejando una pequeña columna de lodo en la parte superior.

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La altura a la que llega la afluencia depende de: • • • •

El diferencial de presión y la permeabilidad, es decir, la efectividad de fluido a fluir. El tipo de fluido El tiempo que se requiere para cerrar el pozo, permitiendo las afluencias Las capacidades anulares

Como es evidente, mientras mayor sea la altura de afluencia, habrá una mayor reducción de la presión hidrostática y por lo tanto, se requerirá una CSIP mayor para balancear el pozo.

BHP = Pform La expansión del gas reducirá aún más la hidrostática ! Con una información confiable, la gradiente de afluencia de la puede determinar de la siguiente manera:

Gradiente del fluido (psi/ft) = (PLppg x 0.052) - (SICP - SIDP (psi)) Altura de afluencia (ft) Grad de Fluido (KPa/m) = (kg/m3 x 0.00981) - (SICP - SIDP (KPa)) altura de afluencia (m)

Gradiente del Fluido (psi/ft) 0.05 - 0.15 0.15 - 0.40 0.433 0.433 - 0.48

Tipo de Fluido Gas Condensado -Aceite Agua Fresca Agua Salada

Gradiente del Fluido (KPa/m) 1.131 - 3.393 3.393 - 9.048 9.795 9.795 - 10.858

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6.4 Estabilizando presiones de cierre Cuando se cierra un pozo, las presiones CSI y SID se incrementan en forma continua hasta que el pozo se encuentra balanceado en ambos lados. Una vez que se estabilizan las presiones, las presiones de cierre reflejan una reducción en la presión hidrostática (en la cadena de perforación y en el anular) y en la presión adicional requerida para balancear la formación. Antes de que se estabilicen las presiones, la BHP no logra un balance en la presión de la formación por lo que podría haber afluencias. Al mismo tiempo, el gas sigue migrando mientras se cierra el pozo, aún cuando no es posible que se expanda ya que no hay lugar para desplazar el lodo desde el anular. Si las presiones (CSIP) no se estabilizan pero siguen incrementándose gradualmente, se puede asegurar que existe gas IS en el pozo y que está migrando. Para determinar el grado de desbalance si las presiones no se estabilizan, se debe registrar la presión en función del tiempo, cada minuto. Se puede graficar el resultado en un cuadro en el que se represente la presión en función del tiempo. Si la velocidad del incremento disminuye, ésta será la cantidad de desbalance existente

Presión

Tiempo En este caso, es muy útil saber cuán rápido se incrementa el gas en el anular cerrado. calcularse dependiendo de la velocidad con la que incremente la CSIP:

Esto puede

Velocidad de Migración = incremento de la presión en función del tiempo / gradiente de presión hidrostática = (psi/hr) / (psi/ft)

= ft/hr

ej. PL = 11.1 ppg; La presión se incrementa en 200 psi en un lapso de 30 minutos Velocidad de Migración

= 400 / (11.1*0.052) = 693 ft/hr

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6.5 Arremetidas inducidas Si como resultado de que la presión de la formación exceda a la presión hidrostática del lodo se ocasiona un influjo o arremetida, las presiones de cierre se presentarán en ambos lados del tubo en U, SICP > SIDP. Si se registra una SIDP igual a cero, la hidrostática del lodo (dentro del lado de la sarta de perforación refiriéndonos al tubo en U) mantendrá en balance la presión de la formación. Si el incremento en la presión de la formación no es la causa de un influjo, y la reducción de la presión anular puede ser la causa, es evidente que el influjo debe haber sido inducido por algún otro mecanismo: •

Por pistoneo, reduciendo temporalmente la presión anular bajo la presión de la formación, para permitir una afluencia.

• Cuando no se mantiene el pozo lleno durante un viaje, nuevamente se reduce la presión hidrostática del anular. Todavía se puede registrar una CSIP ya que la afluencia reduce la hidrostática del lodo en el anular y la reducción se debe balancear por la presión de retorno que se aplica en la superficie. En esta situación, el control requiere únicamente que se circule el influjo hacia fuera.

6.6 Flotadores de una vía Los flotadores prevén la transmisión de fluidos y presión hacia arriba de la sarta a menos que se utilice un diseño “plano o con escapes”. Por lo tanto, no se transmitirá un incremento en la presión de la formación a la superficie a través de la sarta de perforación, y la SIDP será igual a cero! Si se desconoce la SIDP, no se puede determinar la presión de la formación (y el peso muerto del lodo aparecerá en poco tiempo). Para determinar la información requerida, se puede utilizar el siguiente procedimiento.Luego de cerrar y estabilizar, registrar la SICP Bombear a la velocidad de matado planeada (esto se basa en la Velocidad de Circulación Lenta y la presión conocida) Mantener una SICP constante utilizando válvulas Registrar la presión en la tubería de perforación mientras circula Parar el bombeo y cerrar la válvula La presión de cierre de tubería de perforación efectiva se la calcula de la siguiente manera:

SIDP = presión de la tubería de perforación - presión SCR

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6.7 Velocidades de Circulación Lenta El control del pozo se lo realiza siempre con una velocidad lenta de bombeo para minimizar la presión de bombeo adicional existente en el anular. Es importante saber qué presión resulta de esta velocidad de bombeo en una situación “normal”. Se deben registrar las presiones SCR para ambas bombas en un rango de velocidades de bombeo, es decir, 20, 30 y 40 emboladas por minuto. Generalmente se registran:• • • •

Al principio (o final) de cada turno, si la profundidad de perforación ha variado Si el peso del lodo cambia significativamente Si el perfil del pozo/sarta ha cambiado Antes de continuar perforando con otra broca

Las presiones SRC se utilizan para determinar lo siguiente:• Presiones de circulación inicial y final cuando se circula el lodo de matado hacia la broca • La SIDP cuando se utiliza un flotador de una sola vía (explicado anteriormente)

6.8 Peso del Lodo de Dominio de Pozo (Matado) Como se lo vio previamente, la SIDP es la presión adicional (a la presión hidrostática del lodo) requerida para balancear la BHP debido al incremento en la presión de la formación:-

FP = HYDmud + SIDP El peso del lodo de dominio es el peso del lodo requerido para balancear la presión de la formación. i.e.

PL Muerto= PL Inicial +

SIDP (TVD x g)

PPG

PPG +

PSI ft x 0.0052

kg/m3

kg/m3 +

KPa m x 0.00981

Ejemplo - En Unidades de Campo Se ocasiona un influjo al perforar a 8000ft con un peso de lodo de 10.6ppg. Al momento de cierre se registra una SIDP de 350psi: KPL

= 10.6 +

350 8000 x 0.052

= 10.6 + 0.84 = 11.5ppg FP

= 11.44ppg pel

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= 11.44 x 8000 x 0.052 = 4759PSI Ejemplo - En Unidades Métricas Al perforar a 3700m con un peso de lodo de 2500KPa: KPL

= 1045 +

1045kg/m3, se presenta un influjo con una SIDP de

2500 3700 x 0.00981

= 1045 + 68.9 = 1114 kg/m3 FP

= 1114 kg/m3 ePL = 1114 x 3700 x 0.00981 = 40,435 KPa

6.9 Circulando el Lodo de Dominio de Pozo (Matado) El lodo de matado circula a una velocidad de bombeo constante, la Velocidad de Circulación Lenta. Al iniciar el proceso de control de pozo, la sarta de perforación está llena del lodo original (nuevamente, asumiendo que no ha encontrado afluencias en su camino hacia la parte superior por el interior de la sarta)

La presión de la bomba registrada será la presión SCR registrada y la SIDP adicional requerida para balancear el pozo: Por lo tanto, al iniciar la operación de dominio del pozo:

ICP = SIDP + presión SCR donde ICP = Presión de Circulación Inicial

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Mientras se bombea el lodo de matado más pesado hacia la parte baja de la sarta, el lodo ligero original se desplaza de la sarta hacia el anular.

Ya que el lodo pesado remplaza al lodo liviano, la presión hidrostática de la sarta se incrementa. Por lo tanto, se requiere una SIDP menor para mantener la BHP en balance. La velocidad de bombeo se mantiene en SCR Entonces, la SIDP debe reducirse manualmente abriendo la válvula, y así, cada vez... HYDmud + SIDP = BHP (Presión de la Formación) Continuando con la circulación, vamos a asumir que el lodo de matado llegó a la broca, desplazando el lodo original de la sarta de perforación: Ya que el lodo de matado se ha calculado para controlar el pozo, la presión hidrostática del lodo de matado ahora balancea la BHP. Por lo tanto, no se requiere aplicar desde la superficie una presión adicional de retorno. La “SIDP” registrada es ahora equivalente a la presión SCR pero no al lodo de matado, que es más pesado. Esto se puede determinar mediante el método de las razones (ratios method), en base a la presión SCR registrada para el peso de lodo original:-

Presión Final de Circulación FCP = SCRpress x (KPL/PL) La FCP balancea el lado de la sarta en el tubo en U y debe mantenerse para lo que resta de la operación de matado del pozo.

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6.10

Reducción de Presión Gradual

Durante la etapa inicial del procedimiento de control del pozo, se debe mostrar una reducción en la presión mientras se circula el lodo de matado al lodo. Se reduce gradualmente la presión, de la presión de circulación inicial a la presión de circulación final Una vez que el lodo de matado se encuentra en la broca y la presión se encuentra en la FCP, sabemos que el lado de la sarta de perforación del tubo en U balancea la presión de la formación. La reducción de la presión se determina para las presiones requeridas en intervalos regulares determinados por las emboladas totales de bombeo requeridas para llenar la sarta con el lodo de matado (es decir, la capacidad de la carta y emboladas hacia abajo). Los ajustes a la presión requeridos (por estrangulación) se determinan en base al número total de emboladas (de la superficie a la broca) y la diferencia entre la ICP y la FCP. Por ejemplo:Emboladas hacia abajo = 1000 ICP = 1100PSI FCP = 700PSI

1100

ICP

1000 900 800

FCP

700

emboladas

presión

0 100 1100 1060

200 1020

300 980

400 940

500 900

600 860

700 820

800 780

900 740

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1000 700

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6.11 Consideraciones en Operaciones Costa Afuera Las Líneas de estrangulación y de matado muy largas deben correr junto a la longitud de la tubería auto elevable, dependiendo de la profundidad del agua. Una pérdida mayor de presión por la fricción en la línea de estrangulación puede ocasionar una variación en las presiones por velocidad lenta de circulación, por lo tanto, en la presión de circulación inicial y final. El tubo auto elevable submarino se encuentra aislado y los retornos de circulación de regreso hacia el taladro se realizan a través de la línea de estrangulación. Esto tiene dos consecuencias: • Usted debe tomar en cuenta la capacidad actual y los cambios de emboladas durante el procedimiento de matado de pozo. • Una vez que se ha logrado controlar el pozo, en realidad solo se ha logrado desplazar el lodo de matado hasta el lecho marino. El tubo auto elevable submarino continúa lleno del lodo original y, por lo tanto, antes de continuar, ese lodo contenido en él, debe ser desplazado con el lodo de matado.

6.12 Consideraciones en Pozos Horizontales Menos cabeza hidrostática para lograr el balance de las presiones de la formación El gas no va a comenzar a expandirse hasta que llegue a la sección vertical del pozo. Por lo tanto, un influjo no puede ser detectado tempranamente y una vez que se encuentra en la sección vertical, el gas tiene una distancia/tiempo menor para llegar a la superficie. Las sartas con collares de perforación rasurados helicoidalmente, que proveen el peso en la sección vertical del pozo, dan como resultado una capacidad anular menor y por lo tanto, la columna de gas tendrá una altura mayor, disminuyendo la presión hidrostática e incrementando la CSIP.

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7 METODOS DE CONTROL DE POZO 7.1

Tiempo de Espera y Peso

Se cierra el pozo mientras se incrementa el peso del lodo para matar el pozo, se preparan los cálculas en las respectivas hojas de cálcula (Kill sheets). Se requiere una sola circulación para lograr el dominio o matado del pozo. Ventajas • Se imponen presiones más bajas en el pozo • Este método es generalmente más rápido ya que el influjo está circulando hacia afuera y el pozo ha sido controlado por lo menos en una circulación. • Mayor seguridad • Menor utilización del equipo de gas en superfice y de estranguladores Desventajas • El proceso de control de pozo debe esperar hasta que esté listo el lodo de matado • Se requieren más cálculos Procedimiento •

Cerrar el pozo y incrementar el peso del lodo y su volumen para matar el pozo

•

Abrir el estrangulador y bombear a la velocidad determinada para lograr el matado del pozo (determinado por la SCR).

•

Mantener una velocidad de matado constante mientras se bombea el lodo de matado por la sarta. Seguir el procedimiento de reducción de la “SIDP” ajustando el estrangulador del anular (A) Si el ICP estabilizado actual no es el mismo que el ICP calculado, ajustes necesarios a la secuencia de reducción.

se deben realizar los

Se observará una reducción de la CSIP mientras la afluencia pasa desde los collares o lastrabarrenas a la tubería de perforación (B), ya que la capacidad anular mayor reduce la altura del afluente, incrementando la hidrostática general del anular. •

Cuando el lodo de matado se encuentra en la broca, la presión de la tubería de perforación debe ser igual a la FCP calculada (C)

•

Ajustar el estrangulador para mantener la presión durante el resto de la operación. Se observará una reducción en la CSIP mientras que el lodo de matado ingresa al anular, incrementando la hidrostática en el anular (D)

•

Traer el influjo a la superficie - mientras se expande el gas tanto la CSIP como los niveles de los tanques (E).

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• El gas necesita ser liberado para mantener la presión de la tubería de perforación y para que la CSIP se encuentre dentro de los límites operacionales para que no se fracture la formación al nivel del zapato (F) Lodo de matado en la broca

Lodo de matado en la superficie

Afluente llegando a la superficie

CSIP Presión la tubería de perforaciónn

Afluente removido

B D

A C

Procedimiento post-matado • Cuando el lodo de matado llega a la superficie, el bombeo se detiene y el pozo se cierra. • En este punto, la afluencia debe removerse del anular y se logrará el dominio del pozo. Si se ha logrado registrar la CSIP, se continúa con la circulación hasta que la afluencia restante se remueva.

Para taladros costa afuera • El lodo en el tubo auto elevable submarino debe desplazarse con lodo de matado • Abrir el diversificador y controlar el flujo de fluido de pozo A través de la operación de matado del pozo, se mantiene constante la BHP:Peso de lodo de matado constante Velocidad de circulación de bombeo lenta y constante Presión de la tubería de perforación constante una vez que la sarta se llena con el lodo de matado

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7.2 Método del Perforador En condiciones controladas, el lodo existente se circula para lograr que la afluencia salga del pozo. Durante esta circulación se realizan cálculos, se completa las hojas de cálculo para el matado y se incrementa el peso del lodo hasta que logre el peso requerido para matar el pozo. Una segunda circulación se realiza desplazando al pozo el lodo de matado, para matar el pozo. Este método se lo utiliza generalmente en situaciones tales como cuando se circulan grandes cantidades de gas, gases de viaje o influjos que han sido pistoneados hacia el pozo, ya que no se necesita un incremento en el peso del lodo. Ventajas • La circulación comienza inmediatamente • Es una técnica más simple, que requiere menos cálculos Desventajas • Se requiere mayor tiempo para ambas circulaciones • En el anular se impone una presión mayor • Mayor desgaste del estrangulador y del equipo de gas en superficie Procedimiento - Circulación 1 • Abrir el estrangulador y bombear hasta lograr la velocidad de circulación lenta deseada • Circular la afluencia hacia la superficie, con una velocidad de bombeo constante y manteniendo la presión de la tubería de perforación (A), ajustando el estrangulador; esto debe proveer una BHP suficiente para prevenir afluencias posteriores. • Se debe permitir la expansión del gas y que el lodo se desplace a la superficie. •

Por otro lado, la CSIP se incrementa (B). debe exceder a las presiones de la fractura

Esto ayudará a prevenir afluencias posteriores pero no

• Una vez que la afluencia deja el pozo, cerrar el pozo y registrar las presiones (C). Si SIDP y SICP son iguales a cero

El pozo está muerto y la densidad del lodo es suficiente para balancear el pozo

Si SIDP y SICP son iguales (>0)

El peso del lodo se debe incrementar para balancear la presión de la formación

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Si SICP > SIDP

Todavía existe una afluencia en el anular y puede haber un nuevo influjo o que la afluencia se mantenga durante la circulación inicial

Repetir este procedimiento hasta que se logre remover completamente el influjo. Procedimiento - Circulación 2 Se asume que antes de la segunda circulación, todos los fluidos afluentes han sido removidos del anular durante la primera circulación. • Abrir el estrangulador y fijar la velocidad de circulación lenta de la bomba • Bombear el lodo de matado a una velocidad constante, manteniendo una CSIP constante ajustando el estrangulador (D). Esto permitirá que descienda la presión de la tubería de perforación mientras se bombea el lodo de matado hacia la broca y se incrementa la hidrostática •

Cuando el lodo de matado llega a la broca, el pozo está muerto en los lados de la tubería de perforación. Registrar la presión de la tubería de perforación, FCP (E).

• Continuar con la circulación, desplazando el anular con el lodo de matado mientras se mantiene constante la presión de la tubería de perforación (F). La CISP descenderá mientras el lodo de matado desplaza el anular. • Una vez que el lodo de matado llega a la superficie, dejar de bombear, cerrar el pozo y confirmar que está muerto

PASO 1

Matar el pozo en la broca

Remover afluencia

PASO 2

Pozo Muerto

Afluencia en la superficie

B CSIP Presión en tubería de perforación

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7.3 Método Actual Con este método, la circulación comienza inmediatamente y el lodo aumenta gradualmente de peso mientras hay circulación. Esto seguirá hasta que el lodo de matado final llegue a la superficie y el pozo esté muerto. Desventajas • Se imponen presiones mayores en el anular • La mezcla de baritina y el peso del lodo pueden no ser consistente a lo largo del tiempo Procedimiento • Con el pozo cerrado, calcular la ICP, el peso del lodo de matado y la FCP. • En lugar de incrementar las emboladas desde la superficie hacia las brocas, determinar la reducción de la presión en términos del peso del lodo incremental hasta que se logra circular el lodo de matado final. En varias circulaciones de incrementará el peso del lodo y reducirá la presión en la tubería de perforación. •

Al llevar la bomba hasta una velocidad de circulación lenta, asegurarse que la presión de la tubería de perforación sea igual a la ICP, ajustando la válvula.

•

Mientras la densidad del lodo alcanza el incremento, la presión de la tubería de perforación se reduce a través del estrangulador, de acuerdo al gráfico.

• Cuando el lodo de matado llega a la superficie, el pozo está muerto.

1100 ICP 1000 900 800

FCP

700

MW 10.0 presión

1100

10.2

10.4

10.6

10.8

11.0

11.2

11.4

11.6

11.8

12.0

1060

1020

980

940

900

860

820

780

740

700

Para cada incremento en el peso del lodo, se reduce la presión de la tubería de perforación. Cuando el lodo de matado llega a la broca, le presión de la tubería de perforación debe estar en la FCP. Ej. ICP = 1100psi; FCP = 700psi; PL = 10.0ppg; KPL = 12.0ppg DATALOG: MANUAL DE BOP Y CONTROL DE POZOS, Version 2.1, emitida Marzo, 2001

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7.4 Método Volumétrico Esta técnica se utiliza cuando no se pueden utilizar los procedimientos normales de matado desde el fondo del pozo. Esto puede ocurrir por las siguientes razones:•

Si la sarta de perforación se encuentra fuera del pozo y la presión de la tubería de perforación es insignificante.

•

Si la circulación de matado efectiva no es posible porque la sarta de perforación tiene fuga o desenroscada, o si las boquillas o jets en la broca están taponadas.

Durante este procedimiento se deben seguir dos principios:• Se mantiene una BHP constante al permitir el escape de un volumen medido de fluido de perforación desde el anular mientras la afluencia se mueve por el pozo. • Mientras se expande el gas, la CSIP se incrementa. Se evita una presión excesiva al dejar fluir una cantidad controlada de fluido de perforación, sin reducir la BHP, hasta un punto que permitiría una afluencia posterior. Información requerida 1.

El grado de desbalance, lectura obtenida del manómetro CSIP - la presión CSIP obviamente refleja la presión adicional requerida para balancear la presión de la formación.

La altura de la columna de lodo, cuando se lo deja fluir desde el anular, reduce la presión hidrostática en una cantidad dada, ej. 100psi o 700 Kpa.

altura (ft) = 100psi / (PLppg x 0.052) altura (m) = 700KPa / (PLkg/m3 x 0.00981) 3.

El volumen del lodo que producirá una caída de presión similar cuando haya una fuga desde el anular.

volumen (bbls) = altura (ft) x capacidad del recubrimiento (bbls/ft) volumen (m3) = altura (m) x capacidad del recubrimiento (m3/m) Procedimiento - Paso 1 El primer paso es una fuga volumétrica de lodo desde el anular mientras se mantiene el BHP, permitiendo que la afluencia se incremente y que el gas llegue a la superficie. •

Permitir que la CSIP se incremente desde 200psi sobre el des balance. Esto provee una BHP de 200psi sobre la presión de la formación, previniendo afluencias posteriores.

•

Dejar escapar despacio el volumen de lodo requerido para reducir la presión hidrostática en 100 psi. Esto se lo logra utilizando el estrangulador, manteniendo una CSIP constante. La CSIP

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todavía refleja un desbalance de + 200psi, mientras la BHP, reducida en 100psi, provee ahora un margen de 100psi sobre la presión de la formación. • Cerrar el estrangulador y permitir el incremento de la presión en 100psi más. La CSIP ahora refleja un desbalance de + 300psi, mientras la BHP provee un margen de 200psi sobre la presión de la formación. • Nuevamente, mantener la CSIP constante, dejar escapar el volumen de lodo requerido para reducir la hidrostática en 100psi más. La CSIP todavía refleja un desbalance de + 300psi, mientras la BHP nuevamente provee un margen de 100psi sobre la presión de la formación. • Repetir la operación hasta que el gas llegue a la superficie.

P > Desbalance 500

CSIP

400 300 200

BHP

100 CSIP ORIGINAL

Procedimiento - Paso 2 Con el gas en la superficie, se necesita bombear lodo al pozo a través de la línea de matado, remplazando el gas y manteniendo la BHP para balancear la presión de la formación. Mientras se realiza esta acción, el gas se comprime, incrementando la CSIP. • Registrar la CSIP •

Bombear lentamente el volumen de lodo necesario para incrementar la hidrostática en 100psi, en el pozo

• Esperar para que el gas se separe del lodo (alrededor de 15 minutos) • Dejar escapar el gas del estrangulador, lentamente, disminuyendo la CSIP al valor inicial •

Continuar con la fuga hasta que se registre una caída de 100psi para compensar el incremento de 100psi en la presión hidrostática debido al lodo bombeado al pozo

• Repetir este procedimiento hasta que se haya removido todo el gas del anular. • Revisar el flujo del pozo. Si se encuentra estático, correr la tubería hacia el fondo

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8 PROGRAMA (SOFTWARE) QLOG 8.1 Programa de Fugas Durante la prueba de fugas, este programa leerá y registrará los cambios de presión en tiempo real y, al final de la prueba, calculará la presión de la fractura y el peso de lodo equivalente. Si no se especifica lo contrario, se monitoreará el sensor de presión del anular para los registros de presión por lo que se debe asegurar que la prueba sea conducida en la misma línea principal múltiple donde esta ubicado el sensor. Información requerida:Intervalo de muestra

es decir, que tan seguido se va a registrar la información. El usuario generalmente la establece en 5 segundos.

TVD

se lo toma de la profundidad del sistema de pozo en tiempo real seguramente deberá ser editada con el valor de la profundidad a prueba.

Densidad del Lodo

Tomada del sistema en tiempo real- ésta puede ser editada para mostrar el valor determinado por el ingeniero de lodos y por lo tanto el valor utilizado para realizar los cálculos

Bomba de Lodo o bomba auxiliar Número de Bomba

la información de la bomba se la puede determinar del archivo de información de la bomba

Volumen o Tiempo

El parámetro en base al cuál se graficará la presión. Si se selecciona la Bomba de Lodo, se puede seleccionar el volumen o tiempo en base al cuál se graficará el volumen de lodo bombeado o el tiempo utilizado. Si se selecciona el Auxiliar, se debe seleccionar el tiempo ya que no habrá un indicador de bombeo.

Una vez que se ha ingresado toda la información, se debe presionar F3 para comenzar. El programa comenzará a recolectar información basándose en el intervalo de muestra seleccionado. Una vez terminada la prueba, presione cualquier tecla para parar la adquisición de datos Presione F7 para calcular. El programa determinará la presión máxima registrada y de ahí calculará la Gradiente de Fractura en términos de la Densidad Equivalente del Lodo. Se debe tener en cuenta que la “Presión de la Fractura” citada es la máxima Presión Aplicada registrada durante la prueba y no la Presión de Fractura actual. Utilice F2 o F8 para imprimir o graficar la prueba

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8.2 Programa de Influjo (Arremetida) /Dominio (matado) Este programa toma información del sistema en tiempo real y de la información ingresada por el usuario. Cualquier información tomada del sistema puede editarse, si se lo requiere. Página 1, Información Velocidad de bombeo y presión para la Velocidad de Circulación Lenta. El perforador y el registrador de lodo deben realizar actualizaciones regularmente cada vez que utilizan el programa. Los datos de salida de la bomba se calcularán automáticamente en base a la velocidad de bombeo y se registraran en la Información de Bombeo en Tiempo Real. Utilice “intro (enter)” para actualizar los cálculos. Bomba a utilizar

es decir, cual bomba se utilizará para circular el lodo de matado

Capacidad de la tubería de perforación y anular

Calculadas automáticamente de los perfiles del pozo y tuberías

Peso del Lodo Original

Tomado del sistema de tiempo real

Margen de Viaje

Ingrese la presión requerida si se requiere un cierto desbalance en el peso del lodo de dominio

Emboladas hacia abajo y Emboladas de retorno

Calculado en base a los perfiles actuales. Se actualizarán solo si el taladro está circulando y el sistema registra las emboladas de la bomba. Ya que cuando se corre el programa el pozo puede cerrarse, talvés sea necesario ingresar manualmente las emboladas correctas.

Presión de Estallido de Revestimiento Obtener este dato del ingeniero de perforación Profundidad del Ultimo Zapato de Revestimiento Gradiente de Fractura de la Formación

Tomada del perfil del pozo pero recuerde que ésta será la profundidad medida. Si el pozo es desviado de debe ingresar la Profundidad Vertical Verdadera. Ingresada manualmente en base a la Prueba de Fuga o de Integridad de la Formación

Página 2, Información Presión de Cierre

Tubería de Perforación y Revestimiento - esta información se la obtiene del sistema de tiempo real pero debe ser confirmada con el perforador cuando se logran estabilizar las presiones.

Incremento de Volumen de Tanques Esto se refiere a la ganancia en volumen en piscinas por el influjo. Recuerde restar volumen de conecciones superficiales, si se aplica DATALOG: MANUAL DE BOP Y CONTROL DE POZOS, Version 2.1, emitida Marzo, 2001

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Volumen Total de Tanques

Este debe ser el volumen total de los tanques que se utilizarán para hacer y circular el lodo de matado. Este volumen se lo requiere para determinar cuanta baritina se requiere para incrementar el peso del lodo de matado.

Profundidad Vertical Total

Se la toma del sistema (profundidad del pozo) pero debe ser editada si el influjo no ocurre en el fondo del pozo.

Método de Matado

1 para Perforador, 2 para Espera y Peso, 3 para Concurrente

Incremento Emboladas/Peso

En los métodos de Perforación y Espera y de Peso. Este es el incremento de las emboladas para la presión descendente cuando el lodo de matado circula hacia la broca (mientras el lodo de dominio va de la superficie hacia la broca, la presión debe reducirse de la Presión de Circulación Inicial a la Final). En el Método Concurrente, se debe ingresar el incremento del peso del lodo - el programa determinará cuantas circulaciones se requieren.

Opciones F7 para calcular:

Presión Inicial de Circulación Peso del Lodo de Matado Presión Final de Circulación Máxima Presión del Anular Permitida Requerimiento Tota de Baritina Sacos de Baritina a añadir Tipo de Invasión de Fluido Peso del lodo en el margen de viaje, es decir, peso del lodo de matado + incremento necesario para el desbalance de la presión definido Sacos del margen de viaje (de baritina)

F3 para Tabla: En los métodos de Perforación/Peso y Espera, esto será una tabla de emboladas versus presiones para la presión descendente (Inicial a Final) mientras el lodo de matado circula hacia la broca. Para el método concurrente:- en cada circulación requerida con un incremento del incremental del peso de lodo, se muestra la presión de circulación final. F2 para Imprimir:

Imprime la tabla anterior

F8 para Graficar:

Muestra la reducción de la presión versus emboladas para el descenso anterior.

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9 EJERCICIOS EJERCICIO 1 - Gradiente de Fractura y Máxima Presión Anular de Superficie Permitida Se realizó una Prueba de la Integridad de la Formación a una profundidad de zapato de 8800 ft (TVD 8502 ft) El peso de lodo durante la prueba fue de 9.6 ppg, y para el propósito de la prueba, la presión de la superficie se mantuvo a 3000psi. 1) Calcular la Presión Hidrostática en el zapato 2) Calcular la Presión de Fractura en el zapato 3) Calcular la Gradiente de Fractura en el zapato 4) Calcular la Gradiente de Fractura Equivalente del Peso del Lodo 5) Cuál es el valor de la MAASP tomado de la prueba? A 10000 ft (TVD 9620 ft), la densidad del lodo debe incrementarse a 10.2 ppg. 6) Cuál es la Presión Hidrostática en el zapato? 7) Cuál es la MAASP nueva? EJERCICIO 2 - Gradiente de Fractura y MAASP Se realiza un FIT at 4000m (3850m TVD) con un peso de lodo de 1100 kg/m3. La presión se mantiene a 20000 Kpa. 1. Calcular la presión hidrostática en el zapato. 2. Calcular la presión de fractura. 3. Calcular la gradiente de Fractura EPL. 4. Cuál es la MAASP al momento del FIT? 4. Calcular la MAASP con los siguientes incrementales del peso del lodo:1150 kg/m3 1200 kg/m3 1250 kg/m3

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Ejercicio 3 Control de Pozos Ocurre un influjo mientras se perfora un pozo de 12 ¼” a 7500 pies (MD y TVD). El lodo presente pesa 10.2 ppg. El zapato del revestidor de 13 3/8” (ID 12.72”) se localiza a 4000 pies. Se realiza una prueba de fuga con lodo de 9ppg y arroja una presión de fuga de 1500psi. La capacidad de la bomba es de 0.102 bbls/stroke La sarta de perforación:

tubería de perforación OD 5.0”, ID 4.28” HWDP 500ft OD 5.0”, ID 3.0” DC 600ft OD 8.5”, ID 3.0”

La última SCR registrada fue de 220psi a 30 spm. Hubo una ganancia en tanques de 8 bbls y las presiones de cierre son

SIDPP 280psi SICP 330 psi

1) Calcular (bbls/ft) la capacidad de la tubería para cada sección 2) Calcular (bbls/ft) la capacidad anular para cada sección 3) Calcular la gradiente de Fractura en el zapato 4) Al momento del influjo , calcular

a) la presión hidrostática actual b) la MAASP actual

5) Calcular la densidad del lodo requerido para matar el pozo 6) Calcular las presiones inicial y final de circulación 7) Calcular

a) emboladas desde la superficie a la broca b) emboladas desde la broca al zapato revestidor c) emboladas desde el zapato a la superficie

8) Calcular la altura de la afluencia 9) Calcular la gradiente de la afluencia 10) Qué tipo de afluencia produce influjos?

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Ejercicio 4 Control de Pozos

SIDP 710psi

CSIP 1035psi

Tamaño de la broca: 8.5” Tamaño del revestimiento: 9 5/8” LOT: 2875psi realizado con lodo a 10ppg Capacidad de la Bomba: 0.119 bbls/stk Drenado de conecciones de superficie: 23 bbls Ultimo SCR @ 30spm = 400psi Pérdida de presión en anular de a 40psi cuando se mata un pozo a esta velocidad Perforando @ 80spm = 2900psi Ann Ploss = 300 psi Longitud de tubería: HWDP 490 ft DC 750 ft

Zapato 10350ft MD 9800ft TVD

Capacidad de tubería (bbls/ft): DP HWDP DC Broca 15670 ft MD 14760 ft TVD

0.01776 0.0088 0.008

Capacidad anular (bbls/ft) DP/CSG DP/OH HWDP/OH DC/OH

0.0562 0.0505 0.0505 0.0292

El pozo se lo está perforando con un lodo que pesa 10.y ppg, y proveyendo un desbalance sobre la presión de la formación. A 15670 ft MD se observa una ganancia en tanques. Las bombas se detienen y la ganancia total en tanques es de 43bbl antes de cerrar el pozo. Las presiones de cierre se registran como se muestra en el gráfico.

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1) Calcular las emboladas desde la superficie hasta la broca 2) Calcular las emboladas de la broca hasta el zapato 3) Calcular las emboladas desde el zapato hasta la superficie 4) Calcular la capacidad anular total 5) Calcular la capacidad de la sarta de perforación 6) Calcular la gradiente de Fractura (EPL) en el zapato 7) Calcular el ECD, antes de que haya un influjo Una vez que se ha dado el influjo, 8) Calcular la altura de la afluencia 9) Calcular la gradiente de la afluencia 10) Que tipo de influjo es? 11) Calcular el peso del lodo de matado 12) Calcular la presión de la formación 13) Calcular la presión de circulación inicial 14) Calcular la presión de la circulación final 15) Calcular el ECD mientras se mata el pozo a 30 spm. Asumir que el anular desplazó completamente al lodo de matado. 16) A la velocidad de matado, calcular el tiempo entre broca y zapato zapato y superficie 17) Calcular la MAASP con lodo de matado en el pozo 18) Antes de seguir con la perforación utilizando el nuevo peso del lodo, calcular el peso de lodo requerido para producir un margen de viaje de 500psi. Verifique sus cálculos utilizando el programa de influjo/dominio QLOG Es decir, confirme lo siguiente

Peso del lodo de matado Presiones de circulación inicial y final MAASP con lodo de matado Tipo de afluencia Margen de viaje

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Necesitar谩 ingresar los siguientes datos:Datos de SCR para la bomba 1 Capacidad de la Tuber铆a de Perforaci贸n (Q5) Capacidad Anular (Q4) Peso del lodo Margen de Viaje requerido Emboladas de la Broca a la Superficie (Q2 + Q3) Emboladas de la Superficie a la Broca (Q1) Profundidad TVD del Revestimiento Gradiente de Fractura de la Formaci贸n (Q7) Presiones de Cierre Incremento en el Volumen de tanques TVD

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Ejercicio 5 Control de Pozos

SIDP 1500KPa

CSIP 1800KPa

Tamaño de la Broca: 311mm Tamaño del Recubrimiento: 339mm FIT: 10000 KPa, con lodo de 1020 kg/m3 Bomba: 0.016 m3/stk Ultimo SCR @ 40spm = 2500 KPa Longitud de tubería: HWDP 250m DC 150m

Zapato 1000m MD 1000m TVD

Capacidad de tubería (m3): DP HWDP DC

23.82 1.13 0.68

Capacidad anular (m3) Broca 3000m MD 2650m TVD

DP/CSG DP/OH HWDP/OH DC/OH

70.29 101.28 15.82 6.54

El pozo se perfora con un peso de lodo de 1045 kg/m3 cuando hay un incremento de 5m3. El pozo se cierra y las presiones se registran como se muestra anteriormente (Gráfico).

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1. Calcular las emboladas de la superficie a la broca 2. Calcular las emboladas de la broca al zapato 3. Calcular las emboladas del zapato a la superficie Desde el FIT... 4. Cuรกl es la presiรณn de la fractura en el zapato? 5. Cuรกl es el peso del lodo mรกximo equivalente para evitar las fracturas en el zapato? Cuando ha ocurrido el influjoโ ฆ.. 6. Calcular el peso de lodo requerido para matar el pozo 7. Calcular presiรณn inicial de circulaciรณn 8. Calcular la presiรณn final de circulaciรณn 9. Calcular la MAASP cuando el lodo de matado se encuentra en el pozo 10. Calcular la altura de la afluencia 11. Calcular la gradiente de la afluencia 12. Cuรกl fluido causa el influjo? 13. Antes de continuar perforando con el lodo de matado, cuรกl es el peso de lodo que proveerรก un margen de viaje de 2000 Kpa?

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Ejercicio 6 Tolerancia de arremetida Utilice los siguientes perfiles de pozo e información Profundidad del pozo Tamaño del pozo PL Actual

3700m TVD 216mm 13.5 ppg

Profundidad del zapato 3000m TVD Pfrac 15.5 ppg ePL 278m de collares de perforación de 165mm Capacidad Anular DC/OH = 0.0949 bbls/m Tubería de Perforación 127mm Capacidad Anular DP/OH = 0.1508 bbls/m Afluencia de gas, densidad 2.08 ppg 1. Cuál es la altura de afluencia máxima que se puede controlar en forma segura sin fracturar el zapato? 2. Cuál es el volumen anular alrededor de los collares de perforación? 3. Cual es la altura de afluencia máxima, cuál es el volumen de afluencia máximo? 4. Cuál es la tolerancia de arremetida, asumiendo una afluencia líquida? 5. Cuál es la tolerancia de arremetida para que una afluencia de gas llegue al tope de los collares de perforación? 6. Dibujar un gráfico de la tolerancia de arremetida contra el volumen de afluencia 7. Asumiendo un influjo líquido, cuál es la presión máxima de la formación (pel) que puede ser controlada en forma segura sin fracturar el zapato? 8. Del gráfico, si hay una afluencia de gas de 200bbls, cuál es la presión máxima de la formación que puede controlarse en forma segura? 9. Determine la altura de una afluencia de 20bbls y verifique la respuesta a la pregunta 8 utilizando la fórmula.

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Ejercicio 7 Tolerancia de arremetida Utilice los siguientes perfiles de pozo e información Profundidad del pozo Tamaño del hueco PL Actual

3200m TVD 216mm 1350 kg/m3

Profundidad del Zapato 2000m TVD Pfrac 1700 kg/m3 pel 250m de collares de perforación de 165mm Tubería de perforación de 127mm

Capacidad Anular DC/OH = 0.01525 m3/m Capacidad Anular DP/OH = 0.02396 m3/m

Afluencia de gas, densidad 250 kg/m3 1. Cuál es la altura máxima de afluencia de gas que puede controlarse en forma segura sin fracturar el zapato? 2. Cuál es el volumen anular alrededor de la cadena de perforación? 3. Para una altura máxima de afluencia, cuál es el volumen máximo de afluencia? 4. Cuál es la tolerancia de influjo, asumiendo una afluencia líquida? 5. Cuál es la tolerancia de influjo para que una afluencia de gas llegue al tope de los collares de perforación? 6. Dibuje un gráfico que represente la tolerancia de influjo contra el volumen de afluencia 7. Asumiendo que hay un influjo líquido, cuál es la presión máxima de la formación (pel) que puede controlarse de forma segura sin fracturar el zapato? 8. Del gráfico anterior, si hay una afluencia de gas de 5m3, cuál es la presión máxima de la formación que puede controlarse en forma segura? 9. Determine la altura de una afluencia de 5m3 y verifique su respuesta a la pregunta 8 utilizando la fórmula

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Ejercicio 8 Control de Pozos submarino Pozo de 12 ¼” ; Profundidad Perforada = 8500 ft TVD PL Actual = 10.2 ppg Zapato Revestidor de 13 3/8” = 6000 ft TVD,

CSG ID = 12.87”

LOT realizado con un lodo de 9.5 ppg

Hueco para aire = 80ft Profundidad del Agua = 120ft Tubería auto elevable ID = 20” Línea de estrangulación = 200ft Estrangulador ID = 2 ¾”

Presión de Fuga = 2100psi Bomba = 0.115 bls/embolada con una eficiencia del 97%

Longitud DC = 200ft DC OD = 8” DC ID = 3”

Ganancia en tanques = 20bbls SIDP = 500psi; SICP = 800psi

Longitud HWDP HWDP OD = 5” HWDP ID = 3”

= 300ft

Ultima presión SCR @ 30 SPM = 350psi DP OD/ID = 5” / 4.28” 1. 2. 3.

Calcular las emboladas de la superficial a la broca Calcular las emboladas del fondo al zapato Calcular las emboladas del zapato al BOP

Calcular las emboladas, a través del estrangulador, del BOP al RT

Cuál es la presión de fractura en el zapato?

Antes del influjo, cual es la MAASP

Cuál es el peso del lodo de matado?

Cuál es la presión de la formación?

Cuáles son las presiones inicial y final de circulación?

10.

Cuál es la MAASP con lodo de matado en el pozo?

11.

Cuál es el peso del lodo requerido para proveer un margen de viaje de 150 psi sobre la presión de la formación?

12.

Cuál será la nueva MAASP?

Tolerancia de arremetida, asumiendo una afluencia de gas de 2.1ppg y utilizando un nuevo lodo de matado (+margen de viaje) 13.

Cuál es la altura máxima de la afluencia?

14.

Cuál es la presión máxima del influjo?

15.

Cuál es el volumen de afluencia máximo permitido?

16.

Cuál es la tolerancia de arremetida para un influjo de gas de 10bbls?

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17. Una vez que se controla el pozo, qué volumen de lodo de matado se requiere para desplazar la tubería auto elevable?

Respuestas a Ejercicios Ejercicio 1 Gradiente de Fractura y MAASP. 1) 2) 3) 4) 5) 6) 7)

4244 psi 7244 psi 0.852 psi/ft 16.39 ppg EPL 3000 psi 4509 psi 2735 psi

Ejercicio 2 Gradiente de Fractura y MAASP 1. 2. 3. 4.

41545 Kpa 61545 Kpa 1630 kg/m3 EPL 20000 Kpa

5. 18111 Kpa 16223 Kpa 14334 KPa Ejercicio 3 Control de Pozos 1)

tubería de perforación HWDP DC

0.0178 bbls/ft 0.00874 bbls/ft 0.00874 bbls/ft

tubería de perforación/recubrimiento tubería de perforación/pozo HWDP/pozo DC/pozo

hidrostática del lodo = 1872psi presión de la fractura = 3372 psi gradiente de la fractura = 0.843 psi/ft EPL = 16.21 ppg

a) hidrostática = 3978 psi b) MAASP = 1250 psi

10.92 ppg

ICP = 500psi FCP = 236psi

0.13289 0.12149 0.12149 0.07559

bbls/ft bbls/ft bbls/ft bbls/ft

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a) 1216 b) 3902 c) 5211

8) 9) 10)

106 pies 0.058 psi/pie gas

Ejercicio 4 Control de Pozos 1) 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8) 9) 10) 11) 12) 13) 14) 15)

2240 2123 4888 834.3 bls 266.6 bls 0.813 psi/pie 15.64 ppg pel 11.1 ppg pel 685 pies 0.082 psi/pie Gas 11.63 ppg 8923 psi 1110 psi 435 psi 11.68 ppg pel

16)

75 mins 71 mins 2 hrs 43 mins

17) 18)

2044 psi 12.3 ppg

Ejercicio 5 Control de Pozos 1. 1602 2. 7727 3. 4393 4. 20006 KPa 5. 2039 kg/m3 6. 1103 kg/m3 7. 4000 KPa 8. 2639 KPa 9. 9186 KPa 10. 114.7m 11. 7.636 KPa / m DATALOG: MANUAL DE BOP Y CONTROL DE POZOS, Version 2.1, emitida Marzo, 2001

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12. Condensado o Aceite 13. 1180 kg/m3 Ejercicio 6 Tolerancia de arremetida 1. 2. 3. 4. 5.

525.4m 26.4 bls 63.7 bls 1.62 bls 0.76 bls

6. 1.62

0.76

26.4

7. 15.12 bls 8. ~ 15.5 bls ePL 9. 210.7m, 0.97 bls (Max FP = 14.47 bls pel)

63.7

Ejercicio 7 Tolerancia de arremetida 1. 2. 3. 4. 5. 6.

636m 3.8125 m3 13.06 m3 218.75 kg/m3 132.81 kg/m3 218.7

132.8

3.81

13.1

7. 1569 kg/m3 DATALOG: MANUAL DE BOP Y CONTROL DE POZOS, Version 2.1, emitida Marzo, 2001

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8. ~ 1470 kg/m3 9. 299.6m, 1466 kg/m3 Ejercicio 8 Control de Pozos submarino 1. 1281 2. 2575 3. 6890 4. 13 5. 5064psi, 16.23ppg pel 6. 1882psi 7. 11.4ppg 8. 5008psi 9. ICP=850psi, FCP=391psi 10. 1435psi 11. 11.7ppg 12. 1342psi 13. 14. 15. 16.

2831pies 3.2ppg 336.4bls 3.1ppg

17. 72.9bls

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