CONTROL DE UN POZO DE PETROLEO EN PERFORACION

JUAN SEBASTIAN LOPEZ ACOSTAIVAN DARIO ARAGON CESPEDES

Escuela de capacitacin petrolera EDUPETROL BOGOTAPrograma de perforacin de pozos petroleros y de gasesBogot2014CONTROL DE UN POZO DE PETROLEO EN PERFORACION

JUAN SEBASTIAN LOPEZ ACOSTAIVAN DARIO ARAGON CESPEDES

Tesis de grado para obtener el ttulo de tcnico en perforacin de pozos de petrleo y gas

Escuela de capacitacin petrolera EDUPETROL BOGOTAPrograma de perforacin de pozos petroleros y de gasesBogot2014

DEDICATORIA

Primero que todo gracias a Dios por permitirnos la oportunidad de desarrollar este proyecto, tambin le damos gracias a nuestra familia por el apoyo no solo econmico sino tambin moral, tambin debemos agradecer a los amigos por su apoyo y brindarnos sus conocimientos y consejos para poder desarrollar el proyecto. Por ultimo un sincero agradecimiento a EDUPETROL por los conocimientos brindados durante el programa, gracias al personal tanto docente como administrativo del instituto; de verdad a todos los anteriormente mencionados nuestra gratitud y los mejores deseos

JUAN E IVAN

INTRODUCCION

Desde el inicio de los campos petroleros, los influjos y descontroles (reventones); han causado lesiones, muertes y prdidas de equipos y pozos. nicamente en los ltimos 25 aos de los 125 de esta industria, los principios de control de pozos se han estudiado cientficamente e importado sistemticamente. El propsito de este trabajo es ofrecerle informacin y tcnicas que necesita para prevenir los influjos; para enfrentarlos si ocurren y para evitar los descontroles en una forma segura, eficiente y profesional.El trmino control de pozos se refiere mayormente al control de los influjos o inclusive el control de reventones. Por supuesto, es crucial el control de los influjos y de los reventones; sin embargo, nuestra primera prioridad es evitar que sucedan estas situaciones en primer lugar. Al parecer, algunos influjos son inevitables. Sin embargo, es imperioso hacer un esfuerzo por minimizar estos sucesos. Es indispensable tener una comprensin de las causas de los influjos y los reventones. El personal de perforacin debe vigilar constantemente para detectar las situaciones potencialmente malas. Sin efecto llegara a presentarse un influjo, es imperioso que sea detectado oportunamente para que sea mnima la ganancia en el pozo. Mientras sea mayor la influencia, ms difcil ser el control del pozo. El reconocimiento oportuno de las advertencias del influjo contribuye directamente al xito de las operaciones del control del pozo.La presin inherente, o permeabilidad, de un pozo, es una propiedad de la misma formacin, para mantener el control primario (evitar influjo), la Presin Hidrosttica aplicada hacia abajo en el pozo por los fluidos de perforacin, es el factor determinante que el personal de la industria podr controlar. Los fluidos de perforacin frecuentemente se conocen como la primera lnea de defensa y la herramienta nmero uno para el control de los pozos. Cualquier cadena de acontecimientos, desatada o por una Presin hidrosttica insuficiente en los fluidos de perforacin, con el tiempo producirn un influjo, por lo que mientras se perfora, las causas primarias de un influjo son las siguientes: Formaciones con presiones anormales, un lodo de perforacin con densidad insuficiente y la prdida de circulacin. Por lo que, mientras se mete o saca tubera, las causas primarias de un influjo son los siguientes: El no dejar llenado el pozo y las presiones de surgencia

2. GENERALIDADES SOBRE EL CONTROL DE POZOS EN PERFORACIONLas tcnicas y procedimientos utilizados en el control de pozos han sido mejoradas a medida que se desarrolla la industria de la perforacin. El control de un pozo requiere el conocimiento de varios procesos y de los esfuerzos del personal involucrado en el trabajo para que no se produzcan fallas en la aplicacin de las tcnicas y procedimientos.Es absolutamente necesario que el personal tenga un conocimiento prctico completo de los procedimientos a realizarse para el control de un pozo. Las tareas a realizarse durante el control de un pozo deben ir ligadas a ciertos procedimientos porque tenemos que tener en cuenta que todos los pozos no son iguales y nosotros no sabemos cul es la situacin a presentarse durante un trabajo de perforacin es por eso que todo el personal que se encuentre de turno debe estar alerta al presentarse influjos y tener los conocimientos adecuados para saber que procedimientos se debe realizar para controlar esta situacin peligrosa para el personal y el pozo.Hay diferentes tcnicas para aplicar a controlar un pozo la aplicacin de dichas tcnicas se realiza de acuerdo al pozo y sus caractersticas y de los conocimientos del personal encargado

3. RIESGOS SOMEROSLos riesgos someros son acumulaciones de gas o agua que tienen presiones anormales y que se encuentran a profundidades tan someras que impiden la instalacin de las preventoras. Estos peligros someros presentan un peligro grave ya que al encontrarlos solo se puede dejar que fluyan hacia la superficie para all desvariarlos.

3.1 FLUJOS DE AGUA SOMERA Los flujos de agua somera pueden resultar naturalmente como un producto del ambiente marino in-sutu o pueden ser inducidos por el proceso de perforacin. Los requerimientos necesarios para el flujo de agua somera de ocurrencia natural son aumento de la presin del poro, presencia de un sello en el tope y presencia de una arena permeable

3.2 GAS SOMERO

Por lo regular; las a acumulaciones de gas somero se encuentran en lentes de arena, los cuales sugieren que se han depositado en un ambiente de plataforma marina somera con influencia de la corriente. Estos lentes tenderan a tener la forma de olas de arena, parches y riscos arenosos resultando en una distribucin interrumpida aparte. Estos lentes de arena, por consiguiente, podran estar sellados por los sedimentos arcillosos de sus alrededores. Esta distribucin en parches de gas somero es muy importante. No se debe suponer que debido a que varios pozos hayan penetrado una posible zona de gas somero con xito, todos los futuros pozos tambin estarn libres de peligros de gas somero.Es difcil estimar los volmenes de gas presente en las acumulaciones de gas somero, el gas somero presurizado anormalmente ocurre debido a la inclinacin del lente, lo cual tiene el mismo efecto que el de aumentar la altura y por lo tanto el gradiente de presin en el tope del lente.Los flujos de gas somero pueden ser extremadamente prolficos, con tazas de flujo de gases muy altas y con volmenes considerables de rocas/arenisca de la formacin, los cuales pueden llegar a ocasionar fallas en el sistema de desviacin

3.2.1CAUSAS DE INFLUJO SOMERO

Sobrecarga del anular con cortes, lo cual ocasionan una prdida de circulacin Gas perforado que se expande y se descarga en el espacio anular Llenado del hueco inapropiado durante el viajeLas precauciones para evitar este tipo de causas son las siguientes: Perforara un hueco piloto Perforara sin riser ( cuando sea aplicable- submarino) Limitar la tasa de penetracin y controlar la perforacin Monitorear el pozo de manera precisa

4. PROCEDIMIENTOS DE DESVIO PARA UN TALADRO SOPORTADO EN EL FONDO

1) Mantener la mxima tasa de bombeo2) Efectuar un espaciamiento de tal forma que la vlvula inferior de Kelly o top drive quede por encima de la rotaria3) Asegurar que la lnea del desviador en la direccin del viento este abierta, cierre el empaque del desviador y envi los retornos del desviador hacia afuera4) Apague todo el equipo que nos sea necesario. Despliegue las mangueras contra incendios por debajo de la mesa5) Monitoree el mar en busca de evidencia de un escape de gas a travs de la parte externa del conductor6) Monitoree la direccin del viento y bombee el fluido/agua7) Bombee lodo pesado que se haya mezclado previamente, si est disponible.

5. SISTEMA DESVIADOR

El sistema desviador incluye varios equipos entre ellos tenemos:El desviador: un preventor anular de baja presin empleado para sellar el hueco desde la lnea de flujo.Lneas de venteo: tubera de dimetro grande utilizada para el flujo de fluidos en la direccin del viento opuesta el taladro.Las vlvulas de la lnea de desviacin: vlvulas de apertura total empleadas para seleccionar y aislar la lnea de venteo deseada.Sistema de control hidrulico: opera el desviador y abre automticamente la vlvula de la lnea de desviacin seleccionada.

Por lo general la primera tubera de revestimiento o tubo conductor se instala debajo de la lnea del lodo para iniciar la perforacin en un lugar costa afuera y una sarta de revestimiento se sienta y se cementa a poca profundidad para locaciones en tierra. Esta tubera proporciona un sello capaz de soportar la presin hidrosttica de la columna del lodo desde la base de tubera de revestimiento hasta la salida de la campana. El sistema desviador se instala sobre la primera tubera de revestimiento sobre el tubo conductor.

La presin de trabajo del desviador y de las lneas de desviacin no son tan importantes; ms bien, el tamao de estas debe ser de tal forma que permita una tasa de flujo de desviacin de los fluidos que vienen del pozo, reduciendo al mnimo la contrapresin del pozo.

6. DETECCION DE LA PRESION ANORMAL

Por lo general, la presin de poro se planea como normal hasta que se llega a una profundidad donde los cambios en los parmetros de perforacin indican un cambio a subnormal o anormal. Las formaciones presionadas anormalmente se penetran ms frecuentemente e implican el mayor riesgo desde un punto de vista de control de pozos. A medida que aumenta la presin de poro de formacin se debe aumentas el peso del lodo, en especie, a fin de mantener el sud balance deseado. El intervalo en el pozo en el que la presin de poro de formacin aumenta de su punto normal se conoce como zona de transicin. Usualmente, esta pendiente aumentara a una mxima presin de poro causada por el proceso de posicional, de enterramiento y compactacin.

Para la lulitas, a zona de transicin representa la barrera de permeabilidad que restringe el flujo de los fluidos de pro hasta el ambiente marino. El espesor de la zona de transicin depende de las permeabilidades dentro y adyacentes a la formacin sobre presionada en la edad de sobrepresin, por ejemplo, el tiempo disponible para el flujo de fluidos y el agotamiento de la presin desde cuando se desarrolla la sobrepresinLos cambios en parmetros de perforacin permiten la deteccin y el estimativo de los valores de presin de poro para las zonas transicin. Los mtodos y tcnicas mejoran constantemente en cuanto a su precisin, permitiendo un mejor control de pozo. Se deben realizar todos los esfuerzos posibles para detectar la presencia de zonas de transicin durante la planeacin y perforacin de un pozo.6.1. INDICADORES TASA DE PENETRACIONEn un ambiente presionado normalmente, las lulitas se compactan ms a medida que aumentan la profundidad. Con el aumento de compactacin, el contenido de agua de las lulitas disminuyen y se convierte en algo ms denso y ms duro de perforar. A medida que se aumenta la profundidad en una presin de poro normal, la reduccin de la tasa de penetracin y el aumento en las fuerzas de perforacin, tal como el peso de la broca, representan una tendencia clara. Los cambios en esta tendencia permiten la detencin de presin de poro anormal.Las zonas de transicin con frecuencia estn superpuestas por una zona de una lulita casi impermeable que obra como un sello de presin y se conoce como roca sello. Esta roca sello puede ofrecer dificultades para la perforacin y esto, de por s, es un indicio de que hay una sobrepresin potencial pendiente. A medida que la broca penetra la zona de transicin, la mayor porosidad y contenido de agua de las lulitas permiten una perforacin ms fcil y ocurre una desviacin de la tendencia normal.6.2 EXPONENTE CORREGIDO * El exponente es una medida de la perforabilidad de una formacin.* Generalmente, se utiliza una sobre franja para predecir la magnitud de * El de es lo ms adecuado cuando se perfora a travs de litologa constante particularmente al perforar la lulita.* Se debe establecer una tendencia normal antes de perforar en una zona de transicin.

7. EVALUACION DE LA PRESION SOFTWARE-EJEMPLO*CALCULOS SOBREPUESTOSExisten dos mtodos de clculos sobrepuestos y de aplicacin. Ambos requieren de la presencia de una tendencia de compactacin normal. *METODO DE *PROPORCION*Aplicable a los registros snicos exponentes de resistividad y densidad.*METODO *EATON*Aplicable nicamente a los registros de resistividad /conductividad exponentes d y a los snicos. No existe una formula Eaton para los registros de densidad.*INTERFACE GRAFICALa serie FPE se controla por medio de formatos de registros definidos por el usuario.Se agregan lneas de tendencias y filtros y se modifican utilizando el cursor del ratn del computador.Se puede abrir ventanas mltiples lo que permite la comparacin entre pozos.

7.1 MEDICION DIRECTA-PRUEBA DE FORMACION CON WIRELINEUn probador de formacin con wireline se corre en una lnea elctrica de wireline y est diseado para medir presiones de formacin, as como para tomar muestras de zonas permeables. La serie de lecturas de presin que se pueden tomar permiten que la formacin sea sondeada para las posibles zonas permeables antes de tomar las muestras.

8. PREPARACION EN CONTROL DE POZOS

8.1 PERSONAL*Entrenado en control de pozos y practicar en el taladro mediante la participacin en los simulacros de control de pozos.

Conocer las causas de los amagos y sus seales de advertencias.

Monitorear el pozo para detectar los amagos.

Mantener la comunicacin entre todos los miembros del equipo.

Conocer sus responsabilidades y asignacin de acuerdo con el plan de contingencia.

8.2 EQUIPO

Las BOP se deben clasificar de acuerdo con la mxima presin anticipada en superficie.

E l equipo se debe probar bajo presin en forma peridica.

El equipo de deteccin se debe mantener en buenas condiciones de operacin.

8.3 POZO

El pozo se debe mantener lleno todo el tiempo con el peso de lodo adecuado para asegurar el control de presin hidrosttica. La presin de estallido de revestimiento se debe dar a conocer y registrarse en la mesa de taladro.

La integridad de la formacin se debe conocer y la MASP se debe registrar en la mesa del taladro.

La presin de la formacin se debe monitorear y los pesos de lodo se deben ajustar de acuerdo con esta.

9. RESPONSABILIDAD DEL PERSONAL

9.1 PERFORADOR

El perforador debe detectar amago y cerrar el pozo.

El responsable de supervisar a su cuadrilla durante las opresiones de control de pozos.

9.2 CUEROS, ENCUELLADORES, RECOGEMUESTRAS Y OTROS MIEMBROS DE LA CUADRILLA

Estar alertas ante cualquier seal de advertencia de un amago

Se debe reportar en el puesto asignado durante las operaciones de control de pozos.

9.3 INGENIERO DE LODOS

Mantener las propiedades del lodo de acuerdo con el programa

Estar preparado para suministrar informacin del pozo durante las operaciones de control del mismo.

9.4 MUD LOGER

Informar el perforador y al supervisor de la operacin los indicadores De aumento en la presin de la formacin

9.5 JEFE DE EQUIPO

Debe asegurar que el perforador y su cuadrilla se ubiquen correctamente Debe estar presente en la mesa durante las operaciones para matar el Pozo Informar a la nueva cuadrilla antes del cambio de turno acerca del estado de las operaciones de control de pozo En operaciones en equipos flotantes debe informar al capitn o burgomaestre de las operaciones de control de pozos en caso de que se necesite implementar procedimientos de emergencia marinos.

9.6 SUPERVISOR DE LA COMAPAIA OPERADORA

Es responsable totalmente por el control del pozo Mantener una comunicacin abierta entre todos los miembros del equipo de trabajo Dar a conocer a todo el personal pertinentemente de las operaciones que se han planeado para controlar el pozo

9.7 PERSONAL DE LA COMPAA DE SERVICIOSDebe conocer las responsabilidades asignadas para las situaciones de Emergencia.

10. SIMULACROS DE CONTROL DE POZOS

El objetivo de los simulacros de control de pozos es el de familiarizar a las cuadrillas con los procedimientos que se deben implementar en caso de que ocurra un amago. Las presiones de pozo inducidas por amago dependen del volumen del influjo Los simulacros hacen que el personal este ms atento ante las seales de advertencia y ayudan a una deteccin temprana de los amagos, los simulacros se deben hacer de la forma ms real posible, se deben llevar a cabo por lo menos una vez a la semana con cada cuadrilla: durante la perforacin, durante los viajes y durante la perforacin con un sistema desviador.

10.1 ASIGNACIONES TIPICAS DEL PERSONAL

10.1.1. Representante de la compaa operadora

Organizar las operaciones para matar el pozo

Tiene la responsabilidad total de las operaciones

Da instrucciones a la cuadrilla, dirige las operaciones

Informa y mantiene una comunicacin abierta con la oficina

Puede ser el responsable para operar el choque

10.1.2. Jefe de equipo

Responsable por el taladro y su personal

Informa al burgomaestre o al capitn acerca de las operaciones de control de pozos.

Puede ser responsable para operar el choque o designa a alguna persona para operarlo

Coordina con el representante de la compaa operadora las operaciones para matar el pozo.

10.1.3. Perforador

Su responsabilidad primaria es la deteccin/ verificacin del amago

Cierra el pozo e informa al representante del operador

Organiza a la cuadrilla para las operaciones de matar el pozo

Permanece en la consola para operar la bomba

10.1.4. Encuellador o asistente del perforador

Va al rea de los tanques, alinea el separador de gas, el desgasificador y las vlvulas en los tanques.

Trabaja con el ingeniero de lodos para asegurar que se mantengan las propiedades del lodo

10.1.5. Ingeniero de lodos

Permanece en los tanques para asegurar el correcto aumento del peso del lodo

Mantiene la densidad y las propiedades del lodo.

10.1.6. Cueros

Se reportan en los sitios que le han asignado en el plan de contingencia (Mesa, bombas de lodo etc.,)

Sigue las instrucciones del perforador/supervisor

10.1.7 Aceitero

Apaga todo el equipo que no se necesite, mantiene la potencia requerida en el taladro durante las operaciones de control de pozos.

Permanece en el sitio asignado en el plan de contingencia durante las operaciones de control de pozos. Permanece disponible en caso de que se le ordene apagar las fuentes de energa del taladro.10.1.8. Operador de cementacin

Reporta a la unidad de cementacin. Alinea la bomba de cementacin y Permanece disponible

11. MANTENER EL CONTROL HIDROSTATICO-VIAJES/ANTES DEL VIAJE

Circular el hueco antes del viaje

Limitar la velocidad del viaje para minimizar las presiones de surgencia- Suaveo

Alinear y usar un tanque de viaje

Mantener el hueco lleno/ de desplazamiento en las hojas de viaje Llenado =fact. De despla. X long. Parada x # de paradas Ejemplo: llenado = 0076x 93x 5 paradas = 3.5 bbls

Discutir con el perforador el propsito del viaje

Preparar la mesa del taladro.

11.1 PROCEDIMIENTO DE VIAJE

A. Hacer el chequeo de flujo antes de iniciar el viaje

B. Bombear una pldora para sacar la tubera seca

Vpildora = MW x long. De tubera seca x capacidad de la tubera MWpildora-MW en uso

Vpildora=volumen de la pldora en bblsCapacidad de la tubera (bbls/pie)Longitud (pies)Como regla general, la pldora se debe mezclar para mantener un minimo de dos paradas de tubera seca. Es necesario desplazar con precisin la pldora, as se conocer el peso, la profundidad y la altura de la pldora en todo momento durante el viaje.

C. Monitorear el hueco a travs de la rotaria durante las primeras 5-10 paradas Levantadas del fondo con el fin de chequear que el nivel del espacio anular est cayendo a medida que se retira la tubera. El limpiador de tubera solamente se debe instalar despus de haber chequeado que no hay suaveo

D. Circular el hueco a travs del tanque de viaje y continuar el viaje hacia afuera Monitoreando el llenado correcto del hueco con la ayuda del tanque de viaje y de las hojas de viaje.

E. Realizar un chequeo de flujo cuando se hale al BHA por dentro del revestimiento y antes de halar el BHA dentro del conjunto de preventoras.

11.2 USO DE LAS HOJAS DE VIAJE

Las hojas de viaje se deben usar para registrar los volmenes de llenado del hueco en todos los viajes. La hoja de viaje permite la comparacin de los volmenes reales con los calculados, as cualquier diferencia se puede detectar fcilmente.Se debe tambin usar un tanque de viaje en todos los viajes con el fin de ayudar con un correcto llenado del hueco.12. PERDIDA DE CIRCULACION / Manteniendo el control de presin Hidrosttica

La prdida de circulacin puede ser muy costosa, y en casos muy severos pueden ocasionar reventones. Los perforadores deben permanecer atentos a la perdida de fluidos hacia las paredes del pozo y se deben evitar las perdidas excesivas de ser posible, intentando resolver el problema siempre que se presente.Las causas primarias de perdida de circulacin son:

Sentar el revestimiento demasiado superficial y no ganar suficiente resistencia a la fractura para que el pozo tolere los pesos de lodo planeados para ese intervalo.

La perforacin con excesivo sobre balance

La perforacin demasiado rpida y por consiguiente los cortes cargas el anular de manera suficiente para causar una falla en la formacin

Excesivas presiones de suaveo/ surgencia cuando se hacen viajes de Tubera

Empaquetamiento del hueco debido a aumento de cortes ( especialmente en el lado bajo de los pozos de alto Angulo ) o embotamiento de los ensamblajes de perforacin

La tasa de perdida de circulacin puede variar desde el filtrado ( a 10 bbls/hr) parciales ( 10 500 bbl/hr ) a totales ( 500 bbls/hr sin retorno ). Los mejores correctivos para corregir la perdida de circulacin dependen en gran parte del tipo de formacin que se este perforando.

12.1 FORMACIONES NO CONSOLIDADAS

Las formaciones no consolidadas tales como la gravilla ocurren generalmente a profundidades someras. La indicacin es una prdida gradual hasta la torta de filtrado u otros gentes de taponamiento que bloquean la permeabilidad de la zona. Las prdidas pueden ocurrir y generalmente son toleradas hasta que se pueda sentar el revestimiento de superficie.

12.2 FRACTURAS

Las fracturas naturales pueden ocurrir en muchas formaciones. Por lo regular se observa una prdida gradual de lodo hacia el hueco, pero las perdidas pueden acelerarse a medida que las fracturas adicionales sean expuestas. Las fracturas Pueden ser tales como la prdida total de circulacin es posible.Las fracturas inducidas ocurren al excesivo peso de lodo, surgencia/ suaveo, o Empaquetamiento del hueco, por lo general esto termina en una prdida total del lodo y repentina.

12.3 FORMACIONES CAVERNOSAS

Por lo general solamente se experimentan al perforar calizas y estructuras de arrecife. La indicacin es que la broca se cae libremente y se presenta una prdida de lodo repentina.

12.4 FLUJOS CRUZADOS SUBTERRANEOS

En caso de que las fracturas de una zona dbil se abran debido a un aumento de presin cuando se cierra durante el amago de pozo, los fluidos de la formacin y el lodo irn de una formacin a otra, por lo regular desde la zona ms baja a una zona ms baja a una zona superior que se haya fracturado. Los flujos cruzados subterrneos son indicados por unas lecturas de presin inestables en superficie.Se debe determinar la profundidad de la zona que toma el fluido para calcular la hidrosttica implicada y determinar la accin correctiva que se debe tomar. Los registros de temperatura se pueden utilizar para ayudar a identificar la zona que est recibiendo el flujo.

12.5 CORRECCION DE LA PERDIDA / Manteniendo el control de la presin hidrosttica

Una ubicacin exacta del tapn hueco abajo es crucial para sellar una zona de perdida. Para hacer esto se requiere que el desplazamiento se mida exactamente y se conozcan las capacidades de la tubera. Se debe tener en cuenta el riesgo de taponar las boquillas cuando se bombea LCM (material de perdida de circulacin)Se debe mantener la sarta en movimiento cuando se bombean pldoras para prevenir la pega de tubera.Cuando se colocan los tapones que contengan cemento, siempre que sea posible se debe probar la formulacin de la lechada para determinar el tiempo de fraguado.La tcnica de tapn balanceado es el mejor mtodo de desplazamiento para ubicar los tapones. Sin embargo esto no siempre es posible de lograr, dependiendo la tasa de prdida o el tipo de lechada que se va a bombear. (a) Circulacin convencional

Ubicar el tapn a travs de una tubera de extremo abierto (de ser posible)En frente de la zona perdida. Bombear 1.0 bl/min hasta que case la perdida.

(b) Tapn balanceado

El requisito bsico para un tapn balanceado es que el volumen correcto del espaciador se bombea a continuacin de la lechada, para garantizar que la presin hidrosttica en el anular este balanceada con la de la tubera antes de sacar la tubera del tapn, la tubera luego se saca del tapn.

(c) Tapn no balanceado

Cuando se conoce bien la zona de perdida, la tubera se puede ubicar aproximadamente a 150 pies por encima y la lechada se puede desplazar hasta el extremo de la tubera y se cierra la BOP. Para un tapn mixto de fondo, se bombea simultneamente por la tubera de perforacin y por el anular a 2 bbls/min. Para un tapn ubicado se bombea la lechada fuera de la tubera ms un exceso de 5bbls, y luego se bombea hacia abajo solamente por el espacio anular.

12.6 REMEDIOS Y RECETAS

1. SACAR Y ESPERAR

La broca se debe sacar hasta el revestimiento y el pozo se deja esttico durante 4 a 6 horas, sin circulacin. Se mezcla una pldora cuando se est esperando en caso de que la sola espera no funcione.

2. 100 -500 bbls pldora de LCM 100 -500 bbls de lodo 15 lb/bbl de cascara de nuez, aserrn fino etc. 10 lb/bbl de fibras finas (madera, mica o caa) 5 lb/bbl de fibras medianas a finas 5 lb/bbl de escamas grandes de celofn (dimetro de 1)

Se bombea la pldora utilizando circulacin convencional. Se repite si el pozo an est tomando fluido. Se intenta una pldora de perdida de alta perdida de filtrado si esta pldora no soluciona el problema.

3. Inyeccin de lechada de perdida de filtrado (tapn balanceado)100bbls de agua15 lb/bbl de bentonita o 1.o lb/bbl de drispac (o 1.0 lb/bbl de polmetro xc)0.5 lb/bbl de Diearth Disel M15-20 lb/bbl de mica fina, cascara de nuez, celofn o materiales que se pueden mezclar y que continen siendo bombeables. 4. Lechada de cemento limpioLas lechadas de cemento limpio dan como resultado tapones de alta resistencia compresiva. Mezcle cemento clase G a 15.8 ppg en agua. Se debe emplear una tcnica de tapn balanceado.

5. Lechada de cemento extendida (tcnica de tapn balanceado )La lechada de bentonita pre hidratada de un grado de control de perdida de fluido y un efecto de blindaje para ayudar a mantener la perdida de circulacin. Se puede formular una lechada de peso liviano (13.2 ppg) que ayuda con las prdidas de circulacin graves.Agregar 10 lb/bbl de bentonita al agua dulce previamente tratada con 0.25 lb/bbl de soda caustica y 0.25 lb/bbl de ceniza de soda. Se mezcla el cemento hasta 13.2 ppg.6. Tapn blando mezclado en el fondo (tecn. de tapn no balanceado)Esta pldora se puede mezclar con lodo base agua o agua de formacin en el ambiente del fondo y luego ser inyectada la formacin.Mezcle 10.5 gas de disel o base de aceite a 100 lbs de bentonita. Se puede agregar LCM granular o fibroso a esta mezcla en caso de ser necesario 10 lb/bbl de mica o cascara de nuez.Se mantiene la mezcla alejada del contacto con el agua hasta que se retira de la tubera de perforacin. Se utiliza un espaciador de 10 bbls delante de un tapn, seguido por 10 bbls despus del tapn. Este tapn que se forma como resultado de esto se vuelve como apariencia de caucho (parchudo) cuando se mezcla con agua.

7. Tapn blando mezclado en el fondo para los lodos base de aceite (tcnica de tapn no balanceado)Se mezcla en la superficie 280lbs de arcilla con 1 bbl de agua se agrega lignosulfonato a 4 lb/bbl se utilizan espaciadores base agua adelante y atrs de esta pldora.

8. Tapn blando tipo polmero mezclado en superficie (tcnica de tapn no balanceado)Esta pldora se mezcla en la superficie donde los polmeros se mezclan con activadores y extensores para dar un tipo de reaccin retardada de engrosamiento. Esto permite suficiente tiempo para colocar el tapn en la zona de perdida antes de que ocurra la reaccin qumica.Halliburton Temblok es un ejemplo de este tipo. Este tratamiento es temporal y la resistencia se interrumpe muy rrapidamente. A esto se debe seguirle una lechada de cemento para efectuar un sello permanente.9. Tapn duro mezclado en el fondo (tcnica de tapn no balanceado)Para esta pldora se puede emplear Halliburton Flocheck. Este es un material de silicato de sodio el cual al contacto con iones de calcio insolubles. Al bombear una salmuera de CaC12 a la formacin, seguido por el material Flocheck, ocurre el taponamiento de la formacin cuando los dos qumicos se mezclan en la matriz de la formacin.

Se bombea 50 bbls al 10% de peso de CacL2, seguidos por 10 bbls de agua dulce. Luego se bombean 35 bbls de Flocheck, seguidos por 10 bbls adicionales de agua dulce. Se debe tener precaucin y asegurar que el CacL2 no entre en contacto con el Flocheck en superficie, puesto que se endurecer en los tanques. Este tratamiento se debe reforzar con una lechada de cemento.

10. Tapn de barita para lodos base aguaTapn de barita para preparar una mezcla de agua igual a 54% del volumen de lechada final que se desea.

Receta de asentamiento1 bbl de agua dulce o marina15 lb de lignosulfonato2 lb de soda caustica

Receta de no asentamiento1 bbl de agua dulce o marina15 lb de lignosulfonato1 lb de polmero XCAntiespumante2 lb/bbl de soda caustica

Agregue barita a la mezcla de agua. Para 1 bbl de una lechada de 21 ppg se mezcla 0.54 bbls de agua de mezcla a 700 lbs de barita.

11. Tapn de barita para lodos base aceite

Se prepara la mezcla de aceite igual a 47% del volumen de lechada final que se desea.Receta de asentamiento1 bbl de base de aceiteA US gal. De agente humectante de aceite

Receta de no asentamiento 1bbl de base aceite 1.5 US gal. De agente humectante de aceite 4 lbs de arcilla organofilica

Se agrega barita al aceite de mezcla. Para 1bbl de una lechada de 21 ppg se mezclan 0.5 bbls de mezcla de aceite a 750 lbs de barita.

13 INFORMACION REGISTRADA PREVIAMENTE / Presin a tasa lenta De circulacin

La presin lenta de circulacin se usa como una presin de referencia cuando se circulan los amagos del pozo.RECUERDELa presin d circulacin es la suma de todas las presiones por friccin que estn asociadas a todas las partes del sistema de circulacin.Cuando el pozo se cierra y se circula a travs del choque, este se usa para aplicar una presin de control a la formacin. La cantidad de contrapresin del choque se puede determinar si se conoce la presin de circulacin lenta para el sistema.La presin lenta de circulacin se debe medir: En cada turno Cuando se cambie el peso del lodo Cada 500 pies del hueco nuevo perforado Luego de cada cambio de BHA o de cada viaje Luego de cualquier cambio significativo en las propiedades del lodo

Las tasas lentas de circulacin se utilizaran durante las operaciones de control de pozos y se deben determinar previamente teniendo en cuenta los siguientes factores:

Capacidad de mezcla de la barita Densidad equivalente de circulacin sobre el hueco abierto Tiempo de reaccin para el operador del choque Limitaciones de bombeo y presin Capacidad del separador de lodo / gas Presin de friccin de la lnea de choque ( en taladro flotante ) Registra la presin en el manmetro que se utilizara para matar el pozo.

14. PRUEBAS DE INTEGRIDAD A LA FORMACION / Prueba de Leak Off y de peso de lodo equivalente

Las buenas prcticas de perforacin indican que se lleva a cabo una prueba de presin a la formacin que se encuentra expuesta por debajo de la ltima sarta de revestimiento para la integridad del control de pozo. La prueba se puede llevar a cabo a un peso de lodo especifico o al valor de fractura de la formacin o de Leak off. Los resultados de la prueba de Leak off test indican cuales son los pesos de lodos mximos en profundidades posteriores y pueden alterar al revestimiento que se han planeado para el pozo. La prueba tambin indica la calidad del trabajo de cementacin.

Utilice una bomba de cementacin y bombee lentamente en pequeos incrementos de ( bbl) Trazar la grfica en la misma de la prueba de revestimiento. Para la prueba de peso de lodo equivalente, pare el bombeo cuando se alcance la presin deseada y se monitoree por 10 minutos. El leak off es el punto al cual disminuye la tasa de incremento de la presin y se aproxima el punto de disminucin de la presin.

14.1 PROCEDIMIENTO

Se perfora el zapato, el bolsillo (rat hole) y 10 -15 pies de hueco nuevo Se circula el hueco limpio y se acondiciona el lodo hasta una densidad consistente. Se saca la sarta +/- 10 pies por encima del zapato Se instala la bomba de cemento en la sarta y se lleva a cabo una prueba de presin de las lneas de superficie y del sistema de prueba para determinar si hay fugas. Se cierra el preventor anular (o el ariete de tubera) y se comienza la prueba. Se mantiene una tasa de bombeo constante durante la prueba ( a 1 bbl/min, como mximo) Se grafica la presin a cada de bbl bombeado hasta la prueba.

15. PRESIONES MAXIMAS TOLERABLES EN SUPERFICIE/Presin de estallido de revestimiento y de leak-off (MASP)Las presiones de cierre de pozo pueden ser una magnitud tal que pueda causar complicaciones hueco abajo o dao a los equipos. Es prudente monitorear permanentemente las presiones en la superficie y estar atento cuando existan condiciones crticas.Las presiones mximas tolerables en superficie son el estallido del revestimiento y la presin que causa que la formacin se fracture en el zapato (leak-off). Las dos presiones se deben dar a conocer y se deben publicar en la mesa de taladro.

Estallido del revestimiento = 0.7 x tasa de rendimiento interno del revestimiento(MASP) leak-off = .052 x (LOT MW-MW) X TVD of de casing shoe

Tambin se debe conocer las especificaciones de estallido del cabezal del pozo y las de estallido y colapso de todos los tubulares Recuerde que la tensin reduce la especificacin de colapso de los tubulares Estos valores se deben publicar en la mesa del taladro

16. TOLERANCIA A LOS AMAGOSEs el mximo volumen de gas (basado en una presin de poro dada) que se puede circular fuera del pozo sin llegar a causar una prdida de lodo excesiva en el zapato del ultimo revestimiento sentado.

16.1 CAUSAS DE LOS AMAGOS La mayora de los amagos no son intencionales y se definen como el flujo no deseado de fluidos de la formacin hacia el hueco. Los amagos pueden ocurrir intencionalmente como en el caso de iniciar la produccin, desasentando empaques despus de llevar cabo una prueba, etc. Pero aun as, debe ejecutarse con precaucin. El personal de perforacin debe reconocer las seales de advertencia de un amago y reaccionar inmediatamente los procedimiento de control de pozo para minimizar el efecto de influjo. La severidad del incidente est directamente relacionada con el volumen del influjo, por esto es de mxima importancia la deteccin rpida y el cierre del pozo La amplia experiencia en la industria ha demostrado que las causas ms comunes de los amagos son:1. Suaveo durante los viajes 2. Llenado inadecuado del hueco durante los viajes3. Insuficiente peso del lodo error humano4. Formaciones presurizadas de manera anormal5. Perdida de circulacin La experiencia muestra que la mayora de los amagos ocurren durante los viajes

16.1.1SuaveoEl suaveo es afectado por:

La velocidad al sacar la tuberaLas propiedades del lodoEl espacio reducido en el espacio anular

Procedimiento

1. Monitoree el llenado del hueco durante los viajes2. Limitar la velocidad al sacar la tubera3. Agregar un margen de viaje al peso del lodo4. Si el suaveo es severo, considere bombear mientras se saca la tuberaSeales de advertencia del suaveo:

Sobretensin, arrastre o torque excesivo Perforar en formaciones reactivas (gumbo) Altas propiedades reologicas del lodo El hueco no est tomando el llenado correcto16.3 Llenando inadecuado del hueco

Use tanques de viaje y documntelos con las hojas de viaje Las hojas de viaje deben ser utilizadas para comparar los volmenes actuales desplazados y los calculados Los tanques de viaje deben ser calibrados y monitoreados con precisin, por un miembro de la cuadrilla. El llenado del hueco debe corresponder al volumen de la tubera seca o llena que se haya sacado Planee el viaje establezca un programa fijo de paradas de tubera a sacar entre llenados, tenga un procedimiento seguro para volver a llenar el tanque de viaje y trasferir volmenes de lodo en superficie.EjemploPresin reducida en fondo:Si el peso del lodo (MW) 12.2 ppg y cae 350 pies, cual es la reduccin del aprensin en el fondo del pozo (BHA)?

12.2 ppg x .052 x 350 pies = 222 psi

16.4 Peso insuficiente del lodo

Las causas de densidad insuficiente del fluido/lodo son: Perforar formaciones con presiones anormales Adiciones inadecuada de agua o fugas de lodo en las vlvulas de los tanques Asentamiento de barita / SAG en las secciones de ngulo del pozo Errores humanosNOTA: La densidad del lodo o fluido debe ser verificada y registrada permanentemente.Los valores deben ser reportados por el intercomunicador del taladro y las condiciones de prdida de peso deben ser reportadas de inmediato.

16.5 Perdida de circulacin la prdida total de circulacin puede causar una perdida potencial de presin hidrosttica en el hueco la perdida de circulacin causa prdidas de integridad de la presin en el sistema de circulacin el hueco debe permanecer lleno

16.6 Seales de advertencia de un amagoUna seal de advertencia es algo que puede observar el perforador y le permite identificar que tiene un amago en el hueco.

Perforando: aumento en la tasa de penetracin aumento en la tasa de flujo de retorno incremento en el volumen de los tanques flujo de retorno con las bombas apagadas disminucin en la presin de circulacin cambios en el peso de la sarta disminucin en la densidad del fluido de perforacinDurante el viaje: llenado inadecuado del hueco que el pozo empieza a fluir aumento en el volumen del tanque de viaje

17 LULITAS HINCHADAS ballooning

La prueba de leak off y la mnima tensin horizontal (cuando se expresa en trminos de ppg) proporcionan dos informaciones importantes. El equivalente del peso del lodo leak off es aquel peso que hara que las fracturas existentes se abrieran y se propagaran, permitiendo flujo de lodo hacia el interior de la formacin. La tensin horizontal mnima es el peso de lodo equivalente que cierra las fracturas, evitando mayor prdida de lodo.La clave para prevenir la perdida de lodo exagerada es nunca permitir que la ECD o la presin de surgencia supere la LOT y nunca permitir que el peso esttico del lodo sobrepase la tensin horizontal minina. Una prdida de lodo excesiva ocurrir sin duda alguna vez si se violan simultneamente ambas claves, lo cual ocurre frecuentemente cuando se estn circulando influjos en un pozo de aguas profundas. El manejo de lodo es muy importante en aguas profundas, puesto que el peso del lodo siempre est cerca del de la tensin horizontal mnima y el ECD puede estar cerca el limite LOT (especialmente cuando se est circulando en el choque) el mismo mecanismo es responsable de cargar o hinchar las formaciones, usualmente en secciones de lulitas con poca o ninguna permeabilidad (k).Observe que el ECD es mayor que el LOT, mientras el peso esttico del lodo es menor que la tensin horizontal mnima. La prdida de lodo ocurre cuando se est circulando; pero con las bombas apagadas, las fracturas se cierran haciendo que el lodo perdido regrese al hueco.Es inevitable perder algo de lodo si hay zonas permeables expuestas en el hueco. Las fracturas en propagacin podran tambin encontrar zonas permeables, lo cual ocasionara la perdida de lodo.

Mejores prcticas:El perforador debe estar seguro que nicamente el lodo de perforacin est fluyendo de vuelta en el pozo cuando este perforando a travs de formaciones hinchadas. Usualmente, un hinchamiento excesivo no se manifiesta de inmediato, pero comienza con la perdida de filtrado y se hace una tendencia que aumenta gradualmente. Con anterioridad, el perforador debe cerrar las preventoras y circular fondos arriba para evaluar los parmetros de retorno del lodo.La perforacin progresiva normalmente a la par con la adquisicin de experiencia cuando se trate de volmenes perdidos o ganados durante el contraflujo, etc.

18. CIERRE DEL POZO

CONSIDERACIONES IMPORTANTES Espaciar la sarta para el cierre de las prenventoras y tener acceso fcilmente a la vlvula de seguridad Primero se debe asegurar la sarta de perforacin o la sarta de trabajo. Este es el camino ms rpido a la superficie para los fluidos potenciales del amago. Despus que el pozo este cerrado, verificar que el flujo del pozo ha cesado.

18.1 TIPOS DE CIERRE Cierre suave: El choque est abierto durante el proceso de cierre y se cierra despus de cerrar la BOP. Cierre duro: El choque est cerrado durante el proceso de cierre de tal forma que la presin del pozo esta contenida por el cierre del BOP.18.2 CIERRE DURANTE LA PERFORACION Cierre duro1. Establecer el espaciamiento correcto para levantar 2. Parar las bombas3. Cerrar la preventora designada (preventor anular o ariete de tubera)4. Abrir la vlvula de la lnea de choque (HCR)5. Verificar que el choque este cerrado6. Verificar que el pozo este cerrado 7. Registrar la hora, presin de cierre de la tubera, presin de cierre del revestimiento y ganancia en los tanques (iniciar un registro de amago con registro de presiones y tiempo)8. Notificar a los supervisores18.3 CIERRE DURANTE LA PERFORACION Cierre blando1. Establecer el espaciamiento correcto para levantar2. Parar las bombas3. Abrir la vlvula de la lnea de choque (HCR)4. Cerrar la preventora designada ( preventor anular o arietes de tubera)5. Cerrar el choque remoto6. Verificar que el pozo este cerrado7. Registrar la hora, presin de cierre de la tubera, presin de cierre del revestimiento y ganancia en los tanques8. Notificar a los supervisores18.4 CIERRE DURO MIENTRAS SE VIAJA1. Sentar la sarta sobre las cuas2. Instalar la vlvula de seguridad abierta en la sarta3. Cerrar la vlvula de seguridad de la sarta con la llave4. Cerrar la preventora designada (preventor anular o ariete de tubera)5. Abrir la vlvula de la lnea del choque (HCR)6. Verificar que el choque este cerrado7. Notificar a los supervisores8. Registrar la hora, presin de cierre del revestimiento y ganancia en tanques18.5 CIERRE SUAVE MIENTRAS SE VIAJA1. Sentar la sarta sobre las cuas2. Instalar la vlvula de seguridad abierta sobre la sarta3. Cerrar la vlvula de seguridad con la llave4. Abrir la vlvula de la lnea del choque (HCR)5. Cerrar la preventora designada (preventor anular o ariete de tubera)6. Cerrar el choque remoto7. Verificar que el pozo este cerrado8. Notificar a los supervisores9. Registrar la hora, presin de cierre de revestimiento y ganancia en tanques

19 REVISION DE PRESIONES DE CIERRE ATRAPADAS No se recomienda siempre revisar las presiones atrapadas despus de cerrar el pozo. Sin embargo, si las bombas estn funcionando durante el cierre, quedara presin atrapada en el hueco El perforador debe saber si hay presin atrapada durante el cierre Procedimientos para revisar la presin atrapada1. Abrir ligeramente el choque manual ajustable y purgar de bbl de lodo del pozo o menos.2. Cerrar el choque manual y registrar las presiones de cierre3. Si las presiones del revestimiento y la tubera de perforacin se reduce regrese al paso 14. Si las presiones del revestimiento y la tubera de perforacin se mantienen o aumentan, registre estos valores como las presiones verdaderas de cierre

20. PESO DEL LODO DE MATAR (KMW)

El peso del lodo de matar debe ser exacto para logra un equilibrio con la presin de la formacin (sin embargo de sobre balance o factor de seguridad)La presin de cierre de la sarta es la diferencia de la presin hidrosttica y la presin de la formacinEl peso del lodo de matar se calcula usando la presin de cierre de la tuberaAproxime por encima siempre al siguiente decimal en ppg

Pesos del lodo de matar (kmw) SIDP + OMW (0.052 X TVD)

EJEMPLO:Presin de cierre de la sarta = 200 psiTVD = 8500 PIESPeso original del lodo = 12.0 ppg5 200 + 12.0 =12.45 ppg =12.5 ppg(0.052 x 85000)

21. COMUNICACIONES ENTRE EL PERSONAL DEL TALADRO

Ejemplo para un taladro costa afuera durante la perforacin

22. COMPLICACIONES Y SOLUCIONES/ Durante las operaciones de control del pozo.Nota: si se presenta un problema matando el pozo, TOME NOTA Y REGISTRE la presin dela tubera de perforacin y del revestimiento, pare las bombas, cierre el pozo y despus evalu la situacin.La presin de control de un pozo es proporcionada por la potencia de las bombas de lodo y la contrapresin relacionada por el control del choque durante la circulacin de un amago. Se pueden desarrollar presiones excesivas en caso de que se tapone cuquera de los recorridos de circulacin. Se puede inducir una presin de fondo de pozo inadecuada si se dan washouts en el recorrido de circulacin o si se dan otros factores que alteren la hidrulica del sistema.Las complicaciones incluyen entre otras las siguientes: Presiones no conocidas de las tasas de circulacin lentas. Taponamiento de la broca o del choque washouts en las sarta de perforacin y / o el choque Perdida de circulacin durante la operacin de muerte del pozo Presiones excesivas en superficie

22.1 COMPLICACIONES Y SOLUCIONES/Obteniendo la presin lenta de bombeo despus de un amago

Cmo se obtiene la presin lenta de bombeo si esta no se tiene registrada antes de ocurrir el amago?Ejemplo:SIDP = 500 psiSICP = 800 psiPresin lenta de bombeo = 1000 psiTasa lenta de bombeo = 30 spm

Paso # 1Lleve el pozo hasta la tasa lenta de bombeo que se ha seleccionado, usando el choque e implementando correctamente el procedimiento de inicio de la bombaPaso # 2 Cuando los manmetros de la tubera y el revestimiento se hayan estabilizado, lea y registre la presin inicial de circulacin del manmetro de la tuberaPaso # 3 De la hora para matar de control de pozos Presin inicial de circulacin (ICP) 1500 psiICP= Presin lenta de la bomba + SIDP

1500= X + 500

Presin lenta de la bomba = ICP SIDP

1000= 1500 500

22.2 VALVULA FLOTADORA EN LA SARTA

Cmo se puede obtener la SIDP y la presin lenta de bombeo si hay una vlvula flotadora en la sarta y si adems no se registr la presin lenta de bombeo antes de que ocurriera un amago.Ejemplo:SIDP = 500 PSISICP = 800 PSIPresin lenta de bombeo = 1000 psiVelocidad lenta de bombeo = 30 spm

Paso # 1 Realice un LOT sobre la vlvula flotadora. Utilice la bomba de cementacin y bombee a una tasa baja a traves de la sarta. Cuando abra la vlvula flotadora ocurrir una ligera variacin en el manmetro de la presin de la tubera de perforacin.ESTA ES LA PRESION DE CIERRE DE LA TUBERIA DE PERFORACION

Paso # 2 Lleve el pozo hasta la tasa lenta de bombeo que se ha seleccionado, usando el choque y el procedimiento correcto del inicio. Obtenga la presin lenta de bombeo utilizando el procedimiento descrito en la pgina anterior. Presin lenta de la bomba = ICP SIDP

100 =1500- 500

22.3 PERDIDA PARCIAL DE CIRCULACION MIENTRAS SE MATA EL POZO

Identificacin y deteccin

Usualmente se detecta por que el choque no responde Disminucin gradual en la presin del revestimiento, seguido por disminucin en la presin de la tubera de perforacin Se puede observar disminucin del volumen en los tanques de lodo Reduzca la tasa de bombeo usando el procedimiento correcto, contine matando el pozo tan pronto el volumen del lodo lo permita. Eliminar cualquier exceso de presin usado como factor de seguridad de sobre balance Use el pozo exacto en el lodo de matar =sin factores de seguridad Use material para perdida de circulacin =generalmente LCM FINO Cuando el volumen del lodo sea muy bajo, cierre el pozo deje curar el pozo mientras se incrementa el volumen del lodo.

22.4 PROBLEMAS DEL CHOQUE

Identificacin y deteccin Partculas abrasivas a alta velocidad: Washout en el choque Desprendimiento de lulita- choque taponadoNota: los problemas en el choque afectaran tanto la presin en el revestimiento como en la tubera de la peroracin.

22.5 Washout en el choque

Descenso gradual en la presin del revestimiento seguido por disminucin gradual de la presin en la tubera de perforacin. Cierre del choque con muy poca o ninguna respuesta n ambos manmetros Podra resultar en una situacin de subbalance con un aumento adicional en los tanques de lodo, si no se puede mantener una presin adecuada en la tubera de perforacin.

Choque taponado

Incremento gradual o drstico de la presin en la tubera de perforacin ( SIDP) y en la presin del revestimiento ( SICP) Apertura del choque con poca o ninguna respuesta para ambos manmetros Las partculas generan ruido y vibracin Puede resultar en prdida total o parcial de la circulacin

Accin correctiva

Pare las bombas y cierre el pozo de la manera ms segura y rpida que sea posible As el choque taponado ( cierre tanto la vlvula anterior como la posterior a este choque) Si hay otro choque disponible, alinee las vlvulas apropiadas del manifold del choque y reanude las operaciones para matar el pozo Si no se puede usar otro choque, repare el choque taponado y reanude las operaciones para matar el pozo.

22.5 WASHOUT EN LA SARTA DE PERFORACIONIdentificacin y deteccin Disminucin gradual de la presin en la tubera de perforacin, en pequeos o ningn cambio en la presin en el revestimiento Choque cerrado para compensar perdida de presin en la tubera, resultando en un incremento en la presin del revestimiento Puede no ser notado hasta que : La presin del revestimiento es muy alta y finalmente llama su atencin Empieza a perder retornos parciales El lodo de matar ( kmw) retorna por la lnea de flujo antes de lo esperado Disminucin drstica en la presin en la tubera sin cambios significativos en la presin del revestimiento

Accin correctiva Determine la profundidad del Washout Si el lodo de peso para matar est por encima del Washout en el espacio anular, contine con el procedimiento establecido para matar el pozo Pare bombas y cierre el pozo, lleve el pozo hasta la tasa lenta de bombeo que se ha seleccionado, usando el choque para determinar la nueva presin de circulacin

Washout superficial

Pare el bombeo implemento el procedimiento volumtrico Bombee manila u otro material de taponamiento Coiled tubing/ tubera pequea con empaques Sacar la tubera para remover las juntas con Washout

22.6 SARTA DE PERFORACION TAPONADA

22.6.1 Taponamiento parcial

Identificacin y deteccin

Un repentino incremento en la presin n la tubera con cambios pequeos o ningn cambio en la presin del revestimiento

Accin correctiva

Observe las presiones de tubera y revestimiento; pare bombas y cierre el pozo de la forma ms segura y rpida posible Lleve el pozo hasta la tasa de bombeo lenta, utilizando el choque remoto para establecer la nueva presin de circulacin Se puede requerir la reduccin en la velocidad de bombeo Calcule la presin final de circulacin y ajuste el programa de presin de la tubera de perforacin

22.6.2 Taponamiento total

Identificacin y deteccin

Un aumento en la presin de la tubera de perforacin repentino y drstico sin cambios en la presin del revestimiento

Accin correctivo Aplique el mtodo volumtrico de control de pozos Surgencia en la sarta de perforacin; acelere y reduzca la bomba Caonee la tubera

23. PRESION EXESIVA EN SUPERFICIE

Los contratistas de perforacin y las compaas operadoras deben desarrollar Planes de contingencia para mitigar el creciente riesgo asociado con altas presiones en superficie causadas por los amagos.

Se deben considerar las siguientes alternativas:

Intente bombear un lodo de peso para matar con peso extra para reducir presiones mximas debidas a la expansin de gas Declare el estado de ALERTA del taladro ( active el plan de contingencia para estos eventos ) Alertar al personal fuera de turno de posibles procedimientos de emergencia Notifique a la base en tierra de las condiciones y si es posible alerte tambin a las embarcaciones o dems unidades de perforacin que se encuentren disponibles Abrir el pozo para intentar disminuir la presin de superficie puede hacer la situacin peor. Sin embargo dependiendo de las condiciones esta podra ser una opcin para obtener mayor tiempo para evacuar al personal en un abandono total del pozo

24. ASPECTOS DE CONTROL DE POZOS EN POZOS HORIZONTALES Causas de amagos horizontales

Amagos por subbalance Yacimientos fallados Yacimientos pinchados y re perforados re-entry

Amagos inducidos

Suaveo-incremento de suaveo/surgencia Suaveo debido a la restriccin del espacio anular por los cortes acumulados en la transicin vertical/horizontal del pozo Perdida de cirulacion- incremento de la ECD (densidad equivalente de circulacin) mientras se est en la parte horizontal. El ECD aumenta ms rpidamente que la resistencia de la formacin Perdida de circulacin- las presiones de suaveo son ms altas que las presiones de la profundidad vertical total equivalente.

24.1 CAUSAS DE AMAGOS POR AMAGOS INDUCIDOS

24.2 DETECCION DE AMAGOS POR GANANCIA EN TANQUES Y FLUJO

24.3 PRESION DE CIERRE DEL REVESTIMIENTO

Los amagos por suaveo pueden no ser indicados por la presin del revestimiento. Presin de cierre de revestimiento=subbalance+perdida hidrosttica en el espacio anular.

24.4 PRESION DE CIERRE DE LA TUBERIA DE PREFORACION Vs PRESION DE CIERRE DEL REVESTIMIENTOHay poca o ninguna diferencia hasta que el influjo entra en la seccin vertical.

24.5 ARRANQUE DE LA BOMBA

El gas toma menos tiempo para entrar en la seccin vertical del pozo

Preventoras de superficie:

1. Una vez que el perforador lleve la bomba hasta la velocidad de bombeo para matar, ajustar el choque cada vez que se requiera para mantener la presin del revestimiento constante al valor del cierre hasta alcanzar la velocidad para matar el pozo.

2. El perforador deber tomar al menos un minuto para llevar la bomba hasta la

3. Velocidad de bombeo para matar. Esto hace que sea ms fcil paraQue el operador del choque controle la presin del revestimiento durante este tiempo crtico

4. Cuando los manmetros de las tuberas de perforacin y de revestimiento se hayan estabilizado, leer y ajustar la presin de circulacin inicial (ICP) correcta del manmetro de la tubera de perforacinSi la ICP indicada es menor a la ICP calculada, parar y reiniciar. Si la ICP es la misma a que se calcul previamente, usar la ICP precalculada.

24.6 PROCEDIMIENTOS PARA MATAR POZOS HORIZONTALES/ Metodo del perforador Vs mtodo de esperar y pesar

No es un factor tan importante en la fractura del zapato (el lodo de peso para matar se desplaza a la seccin vertical)

El gas puede moverse ms rpido en pozos horizontales que en pozos verticales El gas puede estar atrapado: quizs sea necesario barrer el espacio anular entre 100 y 150 pies/min Solamente hasta que el influjo este fuera de la seccin horizontal este es ms alto que las tasas de circulacin lentas.

Puede ser necesario llevar a cabo un forzamiento de fluido ( bullheadin)Hacia la formacin.

TABLA DE FIGURAS

CONCLUSIONES

El control de un pozo siempre va a depender del personal que la conforma, es por esta razn que cada uno de ellos tiene que estar muy bien instruido hacerse a la idea de que to gira y es responsabilidad de ellos mantener la actividad en un cien por ciento adecuada y tambin muy efectiva.

Para finalizar no queda ms que aclarar que en el campo de trabajo nunca se va a autorizar cualquier persona para desempear dichas labores que llevan un grado de dificultad y tambin una gran responsabilidad no solo con si mismo si no tambin con el resto de personal que lo acompaa.

En el rea a producir hay que tener muy claro toda la especie de datos, Desde la ms mnima temperatura hasta cualquier derrame que se Presente en esa zona productora.

Para concluir es muy importante darle a entender al personal presente La importancia de utilizar adecuadamente todos los elementos necesarios en l, zona productora porque por ah se inicia una buena labor y se va a evitar cualquier desapercibido que quiera hacer presencia all.