Curso Prevencion de Arremetidas y Control de Pozos

7/30/2019 Curso Prevencion de Arremetidas y Control de Pozos

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FUNDACION DE MEJORAMIENTO PROFESIONALCOLEGIO DE INGENIEROS DE VENEZUELA

Curso

Prevencin de Arremetidas y Control dePozos


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EL TIGRE, JULIO DE 2005

Tabla de Contenido

Unidad 1: Conceptos Bsicos

Nomenclatura 1Presin 2Presin hidrosttica 2Presin de circulacin 3Presin de sobrecarga 3Presin de fractura 4Presin de formacin 4Formaciones de presin anormal 5

Gradiente de presin 7Gradiente de fractura 8Gradiente de presin de sobrecarga 8Relacin entre presiones 8Sobrebalance (AP) 9

Arremetida 9Reventn 10

Unidad 2: Causas de Arremetidas

Introduccin 11Llenado inadecuado del hoyo 12Densidad insuficiente del lodo 12Suabeo (succin) 13Prdida de circulacin 13Control de surgencias (entrada de fluidos) 14Lodo cortado por gas 14Perforacin deformaciones con presiones anormales 15

Unidad 3: Indicadores de Arremetidas

Aumento del flujo en la lnea de retomo 16Aumento de volumen en los tanques 17

Aumento en la velocidad de penetracin 17Incrementos de unidades de gas 18Lodo contaminado 18Disminucin de la presin de circulacin y aumento de emboladas de la 18Pozo fluye con las bombas paradas 18El pozo' no toma volumen de lodo adecuado 19

Unidad 4: Tipos de Procedimientos de Cierre

Cierre perforando 21

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Diagrama de flujo 22

Cierre durante un via e 23Cierre con el desviador de flujo 25

Unidad 5: Prueba de Integridad de Presin (PIP)

Preparativos 27En qu consiste 28Cmo se realiza 29Presin de fractura 29Ejemplos 30

Unidad 6: Hoja de Clculo para el Control de ArremetidasParmetros de la hoja de clculo 31Clculo de los parmetros de la hoja de clculo 33

Unidad 7: Mtodos de Control de Arremetidas

Mtodo del perforador 36Mtodo del ingeniero 43Mtodo concurrente 45Comparacin entre los distintos mtodos 45

Unidad 8: Equipos

Vlvulas impiderreventones 46Tipos de vlvulas impiderreventones 47

Accesorios 48Vlvula de seguridad del cuadrante ("KELLY COCK") 48Vlvula flotadora 49Preventor de reventones internos (vlvula impiderreventones interna) 49Separador de lodo y gas 50

Desviadores de flujo 50Arreglos de conjuntos de vlvulas impiderreventones 51

Seleccin de arreglos de impiderreventones 52Unidad acumuladora de presin (U.A.P.) (KOOMEY) 55Inspeccin y prueba de una U.A.P. 55Pasos para la inspeccin y prueba de una U.A.P. 56

Estranguladores 57Tipos de estranguladores 57Recomendaciones para el correcto uso del estrangulador 57Lineas de estrangulamiento 57

Pruebas para equipos 58

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Referencias bibliogrficas 60

ObjetivoDesarrollar en el participante habilidades y destrezas para detectar,prevenir y controlar una arremetida mediante el uso de tcnicas y

procedimientos de perforacin considerando las medidas deseguridad y proteccin integral.

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Introduccin

La Prevencin de Arremetidas y Control de Pozos es una de las acciones deadiestramiento hacia donde la Industria Petrolera ha dirigido un gran esfuerzo, medianteel diseo e implantacin de programas de formacin para su personal y el del sectorconexo, con el propsito de capacitarlo para prevenir daos, al evitar la ocurrencia dereventones que le producen consecuencias lamentables al personal, a la empresa, alambiente y al pas.En su estructura, el presente diseo estar integrado por dos partes fundamentales:conceptos bsicos y equipos.

La parte correspondiente a conocimientos mnimos requeridos se desarrolla considerandocada uno de los conceptos bsicos dentro de una metodologa terico-prctica, donde elparticipante no slo demostrar el dominio de tales conceptos, sino que los aplicar ensituaciones reales, navegando en el programa de acuerdo con sus propias necesidades deaprendizaje e inquietudes.

La parte correspondiente a los equipos que constituyen el sistema de prevencin y controlde un pozo le proporcionar al participante nociones fundamentales sobre cada uno de losmismos, enfatizando en aquellos aspectos relevantes relacionados con el manejo, laconservacin y el mantenimiento del mencionado sistema.

En la medida en que el participante vaya cubriendo la fase terico-prctica, desarrollarperidicamente actividades de evaluacin las cuales le permitirn cuantificar o verificar sunivel de aprendizaje y reforzar los objetivos y contenidos no alcanzados, de acuerdo consus expectativas y los criterios de evaluacin del curso.Una vez finalizado el curso, los participantes habrn desarrollado las habilidades ydestrezas necesarias para prevenir y manejar eficientemente una arremetida, mediante eluso de las tcnicas ms adecuadas que garantizan la completa seguridad tanto delpersonal que labora en perforacin como la de los equipos que se utilizan

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Unidad 1: Conceptos Bsicos

Es necesario, antes de comenzar con el tema de Prevencin de Arremetidas y Control dePozos, revisar ciertos conceptos bsicos requeridos para comprender el material que sepresentar en las unidades siguientes.

Nomenclatura

La nomenclatura que se utilizar a lo largo de este manual es la siguiente:

P Presin Libras or ul adas L c .F Fuerza Libras fuerza Lb-f .A rea Pul adas cuadradas ul 2

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D

H

DensidadDLpcDLpG

Altura

Densidad en libras / pie3

Densidad en libras / galnPies

K Constante Libras or ul adas L c .

PhPresin Hidrosttica Libras or ul adas L c .Ps Presin de Sobrecar a Libras or ul adas L c .PfPresin de Fractura Libras or ul adas L c .P Presin de Formacin o Presin del YacimientoLibras or ul adas L c .

Presin

Es el valor resultante de aplicar una fuerza sobre determinada rea. La expresinmatemtica es:

P = F / A

La unidad frecuentemente utilizada para la presin es libras sobre pulgada cuadrada, lacual recibe la siguiente abreviatura: Ippc.

Presin Hidrosttica

Es la presin ejercida por la columna de fluido esttico en un pozo. Para calcular la presinhidrosttica (Ph), se multiplica la densidad del fluido (D) por la altura real de la columna (H).Esta presin llega a ser mxima en el fondo del pozo.

La frmula para encontrar la presin hidrosttica depende de las unidades en queest expresada la densidad del fluido de perforacin:

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Ph=K*D*H Frmula general

Ph=0.052 * Du)G * HDonde D es en libras por galn, H es en pies

Ph=.069 * Due * H Donde D es en libras or ie cbico, H es en ies

Presin de Circulacin

Es la presin necesaria para generar movimiento del fluido de perforacin venciendo laresistencia ocasionada por la friccin entre ste y las superficies por donde circula.

Se obtiene calculando la suma de las cadas de presin en todo el sistema de circulacinque el fluido sale de la bomba hasta que retorna a los tanques de lodo.

Es equivalente al valor ledo en el manmetro de la bomba de lodo.

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Presin de Sobrecarga

Es la presin ejercida por el peso combinado de la matriz de la roca y los fluidos contenidos en los

espacios porosos de la misma (agua, hidrocarburos, etc.) sobre una formacin particular.

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Presin de Fractura

Es la presin necesaria para inyectar fluido a un yacimiento, fracturndolo.

Para que ocurra la fractura es necesario que la presin ejercida sobre laformacin sea mayor que la suma de la presin de poro ms la componente

horizontal de la presin de sobrecarga.Esta presin puede tambin ser determinada mediante la prueba de integridad

de presin.

Presin de Formacin

La presin de formacin, tambin conocida como presin de poro o presin deyacimiento, es la presin ejercida por los fluidos confinados dentro de los porosde una formacin.

Las presiones de formacin pueden clasificarse, de acuerdo a su valorde gradiente de presin, en normales, subnormales y anormales.

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Las formaciones con presin subnormal corresponden a yacimientos naturalmentefracturados o formaciones agotadas.

Formaciones de Presin Anormal

Son presiones de formacin con valores mayores a 0.465 lppc / pie.Generalmente, estos valores de gradiente corresponden a yacimientosaislados o entrampados.

Cmo se originan

Existen varios mecanismos por los cuales se originan las presiones anormales

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en cuencas sedimentarias. La causa ms comn es la compactacin anormal delos sedimentos. Entre los mecanismos que tienden a provocar presionesanormales estn efectos de compactacin, diagenticos, de densidad diferencialy de migracin de fluidos.

Cmo se detectan

Se pueden detectar antes, durante o despus de la perforacin.

Antes de la perforacin, se corre un registro ssmico con el cual se obtieneun perfil de velocidades de reflexin de las ondas ssmicas con el que sepuede predecir una zona de presin anormal.

Durante la perforacin, se pueden detectar las presiones anormales medianteel uso de tcnicas que consisten en obtener, graficar e interpretar datos quepermitan corroborar la presencia de una zona de presiones anormales paraluego decidir la accin ms apropiada a tomar. Entre los indicadores de laexistencia de una zona de presiones anormales estn:

Velocidad de penetracin: el aumento brusco de la velocidad de penetracin en la zonade transicin donde existe una subcompactacin es un indicador efectivo de que se estentrando a una zona de presin anormal, considerando que los parmetros de perforacincomo peso sobre la mecha, velocidad de la rotaria, presin de bomba, propiedadesreolgicas del lodo (densidad, viscosidad), se mantienen constantes.

Exponente "d": desarrollado por Jordn y Shirley, tiene como finalidad detectarpresiones anormales basadas en la interpretacin del comportamiento de losparmetros utilizados durante la perforacin.

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Log(R/60 N)'d' = -------------------------------------------------------------

Log (12 W / 106 D)

Donde:

'd' = exponente 'd'R = rata de penetracinN = revoluciones por minuto de la mesa rotatoriaW = peso sobre la mecha (en libras)D = dimetro de la mecha (en pulgadas)60 = factor de conversin de revoluciones/min. a rev./hora106= factor de escala

Esta ecuacin es slo una aproximacin emprica que permite tener una relacin entre elexponente 'd' y la presin diferencial. Al graficar el exponente 'd' con la profundidad, seobtendr una tendencia (pendiente) a medida que se perforen secciones con presionesnormales. Esta tendencia cambia de direccin cuando se encuentran presionesanormales y disminuye la presin diferencial.

El exponente 'd' se ve afectado por presiones diferenciales mayores de 500 Lppc.Para eliminar el efecto de sobrebalance se multiplica el exponente 'd' por la relacinentre la densidad del lodo normal dividido entre la del lodo utilizado.Cambio en las propiedades del lodo: cambios significativos en las propiedadesreolgicas del fluido de perforacin. Sobre todo en lodos base agua, cuando se perforauna zona con presin anormal, es un indicativo de desbalance de las presiones en elhoyo.

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Temperatura del lodo: un cambio de la temperatura puede indicar la

proximidad de una zona de presiones anormales, aun cuando tambinpuede ser originado por la presencia de fallas, discordancias o cambioslitolgicos.

Anlisis de muestras: en una zona de transicin, las muestras litolgicastienen propiedades fsicas diferentes a las obtenidas en una zona de presinnormal. Entre estas caractersticas estn la composicin, color, textura,tamao, forma, cantidad y densidad. Si la densidad es menor a la de lamuestra anterior, entonces la porosidad de la roca/muestra ser mayor, loque significa retencin de agua en sus poros. Esto puede ser originado por

una presin anormal.

Densidad de lutita: un cambio en la densidad de lutita puede indicar laexistencia de una zona de presiones anormales. En lutitas normalmentecompactadas, su densidad se incrementa con la profundidad. En el caso deformaciones con presin anormal, las lutitas han retenido alto porcentaje deagua en los poros y, por consiguiente, su densidad ser menor.

Despus de la perforacin, la deteccin de presiones anormales en esta fasese hace a travs de la interpretacin de diferentes tipos de registros elctricoscorridos en el pozo. Entre estos registros estn el de resistividad, el snico, elde conductividad, etc.

Gradiente de Presin

A la variacin de los valores de presin por unidad de profundidad se le conoce14


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como gradiente de presin. Esta, al igual que la presin hidrosttica, esdirectamente proporcional a la densidad del lodo.

Las frmulas utilizadas para calcular el gradiente de presin son:

Gradiente de Fractura

Es la variacin del valor de la presin de fractura por unidad de profundidad del hoyo.

Gradiente de Presin de Sobrecarga

Es la variacin del valor de la presin de sobrecarga por unidad de profundidad del hoyo.

Relacin entre Presiones

Para poder perforar un pozo hasta su objetivo, en condiciones seguras, debe existir una

relacin definida entre las presiones involucradas durante la operacin:

1.- PhPy

La presin hidrosttica siempre debe ser mayor que la presin del yacimiento (presin de15


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formacin) para evitar el flujo de fluidos desde el yacimiento hacia el hoyo.

Sobrebalance (AP)

Es la diferencia que existe entre la presin hidrosttica ejercida por el lodo y la presindel yacimiento (AP = Ph - Py).

De acuerdo con el American Petroleum Institute (API), los valores de AP deben estaren el rango de 0.2 a 0.5 lpg, lo que es equivalente a estar entre 200 y 500 lppc.

Existen efectos negativos del sobrebalance. A pesar de ser necesario mantener unsobrebalance entre la Ph y la Py, un valor excesivo de esta diferencia puede crearproblemas que impidan la perforacin de un pozo hasta su objetivo final. Estosproblemas pueden ser la disminucin de la tasa de penetracin, la posibilidad deatascamiento diferencial y la prdida de circulacin.

Arremetida

Al no cumplirse la relacin Ph > Py, ocurrir la invasin de fluidos contenidos en laformacin hacia el hoyo, originando una arremetida.

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ReventnBrote incontrolado de fluidos a la superficie provenientes de una o ms formaciones.

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UNIDAD 2: Causas que pueden Ocasionar una Arremetida

Introduccin

Como es sabido, una arremetida se origina por un desbalance entre la presin deformacin y la presin hidrosttica ejercida por la columna de fluido de trabajo. Estedesbalance hace que los fluidos que se encuentran en la formacin fluyan al interior delpozo.

El riesgo de una arremetida depende de varios factores, entre los cuales estn:

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La permeabilidad de las rocas es factor importante, ya que aquellas formaciones con altapermeabilidad pueden originar una arremetida con mayor frecuencia a una que tenga bajapermeabilidad.

Lapresin

diferencial o diferencial impuesta (diferencia entre la presin hidrosttica del lodo y la de laformacin) es otro factor que puede originar una arremetida. Si la presin de formacin esmayor que la hidrosttica, existir una presin diferencial negativa que puede originar unaarremetida de una magnitud volumtrica tal que las operaciones de control se hagan muycomplejas, ocasionando prdidas considerables de tiempo.

Existen distintas causas que pueden generar un desbalance de presin y dar lugar acondiciones o situaciones que pudieran originar una arremetida. Estas causas puedenpresentarse tanto al momento de perforar como al de sacar y meter tubera (hacer unviaje).

Llenado Inadecuado del Hoyo

A medida que se extrae la sarta, el nivel de lodo en el hoyo baja debido al volumen queocupaban los tubos extrados, ocasionando una reduccin de la presin hidrosttica; por lo

tanto es estrictamente necesario constatar que el pozo acepte el mismo volumendisminuido al sacar la sarta de perforacin. Esto es lo que se conoce como llenadoadecuado del pozo y requiere del clculo exacto del volumen para evitar la ocurrencia deuna arremetida, al mismo tiempo que permite determinar si el pozo pierde o gana fluido. Elcontrol del llenado del hoyo se hace a travs de un tanque calibrado, denominado "Tanquede Viaje".

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Densidad Insuficiente del Lodo

Si se perfora una formacin permeable con una densidad del lodo inadecuada e incapazde controlar la presin de la formacin, los fluidos invadirn el hoyo. En este caso, lasolucin es utilizar un lodo de densidad mayor que genere una presin que equilibre lapresin de la formacin.

Sin embargo, altas densidades del lodo pueden exceder el gradiente de fractura de laformacin y producir un reventn subterrneo. Tambin pueden ocasionar pega diferencialde la tubera y reducir la velocidad de penetracin. Por lo tanto, es recomendablemantener la densidad del lodo dentro de los mrgenes estipulados por el API, es decirligeramente por encima de la presin de la formacin (sobrebalalalance )

Suabeo (succin-achique)

El efecto de suabeo, succin o achique se refiere a la disminucin de la presinhidrosttica de la columna de lodo originada por el vaco creado en el fondo del pozocuando se extrae la sarta de perforacin. Este vaco se produce debido a que el fluido deperforacin no ocupa el espacio que deja la sarta con la misma rapidez con que sta saledel hoyo.

Este efecto es acentuado cuando se saca la sarta con demasiada rapidez y cuando lamecha est embolada con slidos de formacin como lutitas plsticas que no permitenque el lodo fluya a travs del espacio anular ocasionando su salida del hoyo, ocurriendopor consiguiente la disminucin de la presin hidrosttica en el fondo.

Sin embargo, este efecto es momentneo. En el momento que se suspende el movimiento

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de ascenso de la sarta de perforacin, el efecto de suabeo cesa.

Para evitar este efecto la velocidad de extraccin de la sarta debe ser controlada (sobretodo si sta se encuentra en hoyo abierto), y adems deben mantenerse ptimas lascondiciones. reolgicas del lodo.

Prdida de CirculacinUna prdida de circulacin ocasiona disminucin en la altura de la columna hidrosttica, locual origina una disminucin de la presin ejercida en el hoyo por dicha columna. Si ladisminucin de la presin hidrosttica es tal que la presin de la formacin se hace mayorque ella, ocurrir una arremetida.

La prdida de circulacin puede ser natural o inducida. Es natural, si la prdida esocasionas por condiciones del yacimiento, como por ejemplo yacimientos naturalmentefracturados, fallas, yacimientos agotados, etc.

Puede ser inducida por un efecto de surgencia o por irrupcin de fluidos del yacimientoocasionada por la utilizacin de densidades de lodo insuficientes. Los fluidos provenientesd yacimiento pueden dirigirse hacia la zona de prdida de circulacin y ocasionar unreventn subterrneo.

Para evitar la ocurrencia de prdidas de circulacin inducidas, se debe bajar la sarta deperforacin a velocidades controladas y mantener un lodo en ptimas condicionesreolgica.

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Control de Surgencias (arremetidas)

La presin de surgencia, ejercida por el lodo hacia la pared del hoyo debido al movimientodescendente de la sarta de perforacin, puede provocar una prdida de circulacin yoriginar una arremetida.

Esta se puede prevenir al controlar la velocidad de bajada de la sarta de perforacin,controlando las caractersticas reolgicas del lodo y utilizando sartas de perforacindiseadas adecuadamente en cuanto al dimetro externo de las mismas.

Lodo Cortado por Gas

El gas al contacto con el fluido de perforacin produce una reduccin en la densidad de stecreando una disminucin de la presin hidrosttica. Este gas generalmente emana deformaciones atravesadas durante la perforacin y puede originar una arremetida.

Este gas puede provenir de secciones de lutitas presurizadas, arenas productoras de gas,gas de viaje y gas de conexin.Para prevenir que esto ocurra, se debe utilizar un lodo de densidad adecuada, perforar conuna tasa de penetracin controlada y utilizar en el taladro equipos separadores ydesgasificadores.

Perforacin de Formaciones con Presiones Anormales (o anormalmentepresurizadas).

Una formacin con presin anormal contiene fluidos presurizados por encima de la presinnormal del rea. Si se perfora en una formacin permeable y de presin anormal, con unlodo diseado para presiones normales, se producir una arremetida.

La prevencin de esta situacin depende, generalmente de los procesos utilizadospara detectar presiones anormales.

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Unidad 3: Indicadores de una Arremetida

Existen varios indicadores que permiten identificar una arremetida. Estos deben ser oportunamentereconocidos e interpretados por los miembros de una cuadrilla de perforacin (perforador,encuellador, etc.) para poder tomar las acciones pertinentes al control del pozo. Cada vez que sereconozca un indicador de una arremetida, se deben parar las bombas y observar durante unperodo razonable si el pozo fluye.

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Los indicadores pueden clasificarse de acuerdo con la actividad que se est realizando en elpozo, ya sea durante la perforacin o cuando se realice un viaje.

PERFORANDO

Aumento de Flujo en la Lnea de Retorno

Un aumento del flujo en la lnea de retorno del pozo durante la perforacin, es una seal evidente deque algo anormal est ocurriendo. Si dicho aumento se debe a un caudal adicional aportado por laformacin, existe una arremetida.

Si por el contrario se debe a otra causa, como por ejemplo la circulacin de manera inadvertida por la

lnea de matar, no implica la ocurrencia de una arremetida, por lo tanto es necesario disponer en eltaladro de un medidor de flujo, debidamente calibrado e instalado en la lnea de retorno (FLO-SHOH),a fin de detectar oportunamente cualquier anormalidad en el caudal de retorno.

Aumento de Volumen en los Tanques

El aumento de volumen de lodo en los tanques durante la perforacin, sin que se haya agregado

lodo de la reserva a stos, es un indicador de que se est ganando fluido y por lo tanto es posibleque se trate de una arremetida.

Para el control de este volumen se debe disponer de censores que permitan detectar aumento odisminucin de lodo en los tanques, como de las alarmas correspondientes para alertar al personal.

Aumento en la Velocidad de Penetracin

En general, un cambio repentino en la penetracin de la mecha lo ocasiona un cambio en el tipo deformacin que se perfora o un aumento en la permeabilidad de la formacin. Si la mecha entra en una

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formacin con presin mayor a la esperada, se genera un incremento en la velocidad de penetracin ypuede ocurrir una arremetida. En este caso se deben interrumpir las operaciones y observar el pozo.

Es necesario llevar un grfico de la tasa de penetracin contra la profundidad para analizar la tendenciadel incremento de presiones y as poder prevenir la arremetida.

Incrementos de Unidades de Gas

El incremento de las unidades de gas en el fluido de perforacin es considerado comouna advertencia de presencia de alta presin en la formacin. El gas disminuye ladensidad del lodo, y favorece la ocurrencia de una arremetida.

Las unidades de gas se miden con la utilizacin de un dispositivo especial conocidocomo cromatgrafo, el cual permite adems conocer los componentes del gas que setiene en el sistema.

Lodo Contaminado con Agua Salada

Al perforar formaciones salinas o que contengan agua salada con un lodo deperforacin en base a agua, se puede originar una contaminacin de ste, la cual sedetecta por el aumento del contenido de cloruros al analizar el fluido de perforacin.

Cuando la contaminacin es severa, los cambios en las condiciones fsicas del lodo,sobre todo en su viscosidad, son tan extremas que pueden ser observados a simplevista.

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Disminucin de la Presin de Circulacin y Aumento de Emboladas de la Bomba

Una disminucin en la presin de circulacin ocurre cuando los fluidos producto de laarremetida hacen que la presin hidrosttica disminuya en el espacio anular. Esto significaque la bomba necesita hacer menos esfuerzo para desplazar el lodo existente en el

espacio anular hacia la superficie, ocasionando que disminuya la presin necesaria paracircular el fluido en el hoyo y que aumente el nmero de emboladas de las bombas.

Al disminuir la presin en el espacio anular, se incrementa la velocidad de la bombapor existir menos resistencia que vencer para la misma.

Los instrumentos que se utilizan para detectar este indicador son los manmetrosque se encuentran a la salida de la bomba y en el piso de la cabria.

Pozo Fluye con las Bombas Paradas

Este es indicador determinante de una arremetida. Si las bombas estn paradas y el

pozo est fluyendo, es seguro que una arremetida est en camino.En esta situacin se procede a cerrar el pozo y a seguir los procedimientoscorrespondientes segn se explicar ms adelante en el mdulo relativo a control depozos.

EN VIAJE

El Pozo no Toma Volumen de Lodo Adecuado

La entrada de fluidos al hoyo se puede determinar a travs de la medicin del volumen de

fluido utilizado para compensar el volumen de acero (sarta de perforacin) sacado del hoyodurante un viaje.

Si el volumen de fluido tomado por el hoyo es menor que el volumen calculado, la formacinest aportando fluidos al hoyo. Esto significa que una arremetida est en proceso de ocurrir.

Para llevar el control del llenado del hoyo se utiliza un tanque de viaje calibrado. Lacapacidad de este tanque debe estar entre 20 y 60 barriles.

Tubera de Perforacin Desplazamiento Capacidad

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DimetroExterno Peso

ConexinAPI

Bls porPie

Bls. porPareja

Bls por Pie Bls. Porpareja

2-7/8 10.4 IF 0.00391 03519 0.00449 0.4041

3-1/2 13.3 IF 0.00520 0.4680 0.00740 0.6660

4-1/2 16.6 IF 0.00634 0.5706 0.01419 1.2771

4-1/2 16.6 XH 0.00648 03832 0.01394 1.2546

4-1/2 20 XH 0.00793 0.7137 0.01267 1.1403

5 19.5 XH 0.00754 0.6786 0.01746 13714

5 23 XH 0.01800 1.6200 0.00873 0.7857

Desplazamiento de lodo de acuerdo con las caractersticas de la tubera deperforacin

Numerode

ParejasValor

Terico

Val

orReal

5 3.4 3.4

10

6.8 6.8

15

10.2 8.5

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Unidad 4: Tipos de Procedimientos de Cierre

Despus de constatar la ocurrencia de una arremetida, se debe proceder a cerrar el pozo y verificarlas presiones existentes tanto en la tubera de perforacin como en el espacio anular.El procedimiento de cierre de pozo depende de la operacin que se realice o del tipo dearremetida, pudindose efectuar un cierre duro o un cierre suave, segn sea el caso.

Un cierre duro se aplica en operaciones de rehabilitacin y reparacin de pozos. En cambio, elcierre suave es el tipo de cierre utilizado en perforacin. Slo en casos extremos o deemergencia, se podr utilizar el tipo cierre duro durante la perforacin.

En el cierre duro se procede a cerrar el preventor anular inmediatamente despus de parar lasbombas; mientras que en el cierre suave, primero se abre la lnea de estrangulacin, luego se cierra

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el preventor y por ltimo se cierra el estrangulador.

Este curso centrar su atencin en el tipo de cierre suave.

Cierre Perforando

Una vez detectada la presencia de indicadores de una arremetida, se debe proceder acerrar el pozo siguiendo el procedimiento adecuado.

Procedimiento Detallado

Accin

Parar la mesa rotatoria

Levantar el cuadrante hasta que aparezca el ltimo tubo de perforacin

Parar las bombas de lodo

Verificar si el pozo est fluyendo

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Si el pozo... Entonces...

No Fluye

Tomar accin dependiendo del tipo de indicador de laarremetida

Encender nuevamente las bombas

Bajar el cuadranteAccionar la mesa rotatoria

Continuar perforando~ ~ ~..........................................w . . . . M . . . . ^ ~ ~ ~ ^ ~ .

Abrir la vlvula HCR

Cerrar el preventor anular

Cerrar el estrangulador suavemente

Nota: observar que la presin de cierre delrevestidor no supere la Mxima Presin AnularPermisible en la Superficie (MPAPS)

Tomar los valores de PCT y PCR

Registrar la ganancia del lodo en los tanques

Proceder a la aplicacin del mtodo de control msconveniente.

Diagrama de Flujo

A continuacin se muestra el diagrama de flujo correspondiente al procedimiento de cierrede pozo mientras se perfora

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Cierre Durante un Viaje

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Cuando el pozo no toma el volumen terico calculado sucede algo anormal. Si toma ms

volumen del calculado, se podra estar originando una prdida de circulacin. Si por el

contrario, el pozo toma menos volumen que el calculado, entonces una cantidad de fluido

extrao ha invadido el pozo.

Procedimiento Detallado

Accin

Detener el viaje de tubera

Colocar el ltimo tubo a tiro de cua, es decir, colocar la unin a la altura de trabajo - asegurar tuberacon las cuas

Retirar el elevador - subirlo con el bloque

Colocar la vlvula de seguridad (Kelly Cock) abierta

Cerrar la vlvula de seguridad (Kelly Cock)

Chequear el flujo proveniente del pozo

Si ... Entonces...

No hay flujo y Quitar la vlvula de seguridad

existe un Instalar una vlvula impiderreventones (landing sub. +

influjo en elhoyo

torpedo) interno

Bajar la sarta por parejas

Chequear si el pozo fluye antes de hacer cada nueva

Conexin

Si el pozo no fluye, continuar el procedimiento hasta llegar

al fondo

Si hay flujo, cerrar el pozo a la profundidad donde se

El pozo Fluye

detecta el flujo

Abrir HCR

Cerrar preventor (preferiblemente el esfrico)

Cerrar lentamente el estrangulador, verificando MPAPS

Conectar cuadrante

Abrir vlvula de seguridad

Leer presiones de cierre en tubera (PCT) y en el revestidor

(PCR) y anotar ganancia en los tanques de lodo

Seleccionar los mtodos de control convenientes

Diagrama de FlujoA continuacin se muestra el diagrama de flujo correspondiente al procedimiento de cierrede pozo mientras realiza un viaje

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Cierre c o n el Desviador d e Flujo

Para que el pozo no fluya directamente sobre la estructura del taladro, se han diseadoequipos denominados desviadores de flujo, cuya funcin principal es la de conducir estosfluidos lejos del pozo y de la estructura.

Este equipo consiste en un preventor anular de baja presin que permite cerrar el espacioanular y de una serie de lneas que llevan el flujo lejos del equipo.

Se utiliza un desviador de flujo cuando se duda si al cerrar el pozo la presin aplicada contrala formacin supere su resistencia a la fractura debajo de la zapata del revestidor y puedaoriginarse un reventn interno.

Procedimiento

Paso Accin

1 Levantar el cuadrante hasta que aparezca la primerajunta

2 Parar las bombas de lodo3 Abrir las vlvulas de las lneas de descarga

4 Cerrar el preventor anular

Es importante saber que el procedimiento requerido para controlar un pozo con un 'desviado:

de flujo' es muy diferente al utilizado para controlar un pozo que ha sido cerrado. Cuando seutiliza el primero, se empieza a descargar fluidos a altos galonajes logrando algunas vecescontrolar el pozo de esta manera. Sin embargo, este procedimiento depende de que podamoscircular el lodo a una tasa mayor que la del retorno y de las densidades de los fluidos.

Ventajas

Evitar fractura de la formacin

Desventajas

El pozo no est bajo control y por lodebajo de la zapata

Transportar fluidos a una .distancia segura, lejos de la

estructura

tanto es difcil matarlo

Manejo de grandes volmenes defluido en superficie

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Unidad 5: Prueba de Integridad de Presin

La Prueba de Integridad de Presin (PIP) es un procedimiento operacional de cierre del pozo ybombeo gradual del fluido de perforacin hasta que la formacin comience a ceder.

El conocimiento de estos valores es indispensable en las operaciones de control de pozos paraevitar problemas de prdida de circulacin por fractura al utilizarse altas densidades de lodo.

Tambin es necesario conocer la presin de fractura para determinar la Mxima PresinAnular Permisible en la Superficie (MPAPS).

De la PIP se obtienen grficos especficos de comportamiento de la presin de prueba contra losbarriles bombeados en cada paso.

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Preparativos para la PIP

Antes de realizar la prueba de integridad de presin se deben realizar unas accionesprevias las cuales consisten en:

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En que consiste la PIP

La prueba de integridad de presin consiste en:

Etapa Descripcin

A Se bombea lodo lentamente al pozo a una tasa pre-seleccionada delodo (de 1/4 a 1/2 barril/minuto). Al comienzo del bombeo elsistema se compensar (llenado del revestidor). Luego se observarun aumento constante de presin por cada volumen de lodobombeado.

B Se procede a construir una grfica donde se registren los aumentosde presin con el volumen bombeado acumulado.

En un principio, los puntos obtenidos en el grfico estarnalineados.

C Cuando los puntos graficados comienzan a apartarse de la recta, seha encontrado el lmite de la prueba de integridad. En este punto, laformacin ha comenzado a ceder, y se nota menos incremento depresin correspondiente a un volumen constante.

D Se detiene la bomba y se observa el pozo por un tiempo prudencial.

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Como se realiza la PIP

Para realizar la Prueba de Integridad de Presin deben seguirse los siguientespasos.

Paso Accin

1 Bombear pequeos volmenes de lodo

2 Leer la presin y graficar

3 Repetir los pasos 1 y 2 hasta que los puntos graficados se desvende la lnea recta del grfico. En este punto se tiene el lmite de laprueba originado por la cedencia de la formacin.

4 Bombear otra cantidad de fluido despus de haber obtenido ellmite de prueba para comprobar que se ha llegado a la presin de

fractura.Este paso es necesario debido a que la formacin an no se hafracturado.

5 Parar la bomba y observar el pozo por un perodo de cierre dediez

6 Desahogar presin y observar el volumen de barriles retomados.

Presin de Fractura

Al realizar la Prueba de Integridad de Presin se obtiene como resultado un valor de presindenominado lmite PIP. La presin de fractura se calcula a partir de esta presin y seexpresa en densidad del lodo equivalente (DLE).

La ecuacin utilizada para este clculo es:

limite PIP (Lppc)

DLE = Peso del lodo en el hoyo (Lpg) + -----------------------------------------(Lpg)EQ0.052 * Profundidadde la zapata (pies)

La constante de las unidades en las cuales est expresada la densidad del lodo (0.052en lbs/gal) debe ser sustituida por 0.007 si se trabaja en lbs/pie3.-

Como se dijo anteriormente, las formaciones ms dbiles son las que se encuentran debajode la zapata del revestidor, de all la importancia de conocer la densidad del lodo equivalenteque soporta esta formacin para evitar problemas tales como prdida de circulacin.

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Ejemplos de PIP

A continuacin se muestran varias representaciones grficas obtenidas depruebas de integridad de la formacin. Como puede observarse, la forma de la

curva depende del tipo de formacin y del tipo de prueba que se realiza.

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Unidad 6: Hoja de Clculo para el Control de Arremetidas

Parmetros de la Hoja de Clculo

Durante las operaciones normales de perforacin deben tenerse bien definidos y apuntadosciertos parmetros en la hoja de clculo para el control de pozos. Esto evitara tener querealizarlos bajo presin de trabajo cuando se tenga un pozo cerrado con presionesentrampadas en tuberas y en el espacio anular.

Esta informacin est relacionada con el equipo y los datos de la perforacin del pozo al momentoprevio cuando ocurri la arremetida y permitir realizar los clculos de control del pozo.

A continuacin se discuten los aspectos relacionados con la informacin pre-registrada

Mxima Presin Anular Permitida en la Superficie (MPAPS):

Es la presin de resistencia de la formacin a nivel de la zapata, reflejada en la superficie. Bajoningn pretexto en las operaciones de perforacin, la presin del fluido en el hoyo puede exceder laresistencia de la formacin a cualquier profundidad.

Durante las operaciones de control, la presin del fluido en el hoyo mxima permisible en lazapata se considerar el factor crtico. Para todos los fines prcticos, esta presin se denomina:Mxima Presin Anular Permisible en la Superficie (MPAPS).

MPAPS = Pf - Phzapata

MPAPS = 0.052 * (DLE - Diodo) * Hzapata (LPPC)

Nota:La frmula correspondiente a ladensidad de lodo equivalente (DLE)aparece en la pgina 30.

Presiones de la Bomba a Velocidades Reducidas.

Las operaciones de control de pozos se llevan a cabo con la bomba a velocidades reducidas, a fin de: Reducir las cargas del equipo superficial.

Permitir desgasificar el lodo para densificarlo.

Incluir la presin de la tubera de perforacin (pozo cerrado) para obtener lapresin inicial de circulacin.

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Se deben conocer anticipadamente las presiones de circulacin de las bombas de lodo avelocidades reducidas. Estas deben ser tomadas:

Antes de comenzar a perforar con una nueva mecha.

Cada ocho (8) hrs. (al comienzo de cada turno).

Cuando se reparen las bombas.

Cuando se vare la densidad del lodo.

Cuando el supervisor lo crea conveniente.

El perforador debe tomarlas a mitad y a un tercio de la velocidad de perforacin estimada.

Establecimiento de la capacidad de mezcla de Barita en el taladroC So-

La capacidad de mezcla para aumentarle la densidad al lodo depender de la tasa mxima a la cualse pueda agregar Barita por perodos prolongados. Se recomienda establecerla con el lodonormalmente en uso. Esta puede ser establecida tanto con Barita a granel o por sacos en los embudosde mezcla.

Capacidades

Se deben conocer las capacidades internas de la sarta de perforacin como la de los espaciosanulares, ya que facilita los clculos de volumen. Igualmente, deben conocerse las capacidades de

los tanques de preparacin de lodo.

Clculo de los Parmetros de la Hoja de Clculo

Luego de detectar la arremetida y cerrar el pozo, se debe realizar el siguienteprocedimiento y clculo de parmetros.

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nidad 7: Mtodos de Control de Arremetidas

Una vez realizado el cierre del pozo se proceder a tratar de controlar la arremetida. Para ellopueden utilizarse diversos mtodos.

En este curso se estudiarn aquellos mtodos de control de arremetidas que son comnmente

utilizados y que se conocen como mtodos convencionales.

Otros mtodos de control de arremetidas utilizados solo en situaciones especficas y que sonconocidos como mtodos no-convencionales, sern materia de estudio de otro curso y nosern tratados en este material.

Despus de cerrar los preventores, los fluidos de la formacin continan invadiendo el pozohasta que la presin en el fondo del mismo iguale a la presin de la formacin. En una formacincon buena permeabilidad, puede ser necesario esperar varios minutos para que la presin delpozo cerrado se equilibre con la presin de la formacin.

Cuando se estime que las presiones de cierre se hayan estabilizado, deben leerse y anotarse,tanto la presin de la sarta de perforacin, como la de la tubera de revestimiento, haciendo unchequeo cada 15 minutos.Es importante resaltar que el perodo de cierre del pozo debe ser lo ms corto posible. Esto sedebe a que mientras ms tiempo permanezca el pozo cerrado ms influjo ocurrir,incrementando la dificultad de las actividades de control del pozo.

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Mtodo del Perforador

El control de una arremetida con el mtodo del perforador se realiza en dosciclos de circulacin.

La primera circulacin del pozo desplaza el fluido infiltrado y lo conduce por elespacio anular hacia la superficie. Esta circulacin se efecta empleando el mismolodo de perforacin utilizado cuando surgi la arremetida.

La segunda circulacin consiste en hacer circular lodo ms denso para controlarla presin de la formacin, reemplazando al fluido existente en el pozo.

En que Consiste el Mtodo del Perforador

En la tabla siguiente se explica en forma general lo que ocurre y lo que seobserva al utilizar el mtodo del perforador para controlar una arremetida de gas(burbuja de gas).

Etapa

Preparacin

Qu ocurre Qu se observa

Se prepara para realizar laprimeracirculacin. Se inicializan

presiones

El pozo debe estar cerrado.

Primera

Se circula lodo para sacar el gasdel espacio anular.

(Ver pgina 38)

Aumento en el nivel de lostanques de lodo equivalente alvolumen de gas que se introduen el pozo, ms el volumenequivalente a la expansin delmismo a medida que ste subepor

CirculacinNota: Cuando se trata de unaarremetida de aceite o aguasalada, el nivel de los tanques

aumenta mayormente durante circulacin en el pozo, por lanaturaleza incompresible de losl uidos.

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Etapa Qu ocurre Qu se observa

Parada de la

Una vez que todo el gas ha sido

expulsado a la atmsfera, sedetiene la bomba y se cierra elpozo.

Comienza a aparecer lodo limpio

en la lnea de retorno, el volumende lodo en los tanques vuelve asu

primera nuevamente lleno de fluido.circulacin

Segunda

Las presiones en la sarta deperforacin y en la tubera derevestimiento deben ser idnticas.

Se llena la sarta de perforacin con Luego que la sarta de

un lodo ms denso.

(Ver pgina 39)

se ha llenado de lodo nuevo, semantiene constante la presin de

la sarta de perforacin mientrasse

Circulacin anular.

Condicin deParada:

Se detiene la circulacin y severifican las presiones en la sarta

yen la tubera de revestimiento.

La presin de la tubera debe ser0 psi.

La presin de la tubera derevestimiento va disminuyendogradualmente a medida que sellena el espacio anular con el lodonuevo.

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Como Realizar la Primera Circulacin

En la siguiente tabla aparecen los pasos a realizar cuando se desee ejecutar laprimera circulacin del mtodo del perforador.

Paso Accin Como Hacerlo

1 Iniciar la circulacin Abriendo el estrangulador y poniendoen operacin la bomba a la velocidaddecirculacin anterior, mantenindola

2 Mantener constante velocidad debombeo

3 Mantener constante la presin dela tubera de revestimiento

Utilizando el estrangulador de la tuberade revestimiento.

Nota: Se debe tener presente quetranscurre un lapso entre el ajuste de lavlvula estranguladora y los cambios depresin observados en el manmetrodela sarta de perforacin. Esta demoradepende de la cantidad de gas en lacolumna y de la densidad del lodo

4 Mantener constante la presin dela sarta de perforacin en uno delos siguientes valores:

1. En el valor obtenido al sumarla presin de tubera a lapresin de circulacin (a lavelocidad de bombeopreviamente elegida).

2. En el valor observado cuandola bomba alcanza unavelocidad constante,seleccionada mientras semantiene constante la presinde la tubera de revestimiento.

Modificando la apertura delestrangulador de la tubera derevestimiento.

5 Si no ha salido todo el gas, repetirel procedimiento desde el paso

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6 Detener la circulacin Deteniendo la bomba y cerrando elpozo.

Mientras se realiza la primera circulacin se puede, en cualquier momento, parar la bomba ycerrar el pozo sin ningn riesgo en la operacin.

Cuando se detiene la bomba, debe observarse nuevamente la presin de cierre de revestidor(PCR) y la presin de cierre de la tubera de perforacin (PCT) para utilizarlas al restablecer lacirculacin.

Como Realizar la Segunda Circulacin

En la siguiente tabla aparecen los pasos a realizar cuando se desee ejecutar lasegunda circulacin del mtodo del perforador.

Paso Accin Como Hacerlo

1 Preparar lodo a la densidadrequerida.

La presin de cierre de la sarta se utilizapara calcular el aumento de densidad del

lodo necesario para equilibrar la presinde la formacin.

2 Bombear constantemente a lamisma velocidad utilizada duranteel primer ciclo de circulacin.

La velocidad de la bomba depende de lavelocidad con que se mezcle la Baritapara mantener la densidad deseada.

3 Mantener la presin de la tuberade revestimiento constante en elvalor de la ltima presin de cierreobservada.

4 Trasladar el control de la presinde la operacin a la sarta de

perforacin, empleando el valor depresin observado en la sartacuando se llen.

Regulando el estrangulador mientras elespacio anular se llena con nuevo lodo.

Parar la circulacin.

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6 Observar que las presiones de lasarta y en la tubera de

revestimiento sean cero.

7 Si las presiones no son cero,

repetir desde el paso 1.

8 Cerrar el pozo.

Ejemplo del Mtodo del Perforador

A continuacin se muestra un escenario comn de perforacin donde una arremetida degas es controlada utilizando el mtodo del perforador.

Valores Iniciales Presin de Cierre en la Tubera dePerforacin (PCT) 260 lppc

Presin de Cierre del Revestidor (PCR) 400 lppc

Presin Reducida de Circulacin 1.000 lppc

Presin Hidrosttica 6.5001ppc

Lodo utilizado 12 lb/galAltura de la columna 10.000 pies

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Primera Circulacin

La primera circulacin se lleva a cabo para desplazar el gas infiltrado y conducirlo por elespacio anular hacia la superficie.En los pasos A, B y C se indican las condiciones con el pozo cerrado y la variacin de laspresiones a medida que una burbuja de gas asciende por el espacio anular hasta emergerfuera del espacio anular durante la primera circulacin.

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Segunda Circulacin

A continuacin se describe el procedimiento y las presiones envueltas en el reemplazodel lodo liviano por uno densificado (12.5 Lpg) durante la segunda circulacin.

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En la tabla siguiente se explica en forma general el mtodo del Ingeniero para controlar unaarremetida.

Etapa Descripcin

1 Antes de comenzar la circulacin se mezcla en los tanques desuccin

2 Se hace funcionar la bomba a la tasa reducida de control de

circulacin

3 Se mantiene constante la presin de la tubera de revestimiento a suvalor de cierre, mediante ajustes del estrangulador.

4 Una vez que la bomba alcanza la velocidad constante elegida, selee la

5 AA medida que se bombea lodo densificado por la sarta, la presin

decirculacin inicial disminuye.

Esta disminucin es equivalente a la presin de cierre de la sarta deperforacin menos el aumento de presin de friccin ocasionado por

6 Una vez que el lodo de control llega a la mecha, la presin decirculacin se mantiene constante hasta que el fluido de perforacines

7 La presin en la tubera de revestimiento aumenta hasta que el

influjo

llega a la superficie, luego disminuye a cero cuando el espacio

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Mtodo Concurrente

El Mtodo Concurrente, tambin conocido como Mtodo de Densificar por Etapas,consiste en comenzar de inmediato la circulacin ajustando gradualmente la densidaddel lodo de acuerdo a un programa determinado.

En este Mtodo es necesario calcular los ciclos de bombeo requeridos para circular ellodo hasta el fondo de la sarta de perforacin para los incrementos de densidad dellodo seleccionado.

En este Mtodo se obtiene una presin sobre la zapata de la tubera de revestimientomenor a la que se obtiene con el mtodo del Perforador, sin embargo se origina unapresin mayor en el espacio anular.

Comparacin de los Distintos Mtodos

En la siguiente tabla aparecen los distintos mtodos de control convencionalescomparados de acuerdo a distintos criterios.

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Unidad 8: Equipos

Vlvulas Impiderreventones

Son equipos especialmente diseados para ejercer el control del pozo cuando ste desarrolla succin;requiere el bombeo de un fluido para equilibrar las presiones y expulsar el influjo fuera del pozo. Son operadoshidrulicamente y pueden ser accionados a control remoto.

Funciones

1. Cerrar la parte superior del pozo

2. Permitir el bombeo de fluido al interior del pozo

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3. Permitir el movimiento de la sarta de perforacin y colgar la misma si es necesario

4. Controlar el escape de fluidos

a) Vlvula Impiderreventones tipo Ariete

b) Vlvula Impiderreventones tipo Anular

Tipos de Vlvulas Impiderreventones

Arietes

Estos preventores, que cierran el pozo con grandes bloques de caucho integral, derivan sunombre del cilindro hidrulico y del vstago tipo ariete que mueve los tapones de sellamiento.

Los arietes hidrulicos estn controlados por un pistn de doble accin que se opera pormedio de la presin de un fluido hidrulico desde la unidad acumuladora de presin. El diseode los arietes permite que la presin del pozo llegue al lado posterior de los pistones, lo cualayuda a mantener los arietes cerrados.

Los preventores disponen de un ensamblaje de tapones intercambiables llamados bloques

de arietes. Se utilizan cuatro tipos de arietes:1. Arietes de tuberas: para tuberas de perforacin y revestidores.

2. Arietes ciegos: cuando no existe ningn tipo de tubera en el hoyo.

3. Arietes de cizallamiento o de corte: sirven para cortar la tubera. Se puedenutilizar tambin como arietes ciegos.

4. Arietes de dimetro variable: son utilizados en tuberas de diferentes dimetros.

Las vlvulas impiderreventones tipo ariete se clasifican en sencillas, dobles y triples. A suvez stas estn clasificadas segn su dimetro y la presin de trabajo estipulada por el

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fabricante.

Preventores Anulares

Tienen la capacidad de sellar alrededor de cualquier objeto dentro del hoyo, tal cmo:tuberas, portamechas, cuadrantes, etc. Estos preventores utilizan una goma sintticareforzada con acero, como unidad de empaque que rodea la sarta de perforacin ocualquier tubo que est dentro del hoyo, llamada elemento, cerrando totalmente el espacioanular. La tubera puede rotarse lentamente, moverse arriba y abajo dentro del preventoranular. Son operados por presin hidrulica y no pueden ser accionados manualmente.Tipos de elementos

Tipo de elemento Uso recomendado por el fabricante

Natural Lodos a base de agua

Nitrito Lodos a base de aceites para temperatura entre 165F y 265Fy para ambientes con H9S

Neo reno Lodos a base de aceite con tem eratura de o eracin entre -30F 20

Accesorios

Hay varios accesorios adicionales para el control de pozos que se encuentran localizados en el pisode la plataforma o en la sarta de perforacin. Estas herramientas se requieren para evitar que el pozosaque el lodo a travs de la tubera de perforacin.

Vlvula de seguridad del cuadrante " KELLY COCK"

La vlvula de seguridad del cuadrante es una vlvula tipo bola colocada en cada terminal de la juntadel cuadrante y la unin giratoria. Su propsito bsico, es proveer un medio de cerrar la sarta deperforacin, en caso de que la manguera de perforacin o el tubo que sostiene la manguera deperforacin tenga alguna salida de lodo mientras que se est circulando una arremetida. Tambin secierra la vlvula de seguridad del cuadrante si la presin de la tubera de perforacin amenaza conexceder la presin que se tiene en la manguera de perforacin. Tambin permite la unin giratoria,para que los equipos y/o herramientas se puedan meter dentro del pozo a presin.

Otra vlvula de seguridad del cuadrante ms baja se usa como reemplazo para la vlvula deseguridad' superior. Esto permite el ahorro de lodo que de otra manera se perdera entre lasconexiones. Tambin permite que el cuadrante sea desenroscado para que la vlvula decontrapresin se pueda instalar durante las operaciones de forzamiento de la tubera.

Los requerimientos mnimos para una vlvula de seguridad del cuadrante son:

1. La vlvula de seguridad o Kelly Cock debe ser capaz de mantener la presinigual o mayor que la presin sostenida por el equipo preventor de reventones.

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2. El dimetro interior de la vlvula de seguridad del cuadrante debe ser por lomenos tan grande como el dimetro interior del cuadrante.

Cuando un pozo empieza a fluir mientras se est haciendo un viaje, la tubera de perforacin se

debe cerrar antes de accionar el preventor de reventones, utilizando una vlvula de seguridad delmismo tipo de vlvula que la Kelly Cock, la cual se debe tener en el piso de la cabria, con la mismarosca de la tubera de perforacin que se est utilizando. Debe ser manejable de tal manera quepueda ser enroscada en la tubera y en posicin abierta. Despus que se ha asegurado en la tuberao portamecha de perforacin, se debe cerrar con una llave de torsin manual. En este momento, elequipo preventor de reventones se debe cerrar.

Vlvula Flotadora

La vlvula flotadora acta como una vlvula de observacin de la sarta de perforacin.

Permite bombear fluidos dentro del pozo, pero no permite el flujo del pozo hacia afuera. Lavlvula flotadora es a menudo usada para minimizar el contraflujo durante las conexiones.

Una vlvula flotadora utilizada durante las operaciones de perforacin puede llegar aobstruirse con el material de prdida de circulacin. Adems un bombeo constante a travsde la vlvula flotadora, durante la operacin de perforacin, puede erosionar el asiento,hacindola as intil en una emergencia.

Una vlvula flotadora en la sarta de perforacin tambin hace imposible una lectura directa dela presin de cierre de la tubera de perforacin. Por esta razn, las vlvulas flotadoras sehallan provistas con un dispositivo de escape que permite que la lectura de la presin decierre se haga en superficie permitiendo un contraflujo mnimo en el pozo.

Preventor Interno de Reventones (PIR)

Un preventor interno de reventones es similar a una vlvula flotadora de la tubera deperforacin donde el fluido se puede bombear automticamente a travs de l, pero lapresin del pozo lo hace cerrarse automticamente.

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Hay dos tipos de preventor interno:

1. El tipo Dardo, que consiste en una vlvula de contrapresin que se angosta en laposicin abierta, de manera que la vlvula se puede cerrar mientras el pozo estfluyendo. Despus que la vlvula se ha instalado se saca la aguja, la cual sueltael dardo y permite que se cierre el PIR (preventor de reventones).

2. El otro tipo de PW es la versin de bombeo hacia abajo el cual requiere que algntipo de retencin se encuentre presente en la sarta de perforacin. Despus quellega a la botella especial, el ensamblaje se ajusta en su lugar por medio de cuas.Los preventores interiores de bombeo hacia abajo son muy tiles durante losprocedimientos de "Snubbing" de la tubera hacia arriba a travs del preventor dereventones. Un tapn colocado por medio de guaya de acero tambin se puedeusar para este propsito.

Si una vlvula flotadora u otro equipo de contrapresin no estn instalados en la sarta deperforacin y ocurre una arremetida con la tubera fuera del fondo, entonces se debe instalar

un preventor de reventones interno antes de comenzar la operacin de "Snubbing" de latubera dentro del hoyo.

Separador de Lodo y Gas

Despus que el lodo de perforacin que contiene gas ha salido del estrangulador, se dirige separadorde gas. Este es un tanque grande con varias mallas internas que permiten la separacin del gas y dellodo. A medida que el lodo entra en el tanque, se libera el gas que se encuentra atrapado en l. Ellodo sale por el fondo del separador al tanque de lodo y el gas fluye a la atmsfera a travs del topedel separador.

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Desviadores de Flujo

Son preventores anulares de baja presin y espacio anular grande, que se colocan en el tuboconductor mientras se perfora el hueco de superficie.Caractersticas

1. No retienen la presin de la formacin, la desvan lateralmente por lneas de escapelocalizadas en su parte inferior.

2. Los controles del desviador anular estn normalmente arreglados para abrir las lneas deescape (o lneas de salida) mientras se cierra el preventor anular.

3. Las lneas de salida permiten manejar los volmenes de fluido que se encuentren.Usualmente van de 6,8 a 12" pulgadas.

4. En tierra y costa afuera, las lneas de venteo conectadas en cada salida deben ser tendidassuficientemente lejos del rea de trabajo, preferiblemente en dos direcciones opuestas. Dondese use una lnea de venteo sencilla, sta debe ser tendida en la misma direccin del vientoprevaleciente.

La importancia de los desviadores de flujo es que su uso permite evitar el fracturamiento de laformacin a nivel de la zapata del revestidor.

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Arreglos de Conjunto de Vlvula Impiderreventones (V.I.R)

A continuacin se presentan algunos tipos de arreglos V.I.R usadas comnmente. Estosequipos son estndar en cuanto a dimetro y presiones de trabajo; no obstante su arreglodepender de los criterios y parmetros de seguridad tanto de la empresa perforadoracomo de la propietaria del pozo.

Son las diferentes maneras de colocar los equipos preventores de acuerdo con varios

criterios. Cada rea de perforacin puede tener requerimientos que se encuentran porencima de los requerimientos generales utilizados. Adems, cada operador puede variarlos requerimientos generales de acuerdo con la poltica y principios individuales de cadacompaa.

Nota: Todos los dimetros deben ser compatibles y las presiones deben estar en el mismorango.

Seleccin del Arreglo

Considere el arreglo de tres preventores que consisten de arietes ciegos, arietes detubera, preventor anular y un carreto o spool. El preventor anular va colocado en la partesuperior. Los cambios de criterio se hacen sobre la posicin del resto de los miembros delconjunto.

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hacia abajo es como sigue:

Desventajas Consecuencias

Erosin de las salidas del carreto Prdida del control del pozo porque nohay

No provee flexibilidad en el cambio de Dado ue no rovee un control deariete cie o or debao del carreto

Ejemplo 3:

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Considere que un tercer diseo es el siguiente arreglo:

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Unidad Acumuladora de Presin (U.A.P.)

Es la unidad que acumula fluido hidrulico a presin (Energa Hidrulica) para usarlo en elcierre o apertura de las diferentes vlvulas impiderreventones. La operacin de unacumulador est basada en el principio de la expansin del gas. Primero, las botellas

acumuladoras se precargan con gas nitrgeno bajo presin, luego como el fluido hidrulicose bombea dentro de la cmara de almacenamiento, el gas se comprime hasta alcanzar lapresin prefijada. Cuando el fluido se requiere para cerrar una vlvula impiderreventones,sale de la cmara de almacenamiento por la expansin natural del gas al reducirse lapresin

Inspeccin y prueba de la U.A.P.

La unidad debe probarse operando todas las vlvulas impiderreventones utilizando laenerga almacenada de los acumuladores, es decir la presin y el volumen disponible sinnecesidad de recargarla.

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Pasos para la inspeccin y prueba de una U.A.P.

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Estranguladores

Son vlvulas diseadas para controlar la salida de fluidos y as crear una contrapresin en superficieque mantendr constante la presin de fondo en el pozo, evitando la entrada de fluido al hoyo.Dicha contrapresin se establece con el clculo de la presin de circulacin correcta.

Tipos de estranguladoresPueden ser manuales y a control remoto

Se seleccionan:a. Segn su dimetro.b. Segn la presin de trabajo.

Recomendaciones para el Correcto Uso del Estrangulador

Para utilizar correctamente el estrangulador hidrulico se deben tomar en cuenta lassiguientes recomendaciones:

1. Busque la regulacin hidrulica adecuada para la apertura o el cierre del estrangulador2. Ejecute las correcciones de presin con extremo cuidado. Un exceso de manipulacin en el

estrangulador contribuye tanto a desgastarlo como a descalibrarlo.

3. Realizar las correcciones de presin de circulacin notando el aumento o reduccin depresin deseado en el manmetro de presin anular.

Lneas de estrangulamiento

Lneas de estrangulamiento para matar el pozo

Las ltimas porciones del sistema de control de presin son las lneas de choque y las lneas paramatar el pozo. Durante los procedimientos de control del pozo, las lneas de choque se usan paramantener contrapresiones en el anular conectando el influjo del anular a travs del fluido en el anular.

Lneas de estrangulamiento71


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Las lneas de estrangulamiento unen las salidas del preventor de reventones o el carrete deperforacin (drilling spool) a las lneas de distribucin del estrangulador, el cual se encuentralocalizado fuera de la estructura de la cabria. Generalmente, dos vlvulas se colocan en la lnea, alfinal del preventor. Si las lneas se rompen o se corroen, las vlvulas se pueden usar para cerrar elpozo, mientras se hacen las reparaciones necesarias.

Lneas mltiples de estrangulamiento

Las lneas mltiples del estrangulador (choke manifolds) deben ejecutar la difcil tarea de controlar lasalida de la alta presin de los fluidos en el proceso para matar el pozo. Debido a la alta presin delgas y la erosin de la arena y los pedazos mayores de formacin que se deben sacar a travs delestrangulador, es aconsejable tener un choque de repuesto conectado a las lneas mltiples paraayudar al estrangulador de rutina. Cuando se tienen presiones de trabajo altas, es aconsejable tenerms de dos estranguladores. Los componentes mltiples del estrangulador (manifold) deben teneruna presin de trabajo, por lo menos, igual a la presin de trabajo de todo el equipo preventor dereventones.

Pruebas para Equipos

Son las pruebas aplicadas al conjunto de impiderreventones, componentes del cabezal y susconexiones. En su aplicacin se debe tener en cuenta las siguientes consideraciones:

Deben efectuarse con agua a travs de la lnea de control del pozo utilizandopara ello el probador tipo tapn o el probador de copa.

Debe utilizarse el probador tipo tapn al finalizar su instalacin o despus dehaber sido reparado o reemplazado.

La presin de prueba debe ser igual al rango de presin de trabajo de losimpiderreventones o del cabezal, cualquiera que sea la menor de stas.

Es conveniente tambin realizar una prueba con baja presin de 500 lppc. paradetectar fugas.

Deben mantenerse abiertas las vlvulas de salida laterales del cabezal pordebajo del probador para evitar la presurizacin del revestidor.

Debe probarse el equipo a intervalos regulares cumpliendo con los

procedimientos de la empresa. La prueba en el aguante sometida a presin debe ser por los menos de 10

minutos.

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Las pruebas que se deben realizar son:

1. Posicin de las vlvulas de seguridad mientras se perfora

2. Prueba del mltiple del estrangulador

3. Prueba de lneas laterales

4. Prueba de arietes ciegos cerrados

5. Prueba de arietes inferiores cerrados

6. Prueba de arietes superiores cerrados

7. Prueba con el preventor esfrico cerrado

8. Prueba con los arietes superiores cerrados

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Referencias Bibliogrficas CEPET, Geologa Aplicada a los Procesos de Perforacin.

CEPET, Ingeniera de Perforacin, Cabimas.

CEPET, Fluidos de Perforacin, Cabimas, 1987.

CEPET, Perforacin Direccional, Cabimas, 1987.

CEPET, Perforacin Direccional, Cabimas, 1993.

CEPET, Programa de Formacin: Operarios de Taladros dePerforacin, 1991.

CEPET, Programa de Formacin: Operarios de Taladros de Perforacin II,1991.

CEPET, Programa de Formacin: Operarios de Taladros de Perforacin 111,

1991.

CEPET, Programa de Formacin: Operarios de Taladros Fluidos de

Perforacin, 1991.

CEPET, Trminos de Perforacin, 1991.CONSULTORES PETROLEROS INTERNACIONALES, Perforacin de PozosProfundos.

MARAVEN, Formacin Acelerada de Obreros de Taladros: Operaciones dePerforacin, 1990.

MARAVEN, Ingeniera de Perforacin, Mdulo 1, 1990.

MARAVEN, Ingeniera de Perforacin, Mdulo II, 1990.

MARAVEN, Ingeniera de Perforacin, Mdulo III, 1990.

MARAVEN, Ingeniera de Perforacin, Mdulo IV, 1990.

MARAVEN, Ingeniera de Perforacin, Mdulo V, 1990.

MENEVEN, Fluidos de Perforacin, parte H.

MENEVEN, Fluidos de Perforacin, parte III.

MENEVEN, Glosario de Perforacin.

MENEVEN, Manual de Conceptos Bsicos de Perforacin, 1979.

MILPACK DE VENEZUELA, Tecnologa de Perforacin, 1993.

SHELL INTERNATIONAL PETROLERM, Curso de Perforacin. SOLANO ORTEGA, ngel, Tecnologa de Perforacin,

1989. - WHIPSTOCK, Eastman, Lo Bsico de la Perforacin74


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Direccional.

CONTENIDO CAPITULO V

Pgina

Mtodos de Control de Pozos con la Sarta en el Fondo 5-2

5.1 Definiciones Bsicas 5-2

5.1.1 Presin Reducida de Circulacin 5-2

5.1.2 Presin Inicial de la Circulacin 5-35.1.3 Presin Final de Circulacin 5-3

5.1.4 Densidad del Lodo de Control 5-3

5.2 Procedimientos de Control 5-4

5.2.1 Mtodo del Perforador (Circular-y Pesar) 5-4

5.2.2 Mtodo del Ingeniero (Esperar y Pesar) 5.14

5.2.3 Mtodo Combinado (Circular y Aumentar elPeso)

5-21

5.3 Comparacin de los Mtodos 5-265.4 Factores que Me tan los Mtodos de Control 5-27

5.4.1 Tipo de Fluido 5-27

5.4.2 Volumen del Influjo 5-30

5.4.3 Aumento en la Densidad del Lodo 5-31

5.4.4 Geometra del hoyo 5-32

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Certificacin Internacional de Control de Pozos

Mtodos de Control de Pozos con la Sarta en el Fondo

La presin del pozo se iguala con la de la formacin una vez que se cierra y se detieneel flujo de fluidos de la formacin. Se debe ejercer una presin ligeramente mayor paraevitar que fluya fluido adicional de la formacin mientras se circula la arremetida. Almismo tiempo, se debe evitar una presin de fondo de pozo excesiva para evitarfracturar la formacin a nivel de la zapata del ltimo revestidor cementado y producir

una prdida de circulacin. Todo esto requiere que se circule la arremetida manteniendola presin de fondo constante. Por esta razn los procedimientos para lograr esteobjetivo tambin se denominan "Mtodos de presin de fondo de pozo constante".

Antes de discutir los mtodos es necesario conocer la definicin de los siguientesparmetros.

5.1 Definiciones Bsicas

5.1.1 Presin Reducida de Circulacin

Se denomina as a las prdidas friccinales del sistema que se originan a las tasas debombeo seleccionadas para controlar el pozo. Esta presin se puede determinar antesy despus de la arremetida.

Cuando se esta perforando se utiliza como prctica comn registrar la presin decirculacin (PRC) a diferentes velocidades de bombas. Normalmente, se registra lapresin a la mitad de la velocidad de bombeo utilizada para perforar el pozo. Acontinuacin se indica cundo se requiere un nuevo registro de la presin reducida decirculacin:

En los cambios de guardia de la cuadrilla. Cuando varen las propiedades del lodo, especialmente la densidad y

la viscosidad.

Cada vez que perforen 500 pies.

Cuando se cambie la mecha.

Cuando varen los componentes de la sarta de perforacin.

Luego de la reparacin de una bomba.

Despus de cementar un nuevo revestidor.

La presin reducida de circulacin se debe determinar en ambas bombas y de manera que

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generen la misma presin reducida, es decir:

1. Seleccionar la velocidad reducida de circulacin y determinar la presinreducida de circulacin a la bomba No. 1.

2. Determinar la velocidad reducida de circulacin de la bomba No. 2 qued la misma presin reducida que la bomba No. 1.


5.1.2 Presin Inicial de Circulacin

Es la presin necesaria en la tubera de perforacin en superficie que permitecomenzar el desplazamiento, generando un sobrebalance mnimo sobre la formaciny evitando que siga entrando fluido de la formacin al pozo. Es igual a la presinacumulada en el manmetro de la tubera de perforacin en superficie (presin de

cierre), ms las prdidas friccinales del sistema (presin reducida de circulacin)originadas a la tasa de bombeo que se utiliza para controlar el pozo.

PIC = PCTP + PRC (5.1)

Donde:

PIC : presin inicial de circulacin, lpc.

PCTP: presin de cierre en tubera de perforacin, lpc.

PRC: presin reducida de circulacin, lpc.

5.1.3 Presin Final de Circulacin

Esta presin se refiere a la presin friccional originada en el sistema de circulacin,cuando se sustituye o reemplaza el lodo que tiene el pozo por el de control. Se puedeobtener utilizando la siguiente ecuacin:

PFC _ PRCx P Lc (5.2)

P

Donde

PFC: presin final de circulacin, Ipc.PLc : densidad del lodo de control, lbs/gal.

p : densidad del lodo original, lbs/gal.

5.1.4 Densidad del Lodo de Control

Es la densidad del lodo que debe tener el pozo para balancear la presin de laformacin y evitar la entrada de ms influjo de la formacin al pozo. Se puede obtenercon el siguiente anlisis:

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Pf -PCTP + Ph (5.3)

0,052p Lch= PCTP + 0,052ph

PCTP (5.4)PLC = p + 0,052h

Certificacin Internacional de Pozos

5.2 Procedimientos de Control

Existen tres mtodos o procedimientos utilizados para desplazar y controlar los Influjoscuando la mecha se encuentra en el fondo del pozo. La diferencia bsica entre ellos radicaen el fluido circulado en el pozo para desplazar el influjo hasta la superficie. Estos mtodosse denominan:

Mtodo del perforador (circular y pesar)

Mtodo del ingeniero (esperar y pesar)

Mtodo combinado (circular y aumentar el peso)

Para describirlos se desarrollar un ejercicio que muestra en formasimultnea, los clculos y el procedimiento de cada uno de ellos.

5.2.1 Mtodo del Perforador

Este mtodo se emplea cuando no resulta fcil emplear el material densificador, o cuando nose cuenta con l para circular influjos de agua, petrleo o gases cuyos altas velocidades demigracin pueden causar problemas para cerrar el pozo y, adems, en equipos de tierra quetienen dotaciones reducidas, instalaciones inadecuadas para la mezcla, o poca o ningunaayuda de supervisin. Aunque el mtodo del perforador es simple y directo, las presiones enel revestidor resultan un poco ms altas que en las otras tcnicas, y el control del pozo llevams tiempo. No se debe utilizaren pozos en los que se prevea una prdida de circulacin. Esimportante que todos estudien y entiendan la tcnica y las ideas que lo fundamentan, ya que esel mtodo bsico de control de pozos.

Si se siguen las tcnicas bsicas, las operaciones de control resultan sencillas. Elprocedimiento se realiza en dos ciclos de circulacin. La primera se efecta empleando unfluido de perforacin de la misma densidad del que se estaba usando cuando surgi laarremetida (circulacin del influjo). La segunda consiste en circular el lodo de control de lapresin de la formacin, eliminar y reemplazar el fluido ms liviano del pozo. Ambas seejecutan a la velocidad de circulacin reducida y manteniendo la presin de fondo de pozoconstante y ligeramente mayor que la presin de la formacin. El procedimiento se puederesumir de la manera siguiente:

Se cierra el pozo despus del influjo.

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Se registran las presiones de cierre en tubera (PCTP) y en el revestidor(PCR) ya estabilizadas y el volumen del influjo.

Se circula el influjo de inmediato con el lodo d pozo (Ira circulacin),mientras se aumenta la densidad del lodo en los tanques para realizar la2aa circulacin.

Se cierra el pozo.Se circula el pozo nuevamente con el lodo de control (2da circulacin).

Mtodos de Control de Pozos con la Sarta en el FondoProblema ejemplo No. 5.1En un pozo donde ocurre una arremetida se requiere realizar el programa de desplazamientopor el mtodo del perforador. Los datos del pozo y de la arremetida se presentan a continuacin(figura No. 5-1).

Profundidad: 10.000 pies

Dimetro de la mecha: 8' "

Tubera de perforacin: 5" - 19,5 lbs/pie, 4,276".

Revestidor intermedio: 9 5/8",N80, 47 lbs/pie @ 8.000 pies.

Barras: 600' - 6 " x 2 'A".

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Densidad del lodo: 10 lbs/gal.

Bomba triple: 12" x 6" - 95% Ef.

Ganancia de los tanques: 20 bls.

Presin de cierre en tubera (PCTP): 620 lpc.

Presin de cierre en el revestidor (PCR): 7501pc.

Presin reducida de circulacin: 700 lpc.

Velocidad reducida: 30 Epm. .

Certificacin internacional de Pozos

Solucin:1. Clculo del volumen de fluido en el sistema

a) Superficie - Mecha :

Capacidad volumtrica de tubera (CV = 0,01776 bis/pie) Capacidad

volumtrica de barras (CVb = 0,00607 bis/pie)

V4, = 0,01776 bis /piesx9400 pies = 167 bis. pie

Vb = 0,00607 bis/piex600 pies = 4 bis. pie

VSM = Vm + Vb =171 bls.

b) Mecha - Superficie:

Capacidad volumtrica hoyo - barras (CVh_b = 0,02914 bis/pie)

Capacidad volumtrica hoyo tubera (CV h-tp, = 0,0459 bls/pie)

Capacidad volumtrica revestidor - tubera (CV r-tp= 0,04892 bis/pie)

Volumen hoyo - barras (VH_b)= 0,02914-7bls x600 = 17 bispie

Volumen hoyo - tubera (V h-tp)= 0,0459 bis x1.400 = 64 bis pie

hoyo sarta = 81 bis

Por hoyo lavado (10%) = 81x0, 1 = 8 bls

Volumen hoyo - sarta (VHS) = 81 + 8 = 89 bls

Volumen revestidor - tubera (V r-tp)= 0,04892 bis x8.000 = 391 bls pie

VMS = 89 + 391 = 480 bls

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2. Factor de emboladas de la bomba (Bomba Triple)

FER = 42 = 42 =10 emb/bls0,0102xLCxdxEf 0,0102x12x62 x0, 95


3. Emboladas Superficie - Media ESM = VSM x FER

= 171 bis x 10 emb/bls

ESM = 1.710 emb

4. Emboladas Hoyo - Abierto EHA = VHS x FER = 89

bls x 10 emb/bls = 890 emb5. Emboladas Mecha - Superficie EMS = VMS x FER =

480 bis x 10 emb/bls = 4.800 emb

6. Emboladas Totales

ET = ESM + EMS = 1710 + 4.800 = 6.510 emb

7. Presin Inicial de Circulacin

PIC = PCTP + PRC = 620 + 700 = 1.320 lpc

8. Densidad del Lodo de Control

Plc = p + PCTP 620=10+ ____________=11,21bs/gal

0,052xh 0,052x10.000

PLC =11, 2 lbs/gal

9. Presin Final de Circulacin

PFC = PRCx PLC = 700x 11,2= 7841pc

P 10

PFC = 784 lpc @ 30 Epm.

Procedimiento Operacional

1. Abrir el estrangulador aproximadamente un octavo ('/8), cerciorndose de que el pozo stefluyendo a travs del mismo (PCR baja 50 a 100 lpc). Prender la bomba y acelerar hastaalcanzar la velocidad reducida de circulacin (VRC = 30 Epm), tratando de mantener PCR

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constante e igual a 750 lpc. Ajustar el estrangul, Sor hasta que la presin en tubera sea igual ala presin inicial de circulacin (PIC = 1.3201pc).

(Figuras Nos. 5-2, 5-3 y 5-4).

2. Comenzar la primera circulacin en forma normal para sacar el influjo del pozo con el lodo

original (p = 10 lbs/gal), ajustando el estrangulador para mantener constante la presin inicial decirculacin (PIC = 1.320 lpc) a 30 Epm de la bomba y durante 4.800 emboladas (EMS). Eltiempo estimado es t = EMS/Epm = 4.800/30 = 160 minutos (2 horas, 40 minutos). Figuras 5-4,5-5 y 5-6.


3. Mientras se circula para sacar el influjo, aumentar la densidad del lodo desde p = 10lbs/gal hasta obtener la densidad del lodo de control, pLC = 11,2 lbs/gal.

4. Despus de 4.800 emboladas (EMS) parar las bombas y cerrar el estrangulador. En elrevestidor (anular) y en la tubera de perforacin se debe leer PCTP = PCR = 620 lpc depresin. De no ser as, continuar circulando con el lodo original hasta que salga el nuevoinflujo que entr y finalmente cerrar el pozo (Figura No. 5-7).

5. Circular el lodo de control PLC =11,2 lbs/gal, manejando la bomba y el estrangulador enforma semejante' al paso 1 a travs de la sarta de perforacin, manteniendo la presinconstante en el revestidor e igual a 620 lpc, durante 1.710 emboladas (ESM) a 30 Epm.Tiempo estimado t = 1.710/30 = 57 minutos (Figura No. 5-8).

6. Despus de 1.710 emboladas (ESM), la presin en la tubera de perforacin debe ser

igual a la presin final de circulacin, PFC = 784 lpc (de no ser as, ajustar con elestrangulador). Continuar la circulacin del lodo de control (p LC =11,21bs/gal) ajustando elestrangulador para mantener la presin en TP igual a PFC = 784 lpc durante 4.800emboladas adicionales (EMS) y a 30 Epm de la bomba. Tiempo estimado t = 4.800/30 = 160minutos (2 horas, 40 minutos).

(Figuras Nos. 5-9 y 5-10).

7. Parar las bombas, cerrar el pozo y verificar que las presiones en la tubera y en el anularson cero. (Figura No. 5-11).

En el punto 5 del procedimiento anterior se pueden agregar unas emboladas adicionales,por el volumen de fluido original que existe en las conexiones superficiales y que tambinhay que desplazar. Se puede considerar, como regla prctica, 100 emboladas de la bomba.

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Una vez seleccionada la velocidad reducida, no se debe modificar. Si se cambia la velocidadde la bomba, tambin se deben modificar los clculos, tales como: presin inicial decirculacin, presin final de circulacin y cualquier otro clculo que incluya la presinreducida de circulacin. La presin del revestidor debe mantenerse constante e igual a lapresin de cierre (PCR) mientras se lleva la bomba hasta la velocidad reducida.

Si se permite que la presin del revestidor caiga cuando se est llevando la bomba a lavelocidad reducida, la presin de fondo del pozo tambin caer y entrar un nuevo influjo. Sise pone la bomba en lnea y el estrangulador no abre o no abre con la suficiente rapidez, elaumento de presin puede provocar la fractura de la formacin y/o una falla del equipo.Obviamente, es preferible un influjo adicional.

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Despus de decidir el mtodo de control (mtodo del perforador) y realizar los clculosnecesarios se debe llevar la bomba a la velocidad reducida de circulacin (30 Epm) mientrasse mantiene la presin del revestidor constante. En la mayora de los casos es recomendableabrir el estrangulador una pequea cantidad (V8) antes de poner la bomba a la velocidadreducida, para estar seguro de que el estrangulador abri (PCR baja 50 a 100 lpc). Tanpronto como la bomba alcance la velocidad reducida, se debe ajustar el estrangulador pararegresar al valor de cierre inicial. (PCR= 7501pc), se espera la respuesta en la tubera (unos 2segundos/ 1.000 pies) y se verifica que la presin en ella sea la inicial de circulacin (PIC =1.320 lpc).

Recuerde! la presin del revestidor es "Contrapresin". Tan pronto como la bomba est enlnea y funcionando a la velocidad reducida, se debe volver a la presin de cierre inicial

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(PCR).


Una vez que la bomba alcanza la velocidad reducida de circulacin (VRC = 30emb/min) el control se desplaza a la presin de la tubera de perforacin. La presin detubera se llama, en este momento, "Presin Inicial de Circulacin" (PIC). En esteejemplo la PIC es de 1.3201pc.

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Durante la circulacin de la burbuja de gas, la mxima presin sobre la zapata se producecuando la parte delantera del gas la alcanza. Esto se produce aproximadamente a 690emb.

EGZ = (VHZ Vgf) xFER = (89 20x10 = 690 emb.

De all en adelante si se mantiene en la tubera la presin inicial de circulacin constante (PIC =1.3201pc), no existe ningn peligro de fractura de la formacin, a pesar de que la presin delrevestidor supere la mxima presin anular permitida en superficie (MPAPS).

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Cuando el influjo de gas llega a la superficie, primero la presin del estrangulador y luego lapresin de la tubera disminuir a medida que el influjo pase a travs del estrangulador. Este sedebe ajustar (cerrar) para mantener presin del revestidor en el valor que tena justo ano s queel influjo entrara al estrangulador, para volver luego la atencin a la presin de la tubera, la cual

se debe mantener igual a la presin inicial de circulacin.

El contador de emboladas marcar un valor menor a las EMS calculadas anteriormente,(Ejemplo: 3.900 emb).


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Despus de sacar la arremetida, se debe pasar a atender la presin del revestidor, la cualdebe mantenerse constante mientras se disminuye la velocidad de la bomba. Si se permiteque la presin del revestidor caiga por debajo de la presin de cierre inicial de la tubera(PCTP = 620 lpc), puede presentarse otro influjo. Una vez cerrado el pozo, la presin entubera como la del revestidor deben ser iguales.

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Curso Prevencion de Arremetidas y Control de Pozos

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