Well Control 2013

8/13/2019 Well Control 2013

1/170

Prevencin y Manejo de Influjos

Instituto Tcnico del Petrleo ITP Training School - www.itp.com.co


www.itp.com.co

Well Control

Prevencin y Manejode Influjos


2/170




www.itp.com.co

HORARIO: LUNES A JUEVES

EXAMEN TEORICO: 50 PREGUNTASEN PERFORACIN

EXAMEN TEORICO: 50 PREGUNTASEN WORKOVER

PUNTAJE APROBATORIO 70% EXAMEN PRCTICO (SIMULADOR)

PREGUNTAS Y PARTICIPACIN.


3/170




www.itp.com.co


4/170



Un influjo es la entrada de fluidos de laFormacin dentro del Pozo.

Arremetida, Patada de Pozo,Amago de Reventn, KICK,

Surgencia, Brote.


5/170



INFLUJO


6/170



Un Reventn es la prdidade control de un influjo.

Descontrol,Reventn, Blowout.


7/170



DESCONTROL


8/170




9/170



CMO EVITAR LOS INFLUJOS

1. Introducir lodo de ________________.

2. Colocar ___________ frecuentemente y

a profundidad.3. Viajar __________________.

4. Llenar el ______________ durante los

viajes en forma adecuada mnimocada o

5. Utilizar y manejar ___________adecuados.

Densidad Suficiente

Revestimiento

A velocidad adecuada

pozo

Antes de perder 75 psi de Ph450 pies

Herramientas y equipos


10/170



CMO MANEJAR LOS INFLUJOS

1. ____________ el influjo a _______.

2. ____________ el influjo _________.3. ______________ la salida del influjo,

por lo general a travs del

________.

Detectar Tiempo

Controlar Cerrando el Pozo

Circular

Choque


11/170



CONCEPTOS BASICOS

PRESIONES


12/170



La presin hidrosttica es la presin aplicada por el peso de una columna defluido. El nombre proviene de hidroagua y estticosin movimiento.

La presin hidrosttica depende exclusivamente de:

1. LA DENSIDAD DEL FLUIDO lb/gal (libras por galn) LPG o PPG.2. LA PROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA (PVV) PIES

Por lo general, el peso del lodo se calcula La frmula para calcular la presinhidrosttica es como sigue:

Ph = 0.052 x MW x PVVDonde Ph: Presin hidrosttica (lb/pg2) psi

MW: Peso del lodo (lb/gal) ppg

PVV: Profundidad vertical verdadera (pies)

PRESIN HIDROSTTICA


13/170



PROFUNDIDAD VERTICAL VsPROFUNDIDAD MEDIDA.

Durante la perforacin se hace referencia a: La Profundidad Vertical ( PVV ) que es unalnea imaginaria directamente debajo del equipoy la Profundidad Medida (PM) que es lalongitud medida de la tubera desde la mesa rotaria hasta La broca (segn tally de tubera)

Espaol Siglas Ingles Siglas

Profundidad Vertical Verdadera P.V.V True Vertical Depth T.V.D.

Profundidad Medida P.M. Measured Depth M.D.

SE DEBE UTILIZAR

TVD PARA CALCULOS DE PRESION

MD PARA CALCULOS DE VOLUMEN

MD

TVD TVD TVD

MDMD


14/170



10000 pies

7 pulg dedimetro

20 pulg dedimetro

10.0lpg

10.0lpg

Cul columna de fluido tiene

mayor presin hidrosttica?


15/170



1) Ph = 0.052 x MW x PVVDonde Ph: Presin hidrosttica (lb/pg2) psi

MW: Peso del lodo (lb/gal) ppg

PVV: Profundidad vertical verdadera (pies)

2) MW = Ph 0.052 PVV

3) PVV = Ph 0.052 MW

PRESIN HIDROSTTICA


16/170



Para convertir ppg a psi/pie debe usarse la siguientefrmula:

4) Gradiente = 0.052 x MW

Donde: Gradiente: Gradiente del fluido (psi/pie)

MW: Peso del lodo (ppg)

Para convertir un gradiente a ppg (MW) se usa:

5) MW = Gradiente 0.052

GRADIENTE DE PRESIN


17/170



Para convertir psi a psi/pie debe usarse la siguientefrmula:

6) Gradiente = Ph PVVDonde: Gradiente: Gradiente del fluido (psi/pie)

Ph: Presin Hidrosttica (psi)

PVV: Profundidad Vertical Verdadera (pies)

Para convertir un gradiente a Presin Hidrosttica (Ph) seusa:

7) Ph = Gradiente X PVVPara convertir psi a pie debe usarse la siguiente frmula:

8) PVV = Ph Gradiente

GRADIENTE DE PRESIN


18/170



Calcular la Presin Hidrosttica:9.0 lpg @ 2,000 pies =10.8 lpg @ 5,300 pies =13.5 lpg @ 7,800 pies =

Calcular el gradiente de presin:

11.2 lpg =15.7 lpg =18.0 lpg =

Calcular la densidad de lodo:11,290 psi @ 12,700 pies =1,520 psi @ 3,000 pies =4,840 psi @ 7,500 pies =

936 psi2,976 psi5,476 psi

0.5824 psi/pie0.8164 psi/pie0.936 psi/pie

17.1 lpg9.8 lpg12.5 lpg

Ph = 0.052 x MW x PVV(pies)

GPresin = 0.052 x MW

MW = Ph 0.052 PVV

P i M j d I fl j


19/170



Calcular el gradiente de presin:7,800 psi @10,200 pies =2,980 psi @ 4,500 pies =

18,720 psi @ 18,000 pies =

Calcular el densidad de lodo :1.0343 psi/pie =0.8000 psi/pie =0.1300 psi/pie =

Calcular la Presin Hidrosttica:0.8570 psi/pie @ 12,900 pies =0.9710 psi/pie @ 17,180 pies =0.4650 psi/pie @ 1,400 pies =

0.7647 psi/pie0.6622 psi/pie

1.04 psi/pie

19.9 lpg15.4 lpg2.5 lpg

11055 psi16682 psi651 psi

GPresin= Ph PVV

MW = GPresin 0.052

Ph = GPresin x PVV

P i M j d I fl j


20/170



PRESIN DE LOS FLUIDOSCONTENIDOS EN EL MEDIO

POROSO

Presin de la formacin PF = PCTP + Ph sarta de perforacin

Donde: PF = Presin de formacin (lb/pg2)

PCTP = Presin de cierre en TP (lb/pg2)

Ph sarta de perforacin = Presin hidrosttica del lodo

dentro de TP (lb/pg2)

PRESIN DE FORMACIN

P i M j d I fl j


21/170



PRESIN DE FORMACIN

GRADIENTE NORMAL

Pre encin Manejo de Infl jos


22/170



La presin de sobrecarga es la presinimpuesta por las rocas y los fluidoscontenidos arriba del punto de inters. Lasrocas en el subsuelo generalmentepromedian un peso de 18 a 22 lb/gal. Por loque, un gradiente promedio de sobrecarga

sera aproximadamente de 1 lb/pg2/pie.

PRESIN DE SOBRECARGA



23/170



TUBO EN U

Es muy til visualizar el pozo como un tubo en U. Unacolumna del tubo representa el anular y la otra columnarepresenta el interior de la tubera en el pozo. El fondo deltubo representa el fondo del pozo.

10,000 pies

9.8 lpg

9.5 lpg



24/170



10,000 pies

9.5 lpg

12 lpg

Est balanceado el pozo? S NoPor dnde fluir?

A. Sarta B. Anular

1248 psi

3952 psi 4940 psi

2,000 pies

5200 psi 4940 psi



25/170



Cul es la presin al fondo del pozo? Despues de laformacin del tubo en U

Cul es la cada estimada de fluido en la tubera

Presin al fondo del pozo ?

Cada de nivel?

10,000 pies

9.5 lpg

12 lpg

La hidrosttica del anular 4940 psi ya que la tubera perdera 260 psipara igualarse a la presin del anular

260 psi 0.052 9.5 = 526 pies



26/170



?Presin de Tubera

Presin al fondo del pozo = ?

Puede un vaso comunicante crear una presinde superficie?

S No

Cul es la presin en la tubera?

Cul es la presin al fondo?

10,000 pies

9.8 lpg

9.5 lpg

4940 psi 5096 psi

5096 psi 5096 psi

0156



27/170



2. Cul es la presin al fondo del pozo?

1. Cul es la presin de tubera?

(9.8 lpg - 9.5 lpg) x 0.052 x 10,000 pies = 156 psi

9.8 lpg x 0.052 x 10,000 pies = 5,096 psi

Del lado del Revestidor

Del lado de la Tubera de Perforacin

(9.5 lpg x 0.052 x 10,000 pies) + 156 psi = 5,096 psi


28/170



29/170



LEAK OFF TEST (LOT)



30/170



250psi

Calcular peso de lodo equivalente:

EMW = (Psuperficie 0.052 TVDshoe) + MW

Calcular la presin de fractura:

Pfractura = Psuperficie + P hidrosttica al zapato

LEAK OFF TEST (LOT)



31/170



?psi

Se quiere probar el pozo con un

lodo equivalente (EMW) de 12.5 ppg, cuanta

presin se debe colocar con la bomba

en superficie:

Psuperficie = (EMWMW) X 0.052 X TVDshoe)

FORMATION INTEGRITY

TEST (FIT)



32/170

y j j




33/170

y j j


PRESIN EN EL FONDO

DEL POZO (BHP)Al perforar un pozo, se imponen presiones sobreel fondo del pozo. La mayor parte de la presinproviene de la presin hidrosttica de la

columna del lodo. Sin embargo, se debe teneren cuenta la condicin del pozo para estimar lapresin de fondo



34/170

y j j


PRESIN EN EL FONDO

DEL POZO (BHP)



35/170


PRESIN EN EL FONDO

DEL POZO (BHP)



36/170


PAGINA 20 Y 21 DEL MANUAL



37/170




38/170




39/170




40/170


La diferencia entre la presin de formacin (PF) y la presinhidrosttica en el fondo del pozo (PH) es la presin diferencial.

Esta se clasifica como Sobre balanceada, Sub balanceada yBalanceada.



41/170


PRESIONES DE CIERRE

PRESIN DE CIERRE EN LA TUBERA DE PERFORACIN (PCTP)

La presin de cierre en la tubera de perforacin (PCTP) es el valor que registra elmanmetro en la superficie cuando el pozo est cerrado. El registro de esta presin es elequivalente al valor por el cual la presin de formacin excede la carga hidrosttica dellodo en la tubera de perforacin.

PRESIN DE CIERRE EN LA TUBERA DE REVESTIMIENTO (PCTR)

La presin en la tubera de revestimiento es el valor que registra el manmetro en lasuperficie cuando el pozo es cerrado y se hayan estabilizado las presiones. El manmetroregistrar una lectura equivalente a la diferencia entre la presin de formacin y el totalde la presin hidrosttica en el espacio anular.



42/170


300psi

PCTP

Pform = 5500 psi

MW= 10 ppgPh = 5200 psi

Ph Anular = 5000 psi

Calcular el peso de lodo de control

KMW = (PCTP 0.052 PVV) + MW

KMW = (300 0.052 10,000) + 10 ppg

KMW = 10.6 ppg

PCTR

500psi

Si la presin hidrosttica en la tuberaes 5200 psi y la presin de laformacin es 5500 psi cuantapresin debe registrar el manmetrode la tubera de perforacin PCTP?

Si la presin hidrosttica del anular es5000 psi y la presin de la formacines 5500 psi cuanta presin debe

registrar el manmetro de la tuberade revestimiento PCTR?

TVD = 10,000



43/170


PRESIN DE CIRCULACINREDUCIDA (PCR)

La presin el tubo vertical cuando secircula un fluido a una velocidad de

bombeo lento se le llama Presin deCirculacin Reducida, la cual tambines conocida como Presin de Bomba a

Gasto Reducido, Presin para controlarun Influjo, Presin de Circulacin Lenta,etc.



44/170


La friccin es la resistencia al movimiento. Es necesario aplicar una fuerza, opresin, para superar la friccin para mover cualquier cosa.

La cantidad de fuerza que se utiliza para superar la friccin es denominada

como perdida por friccin.

La presin en la bomba es en realidad, la cantidad de friccin que se debesuperar para mover el fluido por el pozo a undeterminado caudal.

La mayor parte de la prdida de presin ocurre en la columna de tubera y enlas restricciones tales como las boquillas de la broca.



45/170


EJERCICIO POZO PROBLEMA 5

Calcular presin de bombaRTA/ PPOR FRICCIN = 2500 psi Calcular las perdidas de anular Panular = 200 psi

Calcular presin estticaBHP = 0.052 X 12.7 X 8000 = 5283 psi Calcular presin dinmica (circulando)BHP = Ph + PanularBHP = 5283 psi + 200 psi = 5483 psi Calcular densidad equivalente de circulacinECD = (200 0.052 8,000) + 12.7 = 13.18 ppg

psi 50

800

1450100

70

30



46/170


PRESIONES DE SURGENCIA Y SUABEO

El suabeo es una reduccin de presin en el fondo del pozo (BHP) que ocurrecuando se saca la tubera del pozo con demasiada rapidez, ocasionandoque al lodo no se le d el tiempo suficiente para que descienda debajo de labroca.

La surgencia es un incremento a la presin de fondo del pozo (BHP) cuandose introduce la tubera demasiado rpido y al fluido debajo de la broca no sele da el tiempo suficiente para que este sea desplazado (salirdel camino).Tanto la surgencia como el suabeo ocurren al meter o sacar tubera, y sonafectados por los siguientes factores:

1.La velocidad de introducir o sacar la tubera

2.La viscosidad del lodo

3.La resistencia del gel del lodo4.El espacio anular entre la tubera y el lodo

5.El peso del lodo

6.Las restricciones anulares



47/170


Peso original del lodo: 9.8 lpgProfundidad de la broca: 3,500 piesProfundidad del zapato del casing: 2,500 piesSIDPP: 450 psiSICP: 680 psi

Presin hidrosttica en la sarta de perforacin:Presin en el fondo del hueco:Presin de formacin:Peso del lodo para matar el pozo:Presin hidrosttica en el anular:Presin hidrosttica del lodo en el zapato:Presin total en el zapato del casing:Gradiente de Presin en el zapato del casing:

Peso equivalente del lodo en el zapato del casing:Peso equivalente del lodo a profundidad de broca:

1,784 psi

2,234 psi2,234 psi

12.3 lpg

1,554 psi1,274 psi

1,954 psi

0.7816 psi/pie15.03 lpg

12.27 lpg

POZO PROLEMA No 6



48/170


LA CAPACIDAD INTERIOR DE LA TUBERA DE PERFORACIN Y DEL POZO

La capacidad de una tubera o de una seccin abierta del pozo es lacantidad del lodo que pueda ser almacenado o contenido dentro delvolumen de dicha tubera. Para calcular la capacidad del tubo deperforacin para cada pie, la frmula es la siguiente:

Donde Capacidad = El volumen dentro del tubo por

longitud unitaria (Bbl/pie)ID = El dimetro interno de la tubera (plg)ID2= El dimetro interno x el dimetro interno

Capacidad = 2.4412 1029.4 = 0,0058 Bbl/pie

CONCEPTOS BASICOSVOLUMEN Y CAPACIDAD



49/170


LA CAPACIDAD ANULAR

La capacidad del espacio anular es el volumen del fluido de perforacin contenidoentre dos secciones del tubo. En otras palabras, es el volumen contenido entre eldimetro exterior del tubo interior, y el dimetro interno del tubo exterior. Lacapacidad anular tambin podr ser aqul volumen contenido entre el dimetroexterior de un tubo (introducido al pozo) y el costado del pozo abierto.

Donde Capacidad = El volumen anular por Longitud unitaria (Bbl/pie)

ID = El dimetro interno del Casing o Hueco abierto

ID2= El dimetro externo de la tuberia interior




50/170


Para calcular el volumen total(el total debarriles) en una seccin, se multiplica la

capacidad, expresada en barriles por pie, porla longitud del tubo o de la seccin:




51/170


El desplazamiento del volumen del acero serefiere a la cantidad de fluido de perforacin

que se 'desplaza' cuando se mete o sacatubera sin llenar el pozo.

En el caso de las botellas (DC), el esplazamiento se puede

calcular en forma volumtrica, como sigue:

Despl. = (OD - ID) 1029.4




52/170




53/170



54/170





55/170




56/170



57/170





58/170





59/170




60/170




61/170




62/170



EJERCICIOS PAGINA 34 DEL MANUAL


63/170





64/170





65/170





66/170




67/170




68/170




69/170




70/170




71/170




72/170




73/170


LAS CAUSAS DE LOS INFLUJOS

Cualquier cadena de acontecimientos, desatada por una presinhidrosttica insuficiente en los fluidos de perforacin, con el tiempoproducir un influjo. Por lo que, mientras se perfora, las causas

primarias de un influjoson las siguientes:

1.FORMACIONES CON PRESIN ANORMAL2.UN LODO DE PERFORACIN CON DENSIDAD INSUFICIENTE3.LA PRDIDA DE CIRCULACIN

Por lo que, mientras se mete o saca tubera, las causasprimariasde

un influjoson las siguientes:

1.EL NO DEJAR LLENO EL POZO2.LAS PRESIONES DE SURGENCIA O SUABEO



74/170


DETECCIN DE LOS INFLUJOS

Indicadores que nos pueden advertir que el pozo est fluyendo.

PERFORANDO:Aumento en el caudal de retorno.Cambios en la velocidad de penetracin. Drilling Break

Aumento en el volumen de los tanques.Cambio en la presin y velocidad de la bomba.

Flujo con Bomba detenida.

Si el pozo fluye con las bombas detenidas, esta es una seal segura que hay unasurgencia en progreso.

VIAJANDO: Llenado inadecuado del pozo



75/170


EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS

COMPONENTES BOP ACUMULADOR PANEL DE CONTROL REMOTO BOP CHOKE MANIFOLD PANEL DE CONTROL REMOTO CHOKE SEPARADOR DE GAS

LINEA DE QUEMADERO


E i d C t l d


76/170


Equipos de Control de pozoBOP (Blow Out Preventer)

Los equipos de control de pozo o BOP proveenun control secundario para que los fluidos dela formacin no entren al pozo.

Estos equipos son un juego de vlvulascapaces de mantener confinada una presinen el pozo.

Los BOPs deben estar siempre en buenestado y listo para responder en caso dequerirse.


E i d C t l d


77/170




E i d C t l d


78/170





79/170


Equipos de Control de pozo FUNCIONES:

Cerrar el pozo y parar su flujo en el caso de prdida del control primario.

Mantener la presin de fondo igual a la presin de formacin

El equipo debe sostener la mxima presin anticipada en superficie.

Debe constar de un equipo de control remoto.

La distribucin de las preventoras sigue la norma de la ca operadora.

Equipo para el control de pozo adecuado para servicios de cido.

Cierre set de ariete menos de 10 segundos.

Cierre preventores anulares menores de 20, 30 seg. Max. y 45 segundos

para los anulares mayores de 20. No se deben usar conexiones roscadas en las lneas de alta presin, todas

las uniones deben ser flanchadas o soldadas. Solo se admite el uso deroscas NPT para conexiones hasta de 2de dimetro y 3000 psi de presinde trabajo (API RP 53).


Si t d d i i


80/170

Instituto Tcnico del Petrleo

ITP Training School - www.itp.com.co

Sistema de desviacinDiverter

Sistema de control que desva los flujos de un pozo. Provee seguridad en la fase inicial de la perforacin. Se instala sobre un tubo o revestimiento conductor. El sistema desviador no est diseado para detener el flujo del pozo.

La presin y capacidad de flujo al utilizar el diverter debe estar de acuerdoal diseo de sus lneas. El diverter y sus vlvulas deben cerrar en 30 segundos para equipos de 20

de dimetro o menos; para sistemas de mas de 20 de dimetro, eltiempo de operacin no debe exceder 45 segundos.

Las lneas del diverter siguen el diseo de la norma API RP-64.

Lneas de 8 de dimetro mnimo. Vlvulas Full Opening. Deben ser probados frecuentemente.


Si t d d i i


81/170



Sistema de desviacinDiverter



82/170



Organizacin del conjunto del BOP

Los cdigos para designar las componentes del arreglo depreventores estn descritos en el API RP54 y para onshore son: G= Preventor rotativa A= Preventor anular R= Preventor de arietes sencilla con un set de arietes (rams) ciegos o

para tubera de acuerdo con la seleccin realizada por la operadora Rd= Preventor de arietes doble con dos set de arietes (ciegos y/o para

tubera) posicionados de acuerdo con la seleccin hecha por laoperadora

Rt= Preventor de ariete triple. Tres set de arietes (uno de ciegos y/odos set para tubera) posicionados de acuerdo con la seleccin hecha

por la operadora S= Espaciador con dos salidas laterales para las lneas de matar y

estrangular el pozo (drilling spool) K M= 1000 PSI de rata de presin de trabajo



83/170




EJEMPLOS DE ARREGLO PREVENTORESPARA UNA PRESIN DE TRABAJO DE 3MY 5M

Figura 3.1ARREGLO S*RRA

Preventor Arietes Doble(Opcional).

Figura 3.2ARREGLO RS*RA

R

R

S*

A A

R

S*

R



84/170




RRR

EJEMPLOS DE ARREGLO PREVENTORESPARA UNA PRESIN DE TRABAJO DE 10M Y

15M

Figura 4.1ARREGLO RS*RRA**Preventor Arietes Doble

(Opcional).

CABEZAPOZO

R

S*

Figura 4.3ARREGLO RS*RRA**G**

Preventor Arietes Doble(Opcional).

Figura 4.2ARREGLO S*RRRA**Preventor Arietes Doble

(Opcional).

CABEZAPOZO

CABEZAPOZO

S*

R

R

S*

A**

R

A**A**

R R

G**



85/170



Preventores anulares



86/170



Preventores anulares

Los preventores anulares estn diseados paraque un pistn forzado hidraulicamente empujeun elemento empacador circular hacia arriba o

lateralmente, este elemento debe cerrase contralas herramientas que estn en el pozo noimportando su configuracin: Kelly, botellas deperforacin, tubera perforacin, tubing, wire

line y en una emergencia puede cerrarsecompletamente hasta cerrar el hueco abierto.



87/170



CLASES DE PREVENTORAS: BOP Annular Blind Ram Pipe Ram Blind shear Ram Arietes Variables



88/170



Preventor anular - Hydrill

Contiene un obturador de empaque fabricado decaucho reforzado con acero que al cerrar forma unsello alrededor de la tubera, el cuadrante o sobre elhueco perforado.

Ariete de tubera - Pipe RamForma un sello alrededor de aquellas tuberas cuyosdimetros corresponden al dimetro del ariete.

Preventor de ariete ciego - Blind RamCierra sobre el hueco perforado

Arietes cortantes - Blind Shear RamCortan las tuberas y despus cierran sobre elresultante hueco abierto.



89/170



http://localhost/var/www/apps/conversion/tmp/PPT%20Curso%20Well%20Control/05%20Acc.%20Bottles_Sp.ppthttp://localhost/var/www/apps/conversion/tmp/PPT%20Curso%20Well%20Control/05%20Acc.%20Bottles_Sp.ppt


90/170


http://localhost/var/www/apps/conversion/tmp/PPT%20Curso%20Well%20Control/05%20Acc.%20Bottles_Sp.ppthttp://localhost/var/www/apps/conversion/tmp/PPT%20Curso%20Well%20Control/05%20Acc.%20Bottles_Sp.ppthttp://localhost/var/www/apps/conversion/tmp/PPT%20Curso%20Well%20Control/05%20Acc.%20Bottles_Sp.ppthttp://localhost/var/www/apps/conversion/tmp/PPT%20Curso%20Well%20Control/05%20Acc.%20Bottles_Sp.ppt


91/170


92/170



93/170



Un sistema de acumuladores deber proveercapacidad suficiente para abastecer 1.5 vecesel volumen necesario para cerrar y mantener

cerradas todas las unidades del equipo depreventores con una presin mnima de 200 psipor encima de la presin de precarga sin laasistencia de un sistema presurizador.



94/170



Capacidad total10.0 galones

1,000 psiNitrgeno

Bolsa de goma

de 1.0 galn

Cilindro de acerode 11.0 galones

FluidoHidrulico



95/170



10 gal

Presin en Botella NitrgenoFluido

Hidrulico

0 gal0 psi 1,000 psi



96/170



V2 =P1x V1

P2

V2 = 1,000 psi x 10.0 gal

1,200 psi

V2 = 8.33 gal

P2x V2

Volumen de N2Comprimido a 1,200 psi

P1x V1=

8.33 gal

Presin en Botella Nitrgeno Fluido Hidrulico

1.67 gal1,000 psi 1,200 psi



97/170



V2 =P1x V1

P2

V2 = 1,000 psi x 10.0 gal

3,000 psi

V2 = 3.33galones

P2x V2

Volumen de N2 Comprimido a 3,000 psi

P1x V1=

3.33 gal

Presin en Botella Nitrgeno Fluido Hidrulico

6.67 gal1,000 psi 3,000 psi


98/170



99/170





100/170



Arietes Distribuidor Anular

1,500 psi 3000 psi 600 psia

1,500 psi



101/170



La mxima presin de cierre paraun preventor anular es de 1,500 psi

La mxima presin de cierre para

un preventor de arietes es de3,000 psi (slo para emergencia).



102/170



Planilla

Anular

Arietes de T.P.

Arietes de Corte

GalonesPara cerrar

x

x

x

=

=

=

N depreventores Galones

+

+

=

GALONES TOTALES

Galones totales para cerrar todos los preventoressegn MMS (Departamento de Minera de EE.UU)

5.54

33.60216.80

57.00

16.78

16.623

6.78



103/170



Planilla

GalonesTotales

x

=

=

GalonesRequeridos

Requisitos de Fluido Hidrulico segn MMS

85.51.557.00

5 18

GalonesRequeridos

Nmero de Botellas Acumuladoras Requerido

GalonesUtilizables

N deBotellas

85.5



104/170





105/170




Choke Manifold


106/170



Choke Manifold

El arreglo de tuberas yvlvulas especiales,llamadas chokes atravs del cual se

circula el fluido deperforacin cuando secierran las preventoraspara controlar

presiones encontradasen la formacindurante un influjo



107/170





108/170





109/170



CHOKE HCR


110/170


CIERRE BLANDO


111/170



CIERRE BLANDO



112/170



MTODOS DE CONTROL DE POZOS

PERFORACIN

Esperar y pesar (mtodo

del ingeniero).

Perforador.

Concurrente.

Volumtrico

W-O y/o COMPLETAMIENTO

Bullheado forzamiento.

Circulacin larga longway.

Circulacin corta shortway.

Inyectar y drenarlubricate and bleed.


113/170



114/170




115/170



116/170




MCP= 970 psi


117/170



370

psi800psi

PCTP

PCTR

MCP 970 psi

PRESIN REDUCIDA DE LA BOMBA = 330 PSI

PRESIN INICIAL DE CIRCULACION = 330 + 370 = 700 PSI


118/170


PCTP ESPERAR Y PESAR


119/170



700psi

800

psi

PCTR

STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575

STK- BIT =1750

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

2620psi


665



120/170



665psi

800

psi

PCTR

STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575

STK- BIT =1750

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

2620psi


630



121/170



630psi

805

psi

PCTR

STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575

STK- BIT =1750

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

2625psi


595



122/170



595psi

810

psi

PCTR

STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575

STK- BIT =1750

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

2630psi


560



123/170



560psi

815

psi

PCTR

STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575

STK- BIT =1750

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

2635psi


525



124/170



525psi

820

psi

PCTR

STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575

STK- BIT =1750

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

2640psi


490



125/170



490psi

825

psi

PCTR

STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575

STK- BIT =1750

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

2645psi


455



126/170



455psi

830

psi

PCTR

STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575

STK- BIT =1750

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

2650psi


420



127/170



420psi

840

psi

PCTR

STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575

STK- BIT =1750

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

2660psi


385



128/170



385psi

855

psi

PCTR

STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575

STK- BIT =1750

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

2665psi


350



129/170



350psi

860

psi

PCTR

STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575

STK- BIT =1750

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

2680psi


350

PCTP

PCTR

ESPERAR Y PESAR


130/170



350psi

870

psi

PCTR

STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575

STK- BIT =1750

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

STK = 2000PFC = 350

2690psi


350

PCTP

PCTR

ESPERAR Y PESAR


131/170



350psi

950

psi

PCTR

STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575

STK- BIT =1750

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

STK = 2800PFC = 350

2770psi


350

PCTP

PCTR

ESPERAR Y PESAR


132/170



350psi

1020

psi

PCTR

STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575

STK- BIT =1750

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

STK = 3800PFC = 350

2520psi


350

PCTP

PCTR

ESPERAR Y PESAR


133/170



350psi

1060

psi

PCTR

STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575

STK- BIT =1750

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

STK = 4000PFC = 350

2560psi


350

PCTP

PCTR

ESPERAR Y PESAR


134/170



350psi

50

psi

PCTR

STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575

STK- BIT =1750

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

STK = 4600PFC = 350

1870psi


0 i

PCTP

PCTR

ESPERAR Y PESAR


135/170



0 psi

0 psi

PCTR

STK =0 175 350 525 700 875 1050 1225 1400 1575

STK- BIT =1750

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

STK = 4600PFC = 350

1820psi


0 i

PCTP

PCTR


136/170



0 psi

0 psi

PCTR

1820psi

1. ABRIR CHOQUE2. ABRIR BOP3. CERRAR HCR

VERIFICAR FLUJO


0 i

PCTP

PCTR


137/170



0 psi

100psi

PCTR

1870psi

FALTA CIRCULAR


100 psi

PCTP

PCTR


138/170



100 psi

100psi

PCTR

1870psi

FALTA PESO AL LODO


100 psi

PCTP

PCTR


139/170



100 psi

200psi

PCTR

1870psi

FALTA CIRCULARY

FALTA PESO AL LODO



140/170



METODO DEL

PERFORADOR


700

PCTP

PCTR

PERFORADOR (PRIMERA CIRCULACIN)


141/170



psi

800

psi

PCTR PIC

2620psi


700

PCTP

PCTR



142/170



psi

850

psi

PCTR PIC

2670psi


700

PCTP

PCTR



143/170



psi

900

psi

PCTR PIC

2720psi


700

PCTP

PCTR



144/170



psi

1000

psi

PCTR PIC

2500psi


700

PCTP

PCTR PIC



145/170



psi

390

psi

PCTR PIC

1910psi


370

PCTP

PCTR



146/170



psi

370

psi

PCTR

2100psi


700

PCTP

PCTR

PERFORADOR (SEGUNDA CIRCULACION)

PIC


147/170



psi

450

psi

PCTR

STK =0 123 246 369 492 615 738 861 984 1107

STK- BIT =1230

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

2620psi


665i

PCTP

PCTR PIC



148/170



psi

450

psi

PCTR

STK =0 123 246 369 492 615 738 861 984 1107

STK- BIT =1230

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

2620psi


630i

PCTP

PCTR PIC



149/170



psi

450

psi

PCTR

STK =0 123 246 369 492 615 738 861 984 1107

STK- BIT =1230

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

2620psi


150/170


560i

PCTP

PCTR PIC



151/170



psi

450

psi

STK =0 123 246 369 492 615 738 861 984 1107

STK- BIT =1230

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

2620psi


525psi

PCTP

PCTR PIC



152/170



psi

450

psi

STK =0 123 246 369 492 615 738 861 984 1107

STK- BIT =1230

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

2620psi


490psi

PCTP

PCTR PIC



153/170



psi

450

psi

STK =0 123 246 369 492 615 738 861 984 1107

STK- BIT =1230

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

2620psi


455psi

PCTP

PCTR PIC



154/170



psi

450

psi

STK =0 123 246 369 492 615 738 861 984 1107

STK- BIT =1230

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

2620psi


420psi

PCTP

PCTR PIC



155/170



psi

450

psi

STK =0 123 246 369 492 615 738 861 984 1107

STK- BIT =1230

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

2620psi


385psi

PCTP

PCTR PIC



156/170



psi

450

psi

STK =0 123 246 369 492 615 738 861 984 1107

STK- BIT =1230

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

2620psi


350psi

PCTP

PCTR PIC



157/170



psi

450

psi

STK =0 123 246 369 492 615 738 861 984 1107

STK- BIT =1230

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

2620psi


350psi

PCTP

PCTR PIC



158/170



psi

430

psi

STK =0 123 246 369 492 615 738 861 984 1107

STK- BIT =1230

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

STK = 2000PFC = 350

2600psi


350psi

PCTP

PCTR PIC



159/170



psi

400

psi

STK =0 123 246 369 492 615 738 861 984 1107

STK- BIT =1230

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PIC

PFCPFC

STK = 2800PFC = 350

2570psi


350psi

PCTP

PCTR PIC



160/170


psi

300

psi

STK =0 123 246 369 492 615 738 861 984 1107

STK- BIT =1230

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PFCPFC

STK = 3800PFC = 350

2470psi


161/170


350psi

PCTP

PCTR PIC



162/170


psi

50

psi

STK =0 123 246 369 492 615 738 861 984 1107

STK- BIT =1230

PIC =700 665 630 595 560 525 490 455 420 385

PFC =350

PFCPFC

STK = 4600PFC = 350

2320psi



163/170




164/170




165/170


METODO DEL INGENIERO

ESPERAR Y DENSIFICAR


Las ventajas del Mtodo de esperar y


166/170


pesar son:

En general, las presiones ejercidas sobre el hueco y sobre el

equipo de control de presin generalmente sern menores que

las alcanzada por el Mtodo del Perforador. Esta diferencia se

hace ms evidente si el influjo es de gas y en el caso de

amagos de gran intensidad (subbalance significativo).

La mxima presin ejercida sobre el zapato (o el punto dbil en

el hueco abierto) normalmente ser menor si se emplea el

mtodo de esperar y pesar. La presin mxima en el zapato

ser menor si el lodo para matar comienza a subir por el

espacio anular antes de que la parte superior del influjo

alcance el zapato del revestimiento (o el punto dbil del hueco

abierto).

El pozo estar bajo presin por menor tiempo.



167/170


METODO DEL

PERFORADOR


Aspectos importantes

El influjo se circula fuera del pozo con el peso de lodo original.


168/170


La ICP se mantiene constante durante la primera circulacin.

Para amagos por subbalance se necesita una segunda circulacin,usando un fluido de peso para matar y un programa de presin parala tubera de perforacin (como en el mtodo de esperar y pesar).

Para amagos inducidos mecnicamente no se requiere aumentar elpeso del lodo en una segunda circulacin.

Ventajas

La circulacin inicia

inmediatamente.

No se necesita adicionar densidad

para iniciar el procedimiento (en la

primera circulacin).

Desventajas

Un tiempo ms prolongado en el

choque (si se necesitan las dos

circulaciones).Presiones ms altas en la superficie

que el mtodo de esperar y pesar.

La presin en el zapato puede ser

ms alta.


169/170



170/170

Well Control 2013

Documents

Transcript of Well Control 2013