01 Control de Pozos Preventivo.pdf

Procedimientos para mantenimiento del Control Primario en los pozos

Schlumberger Private

Control de Pozos Preventivo

Antes de comenzar…… • Sede del Seminario • Servicios / facilidades • Asignación de salas para estudio en grupo • Uso de celulares y computadores • Horario de trabajo, descansos, comidas • Pasaporte QHSE • Presentación de los participantes 2


• Información sobre QHSE y seguridad

Agenda del Curso • Introducción • Discusión de los estándares sobre control de pozos • Analogía del tubo en “U” – Presiones en el pozo. • Diseño del pozo para control de influjos • Equipos para control de pozos • Desviadores de flujo • Procedimientos para cerrar el pozo • Control de pozos con lodos base de aceite – OBM 3

• Efectos de la migración de gas


• Causas, prevención y detección de influjos

Agenda del curso (continuación) • Control Secundario – Métodos convencionales (con circulación) – Presión de fondo constante • Control de pozos en operaciones de rehabilitación • Inspección y evaluación de equipos y procedimientos. Prácticas recomendadas para la prevención de Influjos • Casos históricos sobre control de pozos • Resumen y Conclusión del seminario • Mesa Redonda – Discusión en grupo 4


• Otros Métodos de Control – Condiciones especiales

Sección 1

5


Introducción

Sección 1 • Razones para un Curso de Control Preventivo • Entrenamiento sobre Control de Pozos en IPM

• Causas Raíz de los Incidentes de Control • Objetivos del Curso de Control Preventivo • Evaluación Previa. 6


• Ejemplo de Incidente de Control de Pozo

¿Por qué un curso de Control de Pozos Preventivo?

Consecuencias catastróficas 2. Comprensión ocurrencia

del

fenómeno

para

evitar

su

3. Promover el mantenimiento del Control Primario: Soluciones Pro-activas

7

4. Evitar llegar o actuar en en escenarios de crisis: Soluciones Reactivas


1. El número creciente de incidentes de control de pozos exige de aplicación de estrategias para eliminarlos de las operaciones debido a sus:

Entrenamiento en Control de Pozos en IPM

2. Entrenamiento exigido por IWCF o según los requerimientos del cliente 3. Entrenamiento en Control de Pozos Preventivo - No es de certificación pero sí mandatorio en IPM

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4. Cursos avanzados sobre control de Pozos HP/HT, Operaciones en Aguas Profundas, Perforación Bajo Balance, Pozos Horizontales, etc., forman parte de un proceso modular de autoentrenamiento basado en los requerimientos de cada proyecto.


1. Módulo Básico Introductorio para el personal nuevo y como iniciación al trabajo en el campo (Documento informativo sobre condiciones específicas para WC en el Proyecto)

Caso Histórico de Incidente de Control de Pozo Campo Dación - Pozo GG-617


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Detalles del Incidente – Pozo GG-617

• La gerencia de LASMO estimó una pérdida de 300 bls. de crudo pesado hacia el terreno circundante. Por otra parte, más de 2 kilómetros cuadrados, aproximadamente, quedaron afectados por la nube aerosol de hidrocarburos que se encontraba bajo 500-1000 psi en superficie. El pozo GG-617 es parte del campo Dación, bajo la gerencia de la Alianza LASMOSchlumberger. • No se cumplieron muchas de las políticas y procedimientos operativos fundamentales. De haber seguido los procesos básicos, no se habría producido esta emisión no controlada del pozo. 10


• Pérdida del control en el pozo GG-617: sucedió durante el cañoneo a las 01:30 horas el 27 de febrero de 2000. La cuadrilla del equipo recuperó el control del pozo a las 18:55 horas y lo cerró finalmente a las 19:00 horas del mismo día. No se reportaron lesionados durante la operación de recuperación debido al reventón.

Incidentes de control de pozos Ejemplos de “Causa–Raíz” • Falta de conocimientos y destreza del personal del equipo • Falta de liderazgo de las personas a cargo • Diseño inadecuado del pozo o del programa de perforación • Falta de entrenamiento en control de pozos preventivo • Aplicación deficiente de políticas y normas • Manejo deficiente de contratistas y proveedores • Deficiencias en el manejo de los riesgos o en el manejo de los cambios en los programas ya aprobados 11

• Fallas en la comunicación / difusión de normas.


• Prácticas deficientes de trabajo

Ejemplos de costo de reventones para los operadores Operador/nombre de pozo/ubicación

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Monto

1976 1777 1978 1978 1978 1978 1978 1979 1980 1980 1982 1985 1985 1985 1986 1986 1987 1987 1987 1988 1989

$56,000,000 $12,000,000 $93,000,000 $65,000,000 $90,000,000 $85,000,000 $20,000,000 $15,000,000 $53,000,000 $22,000,000 $52,000,000 $124,000,000 $50,000,000 $56,000,000 $22,000,000 $45,000,000 $46,000,000 $18,000,000 $25,000,000 $530,000,000 $285,000,000


Phillips, Plataf. Ekofisk, Noruega/Mar del Norte Pemex, Abkatun-91, México Mobil, Arun C-II-2, Indonesia Aramco, Berri-34, Arabia Saudita Gulf Oil, Angola Pemex, Ixtoc, México Pemex, Giraldas-22, México Pemex, Juspi-2A, México Mobil, Arun C-II-8, Indonesia Aramco, Hasba-6, Arabia Saudita Apache, Key #1-11, Texas, EE.UU. Mobil, West Venture, Nova Scotia, Canadá Texas O&G, Marshall Well, Texas, EE.UU. Total, Bekepai, Indonesia PRC Oil, Manchuria, PRC Elf, Tcebuila, Congo Pemex, Yum-2, México Pemex, Luna-11, México Oil India, Bahía de Bengal, India PetroBras, Plataforma de Anchove, Brazil Saga Pet, 2/4-14, Noruega, Mar del Norte

Año

Motivaciones del curso sobre Control de Pozos Preventivo ¿Qué tratamos de hacer?

¿Cómo lo lograremos? • Mejorando nuestra comprensión sobre los problemas de control de pozo que se presentan y sobre los procedimientos operacionales de uso rutinario. • Esforzarnos por desarrollar la competencia del personal para decidir qué hacer y cómo hacerlo en el sitio del pozo 13


• Eliminar los errores y deficiencias que causan incidentes de control de pozos.

Motivaciones del Curso (continuación) ¿Cuál deberá ser nuestra actitud?

• Debemos tratar de crear una atmósfera en el curso donde Ud. y yo podamos decir, “No entiendo” o “No estoy seguro de entender” • Debemos buscar soluciones sencillas y prácticas para el control de pozos • Nuestra meta: Cero incidentes en control de pozos 14


• Nosotros (TODOS) debemos estar dispuestos a revisar, corregir y mejorar nuestros conocimientos

Evaluación Preliminar Control de Pozos - conceptos 1 ½ horas

• 50 preguntas relacionadas con situaciones de control de pozos • 50 preguntas sobre los estándares sobre control de pozos • Tiempo estimado: 1 ½ horas • Sugerencia: Escribir respuestas breves, claras y concretas • Responder primero todas las preguntas cuyas respuestas se conocen. Regresar al final sobre las preguntas difíciles o dudosas 15


• El objetivo es conocer el nivel de comprensión de los temas relacionados con el control de pozos antes de comenzar el taller

Sección 2

Sobre Control de Pozos

16


Procedimientos Estándar y Normas API

Sección 2

Estudio y Discusión en Grupo

17


Estándares de IPM Relacionados con el Control de Pozos

Equipos para la detección de gas IPM-ST-HSE-001 •

Cada equipo de perforación o de reparación de pozos debe estar equipado con detectores fijos de gas y alarmas para el monitoreo continuo de la concentración de gases combustibles y H2S en la atmósfera. Las alarmas siguientes: Tipo de taladro Tierra Costa afuera y aguas interiores 18

Gas combustible 2 (niple campana y zaranda) 3 (niple campana, zaranda, sala de tanques de lodo)

H 2S 3 (mesa rotaria, zaranda y contrapozo) 5 (mesa rotaria, zaranda, piso inferior, sala de tanques de lodo, toma de aire en áreas de habitaciones)


deben ser visuales y acústicas y los puntos mínimos de detección serán los

Equipos para la detección de gas IPM-ST-HSE-001 • Los sensores se deben revisar y calibrar periódicamente y la información se debe registrar por escrito y archivar en el equipo para su verificación por parte de IPM.

• Los sensores deben tener capacidad para monitorear de manera continua la concentración de gas y también tendrán pantalla de clara visualización con alarmas acústicas y visuales ajustadas para detectar: – Deficiencia de oxígeno: 19,5% – Concentración de H2S : 10 partes por millón en volumen (ppm) – Nivel bajo de explosión: L.E.L 19


• Cada equipo debe disponer además de un mínimo de dos detectores electrónicos portátiles de gas para determinar el contenido de O2, gases combustibles y H2S en el aire.

Equipos para la detección de gas IPM-ST-HSE-001

• El PM es responsable por informar al operador y a la contratista sobre el cumplimiento del presente estándar. Si el contratista es elegido por IPM, el PM deberá anexar el presente estándar a la invitación para ofertar. • Si no se cumple con lo estipulado en el estándar, el PM hará todos los esfuerzos para convencer al operador sobre la necesidad de su cumplimiento y su beneficio para mantener el control del pozo 20


• Los sensores deben tener medios para su calibración y accesorios para detección remota, especialmente para ingreso en espacios confinados.

Equipos para la detección de gas IPM-ST-HSE-001 •

El contratista de perforación debe asegurarse de que los sensores todo momento al igual que calibrados con información escrita guardada y debidamente archivada en el taladro para verificaciones de IPM.

•

El contratista de perforación deberá realizar simulacros o prácticas de respuesta en caso de presencia de gas combustible o tóxico en el sitio del pozo, por lo menos una vez al mes.

21


sean inspeccionados regularmente y en correcto mantenimiento en

Equipos para detección de influjos del Pozo IPM-ST-WCI-003

• El sistema debe tener un indicador electrónico o análogo, para medir los niveles de los tanques de lodo, una pantalla con la información clave, y la capacidad de suministrar alarmas visuales y acústicas. • Las mediciones serán mediante sondas de nivel (sensores potenciométricos) ubicadas en los tanques de lodo, y un sensor del flujo de retorno del lodo (paleta) en la línea de flujo. 22


• IPM asumirá la gerencia de proyectos solamente en aquellos en donde el contratista de perforación cumpla con los estándares definidos para los equipos de detección de influjos: – Totalizador de volumen PVT – Medidor de la variariación del flujo que retorna del pozo (diferencial) – Indicador de tanque de viaje

Equipos para detección de influjos del pozo IPM-ST-WCI-003 • La pantalla debe ser visible para el perforador e indicar:

• Tanto la ganancia / pérdida como el retorno del lodo deben regresar a cero automáticamente mediante un botón y tener dos umbrales de detección ajustables en el módulo de visualización con alarmas visual y acústica. • El contratista de perforación es responsable de mantener el sistema PVT, el medidor de delta flujo y el indicador del tanque de viaje calibrados y en buenas condiciones de funciónamiento en todo momento 23


Volumen del tanque de viaje, retorno del lodo, volumen individual de cada uno de los tanques, suma de los volúmenes de los tanques seleccionados, pérdida/ganancia del tanque de viaje o de cada tanque individual según se seleccione o ganancia/pérdida del volumen total de los tanques selecciónados con relación al gran total de todos los tanques de lodo.

Requisitos de prueba para los equipos de control IPM-ST-WCI-004


• Las BOP y los equipos relacionados se deberán probar periódicamente. • Las pruebas de presión se realizarán cada 14 días o en el 1er. viaje después de 14 días (con un máximo de 21 días), o según normativas locales. • Se realizarán pruebas de baja presión (200-300 psi) y de alta presión en todos los componentes del BOP y los equipos superficiales (ver detalles en IPM-STWCI 005 y en Manual de Control de Pozos de SLB, sección III.6) • Las pruebas de presión se harán en la dirección del flujo y con salida libre después del equipo probado para verificar su capacidad de contención. • Una prueba es exitosa si sostiene la presión por 15 minutos o su declinación es menor del 1% en 30 minutos, usando siempre un fluido limpio sin sólidos y de baja viscosidad • Los sistemas Desviadores de flujo se someterán a pruebas de funciónamiento antes de perforar el conductor de superficie y después cada 7 días. • El tanque de viaje, los medidores de flujo y los sensores/monitores críticos deben ser siempre calibrados minuciosamente. 24

Requisitos mínimos para BOPE y desviadores de flujo IPM-ST-WCI-005 •

•

• •

•

25

Responsabilidades: Gerente de Proyecto: Asegura que las especificaciones del conjunto de BOP se incluyan en el programa de operaciones de acuerdo con el presente estandar Supervisor del pozo (WSS): Asegura que las especificaciones del conjunto de BOP instalado estén de acuerdo con el programa de operaciones


Las BOP y el equipo de control de pozos relacionado, las presiones de operación, la configuración de los arietes y su selección deben garantizar la suficiente integridad y flexibilidad operativa para enfrentar todas las situaciones esperadas de control de pozos. La presión de trabajo del BOP de arietes debe ser mayor que la presión máxima esperada en superficie: - Pozo exploratorio: con base en la evacuación total del pozo con gas seco - Pozo de desarrollo: con base en la presión de cierre máx. de tub. de producción Los equipos de BOP y los desviadores, cuando se requieran, deben cumplir o exceder lo dispuesto en el documento API RP 53: “Recommended Practices for Blowout Prevention Equipment Systems”. El diseño del acumulador y su tiempo de respuesta deben cumplir con los requerimientos estipulados en los documentos API RP 16E (Design of Control Systems) y del API RP 53.

Certificación para control de pozos IPM-ST-WCI-006

• La certificación reconocida para control de pozos es IWCF, IADC-WellCAP, PITS, GOST. • Si la region o pais tiene regulaciones locales que requieren de una certificación distinta de la de arriba en mención, todas las operaciones de IPM se someteran a dichas regulaciones

26


• Todo el personal de IPM involucrado en supervisión y operaciones de pozos debe tener un certificado válido y reconocido para control de pozos, al igual que la certificación de PWC.

Consenso sobre procedimientos de control de pozos IPM-ST-WCI-007

• En la mayoría de los proyectos supervisados por IPM, puede existir más de un conjunto de políticas para control de pozos.

• Objetivo - Asegurar que exista solamente un conjunto de políticas y procedimientos que se apliquen en toda situación de control de pozos. • Todo el personal de perforación de IPM debe conocer bien el Manual para Control de Pozos de SLB, el cual constituye la base de las políticas, procedimientos y pautas de control de pozos en IPM. • También deberá conocer las políticas y procedimientos del operador y 27 de la contratista del equipo sobre control de pozos.


• Antes del inicio de las operaciones de pozo, todos los procedimientos generales de control de pozos, fórmulas, sistemas de unidades, factores de conversión, capacidades y hojas de trabajo a ser usados en una situación de control de pozos deben ser acordados con el operador y el contratista de perforación.

Simulacros de control de pozo IPM-ST-WCI-008 • Los simulacros de control de pozos son parte integral del entrenamiento para las cuadrillas y se deben realizar al menos una vez por semana. • Objetivo de los simulacros frecuentes: - Familiarizar a la cuadrilla de perforación con relación a la operación de los equipos para control de pozos. - Acciones a tomar y sus funciones respectivas, para asegurar que las cuadrillas reaccionen pronta y eficientemente en las situaciones de control de pozos. - Determinar el nivel de conocimientos de la cuadrilla de manera tal que, si se requiere, se puedan tomar los pasos necesarios para su mejoramiento. - Enfasis especial en las responsabilidades individuales y el conocimiento común de las responsabilidades de los demás

Responsabilidades:

28

Gerente de Proyecto: Asegurarse de que los planes de simulacros sean de mutuo acuerdo entre el operador y el contratista de perforación. Supervisor del pozo (WSS): Asegurarse de que los simulacros sean llevados a cabo y registrados en los reportes diarios de perforación


- Mejorar la atención para reconocer influjos del pozo

Pruebas de presión para tuberías de revestimiento, tuberías de producción y liners IPM-ST-WCI-009

A) Perforar más allá de la zapata de un revestidor o liner, B) Cañonear una zona de interés, ó C) Iniciar operaciones de completación. • Objetivo - Asegurar la integridad mecánica satisfactoria antes de: A) Perforar la sección siguiente del pozo, B) Cañonear el yacimiento, 29

C) Exponer la tubería de revestimiento/producción a los fluidos del yacimiento


• Todas las sartas de revestimiento y Liners (incluyendo las áreas de solapamiento y sellos) se deben someter a pruebas de presión antes de:

Pruebas de presión para tuberías de revestimiento, tuberías de producción y liners IPM-ST-WCI-009 La presión de prueba máxima no debe exceder la presión de trabajo del cabezal de pozo, de la BOP, o el 80% de la resistencia al estallido de la tubería de revestimiento, la que sea menor.

•

La presión de prueba mínima debe ser un 110% de la presión máxima esperada durante la vida del pozo, sin exeder la máxima presión de prueba definida arriba.

•

Los solapamiento de los Liners deben ser probados como mínimo al valor de LOT / FIT en la zapata de la tubería de revestimiento.

•

La prueba de presión es satisfactoria cuando no cae más de 1% en un período de cierre de 15 minutos y no se tienen fugas de fluído. 30


•

Existencias mínimas de químicos IPM-ST-WCI-010 • •

31

1.

Suficiente material densificante (usualmente barita) para aumentar el peso al volumen total de circulación en 1.0 ppg (0.12 gr/cc), o hasta el peso para producir fuga hacia la formación más débil, el que sea el menor.

2.

Suficiente cemento para colocar un tapón de 400 pies (120 metros) en el hoyo abierto que se perfora (sólo aplica en ops costa Afuera).

Si no se cuenta con las cantidades mínimas estipuladas, el supervisor de pozo debe detener las operaciones de perforación hasta que se tenga el inventario suficiente


•

Se deben mantener, en el sitio del pozo, existencias suficientes de material de lodo, cemento, combustible y otros materiales especificados, para manejar las situaciones inesperadas de control de pozos. Los niveles mínimos se establecen como sigue:

Procedimiento de contingencia para forzar la tubería con presión en el pozo (Stripping) IPM-PR-WCI-002


• Cuando la sarta de perforación esté total o parcialmente fuera del hoyo y se presente un influjo, se deben realizar todos los esfuerzos para regresarla en forma segura al fondo, o lo más cerca posible del mismo, al tiempo que se mantiene el control del pozo. • Si no es posible llevar la sarta de nuevo al fondo, se aplicará el método volumétrico para matar el pozo, hasta que el influjo haya pasado la arriba de la barrena, después de lo cual se intenterá remover el influjo por circulación, manteniendo la presión de fondo constante. • Solamente se permitirá realizar un Stripping de emergencia con el preventor anular si la presión en el revestidor es menor de 500 psi, y en el caso de equipos flotantes cuando la oscilación vertical del mismo sea menor de 5 pies y cuando el balanceo y cabeceo sean menores de 1 grado. • La operación de Stripping no se iniciará sin antes llenar la Hoja de Trabajo para el Stripping correspondiente y efectuar una reunión de seguridad 32 previa al trabajo con todo el personal involucrado.

Tolerancia al Influjo (Kick tolerance) IPM-ST-WCI-011

- Asegurar la selección de profundidades con suficiente integridad para el asentamiento de los revestidores en la etapa de diseño y planeación del pozo. - Establecer la capacidad de circular un influjo afuera del pozo en forma segura, sin fracturar la formación más débil en el hoyo abierto. • La capacidad de detección es el volumen de influjo que pueden detectar los instrumentos del equipo según la prueba más reciente. 33


• Definición: La Tolerancia al Influjo es el máximo volumen de influjo que se puede circular hacia fuera del pozo sin fracturar la formación más débil expuesta (que se supone ubicada en la zapata del revestidor) • La tolerancia al influjo debe ser, por lo menos, tres veces la capacidad de detección de influjos en el equipo, considerando un margen de de seguridad de 0,5 ppg a favor de la formación más débil. • Toda Tolerancia al Influjo debe ser siempre mayor de 25 BBLS. • Objetivos:

Tolerancia al Influjo IPM-ST-WCI-011

• •

• • •

34


•

La Tolerancia se debe calcular para cada sección del hoyo a perforar y estipular claramente en el programa de perforación A menos que exista experiencia local amplia y documentada por el cliente indicando otra cosa, el influjo se considerará como gas seco de gravedad específica de 0.7 y gradiente de 0.1 psi / ft Se debe suponer también para el cálculo de la tolerancia: - la máxima presión de poros esperada en el hoyo abierto - la mínima resistencia de la formación esperada en la zapata - el máximo peso de lodo requerido para controlar las presiones de formación en la sección a perforar Los valores de tolerancia deben indicarse claramente en el programa de perforación Es responsabilidad del ingeniero de perforación de mayor rango en el proyecto el cumplimiento del presente estándar El WSS debe verificar su valor en el sitio del pozo y reportarlo

Barreras IPM-ST-WCI-012 Definición: Una Barrera es un material o dispositivo impermeable que puede bloquear en forma temporal o permanente el flujo del pozo o del yacimiento

•

Los pozos deben tener, en todo momento, dos o más barreras independientes, impermeables y probadas, para asegurar que el riesgo de un flujo no planificado de fluidos de pozo y del yacimiento hacia la atmósfera o hacia el lecho marino se mantenga en el nivel más bajo que sea razonablemente posible.

•

Una barrera sólo se considera aceptable cuando ha sido probada en la dirección del flujo y ha demostrado ser capaz de sostener la presión a su máximo valor de operación con cero fugas.

•

Dos barreras son independientes si no tienen causa común para fallar

•

Excluyendo el conjunto BOP, las barreras no se consideraran efectivas después de que hayan sido perturbadas (desconectadas o modificado su estado original después de ser probadas).


35

•

Barreras IPM-ST-WCI-012 Las siguientes son barreras aceptables:

– – – – –

Válvulas superficiales de operación manual o remota. Válvulas subsuperficiales cerradas y controladas desde la superficie. Tapones de cemento colocados en el pozo y / o en la tubería de producción. Obturadores, tapones puente y retenedores de cemento en el pozo o en la tubería de producción. Tapones mecánicos en el árbol de válvulas (Christmas Tree), en el cabezal del pozo, en el cabezal / colgador de tubería de producción, en el anular o en el pozo. El conjunto BOP se considera como una sóla barrera Tuberías de revestimiento y producción con conexiones adecuadas para su función deseada (ver el estándar IPM – ST – WCI – 025) Arbol de válvulas (Christmas Tree), cabezal de pozo y cuerpos de BOP, sellos del colgador de tubería de producción. Columna de fluido dentro del pozo con presión hidrostatica mayor a la presión de formación, siempre que se pueda conocer la condición y posición de dicha columna en todo momento

Duración de la prueba: 36

– Las pruebas de presión positivas deberán durar 15 minutos; las pruebas negativas o de influjo deberán durar 30 minutos.


– – – –

Barreras IPM-ST-WCI-012 • En el caso de fallar una barrera:

• Barreras durante operaciones de registro –En operaciones normales : Fluido de perforación o de completación y la BOP del equipo son las dos barreras aceptables; –Si se tuvieron pérdidas o influjos : Se requerirá, además, el equipo de presión en superficie para operaciones con guaya. El lubricador debe tener las medidas adecuadas para alojar las herramientas que se van a correr en el pozo

• El WSS no permitirá la remoción de BOPs, conductor submarino, árbol de válvulas, o cabezal de producción a menos que los fluidos de formación esten contenidos detrás de dos barreras impermeables, independientes y probadas. • Los WSS de IPM efectuarán todas las operaciones de construcción, mantenimiento y abandono de pozos con total cumplimiento de esta norma. 37


Asegurar de inmediato la integridad del pozo y restaurar o sustituir la barrera perdida. Todas las demás actividades deberán detenerse durante ese tiempo a menos que ello implique incremento en el riesgo de un incidente.

Autoridad en operaciones de control de pozos IPM-ST-WCI-013

• El Documento de Enlace debe incluir un organigrama y descripción de las responsabilidades de ésta y de otras personas claves como lo hayan acordado el operador, IPM y el contratista de perforación. • Para operaciones costa afuera la persona a cargo es, por lo general, el representante de la contratista de perforación; en otras facilidades mayores la persona a cargo puede ser el representante de la operadorea o un gerente de la instalación designado. 38


• Cada proyecto debe tener una persona a cargo designada, con plena autoridad sobre todas las operaciones efectuadas en el lugar del trabajo en todo momento. Esta persona tiene responsabilidad plena por la aplicación de las prácticas y procedimientos seguros en el pozo para mantener la integridad del sitio y la seguridad del personal.

Acuerdo sobre el procedimiento específico para control de pozos

• Su objeto es evitar conflictos y confusiones durante la operación de control de pozo. • Se realizará una reunión previa al control de pozo con todas las personas involucradas. Se preparará un procedimiento por escrito y el mismo se distribuirá en el equipo a todos los involucrados en las operaciones de control (contratista de perforación, perforador, cabina de registro, ing. de lodos, ing. del pozo, etc.) • El acuerdo alcanzado incluirá el método de control a seguir, velocidad de la bomba, el incremento en el peso del lodo, el programa de bombeo, y toda otra información pertinente. 39


IPM-ST-WCI-014 • Antes de iniciar los procedimientos de control de pozo y una vez que se haya cerrado el mismo, los representantes del operador, IPM y el contratista de perforación en el sitio del pozo deberán llegar a un acuerdo completo sobre el método de control

Acuerdo sobre el procedimiento específico para control de pozos IPM-ST-WCI-014

• La persona designada a cargo tendrá la autoridad final y la responsabilidad de asegurar la aplicación de prácticas y procedimientos adecuados y seguros para controlar el pozo. • Se aprobará un procedimiento por escrito que se colocará en la estación del perforador y otra copia se guardará en los archivos del pozo. 40


• En el caso de desacuerdo entre los representantes en el sitio del pozo sobre los procedimientos de control (cuando la seguridad no sea una preocupación inmediata), el asunto se remitirá a sus supervisores respectivos. La acción de control del pozo deberá, en este caso, ser detenida, y el pozo se asegurará hasta que se resuelva la situación.

Método para cierre del pozo IPM-ST-WCI-015

El tiempo de respuesta para cerrar el pozo se minimizará utilizando los equipos de detección de influjos, otorgando plena autoridad al perforador para cerrar el pozo y utilizando el método de cierre duro.

•

El perforador tiene plena autoridad y responsabilidad por las acciones correctivas inmediatas, tales como el cierre del pozo.

•

En la posición del perforador se colocará una notificación indicando los procedimientos para el cierre del pozo.

•

El procedimiento general de cierre se indica, como guía, en el Manual de Control de Pozos de SLB, Sección II.2.1 Como referencia, los procedimientos para manejar las diferentes situaciones de influjo, se presentan en la sección V del mismo Manual.

•

El estrangulador y la válvula HCR se deben mantener cerrados. El cierre del pozo se efectúa al cerrar la preventora anular contra la tubería mientras se abre la válvula HCR para registrar las presiones.

41


•

Método para control de influjos IPM-ST-WCI-016

• Los procedimientos para el método de Esperar y Densificar, del Perforador y Volumétrico, junto con sus ventajas y desventajas, se describen en el Manual de Control de Pozos de SLB, Sección II.2.3. • Otros procedimientos especiales para manejar diferentes situaciones de influjo (incluyendo cuando se perfora con lodo de base aceite y la reversión del influjo o bullheading) se describen en la Sección V del Manual de Control de Pozos de SLB. 42


• IPM utilizará métodos reconocidos por la industria para el control de influjos en los pozos, tales como el método de Esperar y Densificar, Método del Perforador y Método Volumétrico. Se prefiere el Método del Perforador a menos que las condiciones hagan más apropiado el empleo de otro método.

Detección de influjos del pozo IPM-ST-WCI-017


• Cualquier brote de fluidos desde la formación se detectará lo antes posible mediante verificaciones del flujo cada vez que varíe en forma abrupta la tasa de penetración, vigilando los volúmenes el volumen de lodo en las presas y entrenando al personal en la detección de influjos. • El objetivo es disminuir el tiempo de reacción y la magnitud del influjo, además de facilitar las operaciones posteriores para el control del pozo. • Los procedimientos a seguir en todo momento se describen en la Sección II.1.2 del Manual de Control de Pozos de SLB. • Todas las cuadrillas del equipo deben estar altamente entrenadas y comprender la importancia de una detección temprana de los influjos. Además, quienes operan el sistema de lodos deberán, - Investigar y reportar toda variación en el nivel de los tanques como indicio de un posible influjo, por pequeña que sea - Verificar flujo después de todo cambio abrupto en la tasa de perforación (ROP) • El supervisor del pozo (WSS) debe asegurarse que los procedimientos para cierre de pozo y desviación de flujo esten publicados cerca de la estación 43 del perforador en Inglés y en el idioma local.

Prevención de influjos IPM-ST-WCI-018

• El Supervisor del pozo (WSS) es el responsable de mantener la densidad adecuada del lodo de acuerdo con el programa del pozo. 44


• El Control Primario del pozo -definido como el uso de fluido de perforación o completación con densidad y altura suficientes para superar la presión más alta de la formación expuesta- se debe mantener en todo momento para disminuir la ocurrencia de incidentes de control del pozo. • El perforador o su relevo deberá asegurarse de: - Mantener el pozo lleno con fluido de control o conocer el nivel del mismo en todo momento. - Usar el tanque y la planilla de viaje para controlar los volúmenes de llenado durante los viajes de tubería saliendo y entrando en el pozo - Investigar toda discrepancia en los volúmenes y verificar el flujo del pozo en caso de duda. - Si la prueba de flujo no es concluyente se deberá cerrar el pozo para observar presiones en caso de duda

Prevención de influjos IPM-ST-WCI-018 •

Responsabilidades del Perforador: – Mantener el pozo lleno en todo momento

– Que la cabina de registro geológico (o un sistema de medición) controle y reporte en forma independiente los volúmenes de lodo y de desplazamiento en cada viaje – Mantener una densidad de fluido que permita un sobrebalance de 200psi contra la formación de mayor presión expuesta – Bombear un bache de fluido pesado antes de sacar la tubería y herramientas del pozo. – Realizar cálculo de los efectos de succión / surgencia para determinar el margen de viaje adecuado 45


•

– Utilizar tanque y hoja de viaje en todos los viajes de tubería Responsabilidades del supervisor del pozo:

Presión de fondo (BHP) constante IPM-ST-WCI-019

• El objetivo es evitar todo influjo adicional de fluidos de la formación hacia el pozo, incluso a riesgo de fracturar la formación y de inducir un reventón subterráneo. • El WSS será responsable por mantener la presión de fondo constante mediante el bombeo a tasa constante y / o ajustando el estrangulador • También deberá desactivar cualquier mecanismo para control automático de la MAASP. Es decir, no permitirá mantener la MAASP en forma automática o manual, mientras se esté evacuando el influjo afuera del pozo. 46

** Máxima Presión Anular Permitida en Superficie (MAASP)


• Durante la operación de matar el pozo mediante circulación o permitiendo la migración de gas, se debe mantener siempre una presión de fondo constante ligeramente superior a la presión de formación, incluso si se tiene que superar el valor de la MAASP**, antes que el influjo llegue a la zapata o a otro punto débil en el hoyo abierto.

Reporte de incidentes de control IPM-ST-WCI-020

• El reporte debe incluir: Resumen del incidente y el manejo del mismo, Condiciones previas a al influjo (actividades, equipo de control instalado, fluido utilizado, detección, etc), Detalles sobre Control del Pozo, y Lecciones Aprendidas • El reporte será dirigido oportunamente por el PM al gerente de WCI del área 47


• Definición – Un brote o “kick” es un flujo imprevisto de fluidos desde la formación hacia el pozo, debido a lo cual se requiere el cierre de las BOP y la circulación a través de un estrangulador. • Los influjos tienen el potencial de causar pérdidas catastróficas. Sin embargo, IPM considera que tales incidentes pueden ser manejados exitosamente recopilando y estudiando datos históricos. • Todos las influjos así definidos son considerados incidentes y deben ser reportadas por escrito y clasificadas de acuerdo con el estándar OFS-QHSES002. Las causas raiz de todas los influjos seran investigadas para minimizar su impacto y la posibilidad de su repetición.

Evaluación del riesgo de gas superficial y plan de contingencias IPM-ST-WCI-021

Se efectuará un estudio de riesgo y se preparará un plan de contingencia para la posibilidad de encontrar gas superficial en todos los pozos de IPM. El diseño final del pozo junto con el programa de operaciones serán usados para mitigar el riesgo hasta ¨ALARP¨.

•

Se considera gas superficial cualquier acumulación de gas que se encuentre en el subsuelo durante la perforación del hoyo antes de llegar a la profundidad de asentamiento del primer revestidor programado para contener presiones.

•

Las precauciones en el sitio, preparación de contingencias y detalle de las operaciones se encuentran descritas en el Manual para Control de Pozos de Schlumberger, secciones II.1.1.3.b, II.1.2.3 , II.2.2 y en Apendice 6 del mismo. 48


•

Evaluación del riesgo de gas superficial y plan de contingencias IPM-ST-WCI-021 •

Responsabilidades: – Gerente de Proyecto : Asegurarse de llevar a cabo una completa evaluación del riesgo de gas superficial usando las mejores técnicas y herramientas disponibles, como los levantamientos sísmicos de baja profundidad para locaciones costa afuera.

•

Asegurarse que el programa de operaciones contiene los resultados de la evaluación del riesgo de gas superficial, cualquier información relevante de los pozos vecinos, la estrategia para perforar el hoyo de superficie y los planes de contingencia.

– Persona a cargo ( PAC ) en la localización : • 49

Asegurarse de que todo el personal conoce sus funciones durante una eventual contingencia de gas superficial y que el perforador posea las instrucciones necesarias a seguir.


•

Evaluación del riesgo de gas superficial y plan de contingencias IPM-ST-WCI-021 El programa del pozo incluirá una declaración que haga referencia a la evaluación de riesgo de gas superficial. En caso de ausencia de lo anterior, la misma deberá ser exigida al operador

•

Ante cualquier indicación o duda de gas superficial, se supondrá la presencia del mismo y se considerará en primer lugar la opción de cambiar la localización superficial del pozo.

•

Si no se puede cambiar el sitio de la localización superficial o se tiene certeza de la presencia del gas superficial, se deberá preparar un procedimiento de perforación detallado, que incluya los planes de contingencia y los mitigadores del riesgo.

50


•

Control del pozo mientras se baja el revestimiento IPM-ST-WCI-022 • Se debe mantener el control del pozo al bajar la tubería de revestimiento. • El control primario se mantiene con la columna de fluido de altura suficiente dentro del revestidor y en el espacio anular

• Al bajar revestidor sin arietes para la tubería de revestimiento instalados, asegurar que se haya conectado a la tubería de perforación, un sub de combinación (crossover ) adecuado para conectar la misma al revestidor. • No se utilizará equipo de flotación automático o de llenado diferencial cuando se baje el revestidor a través o en zonas con hidrocarburos. • El revestidor se debe llenar completamente al menos cada 5 tubos. • Al bajar el revestidor en una zona con hidrocarburos, se deben instalar dos válvulas de no retorno (de contrapresión) en la sarta de revestimiento. 51


• En un equipo con BOP superficiales, si el revestidor se baja frente a una formación con hidrocarburos, entonces se deben cambiar los arietes superiores para tubería de perforación por arietes para el revestimiento.

Prueba de fuga de formación (prueba de la zapata) IPM-ST-WCI-023 • Objetivo: determinar la integridad de la formación por debajo de la zapata o del cemento alrededor de la misma lo cual afectará la MAASP (máxima presión anular permisible en la superficie) y la tolerancia al influjo para perforar la sección siguiente.

• La Prueba de Fuga (LOT) es la presión a la cual la formación comienza a admitir fluido y se identifica por una desviación de la recta Pres. Vs. Volumen inyectado • Si se obtiene una presión de fuga menor que la esperada y el peso equivalente del lodo es inferior al requerido para controlar las presiones de poro mientras se perfora hasta la profundidad de asentamiento del siguiente revestidor, se deberá realizar una cementación forzada en la zapata o reducir la profundidad de asentamiento del siguiente revestidor 52


• Se realizará una prueba de la resistencia de formación después de perforar entre 10 y 20 pies (3 a 6 mts) de formación nueva por debajo de cada sarta de revestimiento donde se haya instalado un conjunto de BOPs.

Prueba de fuga de formación (prueba de zapata) IPM-ST-WCI-023 Los resultados de la prueba de fuga, expresados en Peso Equivalente de Lodo (EMW), presión máxima, peso de lodo y profundidad de la zapata, se deben reportar en el informe diario de perforación y en el reporte IADC.

•

La presión máxima de prueba no debe exceder el 80%de la resistencia interna del punto más débil del revestidor expuesto a la prueba de fuga.

•

Presión vs Volumen bombeado tiene que ser una relación lineal hasta obtener inyectividad. Cuando la tendencia de la linea graficada se desvie de la relación lineal, el bombeo DEBERÁ DETENERSE inmediatamente.

•

Se deberá utilizar la bomba de la unidad de cementación y el bombeo deberá ser preferiblemente continuo pues el bombeo intermitente puede conducir a lecturas erróneas.

•

La Prueba de Integridad (PIT) somete la formación expuesta a una presión pre-determinada sin llegar al punto de fuga o inyección.


53

•

Reunión informativa sobre control de pozos IPM-ST-WCI-028

• Todo supervisor de IPM para el sitio del pozo deberá conocer los procedimientos de control de pozos específicos del proyecto y estar familiarizado con el Manual sobre Control de Pozos de SLB • En la fase inicial de ingeniería de todo proyecto se elaborará un Documento Instructivo sobre Control de Pozos, específico para el proyecto, a partir del registro de riesgos y desarrollado durante la fase inicial de planeación y diseño del proyecto 54


• Antes de que los supervisores del pozo asuman su responsabilidad en el mismo, deberán atender a una reunión informativa sobre control de pozos para asegurar que se entienden claramente las políticas de SLB e IPM, así como los procedimientos y los objetivos del proyecto relacionados con el control de pozos.

Reunión informativa sobre control de pozos IPM-ST-WCI-028 El documento de Reunión Informativa sobre control de pozos será firmado por el supervisor del pozo y archivado en la oficina del proyecto.

•

Al culminar la Reunión Informativa sobre control de pozos, se hará la anotación correspondiente en el pasaporte de seguridad QHSE del supervisor que recibió la inducción.

•

Se requerirá re-certificación cada año si el supervisor se mantiene en el proyecto o antes de que asuma las responsabilidades en un nuevo proyecto.

•

La Reunión Informativa sobre control de pozos del proyecto es mandatoria para los WSS, los ingenieros y quienes tengan autoridad y responsabilidad sobre control de pozos.


55

•

Reunión informativa sobre control de pozos IPM-ST-WCI-028 • Ejemplos de información a incluir en el Documento Instructivo sobre Control de Pozos:

56


- Exenciones aprobadas a los estándares sobre control de pozos en el proyecto - Presencia o No presencia de gas superficial - Procedimientos seguidos para manejar y controlar los influjos - Zonas de pérdida de circulación - Zonas de presiones anormales - Tectónica local - Equipos de control de pozos instalados en la unidad de perforación o de WO - Otra información de proyecto requerida para el cumplimiento de las funciones del WSS en el sitio del pozo - Se revisarán las políticas y normas de IPM para asegurar su comprensión y cumplimiento La persona a cargo en el sitio del pozo tendrá la autoridad final para control del mismo y será responsable por la aplicación de prácticas y procedimientos seguros de control, en todos los casos. Los procedimientos para el control del pozo se colocarán cerca de la posición del perforador.

Resumen • Los estándares y las guías se revisan periódicamente

• El texto de las mismas se obtiene en InTouch, cuya dirección es: http://intouchsupport.com/intouch/methodinvokerpage.cfm?method=iteview&caseid=3271495

57


• Se deben archivar las dispensaciones, pues pueden ayudar a cambiar las políticas / estándares de SLB y IPM

Sección 3

Análisis de Presiones en el Pozo

58


Analogía del Tubo en “U”

Sección 3 • Tipos de control aplicados en un pozo

• Principio del tubo en “U” • Cálculo de presiones en el pozo usando la analogía del tubo en “U” estático y dinámico 59


• Fórmula básica para control de pozos

Introducción

60


COMPRENSION = SIMPLICIDAD=CONFIABILIDAD

Tipos de Control en el Pozo Control Primario : – Colocar dentro del pozo un fluido de densidad sufiente para ejercer una presión de fondo que impida un flujo imprevisto de fluidos desde la formación hacia el pozo

61

Control Terciario: – Inducir una fractura en la formación más débil expuesta en el hoyo abierto provocando un reventón subterráneo antes que permitir un reventón en la superficie. Aplicar técnicas especiales posteriores para controlar el flujo cruzado en el subsuelo y recobrar las condiciones del pozo


Control Secundario: – Detener el flujo del pozo con el equipo de prevención y control instalado, BOPE y recuperar el control primario al evacuar el influjo por circulación con el lodo original o con lodo pesado

Fórmula básica para control de pozos (unidades en el sistema inglés) Si la Densidad = 1 lb/gal:

Presión sobre el fondo = (fuerza) / (área)

volumen: 1 galón = 230.75 in 3

1 lb. = 0.052 psi = P1PIE 19.23 in 2

P1PIE = 0.052psi = presión de un pie de fluido de 1lb/gal

Cambio de presión por pie = 0.052 psi/pie = Grad. de 1lpg Si D = 10 lpg: P = 10 lb. = 0.52 psi = 0.052 x 10

2 19.23 in Peso: 1 libra Cambio de presión por pie = 0.052 ( psi/pie) x D(lb/gal)

Gradiente = cambio de presión = 0.052 psi / pie área: 19.23 in 2 62


altura: 1 pie=12 pulg

Presión =

Gradiente de fluido de densidad D = 0.052 x D G = (0.052)x(D) => psi/pie Presión de un pié de fluido

Fórmula básica para control de pozos 0

G = (0.052) x (D) = 0.52 psi/pie

1 2 3

0.52 D = 10 lb/gal

1.04 1.56

Presión –psi

(psi/pie)

(lb/gal)

Presión Hidrostática de fondo: HP HP = Grad. x altura de columna en pies

HP = (G) x (H) : psi/pie x pie = psi

HP = (0.052) x (D) x (H) : psi [psi]

[lb/ gal] [pies ]

P (H)PIES = 0.052 x D x H : psi 63

H: Sólo se toma en consideración la profundidad vertical TVD, nó la profundidad medida MD


Profundidad- pies

0

Gradiente de Presión: G

Fórmula básica para control de pozos (unidades en sistema métrico) Si la Densidad = 1kg/lt:

Presión sobre el fondo = (fuerza) / (área) P =

1 kg. 10 cm2

= 0.1 kg/ cm2 = P1METRO

altura: 1 metro.

Volumen: 1 litro = 1000 cm3

área: 10 cm2 kg/ cm2 = 14.21 psi 64

Cambio de presión por metro = 0.1 kg/cm2 = Grad. de 1kg/l

Si MW = 10 kg/lt: P1METRO = 10 kg. = 0.1 x 10 kg/ cm 2 10 cm2 Cambio de presión por metro = 0.1 (kg/cm2 ) x D(kg/lt) Gradiente = cambio de presión = 0.1 kg/ cm 2 / m Gradiente de fluido de densidad D = 0.1 x D G = 0.1 x (D) => kg/ cm2 / m Presión de un metro de fluido


P1METRO = 0.1 kg/cm2 = presión de un metro de fluido de 1 kg/lt

1 2

D =1.2 kg/lt D = 10 lb/gal

0.12 0.24 0.36

3 1lb/gal = 0.12 gr/cc 1 psi = 0.0703 kg/ cm2 1 kg/ cm2 = 14.21 psi 65

Gradiente de Presión: G

0 Presión –kg/cm 2

0

G = 0.1 x (D) = 0.12 kg/ cm 2 /m (kg/ cm 2) (kg/lt) Presión Hidrostática de fondo: HP HP = Grad. x altura de columna en metros

HP = (G) x (H): (kg/cm 2/m) x m = kg/cm 2

HP = (0.1) x (D) x (H) : kg/cm 2 [Kg/cm2]

[kg/ lt ] [ m ]

P (H) METROS = 0.1 x D x H : kg/cm 2

H: Sólo se toma en consideración la profundidad vertical TVD, nó la profundidad medida MD


Profundidad- metros

Fórmula básica para control de pozos

Cómo versus por qué SIDPP = 600 psi

Datos:

SICPP = 900 psi Bomba

Estrangulador

• Se leen las presiones de cierre SICP y SIDPP (en la TR y la TP, respectiv.)

MW = 10 lpg

• Peso del lodo corriente (MW)= 10 lpg • Peso del lodo de matar (KMW) =? O sea, HPKMW = Pform 66

H = 6000 pies

Pform = ?


• Se produce un influjo de gas mientras se perfora a 6000 pies y se cierra el pozo

Cómo versus por qué Cómo calcular KMW:

Por qué KMW es 12 lpg: Glodo = 0.052 x 10 = 0.52 psi/pie

SIDPP_ H x 0.052

HPlodo = G lodo x H=0.52 psi/pie x 6,000 pie

KMW = 10 +

600____ 6,000 x 0.052

HPlodo = 3,120 psi

KMW = 10 + 1.923 = 11.923 lpg

Pform = HPlodo + SIDPP = 3120 + 600 Pform = 3,720 psi

KMW = 11.923 lpg è12 lpg

Pform = Gform x (H) Gform = (Pform ) / (H) = (3,720) / (6,000) Gform = 0.62 psi/pie = 0.052 x KMW KMW = (0.62) / (0.052)

67

KMW = 11.923 è12 lpg


KMW = MW +

Cómo versus por qué SIDPP

¿Por qué se utilizó para el cálculo la presión indicada por el manómetro de la tubería de perforación y no la presión de cierre en el anular, SICP? ¿Por qué redondeamos hasta 12 lpg para el lodo de matar? 68

SICP Schlumberger Private

¿Cuál es el significado de un valor de SIDPP de 600 psi?

Principio del tubo en “U” Dos columnas adyacentes (dispuestas una al lado de otra) que contienen fluidos de diferente densidad y altura, que se encuentran comunicadas por sus bases Schlumberger Private

A

C

B

Las presiones en el fondo de las columnas se hacen iguales en el punto de comunicación, C. Por lo tanto: 69

Presión en A = Presión en B = Presión en C

El pozo como tubo en “U” Bomba Estrangulador


70

q La tubería dentro del pozo se puede ver como una columna con fluidos de densidad y altura específicos q El espacio anular entre el agujero y la tubería sumergida es otra columna que contiene fluidos con altura y densidad determinadas q La tubería y el anular se comunican en el fondo en la barrena y forman un “Tubo en U” q Al comunicarse ocurre un flujo espontáneo de una columna hacia la otra por diferencia de densidades y /o de alturas de los fluidos contenidos en ellas hasta encontrar el equilibrio en la presión de fondo q La presión en el fondo del pozo deberá ser la misma, bien sea la ejercida por los fluidos dentro de la tubería o dentro del anular

El pozo como tubo en “U” Bomba

columna de la tubería

columna del espacio anular

Estrangulador Schlumberger Private

comunicación en el fondo (BHP)TUBERÍA igual a

(BHP)ANULAR

71

Presión de fondo

Conceptos fundamentales del Tubo en “U” Concepto 1:

Concepto 2: • En un tubo en “U” estático la suma de presiones por encima de un punto dado es igual a la suma de presiones por debajo de dicho punto. 72


• La suma de presiones en el fondo de uno de los tubos o columnas de fluidos es igual a la suma de presiones en el fondo del otro tubo

En un tubo en “U “estático la suma de presiones por encima de un punto dado es igual a la suma de presiones por debajo de dicho punto.

4000 ft

Tubo en “U” lleno con lodo de 10 ppg Presión de fondo de la tubería: BHP = 10 x 10000 x 0.052 = 5200 psi Análisis de presiones en un punto de la columna anular a 4000 pies: Presion hidtostática por encima del punto

=

Presión hidtostática por debajo de ese pun to =

10 x 4000 0.052 = 2080 psi BHP – Hp [10000 –4000] = 5200 – [6000 x 10 x0.052 ] = 2080 psi

Por tanto : Las presiones por encima de un punto dado son exactamente iguales a la suma de presiones por debajo de dicho punto. 73


10,000 ft

Tubo en “U” estático Concepto 1 • BHP dentro de la tubería DP

SIDPP = 500 psi

BHP( DP ) =PDP Indicator + PDP Lodo

Bomba

SICP = 700 psi

Estrangulador

• BHP en el espacio anular BHP( Ann) =Pmanómetro + PLodo + PGas = 700 + 0.052 *10 * 9,524 + 0.1* 476 = 5700 psi

74

Densidad del gas =1.923 ppg (0.1 psi/ft)

476 ft

P 1 = P2


= 500 + 0. 052 *10 *10,000 = 5700 psi

Tubo en “U” estático Concepto 2

75

SICP = 1000 psi

Densidad del Gas 1.923 ppg

Bomba Estrangulador

Top @ 5000 1190 ft

P 1 = P2


Datos: • Se cierra el pozo después de circular el influjo por el anular hasta 5000 pies cuando se ha expandido hasta 1190 pies • Profundidad: 10,000 ft • MW: 10 lpg Calcular: • BHP en el fondo de la DP? • BHP en el fondo del Anular? • Presión a 5,000 ft ?

SIDPP = 500 psi

Tubo en “U” estático Concepto 2 SIDPP = 500 psi

• BHP en el fondo de la tubería DP BHP( DP ) =Pmanómetro + PDP Lodo

SICP = 1000 psi Bomba Estrangulador

• BHP en el fondo del espacio anular BHP( Anu ) =Pmanómetro + PLodoencima gas + PGas + PLododebajogas

1190 ft

= 1, 000 + 0.52 * 5,000 + 0.1*1,190 + 0.52 * 3,810 = 5, 700 psi

Densidad Gas 1.923 ppg 76

P 1 = P2


= 500 + 0.052 *10 *10,000 = 5, 700 psi

Para calcular la presión @ 5,000 ft ( dp ) ( anu )

= 500 + 0.52 *10,000 =5,700 = ∑ P( anu) =BHP = Pmanómetro + PLodoa 5000 + PGas + PLodo DebajoGas

o BHP = Pmanómetro + PLodo a 5000 + PGas + PLodo DebajoGas Calculando@ 5,000 ft Pmanómetro + PLodoa 5000 = BHP − PLodo DebajoGas − PGas

∑ presiones encima de 5000 ft = ∑ presiones debajo de 5000 ft 77


∑P ∑P

Tubo en “U” estático Concepto 2 SIDPP = 500 psi

• P@ 5000 desde arriba P( 5,ooo) =Pmanómetro + PLodoEncima de5000

SICP = 1000 psi Bomba Estrangulador

• P@ 5000 desde el fondo P( 5,000) =PBHP − PLodo Debajode5000 − PGas

1190 ft

= 5, 700 − 0.52 * (10,000 − 5,000 − 1190) − 0.1*1,190 = 3,600 psi

Densidad Gas 1.923 ppg 78

P 1 = P2


= 1,000 + 0.052 *10 * 5,000 = 3,600 psi

El pozo como tubo en “U” El tubo en “U” puede ser: • Dinámico ¿Qué factores contribuyen con la presión?

79

Estrangulador

Factores que contribuyen con la presión: Presión de bomba Perdidas de Presión en la superficie Pérdida de presión por fricción en la tubería de perforación Pérdida de presión en mecha Pérdida de presión anular (ECD) Contrapresión del estrangulador


• Estático

Bomba

Tubo en “U” estático

SIDPP = 500 psi

SICP = 700 psi

80


Datos: •Cierre después del influjo de gas •Profundidad: 10.000 pies ( pozo vertical) •MW: 10 lpg •Herramienta de fondo: DC de 6-3/4” x 476 ft Calcular: •BHP: ? (Presión en el fondo del pozo) •Grad. promedio del fluido en el anular: ? •EMW: ? (Peso de lodo Equivalente a BHP) •Magnitud o tamaño del Influjo?

P1 = P2 BHP = ?

Tubo en “U” estático BHPDS = SIDPP + HP DS

SIDPP = 500 psi

BHPanular = 700 + 5,000 = 5,700 psi 81

BHPDS = BHPAnular= 5,700 psi


BHP = 500 + (0.052 x 10 x 10,000) SICP = 700 psi BHPDS = 500 + 5,200 = 5,700 psi BHPanular = SICP + HPanular HPA = BHP – SICP = 5,700 – 700 = 5,000 psi HPA = (GA ) x (H) 5,000 HPA GA = = = 0.5 psi/pie H 10,000 GA = (0.052) x (EMWA) GA EMWA = = 9.615 lb/gal 0.052 HPanular = (0.052)x(EMWA)x(H) = 0.052x9.615 x10M HPanular = 5,000

P1 = P2 = BHP

Tubo en “U” estático Altura del influjo

=

SICP - SIDPP

Glodo - Ginflujo

=

700 - 500 (10 lpg x 0.052) - Ginflujo

Influjo de gas: < 0.2 psi/pie

Influjo de agua: > 0.4 psi/pie

Hi

=

700 - 500 (10 lpg x 0.052) - Ginflujo

Altura del influjo

=

476.2 pies (TVD) = 476.2 pies (MD): Pozo vertical

Volumen del influjo = = 82

=

Ginflujo = 0.1 psi/pie

V influjo =

200 (0.52) – 0.1

altura de influjo (MD) x volumen anular (450 pies de DC de 6-3/4” en hoyo de 8-1/2”) 476.2 pies x 0.0259 bls/pie 12.4 bls = Tamaño del Influjo


Peor escenario: suponer influjo de gas =>

EJERCICIO #1

45 minutos

83


CÁLCULO DE PRESIONES EN EL POZO

Ejercicio # 1 – Solución Concepto 1: La suma de presiones en el fondo de uno de los tubos o columnas de fluidos es igual a la suma de presiones en el fondo del otro tubo

Tubería de 5” hasta superficie 1500 pies de DC de 6 ¾” LOT en la zapata =16 ppg Prof del revest =10,000 pies Grad de gas: 0.1 psi/pie (supuesto)

TD = 15,000 ft Intensidad del Influjo = 0.5 ppg Peso del lodo = 14.0 ppg Grad del lodo = 0.728 psi/pie

84


1. Cuando un pozo ha sido cerrado, la presión en el fondo del espacio anular es exactamente IGUAL a la presión en el fondo de la tubería porque el pozo es un TUBO EN “U” Tamaño del hoyo: 8 ½”

Ejercicio # 1 – Solución 2. El pozo mostrado aquí ha sido cerrado con un influjo de gas. La presión en el fondo del pozo

es exactamente igual a la presión FORMACIÓN . El pozo no está fluyendo el tubo en “U” formado por el anular y la tubería también es igual a la presión de FORMACIÓN. La suma de las presiones (mecánicas e hidrostáticas) deben ser iguales en ambos lados del tubo en “U”.

y será exactamente igual a la presión mecánica en el MANÓMETRO DE PRESIÓN del anular más la presión hidrostática ejercida por la columna del lodo en el tope de la burbuja de gas, más la presión hidrostática ejercida por la BURBUJA DE GAS más la presión hidrostática del lodo DEBAJO de la burbuja. Y ambas son exactamente iguales a la presión de FORMACIÓN.

85


Las presiones mecánicas vistas en el manómetro del perforador en la superficie, más la presión debida a la columna hidrostática en LA TUBERÍA deberá ser exactamente IGUAL la presión de fondo del pozo

Ejercicio # 1 – Solución 3. En el lado de la tubería de perforación, la presión mecánica atrapada en la superficie, más

la presión hidrostática debida a la columna de lodo en la tubería, debe ser igual a la presión en el anular y ser exactamente igual a la presión en el fondo del pozo. Sólo con palabras...escribir la situación que debe existir en el lado anular del tubo en “U”.

86


BHP en el anular = PRESIÓN MECÁNICA EN EL MANÓMETRO DEL ANULAR + PRESIÓN DEBIDA AL LODO EN EL ANULAR + PRESIÓN DEBIDA AL GAS EN EL ANULAR

Ejercicio # 1 – Solución Pr. anular = 704 psi

DP = ?? Tam del hoyo: 8 ½” Tubería de 5” hasta superficie 1500 pies de CD de 6 ¾” LOT @ zapata = 16 ppg Prof del revest =10,000 pies

Grad del gas = 0.1 psi/pie (supesto )

TD = 15,000 pies Intensidad del Influjo = 0.5 ppg Peso del lodo = 14.0 ppg Grad del lodo = 0.728 psi/pie

4. Utilizando el diagrama dado, cuál es la BHP para este pozo si el influjo es de 500 pies de longitud y es de gas? BHP = PmanómetroDP + Plodoen DP PmanómetroDP = BHP − PMudin DP PmanómetroDP = 11,310 − 0.052 * 14 * 15,000 PmanómetroDP = 390 psi

5. Utilizando el mismo diagrama, cuál es la presión de cierre en la tubería?

BHP = Pmanómetro + Plodoencima gas + Pgas BHP = 704 + 0 .052 * 14 * (15,000 − 500 ) + 0.1* 500 87

BHP = 11,310 psi


500 pies

Ejercicio # 1 – Solución Cuando se está circulando la burbuja afuera del pozo, se permite su expansión para así mantener CONSTANTE LA PRESIÓN EN EL FONDO DEL POZO en todo momento. Si se para la circulación;

y será exactamente igual a La presión mecánica en el MANÓMETRO DE PRESIÓN del anular, más la presión debida a la columna hidrostática del lodo sobre el tope de la burbuja de gas, más la presión hidrostática de BURBUJA DE GAS más la presión hidrostática del lodo DEBAJO de la burbuja de gas.

88


La presión mecánica vista en el manómetro del perforador en superficie, más la presión hidrostática ejercida por la columna en TUBERÍA deberá ser IGUAL presión de fondo del pozo

Ejercicio # 1 – Solución Pr. Anular = 1,500 psi DP = ?? Tam del hoyo: 8 ½” Tubería de 5” hasta superficie 1500 pies de CD de 6 ¾”

7. En el ejemplo mostrado, las bombas se han parado justo cuando la burbuja se aproxima a la zapata del revestidor

LOT @ zapata = 16 ppg Prof del revest =10,000 pies

Cuál es la presión en el fondo del pozo, BHP?

Grad del gas = 0.1 psi/pie (supesto )

BHP = Pmanómetro + Plodo sobre gas + Pgas + Plodobajo gas BHP = 1,500 + 0.052 * 14 * 10,000 + 0.1*1,768 + 0.052 * 14 * 3,232 BHP = 11,310 psi Cuál es la presión de cierre en la tubería?

BHP = Pmanómetro DP + Plodoen DP Pmanómetro DP = BHP − Plodoen DP Pmanómetro DP = 11,310 − 0.052 * 14 * 15,000 89

Pmanómetro DP = 390 psi

TD = 15,000 pies Intensidad del Influjo = 0.5 ppg Peso del lodo = 14.0 ppg Grad del lodo = 0.728 psi/pie


1768 pies

Concepto 2 - Solución 1. Si el sistema no está en movimiento y permanece estático, la suma de las presiones por encima de CUALQUIER PUNTO en el pozo debe ser exactamente igual a la suma de las presiones por debajo DE ESE MISMO PUNTO. 2. Considere el caso mostrado donde se ha parado la circulación y se observa el pozo (no hay influjo)

DEBAJO DE LA ZAPATA A la profundidad total, la presión en el fondo del pozo es la presión mecánica leída en el manómetro de la tubería de CERO psi + la presión hidrostática de la columna de lodo en la tubería 0.052*14.0*15,000 = 10,920 psi. En la zapata, la presión en el fondo del pozo actúa para tratar de empujar el lodo afuera del hoyo. Esto es resistido por la presión en el anular que está empujando hacia abajo para mantener el lodo en el hoyo. Por debajo de la zapata hay lodo desde 10,000 pies hasta 15,000 pies que ejerce una presión sobre el fondo de 0.052*14*5,000= 3,640 psi. La presión en la zapata tiene que ser la presión que empuja hacia arriba, desde el fondo del pozo, menos la presión que empuja hacia abajo por encima de ella. La presión a la TD es 10,920 psi y la presión debida al lodo por debajo de la zapata era de 3,640 psi. La presión en la zapata debe ser la diferencia o se 10,920-3,640 = 7,280 psi. En la zapata hay una presión neta de 7,280 psi empujando hacia arriba, que es resistida por la presión neta encima de la zapata de 0.052*14*10,000 = 7,280 psi empujando hacia abajo. Debido a que las dos presiones son iguales y opuestas, la fuerza neta (presión por área) es cero lo que indica que el fluido no se está moviendo. 90


ENCIMA DE LA ZAPATA En la zapata del revestimiento, las presiones por encima son la presión mecánica leída en el manómetro del anular de CERO psi, más la hidrostática del lodo entre _SUPERFICIE y 10,000 pies. Esta columna ejerce una presión en la zapata de 7,280 psi, y la presión total sobre la zapata será de 7,280 psi.

Concepto 2 - Solución Pr. Anular = 1,500 psi DP = 390 psi Tam del hoyo: 8 ½” Tubería de 5” hasta superficie 1500 pies de CD de 6 ¾” LOT @ zapata = 16 ppg Prof del revest =10,000 pies Grad del gas = 0.1 psi/pie (supesto )

TD = 15,000 pies Intensidad del Influjo = 0.5 ppg Peso del lodo = 14.0 ppg

Grad del lodo = 0.728 psi/pie

Considere el caso donde hay una burbuja de gas en la zapata Cuál es la presión en la zapata calculada desde arriba? P zap = Presión mecánica en el manómetro de 1,500 psi, más la presión hidrostática debida a la columna de lodo en EL ANULAR desde SUPERFICIE hasta 10,000 pies de 0.052*14*10,000= 7,280 psi P(zapata) = 1,500 + 7,280 = 8,780 psi

91


1768 pies

Concepto 2 - Solución . La burbuja de gas en el ejemplo está en la zapata del revestimiento. Si la presión en la

zapata es de 8,780 psi , entonces la presión en el tope de la burbuja de gas debe ser 8,780 psi. Se sabe que esto es cierto debido a que el pozo está cerrado y nada se mueve.

P= 8,780+0.1*1,768 = 8,957psi . Si la presión en el fondo de la burbuja es de 8,957 psi, la presión en el tope del lodo que está por debajo de ella será también de 8,957 psi. Se sabe que esto es cierto porque el pozo está CERRADO y nada se está MOVIENDO

92


. En el ejemplo la burbuja de gas tiene 1768 pies de longitud. Si el gradiente hidrostático del gas es de 0.1 psi/pie, cuál es la presión en el fondo de la burbuja?

Concepto 2 - Solución 7. Escribir en palabras y después calcular, cuál es la longitud de la columna de lodo por debajo de la burbuja, L? L (lodo debajo de la burbuja) = Profundidad total menos profundidad de LA ZAPATA menos la longitud de LA BURBUJA DE GAS

8. La presión en el tope del lodo que está por debajo de la burbuja se calculó 8,957 psi. Si el peso del lodo es de 14 ppg, cuál es la presión en el fondo del pozo? BHP = 8,957 + 0.052*14*3,232 = 11,310 psi

93


L (lodo por debajo de la burbuja)= 15,000 – 10,000 – 1,768 = 3,232 pies

Concepto 2 - Solución 9. Si todos los cálculos son correctos, la presión en el fondo del pozo calculada por el lado del espacio anular del tubo en “U” tiene que se IGUAL la presión de fondo del pozo calculada por el lado de LA TUBERÍA del tubo en “U”. Cuál es la presión en el fondo del pozo? (calculada por el lado de la tubería)

0.052*14*15,000= 10,920 psi = 390 + 10,920 = 11,310 psi

94


BHP = Presión mecánica en el manómetro de 390 psi más la presión debida a la columna de lodo en la tubería de

Concepto 2 - Solución Cuál es la presión en el tope de la burbuja de gas? DEL LADO DE LA TUBERÍA: BHP = 0.052*14*15,000= 10,920 psi = 390 + 10,920 = 11,310 psi CALCULADA DESDE EL FONDO DEL POZO:

P@ZAPATA = 11,310 – 0.052*14*3,232 – 0.1*1,768 = 8,780 psi CALCULADA DESDE LA SUPERFICIE Si BHP = 11,310 psi BHP = Pmanómetro anular + Plodo A 10,000 + Pgas de 10,000 a 11,768 + Plodo de 11,768 a 15,000 11,310= Pmanómetro anular + 0.728*10,000+0.1*1,768 +0.728*3,232 Pmanómetro anular = 1,500 psi P@ZAPATA = Pmanómetro de superficie + Plodo de 95

0 a 10,000

P@ZAPATA =1,500 + 0.052*14*10,000 = 8,780 psi


P@ZAPATA = BHP – PLODO DE 15,000 A 11,768 – PGAS DE 11,768 A 10,000

Tubo en “U” dinámico PCTP

Interrogantes:

PCTR

• ¿Cómo se calculan las pérdidas de presión en la tubería de perforación, dPTP ? • ¿Cómo se calculan las pérdidas de presión anular, dPanular? 96

dPTP


• ¿Qué mide la presión de circulación en la tubería, PCTP?

dPanular

Pérdidas de presión por fricción en la tubería de perforación, dP T

• Paso 2: Calcular la velocidad promedio del fluido (pies/seg): –Portamechas: Vdc = GPM/(2,448 x ddc2) –Tub. de perforación: Vdp = GPM/(2,448 x ddp2) 97


• Paso 1: Obtener los siguientes parámetros dimensionales –ID tub. de perf. ddp – pulgadas –Longitud tub. de perf. Ldp – pies –ID portamechas ddc – pulgadas –Longitud portamechas Ldc – pies –Viscosidad plástica PV – centipoise –Punto de cedencia YP - lb/100ft2

Pérdidas de presión por fricción en la tubería de perforación, dP T

– Portamechas: PLdc = [(PV x Vdc x Ldc)/(1500 xddc2)] + [(YP x Ldc)/(225 x ddc)] – Tubería de perforación: PLdp = [(PV x Vdp x Ldp)/(1500 xddp2)] + [(YP x Ldp)/(225 x ddp)]

• dP T = PL dc + PL dp 98


• Paso 3: Calcular la pérdida de presión por fricción:

Tubo en “U” dinámico CTP = 2000 psi 500 psi Schlumberger Private

Datos: PCTR = •Profundidad: 10,000 pies •MW: 10 lb/gal •Pr. de circ.en la tubería, PCTP = 2,000 psi •Pr. de circ. en anular, PCTR= 500 psi (Contrapresión con el estrangulador) •Pérdida presión tub. perf. dP TP = 1,300 psi •Pérdida presión anular: dP anular = 200 psi •Calcular la presión de fondo circulando ó BHP dinámica

P1 ≥ P2 BHP = ?

99

Tubo en “U” dinámico PCTP = 2,000 psi

considerando la columna del anular:

BHP anular = PCTR + HP anular + dPanular

(1)

PCTR = 500 psi


= 500 + (0.052 x 10 x 10,000) + 200 BHP = 5,900 psi considerando la columna de la tubería:

BHP TP = HP TP + PCTP - dPTp

(2)

= 2,000 + (0.052 x 10 x 10,000) – 1,300 BHP = 5,900 psi P1 ≥ P2

considerando la columna de la tubería:

PCTP = dPTP + dPanular + PCTR = 1300 + 200 + 500 = 2000 psi 100

(3)

BHP =5,900 psi

Ejercicio #2 El tubo en “U” Descripción del ESCENARIO:

Capacidad tub. producción: 0,02 bls/pie Capacidad del anular: 0,0986 bls/pie

Cuando se circula a la velocidad de bombeo seleccionada: Pérdidas de presión por fricción en el anular: 70 psi Pérdida de presión por fricción en la tubería de producción: 300 psi Notas: (1) (2) 101

Se supone que la pérdida de presión es la misma con cualquiera de las dos salmueras Emplear 10.000 pies como profundidad de la zona, en todos los cálculos


Pozo revestido Zona abierta a producción: 10.000 – 10.010 pies Presión de zona: 4850 psi Tub. de producción de extremo abierto a 10.000 pies Tub. de producción llena con salmuera de 9,7 ppg Espacio anular lleno con salmuera de 10 ppg

Condiciones: • No se puede dejar el tubo a U que se nivele

• Se debe mantener la presión al fondo > presión de formación

102


– Por cada barril entroducido en el pozo, hay que remover un barril – El estrangulador debe ser utilizado

Recomendaciones: ANTES DE CALCULAR, ENTENDER EL PROBLEMA! – Analizar qué pasa con la presión: sube / baja?

• Trabajar cada fase del problema en grupo antes de proceder a la fase siguiente

103


• Hacer un esquema para cada fase

Ejercicio # 2 - Solución 156

10 9.7

+350

SITP = BHP - HPTub = 5200 – (0,052 x 9,7 lpg x 10.000 pies) SITP = 156 psi Sobrebalance zonal = BHP – presión zonal = 5200 – 4850 psi Sobrebalance zonal = 350 psi


BHP = SICP + HPAnu. = 0 + (0,052 x 10 lpg x 10.000 pies) BHP = 5200 psi

0

104

SICP = 0 psi (tubo en U con sobrebalance)


CTP = 156 psi (se mantiene constante)

370

BHP = CCP + HPAnu - dPAnu = 370 + 5200 – 70 BHP = 5500psi

+650

105

Sobrebalance Zonal = BHP – presión zonal = 5500 – 4850 psi Sobrebalance Zonal = 650 psi (300 psi por encima cierre)


CCP = dPAnu+ dPTub = 300 + 70 CCP = 370 psi

Ejercicio # 2 - Solución CTP = 0 lppc (tubo en U balanceado) (estrangulador completamente abierto)

0

Volumen de 9,7 ppg Au = Volumen de 10 lpg Tub L x CapacidadAnu = (10.000 – L) x CapacidadTub L x 0,0986 = (10.000 – L) x 0,02 = 200 – L x 0,02 0,1186L = 200 L = 1686 pies 10.000 – L = 8314 pies

+623

BHP = = = BHP =

CTP + HP9.7 + HP 10 + dPT 0 + (0,052 x 9,7 lpg x 1686 pies) + (0,052 x 10 lpg x 8314 pies) + 300 0 + 850 + 4323 + 300 5473 psi

Sobrebalance Zonal = BHP – presión zonal = 5473 – 4850 psi Sobrebalance Zonal = 623psi 106


L

370

CCP = dPAnu + dPTub = 300 + 70 CCP = 370 psi (pérdida de presión en tubo en U)

Ejercicio # 2 - Solución CTP = 0 lppc (HPTub mayor que HPAnu) (estrangulador completamente abierto)

0

Sobrebalance Zonal = BHP – presión zonal = 5500 – 4850psi Sobrebalance Zonal = 650psi Volumen de 9,7 ppg Ann L x CapacidadAnn L x 0.0986 L 10.000 – L

+650

107

= volumen de 10 lpg Tub = 10.000 x CapacidadTub = 10.000 x 0,02 = 2028 pies = 7972 pies

BHP = CCP + HP 9.7 + HP 10 - dPAnu CCP = BHP - HP9.7 - HP10 + dPAnn = 5500 - (0,052 x 9,7 lpg x 2028 pies) - (0,052 x 10 lpg x 7972 pies) + 70 = 5500 - 1023 - 4145 + 70 CCP = 402psi


L

402

BHP = CTP + HP T + dPT = 0 + 5200 + 300 BHP = 5500 psi


BHP = 5500psi (igual que (#4)) Sobrebalance Zonal = 650 psi (igual que (#4))

+650

108

CCP = = = CCP =

BHP – HPAnu + dPAnu 5500 - (0,052 x 9,7 ppg x 10.000 pies) + 70 5500 - 5044 + 70 526psi


526

CTP = 0 psi (HPTub mayor que HPAnu) (estrangulador completamente abierto)


CCP = 370 psi (pérdida de presión en tubo en U) BHP = CTP + HPTub + dPTub = 0 + 5044 + 300 BHP = 5344 psi

+494

109

Sobrebalance Zonal = BHP – presión zonal = 5344 – 4850 psi Sobrebalance Zonal = 494 psi


370

CTP = 0 psi (tubo en U balanceado) (estrangulador completamente abierto)


526

370

400

402


CTP / CCP - psi

500

370

370 300

200

156

100

0

0

0

0 0

110

1

2

3

4

Volumenes de tubería de producción bombeados

5

6


900

650

700

600

650

650


Sobrrebalance - psi

800

623

500

494 400

300

200

100

0 0

111

1

2

3

4

Volumenes de tubería de producción bombeados

5

6

Sección 4

112


Causas, Prevención y Detección de Influjos

Sección 4 Causas y Prevención de Influjos Influjos durante los viajes de tubería El Tanque de Viaje Influjos durante la perforación Tolerancia al influjo Verificación del flujo Pozos con espacio anular reducido Pozos Horizontales Pozos de Alta Presión y Temperatura Control al correr los revestidores


113

• • • • • • • • • •

Causa única para los influjos:

la presión dentro del pozo sea menor que la presión de la formación

P1 114

<

P2


Existe UNA SÓLA condición que permite que se presente flujo desde la formación hacia el pozo. la misma se presenta cuando:

Causas y prevención de influjos Causa:

Mejor prevención con:

1. No mantener el agujero común lleno con fluido del peso adecuado

Medir y controlar el volumen de llenado en los viajes

Más

3. Perforar en formaciones de alta presión anormal Menos inesperada común 115

Buenos procedimientos de ingeniería y de op.en los pozos y actitud alerta e inquisitiva por parte del Supervisor de Pozo Estudiar el Programa del pozo Ingeniería cuidadosa, diseño apropiado del pozo Estudio de los pozos vecinos


2. Perforar en zonas de presión conocida con peso insuficiente del lodo

Programa de densidad del lodo y usar el Tanque de viaje!!

Causas y prevención de influjos Más común

Causa: 4. Pérdida de circulación

Mejor prevención con: Ingeniería cuidadosa, diseño adecuado del pozo,

Uso del Tanque de viaje!! 6. Peso de lodo suficientemente alto para Menos perforar pero no para común viajes 116

Medición y control del volumen de llenado al sacar la sarta de perforación – Uso del Tanque de viaje!!


(el nivel de fluido, no la tasa de pérdida, es lo crítico en Sellar o revestir pronto la zona con pérdida de circulación control de pozos) Medición y control del volumen 5. Descargar el lodo al sacar de llenado al sacar la sarta de el ensamblaje embolado perforación –

Causas y prevención de influjos Fluido de perforación de baja densidad

Causas:

Prevención: • Diligencia en las presas de lodo (medición y control) • Investigar toda reducción en el peso del lodo durante la circulación y tomar las acciones correctivas del caso • Mantener buenas propiedades del lodo 117


• Dilución accidental de los fluidos de perforación con agua o base de aceite añadidos en los tanques de superficie o adición de fluidos livianos de formación a la columna de lodo • Asentamiento del material densificante (barita, carbonato)


Causas:

• Corte por crudo o agua de formación – El crudo y/o agua salada contenidos en los ripios cortados y/o succionados por el efecto de pistón también pueden invadir el pozo y reducir la densidad promedio de la columna de lodo hasta causar una caída apreciable de la presión hidrostática del lodo contra la formación. 118


• Corte por gas – la presencia de grandes volúmenes de gas en el lodo que retorna del pozo puede causar una caída de la densidad promedio y reducir la presión hidrostática del fluido de perforación


Efecto del lodo cortado por gas sobre la presión de fondo

Prof.

119

10 ppg – 5 ppg

18 ppg – 16.2 ppg 18 ppg – 9 ppg

1000ft

51

31

60

5000ft

72

41

82

10,000ft

86

48

95

20,000ft

97

51

105


Reducción de presión (psi)

Efectos del corte de gas sobre la presión de fondo

9 ppg

18 ppg

120

20,000ft


DP = 105psi

Nótese que la reducción total en la presión hidrostática a 20,000 pies es sólo de al rededor de 105 psi aunque la densidad medida en la superficie sea reducida por el corte de gas hasta un 50% de su valor normal. Esto se debe a que el gas es altamente compresible y un volumen muy pequeño de gas que tiene un efecto insignificante sobre la densidad del lodo en el agujero, doblará su tamaño cada vez que la presión hidrostática se reduzca a la mitad. Cerca de la superficie este pequeño volumen de gas podrá haberse expandido muchas veces lo que se traduce en una severa reducción de la densidad del lodo.

Causas y prevención de influjos Zonas de alta presión Causas:

Prevención: • Recopilar toda la información sobre zonas de presión anormal • Estudiar datos sísmicos y de pozos vecinos referenciales • Graficar dexp, detección y control de las presiones de poro 121


• Una barrera impermeable o la deposición rápida de sedimentos pueden evitar que el agua de formación se escape con lo cual se crean zonas de alta presión anormal (presión atrapada) • Fallas– una zona de presión normal que sea deslizada hasta una posición elevada se convierte en una zona de mayor presión que la presión normal a esa nueva profundidad (presión anormal) • Cambios de profundidad y estructura dentro del yacimiento

Causas y prevención de influjos Efecto de émbolo (swabbing) Causas: Ensamblaje de fondo “embolado” o “embotado”

•

Sacar tubería demasiado rápido

•

Propiedades deficientes del lodo o elevada resistencia gel

•

Formaciones expansivas o deleznables

•

Herramientas de gran OD con poco espacio anular

Prevención:

122

•

Mantener el lodo en buenas condiciones

•

Sacar la tubería a velocidad razonable

•

Utilizar lubricante e hidráulica efectiva para reducir embotamiento


•

Causas y prevención de influjos Efecto de Embolo (swabbing) Prevención •

Utilizar PowerPlan 3.0 las presiones de succión/surgencia

•

è

ç

Medir y observar la ECD y la ESD

•

Observar prop. del lodo

•

Observar llenado del pozo con el Tanque de Viaje 123

ç

è


Hydraulics para estimar

Causas y prevención de influjos No mantener el pozo lleno


124

Causas: • No se miden ni se controlan en forma correcta los volúmenes de desplazamiento en los viajes Prevención: • Uso de unidad de registro geológico (Mud Logging) • Contador de emboladas o golpes de la bomba • Medición del volumen activo de lodo (Sistema PVT) • Uso adecuado del tanque y hojas de viaje • Uso del medidor de flujo diferencial en la línea de retorno (variaciones en el flujo de retorno) • Medidor de nivel del fluido en el anular

Causas y prevención de influjos Causas:

Pérdida de circulación

• Tipo de formación:

• Elevado peso del lodo • Presiones de surgencia altas – Bajar la tubería demasiado rápido en lodos de alta resistencia gel, en especial con sartas de alto DE. 125

• Elevada densidad equivalente de circulación, ECD, especialmente en anulares estrechos.


– Formaciones no consolidadas, de baja presión o altamente permeables. – Fracturas naturales – Formaciones cavernosas

Causas y prevención de influjos Pérdida de circulación Prevención: Mantener peso y propiedades correctas del lodo

•

Seguir los procedimientos adecuados para los viajes de tubería

•

Incorporar en el lodo materiales para control de pérdidas, LCM

•

Correr y cementar un revestidor de protección para resolver problemas severos de pérdida de circulación

•

Observar los volúmenes reales de desplazamiento con el tanque de viaje y compararlos con los teóricos esperados

• 126

Medir y registrar el nivel del fluido anular con Ecometer


•

Causas y prevención de influjos Durante los viajes Estadística: cerca del 75% de los incidentes de control han ocurrido mientras se hacían viajes de tubería – Causas: • Efecto de pistón al sacar la sarta embolada o de alto DE en hoyos con anular reducido lo cual reduce la BHP de manera significativa (Swabbing) • Reducción de la presión de fondo, BHP, al mover la sarta hacia arriba a través del fluido de perforación (adherencia del fluido) • Fractura de una formación débil por bajado rápido de la sarta en hoyo estrecho o con lodo viscoso (presión de surgencia) • Reducción de la BHP por no llenado del pozo o por uso inapropiado del tanque y hoja de viaje 127


• Pérdida de presión en el anular (al eliminarse la ECD)

Causas y prevención de influjos Durante los viajes

¿Cuál es la mejor medida de prevención de influjos de la formación durante los viajes?

Si el pozo no se deja llenar, el uso de un medidor de nivel de fluido en el anular es el mejor dispositivo para control del desplazamiento 128


Para evitar influjos durante los viajes, el Tanque de Viaje es el dispositivo de control de pozos más importante en el equipo!

Tanque de viaje

• Tipos: a) Recirculante – b) De llenado por gravedad • El estándar IPM-ST-WCI-003 establece que: el uso del tanque de viaje es obligatorio • Especificaciones del API – RP53 129


• Definición: Compartimiento independiente (o aislado) del sistema activo de fluidos en superficie, con 30 a 100 bls de capacidad (4.8 a 15.9 m3), calibrado y provisto de equipos para medición y lectura remota de su volumen que se utiliza para controlar el volumen de desplazamiento de la tubería que sale o que entra en el pozo.

Tanque de viaje recirculante 12 10 8 6 4 2

Medidor del Volumen de llenado

Piso del equipo

Según la norma API RP-53: El tanque de viaje debe tener 100 bls o menos de capacidad y dimensiones para detectar variaciones de ½ barril. (aprox. 80 lts)

130

Bomba centrífuga


Hacia las presas

Tanque de viaje recirculante Válvula de control remoto

Indicador de nivel de tanque de viaje

Piso del taladro (“planchada”)

Hacia exterior Mesa rotatoria

zarandas Línea de flujo Junta telescópica

Tubo conductor Viene de bombas

Válvula de retención

Drenaje 131

Bomba del tanque de viaje

Línea de llenado del hoyo


Desviador de flujo

Retorno a

Tanque de viaje recirculante (continuación)


Práctica Recomendada API– RP53 • Un tanque de viaje es un compartimiento calibrado de poco volumen [100 barriles (15,9m3) o menos] que se puede aislar del resto del sistema superficial de fluido de perforación y utilizar para controlar con precisión la cantidad de fluido que entra o sale del pozo por efectos del desplazamiento del metal de la tubería que se saca o se mete en el agujero. • Un tanque de viaje es aceptable con cualquier geometría siempre y cuando sea posible leer y medir variaciones en el volumen de por lo menos ½ barril (79.5 litros) • La lectura puede ser directa o remota, preferiblemente ambas. • El tamaño y configuración del tanque deben ser tales que, si ocurren cambios de volumen de medio barril (ó 79.5 litros), los mismos puedan ser fácilmente detectados por el dispositivo 132 de lectura.

Tanque de viaje de llenado por gravedad 2 4 6 8 10 12

piso del equipo

Sólo se puede utilizar para sacar tubería del pozo!!!

133


Tanque de viaje elevado

Causas y prevención de influjos Hojas de Viaje

Preguntas: • ¿Se utiliza la “Hoja de Viaje” en los equipos? ¿Qué datos se registran en la “Hoja de Viaje”?

• ¿Quién registra la información en ella? • ¿Con base en qué información de la “Hoja de Viaje” se consideraría regresar la sarta al fondo? • ¿Se archivan las Hojas de Viaje en el sitio del pozo? • ¿ Durante cuánto tiempo se archivan? 134


•

Causas y prevención de influjos HOJA DE VIAJES

RAZON DEL VIAJE: ____________________________________________________________________ Número de paradas a sacar antes de tener el BHA una parada por debajo de los preventores: ____________

Desplazamiento:

TRIPLES

Tamaño brl/pies o

SENCILLOS

brl/parada

DOBLES

x pie o paradas

DC1

DC2

OTROS

TP PESADA

TP1

TP2 Schlumberger Private

SACADO EN:

Tick ü

÷ 1000 = Vol. ( brl ) PARADA

No

1 0

135

Medidor Tanque Viaje 2

Llenado Hoyo (brls)

Llenado Hoyo (brls) Medido

Discrepancia

Observaciones

Calculado por incremento

por Incremento

Acumulado

por Incremento

Acumulado

3

4

5

6

7

8

Pérdida de presión hidrostática al si no se llena el pozo Efecto de sacar 5 paradas de tub. de perf. de un hoyo de 12-1/4” ID con peso de lodo de 12 lpg, sin llenar el pozo para compensar el desplazamiento

Reducción altura de fluido (húmedo)

Pérdida Reducción presión altura de (húmedo) fluido (seco)

Pérdida presión (seco)

5-1/2”, 21.9#

88 pies

54 psi

27 pies

17 psi

5”, 19.5#

72 pies

45 psi

24 pies

15 psi

4.5”, 16.6#

58 pies

36 psi

19 pies

12 psi

3.5”, 13.3#

35 pies

22 psi

15 pies

9 psi


136

Tamaño tub. de perf.

Pérdida de presión hidrostática al si no se llena el pozo Efecto de sacar 5 paradas de tub. de perf. de un hoyo de 12-1/4” ID con peso de lodo de 1.44 gr/cc, sin llenar el pozo para compensar el desplazamiento

Reducción altura de fluido (húmedo)

Pérdida Reducción presión altura de (húmedo) fluido (seco)

Pérdida presión (seco)

5-1/2”, 21.9#

26.8 m

3.79 kg/cm2

1.9 kg/cm2

5”, 19.5#

21.9 m

3.16 kg/cm2

1.69 kg/cm2 1.05 kg/cm2

4.5”, 16.6#

17.7 m

2.53 kg/cm2 1.34 kg/cm2 0.84 kg/cm2

3.5”, 13.3#

10.7 m

1.55 kg/cm2 1.05 kg/cm2 0.63 kg/cm2

1.2 kg/cm2


137

Tamaño tub. de perf.

Prueba previa al viaje (simulacro de viaje) Cuando se perfora en “casi balance” (near balance)

138

– Detener la (s) bomba (s) – Reciprocar la sarta de perforación varias veces a la velocidad de viaje (con el máximo recorrido permisible) – Arrancar las bombas, circular fondos arriba y verificar la lectura del “gas de conexión” – Ajustar el peso del lodo si se considera necesario antes de iniciar el viaje real


• Al perforar cerca del balance, la siguiente prueba previa al viaje puede ser muy útil para evitar influjos inducidos por “suabeo” durante el mismo:

Detección de influjos durante la perforación Más temprano

indicio

Detener las bombas y PROBAR FLUJO

2.


Aumento del volumen de lodo activo en la superficie

139

de la bomba, SPM, y disminución de la presión de circulación



1. Aumento en los retornos del pozo por línea de flujo

3. Aumento en la velocidad Muy tarde

cómo verificar

Detección de influjos durante la perforación

5. Cambio en la tendencia del exponente ‘d’

cómo verificar: Detener las bombas y PROBAR FLUJO (Circular los fondos?) Detener las bombas y PROBAR FLUJO (Circular los fondos?)

6. Lodo cortado por agua ó Detener las bombas y aumento en la salinidad PROBAR FLUJO (lodos de base agua dulce) Muy tarde 140

7. Lodo cortado por gas



Más indicio temprano 4. Variación repentina en la tasa de penetración, ROP

Indicadores positivos del influjo PRIMER indicio confiable: • Aumento en los retornos del pozo por la línea de flujo

• Ganancia no explicada del volumen de fluido en las presas TERCER indicio confiable: • Manifestación de flujo del pozo Otros indicios (NO CONFIABLES): • Aumento en la velocidad de la bomba y disminución en la presión de bombeo, etc. 141


SEGUNDO indicio confiable:

Otros indicativos del influjo (NO CONFIABLES) • Variación repentina en la tasa de penetración, ROP

• Cambio en la tendencia del exponente ‘d’

142

– La frontera entre un régimen de presión normal y otro de alta presión (zona de transición) puede a veces identificarse por un cambio en la tasa de penetración que afecta en forma directa el valor del exponente “d” d = log(R/60N) / log(12W/10 exp6 x D) Donde, R = ROP,N =RPM, W = WOB, D = diam. Barrena, pulg – La confiabilidad depende del espesor de la zona de transición, la diferencia en la presión de poro entre los dos regímenes de presión.


– Una variación brusca en la velocidad de perforación que no se deban a cambios en el peso sobre la barrena y RPM también puede ser causado por un cambio en el tipo de formación

Otros indicativos del influjo (NO CONFIABLES) • Lodo “cortado” por agua/aumento en la salinidad

• Lodo “cortado” por gas – No es útil para la detección temprana de un influjo debido al tiempo de circulación que ha transcurrido para ser detectado, pero es una buena señal de advertencia. – Puede indicar penetración de lutitas sobrepresurizadas o arenas delgadas y de grano fino que con frecuencia se superponen a una zona de arena con suficiente presión y productividad como para causar un influjo. 143


– La invasión del agua de formación se puede detectar en el lodo de perforación por reducción en la densidad promedio o por el aumento en la salinidad del lodo que retorna.

Otros indicativos del influjo (Alertas) • Elevadas lecturas de gas en el lodo – Gas de perforación, gas de conexión y gas de viaje

• Nueva tecnología (CONFIABLE) – Annular Pressure While Drilling (APWD) (Presión/Densidad Anular mientras se perfora) – Quick Event Detection (QED) (Detección Temprana de Eventos) ØDependen de los equipos utilizados en cada pozo 144


– Puede indicar sobrepresión en formaciones superpuestas a una zona con potencial de arremetida

Otros indicativos del influjo (Confiables) • Annular Pressure While Drilling (APWD) – Identificación, observación continua y toma de decisiones en tiempo real Schlumberger Private

Aumento brusco en tasa de penetración Caída de ECD

145

Otros indicativos del influjo • Annular Pressure While Drilling (APWD) Influjo de gas Schlumberger Private

Reducción en la ECD o pérdidas por fricción anular

146

Reducción en la presión de bombeo

Tolerancia al influjo (Kick Tolerance) • Tolerancia al Influjo: Volumen máximo de influjo que se puede circular hacia afuera del pozo sin fracturar la formación más débil (que se supone ubicada debajo de la zapata del último revestimiento, si no hay otra información disponible).

• Umbral o nivel mínimo de detección del equipo: Es el mínimo volumen de influjo que se puede detectar con el sistema de detección instalado, de acuerdo con las pruebas de campo más recientes del mismo, conducidas por el personal en el equipo de perforación. • Margen de Influjo: La diferencia entre la resistencia de la formación y el gradiente máximo de presión dentro pozo cuando se maneja un influjo. 147


• Intensidad del Influjo: Aumento en la densidad del lodo requerido para balancear la presión de formación. También se puede definir como la diferencia entre la presión de poro de la formación y la densidad del lodo en el pozo.

Tolerancia al influjo en SLB – IPM

Tol inf > 3 veces el cambio de volumen que se puede detectar en el equipo (> 3 veces el nivel de detección del equipo) y que se pueda circular sin fracturar la formación más débil expuesta en el agujero descubierto Se estima que el volumen total del influjo que entra desde el momento de su detección hasta cuando finalmente se cierra el pozo es aproximadamente tres veces el volumen de influjo inicialmente detectado Por ejemplo, si un pozo se cierra con 15 bls de ganancia en las presas, el equipo pudo detectar la entrada de 5 bls al pozo. A mayor sensibilidad en el sistema de detección, menor será el volumen de influjo que se deja entrar en el pozo • Según la norma de SLB toda tolerancia al influjo debe ser > 25 bls. Es decir, la formación más débil expuesta deberá resistir la presión que imponga sobre ella el paso de un influjo de 25 bls o mayor, al ser circulado desde el fondo hacia 148 afuera del agujero por el espacio anular


• La tolerancia al influjo es el volumen de gas que se puede dejar entrar en el pozo tal que al ser circulado no fracture la formación más débil expuesta debajo de la zapata. Debe ser por lo menos tres veces la capacidad del equipo para detectar las variaciones en el volumen de superficie. El cálculo se hace con un margen de seguridad de 0.5 ppg por debajo de la presión de fractura de la formación más débil, obtenida de una prueba de fuga (LOT)

Tolerancia al influjo La máxima presión ocurre cuando el tope de la burbuja de gas llega a la zapata

Determinar: Qué volumen debe tener dicha burbuja en el fondo antes de ser circulada hasta la zapata de revestidor? 149


El máximo volumen de influjo que se puede manejar ocurre cuando la presión en la burbuja es igual a presión de fractura en la zapata del revestidor

Procedimiento para el cálculo: • Suponer un influjo de gas seco en la zapata • Suponer una presión del influjo 0.5 ppg por encima del peso del lodo en el pozo (intensidad del influjo)

• Extrapolar dicha burbuja al fondo del pozo para determinar qué volumen tenía el influjo al entrar = KT Nota: se supone que el influjo entra desde el fondo del pozo y que la formación débil está en la zapata. 150


• Calcular el tamaño de la burbuja en la zapata que tenga una presión igual a la prueba de fuga, con un margen de seguridad de 0.5 ppg (o sea EMW – 0.5) .

Ejemplo de cálculo de tolerancia al influjo Datos del pozo e información preliminar

(Grad gas) = 0.1 psi/ft

TD = 15,000 ft Peso del lodo en el hoyo Gradiente del lodo: Grad lodo Intensidad del influjo: è Densidad del influjo: 151

= 14.0 ppg = 0.728 psi/ft = 0.5 ppg = 14.5


Se supone influjo de gas seco con:

Tamaño del hoyo: 8-1/2” DC de 6-3/4”: 1,500 pies Tubería de 5” hasta la superficie Prof del revestidor: 10,000 pies LOT @ zapata = 16.5 ppg (EMW) (se supone LOT de 16.0 por seguridad)

Cálculo del tamaño de influjo permisible

Pzpata = P2

Lodo

Pform = P1 Calcular la altura del influjo en la zapata H 2 Calcular el Volumen del influjo en la zapata V2 V2 = H 2 x Capacidad anular 152

V1 Calcular Volumen del Influjo en el fondo, V1 P1 x V1 = P2 x V2 P2 x V2 V1 = P1


H2 Gas V2

Paso 1: Calcular la máxima longitud de la burbuja Pzapata = Pform– Plodo – PGas Pzapata = Pform – Gradlodo(TD – zap – H2) – Gradgas(H2)

H2 Gas2

Pzapata

Pform = 14.5 x 15,000 x 0.052 = 11,310 psi

Mud Pform

153

Pzapata = 16 x 10,000 x 0 .052 = 8,320

H2 = 8,320 – 11,310 + 0.728(15,000-10,000)

0.728 – 0.1 H2 = 1,035 ft Una burbuja con más de 1035 pies tendrá suficiente presión para fracturar la zapata


H2 = Pzapata – Pform + Gradlodo(TD –Hzapata) Gradlodo – Gradgas

Paso 2: Calcular el máximo tamaño de la burbuja El volumen de la burbuja depende de la altura y de la capacidad anular

H2 Gas2 Lodo

Capacidad Anular tubería 5” x hoyo de 8.5” = 0.0459 bbl/ft

Una burbuja de 1035 pies de altura tendrá una presión en el tope igual a la presión de fractura ó resistencia en la zapata. Con una tubería de 5” OD en el hoyo de 8 ½” dicha burbuja de 1035 pies ocupará un volumen de 47.5 bbls en la zapata

154


V2 = H 2 x Annular capacity = 1,035 x .0459 bbl/ft = 47.5 bbl

Paso 3: “trasladar” la burbuja al fondo Volumen de la burbuja en el fondo antes de ser circulada a la zapata P1 V1 = P2 V2 (ley de Boyle para gases ideales) P1 = Pform = 14.5 x 15,000 x .052 = 11,310 psi

lodo Gas1

Pzapata

V1 = P2x V2 = 8,320 psi X 47.5 bbl 11,310 psi P1 V1 =

Pform

=

34.9 bbls = “Tolerancia al influjo” Máximo volumen de influjo que puede entrar y circular sin fracturar la zapata

Un influjo de 34.9 bbls en el fondo se expandirá hasta 47.5 bbls cuando sea circulado hasta la zapata y tendrá una presión igual a la presión de fractura de la formación en la zapata 155


P2 = Pzapata = 16 x 10,000 x .052 = 8,320 psi

Conclusiones Un influjo de 35 bbls con una intensidad de 0.5 ppg por encima del lodo en el pozo, es el máximo volumen que se puede circular afuera del pozo en condiciones seguras

V1 = 35 bbls que supera el mínimo de 25 bbls requerido en el Std. En consecuencia, para las condiciones particulares del pozo (geometría del hoyo y tamaño de tubulares del diseño): Los sistemas de detección instalados en el equipo deberán ser capaces de detectar la entrada de un influjo de 11.6 bls (34.9 bls/3) para cerrar el pozo con un volumen tal que no fracture la formación en la zapata al ser circulado (estimando el volumen del influjo al 156 cerrar el pozo en 34.9 bbls)


El estándar sobre la Tolerancia al Influjo establece una tolerancia mínima de 25 bbls

Tolerancia al Influjo en pozos de desarrollo •Los regímenes de presión están bien definidos y conocidos

•El cálculo anterior para la Tolerancia al Influjo no tiene significación para pozos de desarrollo •La Tolerancia al Influjo en Pozos de desarrollo es:

El máximo volumen de gas succionado que justamente se puede circular sin causar fallas en la zapata 157


•La intensidad del influjo es cero (Es decir, no se espera la ocurrencia de un influjo). El lodo balancea la formación en todo el intervalo a perforar (BHP > Pform.)

Tolerancia al Influjo en pozos de desarrollo • Se supone influjo de gas succionado y de gradiente conocido

• Se calcula el tamaño (volumen) del influjo en la zapata que tendrá una presión igual al la presión de fuga al ser circulada hasta ese punto • Se extrapola o “traslada” la burbuja a la profundidad total para determinar el tamaño del influjo (que será propiamente la Tolereancia al Influjo) 158


• Se supone conocida la presión del influjo succionado (presión de formación, de menor densidad que el lodo en el hoyo)

Tolerancia al Influjo en pozos de desarrollo Tamaño del hoyo: 8-1/2” Tubería de 5” OD hasta la superficie Lastrabarrenas de 6-3/4”: 1,500 pies

GradGas = 0.18 psi/pie

LOT @ zapata = 16 ppg Profundidad revestidor =10,000 pies

TD = 15,000 pies Max Presión de formación = 13.5 ppg = 10,530 psi Peso del lodo en el hoyo = 14.0 ppg Gradiente del lodo 159

= 0.728 psi/pie


Gradiente del gas conocido:

Paso 1: Calcular la máxima longitud de la burbuja Pzapata = Pform – P lodo – Pgas Pzapata = Pform – Gradlodo(TD – Hzapata – H2) – Gradgas(H2)

H2 Gas2

Pzapata

Pform = 13.5 x 15,000 x .052 = 10,530

lodo Pform

160

Pzapata = 16 x 10,000 x .052 = 8,320

8,320 – 10,530 + 0.728(15,000-10,000) 0.728 – 0.18 H2 = 2,610 pies

Una burbuja succionada con una altura mayor de 2,610 pies cuando llegue a la zapata tendrá suficiente presión para fracturar la formación en la zapata


Pzapata – Pform + Gradlodo(TD – Hzapata) H2 = Gradlodo – Gradgas

Paso 2: Calcular el máximo tamaño de la burbuja El volumen de la burbuja depende de la altura y de la capacidad anular

H2 Gas2 Lodo

Capacidad Anular tubería 5” x hoyo de 8.5” = 0.0459 bbl/ft

Una burbuja de 2,610 pies de altura tendrá una presión en el tope igual a la presión de fractura ó resistencia en la zapata. Con una tubería de 5” OD en el hoyo de 8 ½” dicha burbuja de 2,610 pies ocupará un volumen de 119.8 bbls en la zapata

161


V2 = H 2 x Capacidad anular = 2,610 x .0459 bbl/ft = 119.8 bbl

Paso 3: “Trasladar” la burbuja al fondo Volumen de la burbuja en el fondo antes de ser circulada a la zapata P1 V1 = P2 V2 (ley de Boyle para gases ideales) P1 = P lodo = 14.0 x 15,000 x .052 = 10,920 psi

lodo Gas1

Pzapata

V1 = P2x V2 = 8,320 psi X 119.8 bbl 10,920 psi P1 V1 =

Pform

=

91 bbls = “Tolerancia al influjo” Máximo volumen de influjo que se puede circular sin fracturar la zapata

Un influjo de 91 bbls succionado en el fondo se expandirá hasta 119.8 bbls cuando sea circulado hasta la zapata y tendrá una presión igual a la presión de fractura de la formación en la zapata 162


P2 = Pzapata = 16 x 10,000 x .052 = 8,320 psi

163


Ejercicio # 3 Cálculo de la Tolerancia al Influjo 45 minutos

Ejercicio sobre tolerancia al influjo Tamaño del hoyo: 8-1/2” Tubería de 5” OD hasta superficie

Grad Gas = 0.1 psi/pie

LOT @ zapata = 16 ppg (EMW) Prof del revestidor =10,000 pies

TD = 15,000pies

Peso del lodo = 14.0 ppg Gradiente del lodo: Grad loso = 0.728 psi/ft 164


Asumir gradiente de gas:

Solución a Ejercicio #3 sobre tolerancia al influjo La presiön vista por la “válvula de seguridad” (zapata del revestidor) será la Máxima cuando el tope de la burbuja esté frente a la zapata del revestidor

2.

Para el caso mostrado, calcular la máxima presión que se puede aplicar en superficie sin causar ruptura de la zapata del revestidor Psuperficie = (Pres de fractura @ zapata)- ( Pres hidrostática del lodo) = 16 x 0.052 x 10,000 –14 x 0.052 x 10,000 = 1,040 psi

3.

De acuerdo con el estándar de IPM, la tolerancia mínima al influjo debe ser de 25 bls con una intensidad de _0.5 ppg a favor de la presión de fractura de la formación

4.

Para cumplir con el estándar de IPM en este pozo , Qué volumen de influjo se puede tomar a 15,000 pies y a qué presión de poros (EMW) se tiene qué manejar? 25 bbls de influjo desde una formación con 14.5 ppg de presión de poros 165


1.

Solución a Ejercicio #3 sobre tolerancia al influjo 5.

En el ejemplo mostrado, suponiendo que el pozo fué cerrado y que no entró más influjo entonces, Pformaión = Presión de cierre en superficie más la suma de todas las presiones hidrostáticas en el pozo

Presión de superficie + Hidrostática del lodo arriba de la burbuja + Hidrotática de la burbuja de gas + hidrostática del lodo debajo de la burbuja = presión de formación

P superficie + P lodo arriba + P Gas + P lodo debajo = P formación 6.

Reorganice la ecuación en palabras para mostrar a qué es igual la presión en el tope de la burbuja cuando ella se encuetre justo al frente de la zapata del revestidor como se muestra (sugerencia: en equilibrio, las presiones en el tope de la burbuja deben ser iguales a las presiones debajo de ella)

Presión en superficie + hidrostática de lodo arriba de la burbuja = Presión de formación – Hidrostática de lodo debajo de la burbuja – Hidrostática de la burbuja 166


Escriba una ecuación CON PALABRAS (sin números) para lo anteior, mostrando todas las presiones en el ejemplo que deben ser iguales a la presión de formación

P superficie + P lodo arriba = P formación - P lodo debajo - P Gas


El máximo tamaño de burbuja posible que podemos manejar ocurrirá cuando se cumplan cuáles condiciones?…(en palabras) La presión en superficie más la hidrostática del lodo igualen la presión de fractura en la zapata del revestidor Si la burbuja en el ejemplo tiene 500 pies de longitud y si la presión de poros a 15,000 pies es de 14.5 ppg: a) Cuál es la presión de formación? 14.5 ppg x 0.052 x 15,000 ft = 11,310 psi b) Cuál es la longitud de la columna de lodo entre el fondo del pozo y el fondo de la burbuja? (en palabras y con números) Col de lodo = Prof total – Prof de la zapata – Longitud e la burbuja = 15,000 pies - 10,000 pies - 500 pies = 4,500 pies c) Cuál es la presión en el fondo de la burbuja? Pres de formación menos hidrostática entre el fondo del pozo y la burbuja

167

= Pformación - Plodo debajo = 11,310 - (4,500 pies x 0.052 x 14.0 ppg) = 8,034 psi (el lodo de matar no ha llegado todavía a la barrena)


8.

Solución a Ejercicio #3 sobre tolerancia al influjo d) Cuál es la presión en el tope de la burbuja? Pres en tope = Pres en el fondo de la burbuja menos hidrostática de la burbuja = 8,034 – 500 pies x 0.1 psi / pie = 7,984 psi Hidrost sobre tope de la burbuja = 10,000 pies x 0.052 x 14 ppg = 7,280 psi f) Cuál debe ser la presión en superficie si no se deja fluir el pozo? Cuál es la presión total en la zapata como EMW? Pres en superficie = Pres en el tope de burbuja menos hidrost sobre el tope

P superficie = 7,984 psi – 7,280 psi = 704 psi P zapata = 7,984 psi / 10,000 ft /0.052 = 15.4 ppg (EMW) 168


e) Qué presión hisdrostática soporta el tope de la burbuja?


Si la presión de superficie fuera igual a la presión de fractura calculada en el paso 2, y si la presión de la formación fuese 0.5 ppg arriba del peso del lodo: a) Cuál sería la presión en el tope de la burbuja? Pres en el tope de burbuja = 16ppg x 0.052 x 10,000pies = 8,320 psi

c)Si la burbuja tiene H pies de altura, Qué hidrostática ejerce sobre el fondo del pozo? Hidrostática de la burbuja = H pies x 0.1 psi / pie = 0.1(H) psi d) Cuál es la longitud de la columna de lodo debajo de la burbuja de altura H ? Columna de lodo debajo de burbuja = prof total – prof zapata – altura burbuja = 15,000 pies - 10,000 pies - H pies e) Qué hidrostática ejerce en el fondo el lodo debajo de la burbuja?

169

hidrost lodo debajo = (TD – prof zapata- long burbuja) x 0.052 x 14 ppg = (15,000 - 10,000 - H ) x 0.052 x 14 = 15,000 x 0.052 x 14 – 10,000 x 0.052 x 14 – H x 0.052 x 14 = 3,640 psi - H x 0.728 psi


b) Cuánta presión ejercerían en el fondo del pozo la hidrostática sobre la burbuja y la presión en superficie? Pres en el tope de la burbuja = 8,320 psi

Solución a Ejercicio #3 sobre tolerancia al influjo f) Si presión de formación = suma de todas las presiones en el hoyo arriba de ella, escriba una ecuación con las respuestas ya calculadas (sugerencia: ver pregunta 5)

P superficie + P lodo arriba + P Gas + P lodo debajo = P formación

1,040 + 7280 + H x 0.1 + 3,640 – H x 0.728 = 11,310 psi g) Resolver esta expresi’on para H ….Cuál es la longitud de la burbuja cuando está en la zapata y tiene una presión igual a la presión de fractura de la zapata?

H x 0.1 – H x 0.728 = 11,310 – 1,040 –7,280 –3,640 Multiplicando ambos lados por (– 1):

170

H x 0.7280 – H x 0.1 = 7,280 + 3,640 + 1,040 – 11,310 H x (0.728-0.1) = 650 H = 650/ 0.628 H = 1,035 pies


1,040 psi (pregunta 2) + 7,280 psi {pregunta 8(e) } + H x 0.1 {pregunta 9(c) } + (3,640 psi – H x 0.728 psi) = 11,310 {pregunta 8(a) }

Solución a Ejercicio #3 sobre tolerancia al influjo h) Si la capacidad de un hoyo de 8.5” es 0.0702 bbl/pie, y si la de uno de 5” es 0.0243 bbl/ft, Cuánto gas contiene la burbuja en la zapata? Volumen = Altura x Capacidad = 1,035 x (Cap hoyo abierto – Volumen ocupado por la tubería) = 1,035 x ( 0.0702 – 0.0243 ) = 47.5 bbl

P1 V1 = P2 V2 V2 = P1 V1 / P2 = (Presión @ zapata) x (Volumen @ zapata) / (Presión @ TD) = 16 x 0.052 x 10,000 )x (47.5) / (11,310) = 34.9 bbl Si la presión de la formación es 0.5 ppg mayor que la densidad columna de lodo a TD, y se toma un influjo de gas de 34.9 bbl, con 1.923 ppg de densidad, cuando el tope de la burbuja que se está circulando justamente alcance la zapata, tendrá un volumen de 47.5 bbl, una altura de 1,035 pies, y una presión en el tope de ella igual a LA RESISTENCIA DE LA FORMACIÓN EN LA ZAPATA Esto se conoce como la TOLERANCIA AL INFLUJO. En este caso LA TOLERANCIA AL INFLUJO es de 34.9 bbl y tiene una intensidad de 0.5 ppg a favor de la formación. 171


i) Qué tamaño tenía la burbuja original antes de que comenzáramos a circularla hacia afuera? (sugerencia: P1 V1 = P2 V2 )

Tolerancia a un influjo que se haya succionado Significa esto que un LIMITE DE DETECCIÓN de 120 / 3 = 40 bbls es aceptable?

No

El equipo de detección instalado en el taladro deberá estar calibrado para detectar un influjo de 8.5 bbls a fin de tenerse una tolerancia al influjo de por lo menos 25 bbls La Tolerancia al influjo succionado se calculó, para un pozo de desarrollo, en 91 bbls lo cual significa que la “válvula de seguridad” en la zapata es más que capáz de soportar un influjo succionado de 25 bbls que es el mínimo que debe manejar en condiciones seguras 172


Qué significa, entonces?

Tolerancia al influjo – conclusiones EN POZOS EXPLORATORIOS

EN POZOS DE DESARROLLO

•

•

Tiene intensidad de 0.5 ppg Tiene un volumen mínimo de

•

25 bbls •

Define el la capacidad de la

•

“válvula de seguridad” en la

succionada hacia el pozo) Tiene qué ser mayor que la capacidad de detección para 25 bls de influjo Garantiza que la capacidad de la “válvula de seguridad” en la zapata es suficientemente alta

zapata •

Se recalcula periodicamente a medida que se perfora 173

•

Se calcula sólo una vez para cada sección del hoyo, usualmente como parte del diseño


•

Tiene intensidad de 0 (es

Influjos en hoyos con espacio anular reducido (Slim Holes) Efecto de émbolo o succión (“Swabbing”)

Pérdida de circulación (fractura inducida) • Las pérdidas por fricción anular son mucho mayores que en la perforación convencional lo cual aumenta la Densidad Equivalente de Circulación (ECD) y con ella inducir pérdidas de circulación en áreas donde la perforación convencional no tendría este efecto. 174


• La presión hidrostática se reducirá siempre cuando se están sacando las herramientas de alto calibre. Esto es más significativo en hoyos reducidos donde el espacio anular es menor.

Influjos en hoyos con espacio anular reducido (Slim Holes) Peso de lodo insuficiente

Aumento en presión de circulación/dismunución en las emboladas El influjo de gas causará que el fluido en el anular sea más liviano y el pozo actuará como un tubo en U. El perforador puede observar un aumento de presión y una disminución en las emboladas de la bomba, contrario al caso convencional 175


• Una mayor ECD puede ocultar la penetración de una sección sobrepresurizada y evitar el influjo de hidrocarburos siempre y cuando las bombas estén en funcionamiento. Cuando están detenidas, la ECD desaparece y puede ocurrir un influjo.

Influjos en hoyos con espacio anular reducido (Slim Holes) Observar más cuidadosamente el flujo en hoyos reducidos!! Convencional Vol. del influjo: 7,5 bls Tiempo detección: 9 min

Vol. influjo: 1-2 bls.


984 pies

Hoyo reducido

Tiempo detección: 2-3 min. El Delta Flow (*) es un indicador PRINCIPAL

4921 pies

(*)Medidor de flujo Diferencial)

Un hoyo de 17.5 x 5 tiene una capacidad anular de 0.272 bbl / pie = 4 pies por bbl. Uno de4.75 x 2.875 de 0.014 bls/pie = 71 pies / bbl (columna 19 veces más larga) 176

Influjos en hoyos con espacio anular reducido (Slim Holes) Observar más cuidadosamente el flujo en hoyos reducidos!! Convencional Vol. influjo: 7,5 bls (1.2 m3) Tiempo detección: 9 min

Vol. influjo:1-2 bls (0.16 – 0.32 m3)

Tiempo detección: 2-3 min. El Delta Flow (*) es un indicador PRINCIPAL (*)Medidor de flujo Diferencial

1500 m Un hoyo de 17.5” x 5” tiene una capacidad anular de 141.85 lts./ m = 7 mts/m3. Uno de 4.75” x 2.875” de 7.30 lts./ m = 136 mts/m3 (columna 19 veces más larga) 177


300 m

Hoyo reducido

Influjos en pozos horizontales A los pozos horizontales y altamente desviados se aplican los mismos principios básicos que a los hoyos verticales o desviados. Los pesos equivalentes del lodo se calculan utilizando la profundidad vertical verdadera, como siempre.

•La velocidad del flujo serán considerablemente mayor para un pozo perforado horizontalmente a través del yacimiento. •Las presiones de cierre pueden ser idénticas aunque se haya producido un influjo grande. Esto dependería de la longitud del tunel horizontal. •El potencial de producir succión por movimiento de la tubería es mayor al tener expuesta un área mayor del yacimiento. 178


Existen varios puntos adicionales a considerar:

Influjos en pozos horizontales Cuando se saca la tubería del pozo, se debe realizar una prueba de flujo una vez que la barrena salga de la sección horizontal.

•

Es bastante posible que la sección horizontal quede llena con fluidos del yacimiento y aún así el pozo esté muerto. Se debe tener entonces extrema precaución cuando se regrese con la sarta a esa sección de yacimiento.

•

Nuevamente en el fondo, se recomienda efectuar una prueba de flujo después de la circulación parcial, pues un influjo puede estar lo suficiente alto en el pozo como para ser detectado.

•

En el caso de un influjo durante los viajes puede no ser posible soltar o bombear la válvula tipo dardo, dependiendo del ángulo del hoyo. Se recomienda instalar una válvula tipo Gray para poder regresar la sarta al fondo con presión en el pozo.

179


•

Prevención de influjos en pozos HP/HT Se deben considerar los procedimientos siguientes (aplicables sólo cuando se perfora una zona de alta presión) y el supervisor del pozo debe impartir instrucciones específicas a la cuadrilla.

fondos arriba (hrs.) x ROP (pies/hr ó m/hr) = 30 pies (9,14 m) es decir, ROP (en ft/hr) = 30 / (tiempo para fondos arriba en horas)

• Si se perfora con Top Drive, utilizar 90 pies en lugar de 30 (27,43 metros en vez de 9.14) en la fórmula anterior. • Considerar verificar el flujo en todas las conexiones. • Colocar una conexión para válvula tipo dardo en la sarta. • Considerar la posibilidad de soltar el dardo antes de salir del fondo (excepto para un viaje corto). 180


• Limitar la velocidad de perforación ROP de tal manera que:

Prevención de influjos en pozos HP/HT • El Supervisor de pozo debe estar presente en el piso del equipo mientras se saca la tubería en hoyo abierto. • Efectuar una circulación de los fondos arriba a través del estrangulador si se sospecha que se ha succionado un influjo.

• El personal de supervisores debe recibir entrenamiento especial en control de pozos HP/HT antes de iniciar la perforación. • Limitar los intervalos para toma de núcleos a 30 pies (10 m) y circular varias veces mientras se sale del hoyo para limitar el riesgo de influjos debido al gas de núcleos que se separa de la solución. 181


• Tener lista una parada de tubería de perforación con válvula de seguridad de apertura total en el fondo (TIW), si se perfora con Top Drive System,TDS, para permitir la fácil desconexión e instalación de un ensamblaje de control a nivel del piso de la mesa rotaria .

Prevención de influjos bajando el revestidor • BOP superficial: Instalar los arietes para el revestidor y probarlos con presión al igual que las compuertas de la BOP.

• BOP Submarino: Tener instalada una combinación en la base de una parada de tubería de perforación para conectarla al revestidor y colgar la sarta sobre el cabezal del pozo si se juzga necesario • Llenar el revestidor con lodo limpio y prevenir la caída accidental de objetos extraños por su interior • Observar los retornos por el anular a medida que se baja el revestidor y controlar los volúmenes de llenado y desplazamiento • Calcular la velocidad de bajada para lograr una velocidad de fluido aceptable y una surgencia limitada en el hoyo abierto. 182


• Tener listos la cabeza para circular a través del revestidor y una combinación (Cross Over) pre-instalada en la tubería que permita conectarla al revestidor y forzarla con presión en el pozo (stripping)

Prevención de influjos bajando el revestidor • Registrar el nivel inicial de lodo en las presas y verificar el aumento en volumen calculado debido al desplazamiento

• Antes de hacerlo, se debe instalar la cabeza de circulación en el revestidor en caso de que falle el equipo de flotación. • Debido al tamaño de la sarta, el peso del revestidor puede no superar la fuerza que lo empuja hacia afuera. En tal caso el cabezal de circulación debe encadenarse a la subestructura, si es necesario. 183


• En caso de presentarse un influjo, si no puede levantarse la zapata por encima de los arietes de corte/ciegos, se deben cerrar los arietes de tubería (con BOP superficial) o el preventor anular (con BOP submarino).

Causas y prevención de influjos – conclusión ¿Quién es la persona más importante para prevenir un influjo?

• Para permitir mayor tolerancia al influjo (KTOL) • Para facilitar el control del pozo en forma segura El Objetivo: limitar el volumen de influjos en el pozo a un máximo de 5 bls.(no más de 0.8 m3)!!! Condición: Disponer de equipos de alta sensibilidad y personal entrenado para detectar 1.7 bls (0.27 m3)!!! 184


• El perforador – Es el primero que puede ver los indicios – Es el primero que debe reaccionar para cerrar el pozo – El supervisor de pozo debe orientar y suministrar entrenamiento al perforador y concederle autoridad ¿Por qué es importante minimizar el volumen del influjo?

Prueba de flujo positiva Si el pozo continúa fluyendo después de parar las bombas, entonces es necesario: CERRAR EL POZO – Tubo en “U” con desbalance – Retorno del flujo desde las fracturas creadas por la mayor presión en el pozo cuando se circulaba (efecto de balonamiento de las lutitas o efecto globo) Se recomienda CERRAR EL POZO, hasta verificar que el flujo NO es causado por desbalance de presiones 185


Hay otras razones que pueden causar el flujo del pozo:

Sección 5

186


Diseño del pozo para control de influjos

Sección 5 • Criterios convencionales para diseño de pozos • Generación y propagación de fracturas

• Mecanismo de ruptura en el subsuelo y comunicación a la superficie • Procedimiento de IPM para la prueba de fuga • Procedimiento para la prueba de fuga extendida

187

• Nuevos criterios de diseño en función del control del pozo


• Relación de esfuerzos horizontal y vertical

Criterios para el diseño convencional de los pozos Superficie Se supone formación débil sin integridad

Desviación en caso de influjo (venteo) Profundidad - ??? Rocas de resistencia conocida (supuesta?) Se diseña el pozo para contener presión Se puede cerrar el pozo en caso de influjo 188


No se diseña para contener presión

Criterios para el diseño convencional de los pozos Superficie

?

?

No se diseña para contener presión Desviación en caso de influjo (venteo) Profundidad - ???

¿Qué tan legítimo es este temor?

Rocas de resistencia conocida (supuesta?) Se diseña el pozo para contener presión Se puede cerrar el pozo en caso de influjo

189


Peligro de Ruptura!!!

Se supone formación débil sin integridad

Criterios para el diseño convencional de los pozos Superficie

?

?

No se diseña para contener presión Desviación en caso de influjo (venteo) Profundidad - ??? Rocas de resistencia conocida (supuesta?) Se diseña el pozo para contener presión Se puede cerrar el pozo en caso de influjo

190


¿Qué tan Resistentes son estas rocas?

Se supone formación débil sin integridad

Diseño teórico de pozo No.1 Criterios: Línea de lodo

243.9 m 320.12 m 426.83 m

Grad de fractura dado en: lb/gal, gr/cc, psi/pie, psi/m (lb/gal) x 0.052 = psi/pie; (gr/cc) x (0.433) = psi/pie

564.02 m 191

762.20 m

(psi/pie) x 3.28 = psi/m.

9 sartas hasta 762.2 m (2500’) !!!


76.22 m 106.71m 137.20 m 182.93 m

1. Comenzar con conductor a 76.22 mts. BML 2. Cerrar el pozo en todas los influjos 3. Grad. de fractura = 1.38 gr/cc (0.6 psi/pie) 4. Presión de formación (PP) = 1.04 gr/cc 5. Hoyo lleno con gas (evacuación total) 6. Gradiente del gas = 0 (supuesto) 7. Esfuerzo en la zapata hasta la llegar a la presión de fractura

Diseño teórico de pozo No.2 Criterios:

Línea de lodo 250’

1. Igual que No. 1, excepto

Grad de fractura dado en: lb/gal, gr/cc, psi/pie, psi/m

1250’

(lb/gal) x 0.052 = psi/pie; (gr/cc) x (0.433) = psi/pie (psi/pie) x 3.28 = psi/m.

192

2500’

4 sartas hasta 2500’!!!


gradiente de fractura = 1 psi/pie

550’

La ubicación de la segunda zapata Es la CLAVE para el control de pozos superficiales

Mayor exposición: - Más tiempo - Mayor posibilidad de 2da. zapata

encontrar gas

Disminuiye resistencia a fractura (menor gradiente) 193


1ra. zapata

Pruebas de resistencia en formaciones superficiales (Grad. de Fractura a partir de pruebas LOT efectuadas) Intervalo del gradiente de fractura (gr/cc)

Intervalo del gradiente de fractura (lb/gal)

Número de LOT

% del total

0,8 – 1,0

1.85 – 2.31

15.4 – 19.2

99

73

1,0 – 1,1

2.31 – 2.54

19.2 – 21.2

19

14

1,1 – 1,82

2.54 – 4.20

21.2 – 35.0

18

13

Total = 136 Utilizado con autorización de Unocal Worldwide Operations 194


Intervalo del gradiente de fractura (psi/pie)

Fracturas y su propagación El menor esfuerzo principal se debe superar para iniciar la fractura Y

la orientación de la fractura es normal a la dirección del menor esfuerzo principal Schlumberger Private

SV SH (esfuerzo horizontal)

Debe ser superado para que ocurra esta fractura vertical

SH

SH SV (esfuerzo vertical)

Debe ser superado para que ocurra esta fractura horizontal 195

SV

Generación y propagación de fracturas Fractura Horizontal

Fractura Vertical

Fh

Fv supera la resistencia vertical del cubo y se genera una fractura horizontal 196

Fh supera la resistencia horizontal del cubo y se genera una fractura vertical.


Fv

Relación del esfuerzo horizontal efectivo al esfuerzo vertical efectivo

PFrac = Fs (S – P) + P PFrac = Fs =

presión de fractura relación del esfuerzo horizontal efectivo al esfuerzo vertical efectivo

197

S=

presión de sobrecarga

P=

presión de poro


donde:

Relación del esfuerzo horizontal efectivo al esfuerzo vertical efectivo

PFrac = Fs (S – P) + P

PFrac = 1 (S – P) + P =S PFrac = 1 psi/pie (2.3 gr/cc) 198

P = Presión de Poros

Si: Fs = 1/3 PFrac = 1/3 (S – P) + P = 1/3 S + 2/3 P PFrac = 0,61 psi/pie (1.41 gr/cc)


Si: Fs = 1

S = Presión de Sobre carga

Relación del esfuerzo horizontal efectivo al esfuerzo vertical efectivo Símbolo


Porf. bajo el lecho marino (pies)

Nro. de pozo

Promedio

199

Mecanismos de ruptura y comunicación a superficie

• El Coeficiente de Fuga es proporcional a (presión de fracturamiento – presión de poro), a la permeabilidad, a la porosidad y a la compresibilidad de la formación, pero inversamente proporcional a la viscosidad. • El gas es el peor fluido para fracturar propagar fracturas en las rocas 200


• El avance de la fractura es retardado por la fuga del fluido fracturante hacia la formación que esta siendo fracturada, lo que se cuantifica como “Coeficiente de Fuga”.

Mecanismos de ruptura y comunicación a superficie Para llegar a la superficie el gas debe ser capaz de cargar cada sección de roca, sobrepresionarla, fracturarla y propagar la fractura en forma vertical para llegar a la sección siguiente y fracturarla.

•

El proceso de cargado (sobresaturación) y fractura de cada nivel de rocas con gas se deberá repetir hasta llegar a la superficie.

•

Pero el gas no es un fluido fracturante.

•

El único camino para llegar es por atrás del revestidor!

• Un BUEN TRABAJO DE CEMENTACION PRIMARIA es crítico 201


•

Diseño y operaciones recomendadas 1. Diseñar el pozo pensando en el cierre

• Siempre frente a una Lutita 3. Cementar adecuadamente la tubería de revestimiento 4. Medir los gradientes de fractura en las zapatas 5. Si se obtiene LOT menor a esperado, asegurar que la razón no sea un trabajo de cementación deficiente

202

• Determinar el valor de la presión de fractura y la ubicación de la fractura o canal de fuga.


2. Ubicar las zapatas de la tubería de revestimiento en formaciones de máxima integridad

Procedimiento para la prueba de Fuga (LOT) Perforar el cuello flotador, el cemento dejado dentro del revestidor entre el cuello y la zapata y 3 metros adicionales (10 pies) de hoyo nuevo.

2.

Circular y acondicionar el lodo hasta que su peso sea uniforme entrando y saliendo del hoyo.

3.

Ubicar la barrena dentro del revestidor, justo por encima de la zapata, para evitar pega de la sarta durante la prueba.

4.

Instalar una bomba de alta presión y bajo volumen, tal como una bomba de cementación. Las bombas del equipo no son apropiadas para realizar pruebas de fuga y no se recomiendan.

5.

La presión máxima de prueba no debe exceder 80% de la resistencia interna en el segmento más débil de la sarta de revestimiento o la presión de prueba del revestidor.

6.

Cerrar BOP (colgar sarta en unidades flotantes). Cuando sea posible, abrir espacio anular entre el último revestidor y la sarta de revestimiento anterior para evitar la acumulaciones de presión.

203


1.

Procedimiento para la prueba de Fuga (LOT) Bombear en forma continua por la tubería de perforación (y por el anular) con una tasa lenta (entre 0.1 y 0.3 BPM, [16 y 48 litros/min] con un máximo de 0.5 BPM [80 lts/min] ) registrando la presión y el volumen bombeado

8.

Controlar la presión anular como una verificación de la presión de fricción en la línea superficial, si no se pudiese bombeando por ambos lados.

9.

Graficar la presión de bombeo contra el volumen acumulado

10. Repetir los pasos 7, 8, y 9 hasta que la tendencia de la curva de presión de bomba se desvíe de la recta de presión estática. La presión en función del volumen acumulado bombeado debe ser una relación lineal*, hasta que se obtenga fuga. 11. Cuando la tendencia de la línea graficada se desvíe de la línea recta proyectada, se DEBE DETENER el bombeo, pues ya se ha obtenido la fuga y de continuar bombeando se puede fracturar la formación 204


7.

Procedimiento para la prueba de Fuga (LOT)

13. Purgar la presión abriendo el tanque de retorno y registrar el volumen que se ha drenado y cualquier fluido que se perdió hacia la formación. 14. Los resultados de la prueba de fuga expresados en Peso Equivalente de Lodo (EMW), presión máxima, peso de lodo y profundidad de zapata se reportarán en el informe diario de perforación y el reporte IADC. Una copia del gráfico de la prueba de fuga se enviará a la oficina local.

205


12. Si se obtiene fuga, cerrar el pozo y registrar la caída de presión para cada uno de los primeros 10 minutos después de detener la operación de bombeo o hasta que se observe presión estabilizada (esto permite verificar si hay fugas).

Procedimiento para la prueba de Fuga (LOT)

206


*Nota – Una técnica de bombeo similar a la del paso 7 anterior se debe emplear para someter el revestidor a prueba antes de seguir perforando. La curva resultante presión-volumen establecerá la tendencia normal de la expansión volumétrica del sistema y la compresión del sistema de lodo. Durante la prueba de integridad en el paso 10, la curva del hoyo revestido orientará sobre cuándo se ha iniciado la desviación con respecto a la línea normal.

Procedimiento para la prueba de fuga (LOT) Se debe detener el bombeo Schlumberger Private

Presión (psi)

Presión de fuga

10 minutos

Tiempo (min) ó Volumen (en bls ó litros) 207

Prueba de fuga extendida Presión de fractura

Presión (psi)

Presión de cierre instantáneo (ISIP) (igual a la Presión de reapertura)

Tiempo (min) ó Volumen (en bls o en litros) 208


Presión de inyección estabilizada

Sección 6

209


Equipos para Control de Pozos

Sección 6 • Equipos de alta y de baja presión

• Pruebas de presión y de funcionamiento • Diseño de los acumuladores y pruebas de los mismos • Múltiples de flujo y estranguladores • Criterios para diseño y operación del separador de gas / lodo 210


• Configuración de los arreglos para instalaciones de superficie y submarinas

Ejercicio # 4: Equipos para control de pozos – diseño y mantenimiento – BAJA presión

ALTA presión Bomba PVT

D

Tanque de viaje

P

A bomba

Succión Desgasif

Separador de gas

Estrang.

Conjunto de BOP Cabezal de pozo Revest.

211

Acum.


Depósito Mezcla de lodo de lodo

Ejemplo de configuración para un conjunto de BOP Instalación Superficial ANULAR Schlumberger Private

Arietes superiores Arietes ciegos

Línea de matar Sustituir con doble compuerta (arietes de tubería-ciegos) en casos seleccionados 212

BOTTOM RAMS

Arietes inferiores

Línea de estrangular HCR Tapón VR en cabezal de revestidor

Ejemplo de configuración de un conjunto de BOP Instalación submarina ANULAR SUPERIOR ANULAR INFERIOR

Válvulas Hidráulicas “Failsafe”

LMRP CON

(intercambiables) Válvulas Hidráulicas “Failsafe”


(intercambiables)

BOTTOM RAMS ARIETES DE CORTE

BLIND RAMS BOTTOM RAMS

ARIETES SUPERIORES

BOTTOM RAMS

ARIETES CENTRALES


BOTTOM RAMS ARIETES INFERIORES

Conector inferior del BOP 213


Línea del Estrangulador y/o de Matar

Línea del Estrangulador y/o de Matar

Pruebas de presión y de funcionamiento

•cada dos semanas o durante el 1er. viaje después del intervalo de 14 días, con un intervalo máximo de 21 días o cuando el organismo normativo así lo indique. •Antes de su instalación, cuando sea posible •Después de instalar el cabezal del pozo y el conjunto de BOP y antes de iniciar la perforación de la sección siguiente •Cuando se cambie algún componente del conjunto 214


Las pruebas de presión de todos los BOP, los componentes de cabezal de pozo y sus conexiones, acumulador, múltiple de estrangulamiento, líneas de estrangular y matar, múltiple del “stand pipe”, junta “kelly” y sus válvulas, válvulas de seguridad y vávula BOP interna deberán realizarse:

Pruebas de presión y de funcionamiento • Antes de perforar en una zona que se sospecha es de alta presión.

• Después de realizar reparaciones en el BOPE • Antes de la apertura inicial de la herramienta para conducir pruebas de producción con la tubería de perforación, DST. • Cuando se hayan cambiado los arietes para correr el revestidor, se deben también probar con presión. 215


• En cualquier momento cuando así lo solicite el Representante de la compañía operadora

Válvulas de seguridad ESPECIFICACION:

Estas válvulas: •Evitan un influjo repentino hacia la sarta de perforación •Evitan que el retorno de ripios desde el anular tapone los orificios de la barrena. •Pueden tener o no orificio para igualación de presiones. 216


Las válvulas de contra flujo deben utilizarse al perforar y abrir el hoyo antes de cementar la tubería de revestimiento superficial o en cualquier momento cuando el plan definido consiste en desviar el flujo. También se pueden utilizar en secciones más profundas del hoyo.

Diseño del acumulador Tapa y conexión para medir presión y carga de nitrógeno

Válvula de contención de la vejiga 217

Ensamblaje del orificio para admisión de fluido hidráulico


Contenedor cilíndrico en acero sin costura

Vejiga Interna sellada para almacenar la precarga de nitrógeno

Cálculo de la capacidad del acumulador

No Inflamable

Gas Nitrógeno

Gas (N2) comprimido

PRES. DE OPERACION MIN. 200 psi SOBRE PRES. PRECARGA

3000 psi

1200 psi Volumen de fluido Usado

UV UV: Volumen Usable

LA MAYORIA DE LOS ACUMULADORES USADOS EN EL CAMPO TIENEN UNA PRESION DE OPERACIÓN DE 3000 psi. 218


1000 psi

Fluido Hidráulico presurizado en el acumulador

PRECARGA

VOLUMEN A LA PRESION DE OPERACION DEL ACUMULADOR

Cálculo de la capacidad del acumulador 3000 psi

Fluido de acumulador

No inflamable

1

1200 psi Volumen Usado

2

3

Cálculo del volumen utilizable, UV por cada cilindro: Pre-carga

Sistema Cargado

Sistema Operado

Presión

1000

3000

1200

UV = 6,67 – 1,67

Vol. gas

10

3,33

8,33

UV = 5

PxV

10.000

10.000

10.000

Vol. líquido

0

6,67

1,67

Condición

219

Vol. Usado, UV:


Nitrógeno

1000 psi

Capacidad del acumulador Norma de SLB Especificación:

En un conjunto de BOP Superficial: •Cerrar todas las funciones (arietes y anular) y abrir las HCR •Abrir todas las funciones (arietes y anular) y cerrar las HCR •Cerrar el preventor anular •Abrir la válvula HCR en la línea del estrangulador 220


El volumen del acumulador para operar las BOP debe ser calculado para almacenar una presión de por lo menos 1380 kPa (200 psi) por encima de la pre-carga después de realizar las operaciones siguientes (con las bombas de precarga aisladas):

Dimensiones del acumulador Norma de SLB Ejemplo: Equipo BOP:

1 anular + 3 arietes + válvula HCR 10 + (3 x 5) + 1

= 26 gal

Volumen de apertura (OV)

10 + (3 x 5) + 1

= 26 gal

Cierre de la BOP anular (CV) Válvula HCR abierta (OV)

10 gal

1 =

1 gal

Volumen utilizable (UV):

=

Volumen nominal (NV):

2 x UV = 126 gal

Número de cilindros: 12 221

10 =

63 gal


Volumen de cierre (CV)

Bombas para carga del acumulador Especificación:

El acumulador incluirá una (1) bomba eléctrica y dos (2) bombas de aire como respaldo para la carga del acumulador.

•Cerrar el BOP anular (excluyendo el desviador de flujo) en la tubería de perforación de tamaño mínimo utilizada •Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangular •Obtener una presión mínima de 1380 kPa (200 lppc) por encima de la presión de precarga del acumulador en dos (2) minutos o menos. 222


Con el banco de acumuladores aislado, las bombas deben ser capaces de:

Múltiple de flujo y estrangulación / Múltiple del “stand pipe”

•Debe tener un estrangulador ajustable, controlado a distancia y operado por presión. En los equipos livianos con conjuntos de 2M ó 3M psi se aceptan múltiples de estrangulamiento simplificados sin estrangulador de operación remota. •Debe tener un estrangulador ajustable de operación manual. • Debe permitir que los retornos regresen directamente al tanque, al múltiple de descarga o a otra tubería corriente abajo sin pasar a por el estrangulador. Esta ruta debe tener dos válvulas de compuerta con máxima presión de trabajo. 223


Se deben tener, al menos, tres rutas de flujo con capacidad para llevar los retornos del pozo a través de conductos de 76,14 mm (3”) de diámetro nominal o más. Al menos una de estas rutas del flujo:

Placa de choque d

efecto sifón

Rompedor de

Placas deflectoras

D

Lodo

224

1. Diámetro y longitud determinan la presión interior en el separador

Línea de drenaje con válvula

Viene del estrangulador

Lodo

2. Altura, diámetro y diseño interno determinan eficiencia de separación

3. Altura de tubo en “U” (D) y distancia desde fondo del separador hasta parte superior del tubo en “U” (d) determinan nivel de fluido y evitan que el gas salga por el fondo


Sin válvulas!!

Línea de venteo Sin válvulas!!

GAS

Separador de gas/lodo

Ejercicio # 5 - diseño del separador de gas


Tanque de des gasificador vacío

Tapa de inspección Tubería hacia el sistema de lodo

225

Ejercicio # 5 - diseño del separador de gas EJEMPLO:

Tasa promedio de gas durante 1er. minuto de venteo: 3.202 MPC/D Tasa promedio de gas durante último minuto de venteo : 1.722 MPC/D Tasa promedio de gas durante venteo : 2.462 MPC/D 226


Profundidad de pozo: 10.000’ Hoyo/tamaño de tub. revestimiento (12-1/4” x 13-3/8”): 0,125 bls/pie Tubería de perforación (5”, 19,5#): 0,025 bls/pie Peso de lodo: 12 ppg Peso de lodo de matar: 14 ppg Volumen del influjo: 50 bls Tasa de matar: 3 BPM Se aplica el Método del Perforador Pres. del revestidor cuando el gas llega a la superficie: 1987 psi Pres. del revestidor cuando sale el gas: 1057 psi

Ejercicio # 5 - diseño del separador de gas

25 30

Presión atmosférica corriente abajo

10” ID

5

10

8” ID

12” ID 0

227

6” ID

15 20

4” ID

Temp. gas = 75º F

0

5

5

10

10

15

15

20

Tasa de flujo del gas – MMPCN/D

20


Presión corriente arriba – lppc

Pérdida de presión en 100 pies

Sección 7

228


Desviadores de Flujo

Sección 7 • Ejemplo de Configuración de un Sistema Desviador • Procedimientos con el Desviador • Problemas Asociados con los Desviadores • Caso Histórico con uso del Desviador • Evacuación del Personal durante la Desviación 229


• Especificaciones de SLB para Desviadores de Flujo

Ejemplo de configuración de un desviador Sarta de perforación Línea para retornos del pozo Líneas de Alivio o de desvío

Desviador = Preventor Anular

Superficie

Válvula de alivio (de apertura plena)

Tubo conductor Zapata del Conductor Hoyo de superficie Entrada del influjo 230


Venteo del Influjo

Especificaciones de SLB para los desviadores En tierra firme, gabarras de pantano y plataformas auto-elevables

231


Sistema desviador: • Es una preventora anular de gran tamaño que se instala sobre el tubo conductor de superficie (tamaños comunes de la BOP son 18-5/8”, 21 ¼”, 29”). Al cerrar la BOP anular, los retornos del pozo se desvían por una o dos líneas conectadas al conductor por debajo de ella, llamadas líneas de alivio. Líneas de alivio: • Al menos dos líneas de alivio se instalan para permitir el venteo hacia lados opuestos del equipo de perf. (costa afuera) – En tierra firme: se permite una sola línea de venteo • La línea de alivio debe tener al menos 8” de diámetro (203 mm) • No se deben conectar otras líneas entrando o saliendo de las líneas de alivio o del cuerpo del desviador


Operación del sistema de alivio

–Abrir la válvula de alivio seleccionada –Cerrar el desviador de flujo • Estas dos funciones deben estar interconectadas. Se debe incluir un mecanismo para cambiar el flujo de un venteo a otro sin cerrar el sistema. 232


• Debe tener un número mínimo de codos y todas las líneas deben estar bien aseguradas. Cada línea de alivio del desviador debe tener una válvula sin restricciones de apertura total, operada a distancia. La secuencia de operación del desviador será como sigue:


233


Operación del sistema de alivio – continuación: • Se debe tener cuidado especial para proteger de la erosión los codos de las tuberías. Esto puede incluir: – Utilizar codos de radio grande – Espesor adicional del metal en los codos – No utilizar conexiones tipo camisa de acople para conectar las líneas de alivio (“dresser sleeves”) – Se debe instalar una válvula de potencia para detener de manera automática el retorno de lodo a los tanques cuando está cerrado el desviador, si la línea de retorno del lodo y la salida de alivio del desviador desde el pozo son una misma, o si la línea de retorno del lodo se conecta por debajo del cabezal del desviador.

Procedimiento de desviación de un influjo de gas perforando Al primer indicio de influjo:

• Abrir la línea de alivio para desviar el flujo y cerrar el desviador (ambas funciones deben estar interconectadas). • Aumentar las emboladas de bomba hasta el máximo (sin exceder la velocidad máxima de la bomba o la presión máxima permitida por la válvula de alivio) • Cambiar la succión de las bombas de lodo hacia el lodo pesado en el tanque de reserva. • Llevar a cero el contador de emboladas. 234


• No detener la operación de bombeo

Procedimiento de desviación de un influjo de gas perforando

• Si el flujo se detiene después que se ha desplazado el lodo pesado, parar las bombas y observar el pozo. • Si el pozo continúa fluyendo, continuar el bombeo desde el sistema activo y preparar para bombear agua y/o considerar la posibilidad de preparar un tanque con lodo más pesado. • Cuando se haya consumido todo el lodo, cambiar la succión de las bombas para continuar bombeando agua hacia el pozo. • No dejar de bombear mientras el pozo esté fluyendo.

235


• Dar la alarma y anunciar la emergencia utilizando el sistema de altoparlantes y/o informar al superintendente del equipo. Asignar observadores para emanaciones de gas en la superficie (equipos auto elevables, gabarras de pantanos). Activar las alarmas de “halon” en el equipo

Procedimiento de desviación de un influjo de gas mientras se hace un viaje con la tubería Al primer indicio de flujo:

• Abrir la línea de alivio para desviar el flujo y cerrar el desviador (ambas funciones deben estar interconectadas) • Conectar la junta “kelly” o el “top drive” • Comenzar a bombear a la máxima velocidad de bomba sin superar la presión máxima permitida por la válvula de alivio • Cambiar la succión en las bombas de lodo hacia el lodo pesado en el tanque de reserva. • Llevar a cero el contador de emboladas 236


• Suspender el viaje, colocar la sarta espaciada sobre las cuñas en la mesa rotaria

Procedimiento de desviación de un influjo de gas mientras se hace un viaje con la tubería • Dar la alarma y anunciar la emergencia con el sistema de amplificadores y/o informar al superintendente del equipo. Activar las alarmas de “halón” instaladas en el equipo

• Si el flujo continúa después que se ha bombeado el lodo pesado, seguir bombeando desde el sistema activo y prepararse para bombear el agua de los tanques y/o considerar la posibilidad de preparar un tanque con lodo más pesado. • Una vez que se haya consumido todo el lodo, cambiar la succión de las bombas para comenzar a bombear agua. • 237No dejar de bombear mientras continúe el flujo del pozo.


• Si el flujo del pozo se detiene después que se ha desplazado el lodo pesado, parar las bombas y observar el pozo. • Prepararse para regresar al fondo.

Problemas asociados con el desviador de flujo • •

8” 12” Erosión: Mezclas de gas/arena a través de las líneas del desviador que pueden erosionar el acero a una tasa de 8”/hora. Para mezclas con agua la tasa de erosión es de 16”/hor

238

NO EXISTE UN METODO CONFIABLE PARA ELIMINAR ESTOS PROBLEMAS...!


Diseñado para dirigir el flujo NO CONTROLADO lejos del personal y del equipo. Debilidades principales del desviador de flujo: Taponamiento: 1/4 -1/2” Gran número de partículas de este tamaño: pueden obstruir estas rutas del flujo:

Caso histórico – Plataforma de Steelhead

Salida del desviador 10” Espacio del pozo

Zapata 20” 766 pies RKB / 421 pies BML Hoyo 17-1/2” con revest. 13 3/8” 2265 pies RKB / 1920 pies BML 239


- Peso del lodo 9,4 ppg Desviador instalado en revestidor de 20” - Operación: cementación revestidor 13-3/8” Brida del tubo conductor

Caso histórico-Plataforma Steelhead Historia de caso de un reventón – Plataforma de Steelhead – Cook Inlet, Alaska – Empresa conjunta de Marathon y Unocal • Se corrió revestidor de 13-3/8” hasta el fondo • Se perdió potencia en la unidad de perforación – comenzó a utilizarse el suministro de emergencia

• •

• • • • • • •

Se declara emergencia 20 min. Después cuando se presenta una fuga en brida inferior del tubo conductor Desviador taponado 30 minutos después (50 min. después de iniciar la desviación) - Pérdida total en el fondo de tubo conductor. Se abre línea de drenaje de 10” en parte inferior de tubo conductor (No se sabe exactamente dónde estaba en el área del pozo. Se perdió entre los registros) Se activan los sistemas de HALON (gas inerte que combate el oxígeno para evitar incendios) Se bombea por dos horas más (2 veces el volumen anular) Se acaba el lodo y casi también el agua de perforación en el equipo. Se bombea agua del mar. Se reduce la tasa de circulación de 6 a 3 bls/min Pozo totalmente descargado y produciendo gas a través de un sello defectuoso y línea de drenaje de 10” hacia el área del pozo 20 minutos después (3 horas, 10 min. después de comenzar a usar el desviador) Se ordena la evacuación de la plataforma (+/- 20 personas) (Si Ud. hubiera sido el Supervisor de Pozo, habría estado entre esas personas en el bote salvavidas!)

• • • •

Se inició incendio en el pozo 5 minutos después (3 horas 15 min. luego de comenzar a usar el desviador) –el bote salvavidas no había aún llegado al agua ! El pozo produjo gas y se quemó durante 7-1/2 días Se taponeó el pozo y apagó el incendio US $150 M - Costo total por la pérdida de la plataforma El agente de tierras que acordó cambiar el asiento del revestidor 75 pies no tenía idea de las implicaciones del cambio.

•

Mover el asiento del revestidor a 75 pies más de profundidad significaba que se penetraría una arena gasífera.

•

La información sobre el tope de gas era bien conocida para los departamentos de geología pero no se les informó sobre el cambio en el diseño de pozo.

240 • No se modificó el programa de cementación para tomar en cuenta esto, y se utilizó el mismo colchón.


• • •

• Circ @ 5 bls/min por 5 horas • Circ @ 2 bls/min por 7 horas • Se recupera la potencia en el equipo Se cementó revestidor como sigue: • Se bombearon 200 bls de agua, seguidos de 300 bls de cemento – Se detecta mayor flujo cuando se inicia cementación Se accióna el sistema desviador y el flujo del pozo es desviado por las líneas de venteo

Caso histórico-Plataforma Steelhead Lección aprendida

• Este cambio en el diseño del revestidor NO se comunicó a la gente que conocía las consecuencias. • Este era el tercer pozo perforado en la plataforma y los dos anteriores no habían tenido problemas con el preflujo de agua utilizado en la cementación. • El preflujo de 200 bls de agua causó desbalance. 241


• La zapata de 13-3/8” había sido llevada a 75 pies más de profundidad por decisión del agente de tierras según sugerencia de la Comisión O&G de Alaska, pues la TD del pozo era más profunda que en los dos pozos anteriores.

Evacuación del sitio durante la desviación El uso del desviador NO conduce al control de pozo

• Su función principal se limita a ganar tiempo para la evacuación del personal fuera del sitio. • La evacuación del personal no esencial debe iniciarse de inmediato, al detectar el influjo. 242


• Se puede requerir cuando no exista mejor alternativa para evitar el reventón en superficie

Sección 8

243


Procedimientos para cerrar el Pozo

Sección 8

• Cierre Duro Vs. Cierre Blando • Simulacros de Control de Pozos 244


• Procedimientos de Cierre - Mientras se está perforando - Mientras se hace un viaje con la tubería

Ejercicio # 6 - cierre del pozo


245

Procedimiento para cierre DURO - perforando El estrangulador y todas las rutas en el múltiple permanecen CERRADAS para el cierre DURO. Válvula HCR cerrada. Válvula de flotación instalada

Notas: 1. Una vez cerrado el pozo y registradas las presiones, no abrir de nuevo para verificar el flujo o para medir la tasa de flujo!

246

2. Decidir con anticipación si se va a mover la tubería a través de la BOP cerrada y tipo de movimiento (reciprocación o rotación lenta) así como la presión hidráulica para cerrar la BOP esférica.


1. Detener la perforación 2. Levantar la sarta hasta posición de cierre y espaciarla (si el tiempo lo permite) 3. Detener las bombas y verificar flujo (en caso de duda y si el tiempo lo permite) Si el pozo fluye, proceder sin demora con el paso siguiente 4. Cerrar la BOP esférica / abrir la válvula (HCR) en línea del estrangulador 5. Notificar a la persona a cargo. 6. Leer y registrar las presiones de cierre en la tubería y en el anular. 7. Medir y reportar la ganancia de volumen de fluido en las presas.

Procedimiento para cierre DURO – haciendo un viaje El estrangulador y todas las rutas en el múltiple permanecen CERRADAS para el cierre DURO. Válvula HCR cerrada. Válvula de flotación instalada en la sarta.

Notas:

1. Una vez cerrado el pozo y registradas las presiones, no abrir de nuevo para verificar el flujo o para medir la tasa de flujo! 2. Decidir con anticipación si se va a mover la tubería a través de la BOP cerrada y tipo de movimiento (reciprocación o rotación lenta) así como la presión hidráulica para cerrar la BOP esférica.

247


1. Detener el viaje y asentar la sarta espaciada sobre las cuñas en la mesa rotaria Verificar flujo si el tiempo lo permite. Si el pozo fluye continuar sin demora con el paso 2. 2. Cerrar la BOP esférica / abrir la válvula (HCR) en la línea del estrangulador. 3. Instalar en la sarta una válvula de seguridad de apertura plena en posición abierta 4. Cerrar la válvula de seguridad 5. Notificar a la persona a cargo. 6. Conectar la junta “kelly” o el “top drive” y abrir válvula de seguridad instalada. 7. Leer y registrar las presiones de cierre de la tubería de perforación y en el anular 8. Medir y reportar la ganancia de volumen de fluido en las presas

Procedimiento para cierre BLANDO - perforando El estrangulador y todas las rutas en el múltiple permanecen ABIERTAS para el cierre blando. Válvula HCR cerrada. Válvula de flotación instalada en la sarta.

4. 5. 6. 5. 6. 7.

Detener la perforación Levantar la sarta hasta posición de cierre y espaciarla (si el tiempo lo permite) Detener las bombas y verificar flujo (en caso de duda y si el tiempo lo permite). Si el pozo fluye, proceder sin demora con el paso siguiente Abrir la válvula (HCR) en línea del estrangulador y desviar flujo al separador. Cerrar la BOP esférica Cerrar el estrangulador Notificar a la persona a cargo. Leer y registrar las presiones de cierre en la tubería y en el anular. Medir y reportar la ganancia de volumen de fluido en las presas.

Notas: 1. Una vez cerrado el pozo y registradas las presiones, no abrir de nuevo para verificar el flujo o para medir la tasa de flujo!

248

2. Decidir con anticipación si se va a mover la tubería a través de la BOP cerrada y tipo de movimiento (reciprocación o rotación lenta) así como la presión hidráulica para cerrar la BOP esférica.


1. 2. 3.

Procedimiento para cierre BLANDO – en un viaje El estrangulador y todas las rutas en el múltiple permanecen ABIERTAS para el cierre blando. Válvula HCR cerrada. Válvula de flotación instalada en la sarta

Notas:

249

1. Una vez cerrado el pozo y registradas las presiones, no abrir de nuevo para verificar el flujo o para medir la tasa de flujo! 2. Decidir con anticipación si se va a mover la tubería a través de la BOP cerrada y tipo de movimiento (reciprocación o rotación lenta) así como la presión hidráulica para cerrar la BOP esférica.


1. Detener el viaje y asentar la sarta espaciada sobre las cuñas en la mesa rotaria (flujo?) 2. Abrir la válvula HCR en la línea del estrangulador y desviar el flujo al separador 3. Cerrar la BOP esférica 4. Cerrar el estrangulador. 5. Instalar en la sarta una válvula de seguridad de apertura plena en posición abierta 6. Notificar a la persona a cargo. 7. Cerrar la válvula de seguridad 8. Conectar la junta “kelly” o el “top drive” y abrir válvula de seguridad instalada. 9. Leer y registrar las presiones de cierre de la tubería de perforación y en el anular 10. Medir y reportar la ganancia de volumen de fluido en las presas

cierre duro Vs. cierre blando Curvas de presión en la zapata

Presión en la zapata (psi)

Cierre del pozo 250

Influjo detectado

Tiempo (min)

Peso del lodo de matar en la zapata


Inicio de la circulación

Migración de gas

cierre duro vs. cierre blando Cierre duro: Estrangulador cerrado. Cerrar BOP anular y abrir la válvula HCR.

• El influjo se detiene en el tiempo más breve posible • Procedimiento rápido y sencillo Desventajas: • Pulsación de presión o “golpe de ariete” que se piensa causa daño a la formación 251


Ventajas:

cierre duro vs. cierre blando Cierre blando: Rutas del estrangulador abiertas. Abrir la HCR, cerrar la BOP anular, Cerrar el estrangulador.

• Se reduce la pulsación de presión sobre la formación Desventajas: • Se produce un influjo mayor debido a la demora en cerrar completamente el pozo • Más complejo debido al requerimiento de verificar la alineación de válvulas antes de cerrar BOP 252


Ventajas:

cierre duro vs. cierre blando Resultados con influjos simulados Ganancia de fosa (bls)

Presión del estrangulador (psi)

12

600 Suave

Suave duro

400

6

0

253

60 lppc


18

10 20 Tiempo (min)

30

200

duro

0

10 20 Tiempo (min)

30

cierre duro vs. cierre blando pozo de prueba BOP – 10.000 psi revestidor colgante 9-5/8” tubería de perforación 5” 2322’ MD / 2304’ TVD (medido desde la rotaria)

4700’ MD / 4640’ TVD (medido desde la rotaria) Empacadura

254

P

T Presión y temperatura Cuellos 6-1/2” (270’)

P

T Presión y temperatura Mecha tricónica 8-1/4”


Inyección de N2 con sarta de coiled tubing 1”

cierre duro vs. cierre blando

Presión (psi)

Brusco Estrangulador cerrado

BOP cerrado

Suave

150 100

BOP cerrado

Pulsación de presión

Brusco

50 0

255

Pulsación de presión


Presión (psi)

mediciones de la presión superficial

Suave

110

140 120 130 Escala expandida (segundos)

150

cierre duro vs. cierre blando En la Zapata

1250

Golpe de ariete

1150

(Estrangulador es cerrado) Para las bombas

Suave

1050

Presión (psi)

0

256

2150

Duro

300

Gas entra al anular

En la barrena

Cierra BOP

Duro

2050

(Estrangulador es cerrado)

1950 0

Tiempo (segundos)

Suave

300


Presión (psi)

mediciones de las presiones de fondo

cierre duro vs. cierre blando efecto del “golpe de ariete” Cierre instantáneo

Cierre Duro

PINS tr Tc


∇ ∇ 257

PINS = ρcu1

PMAX =

∇

flujo

cierre duro vs. cierre blando - conclusiones

Cierre duro – Efecto del ‘golpe de ariete’ menor que aumento de la presión debido al mayor volumen admitido por el cierre blando – Formación va a estar expuesta a menor presión neta El análisis favorece al Cierre Duro por estas razones: Confusión mínima, menor volumen de influjo, menor presión anular, mayor seguridad del personal y equipos, sin riesgo para el pozo 258


Cierre blando – Poca mejoría en la reducción del “golpe de ariete” – Efecto significativo sobre las presiones anulares causado por el influjo adicional

Alineación del múltiple para el cierre duro Válvula abierta Válvula cerrada

En el conjunto de BOPs

Estrangulador Operación remota

Pres. de operación máxima

Al separador de gas, tanques de lodo, fosa de quema o fuera de borda 259

Pres. reducida de operación permitida Al separador de gas, Línea de purga a la fosa tanques de lodo, fosa de de quema o fuera de quema o fuera de borda borda


En múltiple

Alineación del múltiple para el cierre blando Válvula abierta Válvula cerrada

En el conjunto de BOPs

Estrangulador Operación remota

Pres. de operación máxima

Al separador de gas, tanques de lodo, fosa de quema o fuera de borda 260

Pres. reducida de operación permitida Al separador de gas, Línea de purga a la fosa tanques de lodo, fosa de de quema o fuera de quema o fuera de borda borda


En múltiple

Prácticas de cierre del pozo

261


• Se realizarán prácticas de cierre del pozo por detección de un influjo en superficie, en forma semanal o con mayor frecuencia, si el superintendente del equipo lo considera necesario. Las mismas se registrarán en el informe diario de perforación IADC. • Las prácticas deben estar diseñadas para familiarizar a cada miembro de la cuadrilla con sus funciones en el evento de un cierre real, de manera tal que pueda cumplir con dicha función en forma oportuna y eficiente. • Para cada miembro de la cuadrilla se preparará un plan de ejercicios para cierre del pozo, indicando las asignaciones que debe cumplir durante el mismo y el tiempo determinado para su culminación. • Las prácticas se llevarán a cabo cuando las actividades en el pozo no impliquen riesgo de atascamiento de la tubería ni pongan en peligro la seguridad del pozo o del personal.

Prácticas de cierre del pozo • En cada una de las prácticas el tiempo de reacción se debe medir hasta el punto donde la persona designada está en posición para iniciar la secuencia de cierre del preventor.

• La persona a cargo debe dar comienzo a todas las prácticas. • Se deben organizar prácticas de cierre que cubran una amplia gama de operaciones diferentes: - perforación o circulación en el fondo y haciendo viajes Así mismo, se deben efectuar prácticas que simulen las 262 actividade para el control real del pozo (kick drills)


• También se debe medir el tiempo total para que la cuadrilla complete todo el ciclo de cierre y ocupen sus respectivas posiciones.

Prácticas de cierre del pozos • Para cada equipo / pozo se prepararán prácticas de desviación de flujo y que debe incluir lo siguiente:

-Todo el personal esencial en sus posiciones preasignadas. - Todo el personal no esencial en el lugar de concentración o en la posición asignada en el plan para emergencias. - Simular la acción de “prepararse para desconexión y abandono de la locación” en el caso de BOP submarinos. 263


- Simular la desviación del flujo según los procedimientos (incluyendo la alineación de las bombas hacia el lodo pesado).

Ejercicio # 7 - tiempo de preparación para controlar el pozo


264

Sección 9

265


Control de Pozos Con Lodos a Base de Aceite (OBM)

Sección 9 • Características de los Lodos a Base de Aceite, OBM (Oil Base Mud) • Detección de Influjos en OBM.

- Ganancia de Nivel con OBM y con WBM (Lodo Base Agua) - Resultados de las pruebas de flujo con Lodos OBM y WBM - Circulación del Influjo de gas en OBM y WBM.

• Ventajas del Lodo Base Aceite en el Control del Pozo 266


• Solubilidad del gas en Lodo a Base de Aceite

Características de lodos a base de aceite (OBM) • Aplicaciones :

• Composición: – – – – –

267

Aceite base (orgánico o mineral) Emulsificante Agente humectante Material densificante Viscosificante

-Dispersante -Materiales para pérdida de fluido -Control de alcalinidad


– Pozos de Alta Presión y Temperatura, HP/HT – Formaciones reactivas (Ej. – lutitas y arcillas expansivas) – Prevención del atascamiento diferencial – Reducción del daño de formación

Solubilidad de gas en OBM

Esto tiene consecuencias para: •La detección temprana del influjo y de su volumen •La posibilidad que tiene el gas de migrar o nó en el lodo

268


Un influjo de gas en el lodo de base aceite no se comportará igual como en un lodo de base agua, debido a la capacidad del gas de disolverse en un lodo de base aceite.

Solubilidad de gas en OBM La solubilidad del gas aumenta a medida que: • Disminuye la temperatura de fondo • Aumenta la densidad del gas • Aumenta el % de aceite base en el lodo • Disminuye el contenido de sólidos, el % de emulsificante y/o de agua salada 269


• Aumenta la presión de fondo

Detección de influjos en OBM Con frecuencia se expresan dos enunciados contradictorios:

Y •La solubilidad del gas en el lodo no tiene efectos sobre la detección del influjo.

¿Cuál enunciado es correcto? 270


•El influjo de gas se disuelve en un lodo de base aceite y se dificulta la detección del influjo.

Detección de influjos en OBM Ambos enunciados son correctos!!

• Al aumentar la presión de fondo, aumenta la solubilidad del gas en OBM • La presión de fondo aumenta con la profundidad. • Por lo tanto, el efecto de la solubilidad cambiará a medida que cambia la profundidad del pozo. 271


• El efecto de solubilidad en el lodo depende de la presión de fondo del pozo.

Ganancia de nivel en las presas : Comparación entre OBM y WBM Pozos simulados Pozo Nº

TVD (pies)

1

1.500

3.000

2

2.000

4.500

3

3.000

6.000

4

4.000

9.000

5

8.000

12.000

6

10.000

15.000


272

Zapata (pies)

Ganancia de nivel en las presas - perforando Comparación entre OBM y WBM

8 Volumen inyectado

6

9000 ft OBM

4

9000 ft WBM

2 0 0

273


Ganancia de Volumen (bls)

10

4

8 12 16 Volumen del Influjo (bls)

Ganancia de nivel en las presas - perforando Comparación entre OBM y WBM 10

Volume Injected

8

3000 ft WBM 4500 ft OBM

6

4500 ft WBM 6000 ft OBM

4

6000 ft WBM

2

9000 ft OBM 9000 ft WBM

0

15,000 ft OBM

0 274

4

8

12

Volumen del Influjo (bls)

16

15,000 ft WBM


Ganancia de Volumen (bls)

3000 ft OBM

Ganancia de nivel en las presas - perforando Comparación entre OBM y WBM

275

3


Factor de gas adicional

4

2

1 1000

2500

4000 5500 7000 Presión de fondo (psi)

8500

10000

Detección de influjos en OBM - Perforando Conclusiones

• La cantidad de gas en un pozo con lodo de base aceite con presión de fondo de 6.000 psi o más tiende a ser similar a la indicada por las ganancias de volumen en los tanques. • La detección de influjos en pozos profundos no debería ser un problema mayor en lodo base aceite, OBM, en comparación con lodo base agua, WBM. En los pozos someros la detección puede llevarse más tiempo en un OBM que en un WBM. 276


• La cantidad de gas en un pozo con lodo de base aceite con presión de fondo de 4.000 psi o menos puede ser más que el doble de la cantidad esperada con base en los indicios de la ganancia de nivel en los tanques.

Detección de influjos en OBM El gas NO PUEDE entrar en el pozo sin causar algún cambio en el volumen de lodo en la superficie Intervalo de presión media 10 ppg entre 5000’ -10000’

Bomba Ganancia en los Ganancia en los apagada tanques> 8,5 bls. tanques 7,5 – 8,5 bls Bomba activa Ganancia de Ganancia de Circulando 5 – 6 bls. 7 - 8 bls.

277

Intervalo de alta presión 7500 psi o más

Ganancia de 8 – 10 bls Ganancia de 10 bls.


Intervalo de baja presión Influjo de10 bls 10 ppg sobre 5000’

¿Hay indicación de flujo en OBM cuando hay ganancia de volumen de lodo las presas?

•

Ahora queremos analizar cómo cambia el comportamiento de un influjo de gas entre un OBM y un WBM tomado mientras se hace un viaje.

• En esta simulación, el influjo se consideró ocasionado por “suabeo” y no causado por desbalance a favor de la formación. 278


• Hemos analizado la influencia de la solubilidad del gas en nuestra capacidad de detectar un influjo tomado mientras se está perforando.

Prueba de flujo en WBM y OBM haciendo un viaje Ganancia de Volumen (bls)

influjo de 2 bls (suabeados). pozo de 6000 pies (presión media) WBM

Tiempo (minutos) 279


OBM

Prueba de flujo en WBM y OBM haciendo un viaje


Ganancia en los tanques (bls.)

influjo de 10 bls (suabeados). Pozo de 6000 pies (presión media)


Prueba de flujo en WBM y OBM haciendo un viaje influjo de 10 bls (suabeados). Pozo de 15.000 pies (presión alta)

Ganancia de fosa(bls)



Detección de influos en OBM haciendo un viaje Conclusiones Si el pozo no ha presentado desbalance pero sí se presentó suabeo del influjo durante un viaje, entonces:

282


• En un lodo de base aceite, la prueba de flujo arrojará un resultado negativo. • En un lodo de base agua, en el caso de un influjo pequeño en un pozo somero, o un influjo significativo en un pozo profundo, la prueba de flujo resultará positiva pero muy pequeña. • En un lodo de base agua, para un influjo grande en un pozo somero, el chequeo del flujo resultará positivo. • El gas disuelto en un lodo de base aceite no migra.

Procedimientos de cierre con OBM Si el perforador encuentra indicios principales de influjo en el pozo: -Aumento de flujo que retorna del pozo -Ganancia de volumen de lodo en las presas o en el tanque de viaje La Acción inmediata deberá ser: CERRAR EL POZO

La acción a seguir será: VERIFICAR EL FLUJO Y/O CERRAR EL POZO Aunque una prueba de flujo no sea concluyente No necesariamente significa que no se haya producido un influjo.

283

Se recomienda que, una vez que se haya cerrado el pozo, se realice una circulación fondos arriba a través del estrangulador completamente abierto a una tasa de circulación lenta pre-seleccionada.


Si el perforador encuentra indicios secundarios de un influjo: Aumento brusco en la tasa de penetración Disminución en la presión de bomba y/o aumento de emboladas, etc.

Circulación de influjos de gas en OBM


Idea original

• Todo el gas se disuelve y sube por el anular. • A cierta profundidad donde la presión (y temperatura) son menores, todo el gas se separa de la solución (liberación instantánea del gas) 284

Circulación de influjos de gas en OBM

Si la cantidad de gas en una sección es más que la cantidad que se disolverá: esa sección tendrá gas libre A medida que se circula el paquete hacia arriba, más gas sale de la solución, porque disminuye la cantidad de gas que se disolverá en el aceite del lodo 285

Este es un proceso de liberación gradual. No es un proceso instantáneo que ocurra a cierta profundidad o al mismo tiempo


Condiciones Reales El lodo en el anular se divide en “paquetes” o secciones, cada una con una capacidad de disolución

Circulación de un influjo de gas: comparación entre WBM y OBM

286


Ganancia de volumen en superf ( bbls)

influjo de 10 bls. en pozo de 6000 pies(presión media)- Perforando

Tiempo (minutos)

Circulación de un influjo de gas: comparación entre WBM y OBM


Ganancia de vol. en superf.(bbls.)

influjo de 10 bls. en pozo de 15.000 pies(presión alta) - Perforando


Ganancia de volumen de lodo en las presas con OBM por influjo tomado mientras se perfora Conclusiones

• El influjo en OBM llegará más tarde a la superficie. • El influjo en OBM causará una ganancia de volumen en presas menor cuando llegue a la superficie. • La ganancia en las presas en OBM aumentará más rápido una vez que el influjo llegue a la superficie. 288


En comparación con la misma ganancia de volumen en las presas al cerrar el pozo cuando se utiliza WBM:

Ventajas del OBM para el control de pozos

-

No hay migración si el gas está disuelto

2. Más fácil ocuparse del pozo mientras se espera para circular – No hay migración si el gas está disuelto.

3. Menores presiones de revestidor y de zapata – La presión máxima puede ser la presión de cierre

4. Menores probabilidades de atascamiento de sarta de perforación. 289


1. Más conveniente en viajes cuando se perfora en condiciones de casi balance a través de zonas de baja permeabilidad.

Desventajas del OBM para el control de pozos 1.

3. 4.

290


2.

Mayor dicultad para detectar el influjo comparado con el lodo base de agua. - Solubilidad parcial. Prueba de flujo negativa Más probabilidad de daño en las partes de caucho y empacaduras Mayor riesgo de incendio y contaminaciones ambientales Costos de reposición más elevados en caso de pérdidas de circulación.

Sección 10

291


Efectos de la Migración del Gas sobre el Control del Pozo

Sección 10

• Discusión del problema • Cálculos de la tasa de migración de gas

292


• Velocidad de Migración del Gas: Problema

Ejercicio # 8

293


Migración de Gas ½ hora

Ejercicio # 8: velocidad de migración del gas La tasa de migración de gas a través del fluido de perforación es aproximadamente: (150 m/hr) ?

•1000 pies/hr

( 300 m/hr) ?

•3000 pies/hr

(1000 m/hr) ?

•5000 pies/hr

(1500 m/hr) ?

•10.000 pies/hr (3400 m/hr) ? ¿En qué tipo de mediciones /observaciones se ha basado gran parte de esta opinión? 294


•500 pies/hr

Tasa de migración de gas pies/hr 1000

Fuente

Fecha

Louis Records

1960s

Documento

LSU/Conoco/IADC Senter for Inustriforskining

1975 1987

6372-vert 9612-desv

Schlumberger Cambridge

1990

SPE 20431

5760 3183 5900-7200 6000 7396-10000

Schlumberger Cambridge Rogaland Research Schlumberger Cambridge Schlumberger Cambridge BP Exploration

1991 1992 1993 1994 1995

SPE Drilling, Dic ‘91 SPE 24580 SPE 26331 SPE 27499 IADC Euro WCC

4132 295

Mining U. Leoben, Austria

1995

SPE 4552 “All About Blowouts”

SPE 27878


2000-5760 3543

Cálculo de la tasa de migración de gas a partir del cambio en la presión de cierre en la TR (POZO CERRADO) Presión hidrostática inicial por encima de la burbuja

SICP posterior = Presión en burbuja – Presión hidrostática por encima de la burbuja de la después migración

La presión en la burbuja NO CAMBIA. No hay expansión. El pozo permanece cerrado 296


SICP inicial= Presión en burbuja –

Tasa de migración de gas a partir del cambio en la presión de cierre de la tubería de revestimiento Cambio en hidrostática = Cambio en SICP ∆(HP)

= ∆(SICP)

Distancia de migración = ∆(HP) / Gradiente del lodo = ∆(HP) = ∆(SICP) G G Velocidad de migración = Distancia de migración Tiempo

297

Ecuación 2:

D

Ecuación 3:

V

=

D = ∆(SICP) T TG


Ecuación 1:

Tasa de migración de gas PRINCIPALES factores que afectan la tasa de migración:

2. Geometría - forma de S, horizontal - desviaciones pequeñas en el pozo pueden mantener el gas atrapado 3.

298

Reología - la solubilidad del gas en cualquier tipo de lodo es afectada por la reología del lodo


1. Angulo de hoyo - más rápido desde 15 hasta 30 grados - después de 45 grados se reduce la tasa de migración - no hay migración de gas en pozos de 90 grados

Tasa de migración de gas Problema complejo: requiere simulador dinámico Vmud

Lodo no contaminado Gas libre

Vgas Presión hidráulica Temperatura Densidad del lodo Reología del lodo 299

Vmud

Expansión de gas Densidad del gas Suspensión de gas Solución de gas Separación de gas


Lodo saturado de gas

Escape de gas

Sección 11

300


Control Secundario Métodos Convencionales Presión de Fondo Constante

Sección 11

301

Control Secundario – Resumen de los métodos de control Métodos convencionales Método del Perforador Método de Esperar y Densificar Variaciones de presión en el anular Comparación de los dos métodos Indicación superficial de problemas durante el control del pozo Máxima Presión Anular Permisible en Superficie, MAASP Problema sobre la MAASP. Discusión. Simulador de Influjos, “SIDEKICK”


• • • • • • • • • •

Control Secundario. Métodos para controlar el pozo cerrado con presión:

A. Con tubería en fondo y opción de circular el pozo: •

Perforador (dos circulaciones) – BHP CONSTANTE

•

Esperar y Densificar (una circulación)–BHP CONSTANTE

•

Método Volumétrico Estático (Sarta estacionaria): Ascenso del influjo con expansión controlada hasta la superficie (o por encima de la barrena para terminar de evacuarlo circulando, si hay opción de circular) – BHP CONSTANTE

•

Método de Lubricación y Purga: (Sarta estacionaria, Gas en el tope del anular): Inyección de lodo al anular, tiempo para segregación y liberación de gas del anular en forma alternada – BHP CONSTANTE

302


B. Con tubería arriba del fondo o afuera del pozo y el influjo migrando en forma continua:

Control Secundario. Métodos para controlar el pozo cerrado con presión: C. Con tubería arriba del fondo o afuera del pozo (no hay circulación) Forzamiento (Stripping) - No hay migración: Regreso forzado de la sarta con presión en el pozo manteniendo BHP CONSTANTE

•

Forzamiento y Volumétrico Combinado – Hay migración del influjo: Expansión controlada del influjo en ascenso y forzamiento simultáneo de la sarta en el pozo manteniendo la BHP CONSTANTE

Procedimiento común para todos los métodos: 1. Evacuar el influjo del pozo y, 2. Desplazar fluido del pozo con fluido pesado MANTENIENDO CONSTANTE LA PRESIÓN DE FONDO, BHP.

303


•

Control Secundario. Métodos para controlar el pozo cerrado con presión: D. Métodos aplicados en hoyos revestidos (para ops de Work – Over) Regreso (inyección) del influjo a la formación (Bullheading): En pozos de baja presión (con pérdida de fluido o circulación parcial)

•

Forzamiento (Stripping):Meter la sarta forzada con presión en el pozo (influjo no migra) manteniendo BHP CONSTANTE

•

Forzamiento y Volumétrico Combinado: Migración del influjo y forzamiento simultáneo de la sarta con BHP CONSTANTE

•

Control Mecánico: Instalación de Válvulas de Contrapresión en el colgador (BPV) o Tapones Puente (BP) en el revestidor.

•

Uso de Fluido de Control desde el Anular (Packer Fluid) + S.S.

•

Control con Sarta concéntrica: Tubería continua enrollada (Coiled Tubing) o forzado de tubing delgado (snubbing)

304


•

Métodos Convencionales (Tubería en fondo y circulación posible) • Método del Perforador

- Paso Único: Circulación con lodo pesado para sobre balance y evacuación del influjo en forma simultánea (No se requiere si el influjo fue inducido mecánicamente = suabeado) 305


- Paso 1: Circulación con lodo original para sacar el influjo - Paso 2: Circulación con lodo pesado para sobre balance (sólo se requiere la 2a circulación si el influjo se debió a des balance) • Método de Esperar y Densificar

Método del Perforador Paso 1: Sacar el influjo de gas circulando el pozo con el lodo original, manteniendo constante P. de Circ.Tub. (y así la BHP) P.C. Bomba

Estrangulador

PC = Constante hasta que el influjo salga del pozo Zona P2 306

P1 > P2


Primera Circulación con el lodo original.

Método del Perforador Primera Circulación con lodo originalpara evacuar el influjo: • Primero se arranca la bomba y luégo se abre el choke • Mientras se lleva la bomba a la velocidad reducida:

- Las pérdidas de presión anular (ECD) se suman a BHP - La BHP tendrá así un factor de seguridad que la hace mayor que la presión de formación para evitar nuevo influjo. • Se continúa circulando manteniendo constante la presión de circulación en la tubería, PC (manipulando el estrangulador) hasta que todo el influjo sea circulado a la superficie y evacuado 307 del pozo.


-Mantener constante la presión de la tubería de revestimiento en el valor de cierre manipulando el estrangulador

Método del Perforador Cómo se establece la presión de circulación, PC? PC

(1) 1225 psi

(3) 500 psi (3) SIDPP: Presión de cierre en la tubería

308

SIDPP + PR (1) PC: Presión de Circulación en la Tubería cuando la bomba alcanza la velocidad de matar (2) 725 psi (2) PR: Presión de Circulación a Velocidad Reducida antes del cierre = Pérdidas de presión por fricción en el anular


Ejemplo:

=

Método del Perforador Cómo mantener constante la BHP BHP = HPT + SIDPP + dPA

Presión hidrostática

309

Haciendo lo siguiente: Mantener constante el peso del lodo en el valor que tenía cuando se produjo el influjo (D1).

Presión estática (de cierre) en tubería de perforación (SIDPP)

Mantener constante la lectura del manómetro que registra la presión de circulación en la tubería (PCT) la cual incluye la SIDPP

Presión para empujar el lodo hacia arriba por el anular, dPA (perdidas por fricción anular)

Mantener constante la velocidad de la bomba en la tasa de matar seleccionada


Se mantienen constantes los tres componentes de la BHP:

Método del Perforador

Paso 2: Circular el pozo con lodo de matar manteniendo la BHP constante (mayor que la presión de la formación) Segunda Circulación con fluido pesado: PIC

•Mantener Pchoke constante hasta que el fluido pesado llega a al barrena

Bomba

•Observar la PFC (presión de circ cuando el lodo pesado llegue a la barrena) •PFC se mantiene constante hasta que el fluido pesado retorne a la superficie 310

Verificación: PIC = P.Cierre en TP + PR PFC = (PR)* (KMW/OMW)

PFC

P1 > P2


Estrangulador

Método del Perforador Paso 2: Circular el pozo con lodo de matar manteniendo la BHP constante (mayor que la presión de la formación) Bomba

•PC disminuye desde PIC hasta PFC (cuando el fluido pesado llega a al barrena)

Estrangulador

Verificación: PIC = P.Cierre en TP + PR

•PFC se mantiene constante hasta que el fluido pesado retorne a la superficie

PFC = (PR)* (KMW/OMW)

PFC 311

P1 > P2


Segunda Circulación con fluido pesado:

PIC

Método del Perforador Segunda circulación con lodo pesado para sobrebalance • Primero se arranca la bomba y luego se abre el choke • Mientras se lleva la bomba a la velocidad de matar:

- Las pérdidas de presión anular se suman a la BHP - La BHP tendrá un factor de seguridad que la hace mayor que la presión de formación para evitar nuevo influjo. • Se miden el volumen, los golpes en la bomba o el tiempo para llenar la tubería con lodo pesado y se registra la Presión Final de Circulación en ese momento, PFC. 312


-Mantener constante la presión de la tubería de revestimiento en su valor de cierre manipulando el estrangulador.

Método del Perforador Circulando el pozo con lodo pesado

Mientras se llena el anular con lodo pesado:

Para Parar la bomba:

313

• Comenzar a cerrar el choke antes de desacelerar y apagar la bomba para evitar caída de la BHP • Apagar la bomba y cerrar el pozo • Verificar que SIDPP y SICP sean ambas nulas (0 psi) • Abrir el pozo y verificar el flujo


• Mantener constante la PFC manipulando el estrangulador, hasta que el lodo de matar regrese a la superficie

Método de Esperar y Densificar

Paso Unico: Circular el pozo con lodo de matar manteniendo la BHP constante (mayor que la presión de la formación) Mientras se llena la Tubería: •

Mientras se llena el anular: • Leer la presión final de circulación (PFC) cuando la sarta de perforación está llena de lodo de matar (lodo pesado en la barrena) • Mantener esta PFC constante operando el estrangulador, hasta que el lodo pesado regrese a la superficie Apagar la bomba y observar el pozo: • Apagar la bomba y cerrar el pozo • Verificar que SIDPP y SICP sean CERO • Abrir el pozo y verificar el flujo


314

Seguir el Programa de Bombeo, reduciendo la Presión de circulación en la tubería con el estrangulador desde la PIC (presión inicial de circulación) hasta la presión final de circulación (PFC)

Método de Esperar y Densificar Circular el pozo con lodo de matar al mismo tiempo evacuar el influjo de gas manteniendo la BHP constante PIC Schlumberger Private

Una sóla circulación con fluido pesado: •PC disminuye desde PIC hasta PFC (mientras el fluido pesado llena la tubería) •PFC sigue constante hasta que el fluido pesado llegue a la superficie. PIC = SIDPP + PR PFC = PR x (D2 / D1) 315

PFC

P1 > P2

Cambios de presión anular en superficie 3 cosas pueden hacer cambiar la presión en el tope del anular (presión del revestidor):

Se compensa con un aumento continuo en la presión del anular en la superficie hasta que el gas llegue a la superficie 2. Aumento de la presión hidrostática entre la superficie y el fondo del hoyo - Causado por el gas que sale del pozo (se ventea) y es substituido por lodo Se compensa con una reducción en la presión del anular en superficie equivalente. 3. Aumento de la presión hidrostática entre la superficie y el fondo del hoyo - Causado por el lodo liviano (original) desplazado por el más pesado (lodo de matar) 316

Se compensa con una reducción adicional en la presión anular en superficie cuando el lodo pesado ingresa al anular


1. Pérdida de la presión hidrostática entre la superficie y el fondo del hoyo - Causada por el gas que se expande y desplaza el lodo

Cambios de presión en el anular Caso 1

Caso 2

Caso 3


Método del Perforador 1ra. circulación 317

Esperar y Densificar (sin migración de gas)

Esperar y Densificar (con migración de gas)

Comparación de los dos métodos (casos teórico y real)

318

1) Método del Perforador teórico

2) Esperar y Densificar teórico

680

3) Esperar y Densificar real (incluye tiempo de mezcla 2 horas)

4) Método del Perforador real

Tiempo


Presión del revestidor, psi

860

Cambios de presión en la zapata Caso 1

Caso 2

Caso 3a Caso 3b


Método del Perforador primera circulación 319

Esperar y Densificar (sin migración de gas)

Esperar y Densificar (con migración de gas)

Comparación de los métodos (zapata a 1000 pies)

Perforador Teórico

Esperar y Densificar Teórico

LODO DE MATAR EN LA ZAPATA

320

GAS EN LA ZAPATA

Emboladas

Esperar y Densificar Real


Presión en la zapata , psi

LODO DE MATAR EN LA MECHA

Comparación de los métodos (zapata a 4000 pies)

LODO DE MATAR EN LA MECHA

Perforador Teórico

Esp./Densif. Teórico

LODO DE MATAR EN LA ZAPATA

321

Emboladas

Esperar y Densificar Real


Presión en la zapata , psi

GAS EN LA ZAPATA

Posición del tope de gas según la geometría del hoyo influjo de gas detectado a TD Geometría del hoyo: hoyo 8-1/2”, tub. de perf. 5” 19.5#

10.000’ (3049 m) 16.000’ (4078 m)

15.000’ (4573 m) 24.000’ (7317 m)

322

En cada caso, el gas llegará a la zapata antes que el lodo de matar llegue a la barrena, aunque la tasa de migración de gas sea CERO


5000’ (1524 m) 8000’ (2439 m)

Posición del tope de gas según la geometría del hoyo Hoyo/tamaño revest.

3000’ 5000’

Tope de gas cuando el lodo de matar llega a la barrena ___

Superficie 510’

12-1/4” – 13-3/8” 12-1/4” – 13-3/8” 12-1/4” – 13-3/8” 12-1/4” – 13-3/8”

5000’ 7500’ 10.000’ 12.500’

135’ 1753’ 3614’ 5450’

8-1/2” – 9-5/8” 8-1/2” – 9-5/8” 8-1/2” – 9-5/8” 8-1/2” – 9-5/8”

7500’ 10.000’ 12.500’ 15.000’

Superficie Superficie 900’ 2300’

323


17-1/2” – 20” 17-1/2” – 20”

Profundidad total

Método del Perforador – Conclusión


Ventajas • Simplicidad - menos cálculos que el de “Esperar y Densificar” • Se puede iniciar circulación de inmediato. Se reduce el efecto de migración del gas • Se remueve el influjo y se estabiliza la presión de pozo lo antes posible • Opción viable si la cantidad de barita disponible es limitada • Si el influjo fué mecánicamente inducido (por suabeo) no se requiere la segunda circulación. Sólo se requiere circular con lodo pesado cuando el influjo se debió a desbalance de presiones a favor de la formación (P. de form > BHP) Desventajas • Requiere por lo menos dos circulaciones • Bajo ciertas condiciones, la presión en la zapata es más alta •324Dos circulaciones pueden dañar el equipo de control

Método de Esperar y Densificar – Conclusión

325


Ventajas • En algunas circunstancias genera la menor presión sobre la formación cerca del asiento del revestidor. • En una sección larga de hoyo abierto, es el método con menos probabilidades de inducir pérdida de circulación. • Requiere una circulación menos y, por ende, causa menos daño a los equipos de control de pozos • Método estándar “de facto” para la mayoría de los clientes Desventajas • Requiere mayor tiempo de espera antes de circular. Si se perfora una porción significativa del hoyo antes de que ocurra el influjo, los recortes pueden sedimentarse y empacar el anular. • La migración del gas es un problema mientras se espera para aumentar la densidad del sistema de lodo • Método inapropiado y no requerido si el influjo fué suabeado

Indicios superficiales de problemas y eventos inesperados durante el control del Pozo Presión en la TR

Erosión del choke

⇓

⇓

Gas a la superficie

⇓

⇓

⇓

⇓

Pérdida de circulación

⇓

⇓

⇑

⇓

Roto en la sarta

⇓

Tubería partida

⇓

Pérdida de una tobera

⇓

Caída en vol. de bomba

⇓

Entrada de gas

326

Peso de la sarta

Vol. en presas

Veloc. de bomba

⇑

⇑

⇑ ⇑

⇓

⇑ ⇑

⇓ ⇑

⇑

⇑ ⇑

⇑

Estrangulador se tapa

⇑

Taponam. de tobera

⇑

⇓

Derrumbe del hoyo

⇑

⇓

⇓


Presión en la TP

Ejercicio # 9

solución y discusión en grupo

327


Controlar el pozo con el método del perforador

Ejercicio # 10

328


Máxima Presión Anular Permitida en Supeficie (Maxium Allowable Annular Surface Pressure) MAASP ½ hora

MAASP MAASP – Maximum Allowable Surface Pressure (Máxima Presión Anular Permitida en Superficie) •

Basada en la presión de fractura medida con la prueba de fuga (LOT)

= 600 psi + (4000’ x 0,052 x 9,6 lpg)

Pres.fract. zapata Pres. fractura = 2600 psi = 2600 psi

Zapata a 4000’ LOT

MAASP = Pres. fractura - (prof. x 0,052 x peso lodo) MAASP = ________ psi con peso de lodo de 10,6 lpg ?

329


Pres. revest. = 600 psi

Peso lodo = 9,6 lpg

Pres. fractura = pres. reves. + (prof. x 0,052 x MW)

MAASP MAASP – Presión Anular Máxima Permitida en Superficie • Error básico: abrir el estrangulador para mantener la MAASP mientras se circula o migra el influjo Peso lodo = 9,6 lpg Zapata a 4000’

Pres.fract. zapata = 2600 psi


Peso lodo = 9,6 ppg Zapata a 4000’

Pres. zapata = ???

LOT INFLUJO 330



MAASP Curva de presión del revestidor 600


Presión del revestidor - psi

700

500

400

300

200

100

0 0

331

100

200

300

400

Bls. Bombeados

500

600

700

El fiasco de MAASP BHP = 0,052 x 10,6 lpg x 8000 ft Gas - 1 ppg 4000’ Lodo - 9,6 ppg

Zona - 10,6 ppg

332

6000’ 8000’

HPG = 0,052 x 1 lpg x 4000 ft = 208 psi HPM = 0,052 x 9.6 lpg x 4000 ft = 2000 psi 2208psi CP = 4400 – 2208 = 2192 psi Pzapata = 2192 + 208 = 2400 psi BHP = 4400 psi HPG = 0,052 x 1 lpg x 6000 ft = 312 psi HPM = 0,052 x 9,6 lpg x 2000 ft = 1000 psi 1312 psi CP = 4400 – 1312 = 3088psi P zapata = 3088 + 208 = 3296 psi P zapata > P fractura !!!


8000’

BHP = 4400 psi

El fiasco de MAASP Curva de presión del revestidor

2000


Presión del revestidor - psi

2500

1500

1000

500

0 0

333

200

400

600

BLS. BOMBEADOS

800

1000

1200

Sección 12

334


Métodos de control para condiciones especiales o críticas del pozo

Sección 12 Métodos Especiales de Control • Método de Lubricación y Purga – Evacuación del gas • Forzamiento de la sarta en el pozo cerrado (Stripping) • Reversado del influjo hacia la formación (Bullheading) • Control de H2S • Control de Pozos en work over (hoyo revestido) 335


• Método Volumétrico Estático – Migración de gas

Método Volumétrico – Descripción resumida Se aplica cuando no sea posible circular el influjo desde el fondo y a la vez se presenta migración de gas (es decir, la presión del revestidor aumenta continuamente por encima de la presión de cierre inicial, SICP) A medida que migra el gas, mantener el pozo cerrado y permitir que la presión del revestidor aumente en una cantidad pre-seleccionada (se recomiendan 100 psi).

2.

Mantener constante la nueva presión del revestidor mientras se purga por el estrangulador el volumen de lodo que ejerce una presión hidrostática igual al aumento anterior (cuando estaba dentro del hoyo).

Volumen a purgar (bls) =

Aumento presión (psi)

x Cap.anular tub perf./ revest (bbl/pie)

Gradiente lodo (psi/pie)

3.

336

Cerrar nuevamente el pozo y repetir los pasos 1 y 2 según sea necesario hasta que el gas llegue a la superficie o se coloque por encima de la mecha y sea posible circular.


1.

Método Volumétrico •Utilizado sólo para traer el influjo a la superficie sin circulación •Teoricamente el influjo de gas ascendería en forma de burbuja discreta en fluidos base agua Schlumberger Private

•En lodos base aceite el influjo entra en solución y no migra, por lo que no se puede aplicar con ellos el Método Volumétrico 337

Método Volumétrico 900

Estrangulador cerrado

Purgar Estrangulador Abierto

CP -psi

5800

Purgar Estrangulador Abierto


700

BHP – psi

800

600 Purga Cierre

5700

Purga

5600 338

0

100 200 300 Tiempo transcurrido-minutos

Método Volumétrico

Presión de revestidor Tiempo

339

BHP constante al circular (Método de Esperar y Densificar o Método del Perforador)

Bls Bombeados ó Tiempo


Presión de revestidor

Método Volumétrico

Método Volumétrico Estático HAY comunicación Tubería–Anular: Migración con expansión controlada del influjo

2. Mantener constante la nueva presión de la tubería de perforación purgando el lodo del anular, manipulando el estrangulador hasta que el influjo llegue a la superficie. Si se purga gas del anular en este momento, sin bombear lodo en el pozo, la BHP caerá por debajo de la presión de 340 formación y se producirá otro influjo.


1. Con el estrangulador CERRADO, permitir un aumento en la presión de cierre de la tubería de perforación entre 100 y 200 psi (700-1400 kPa) por encima de la presión de cierre inicial para crear una sobrepresión en el fondo como factor de seguridad o sobrebalance que impida la entrada de influjo adicional.

Método Volumétrico Estático NO HAY comunicación Tubería – Anular: Expansión Controlada del influjo

1. Con el estrangulador CERRADO, permitir un aumento en la presión del revestidor de 100-200 psi (700-1400 kPa) por encima de la presión inicial de cierre para crear el sobrebalance.

Con tubería en el hoyo: GLodo Hidrostática / barril = Cap. anular

Con tubería afuera: Hidrostática / barril = 341

GLodo Cap. de hoyo

en

psi bbl

en

psi bbl


2. Calcular la presión hidrostática ejercida por cada barril de lodo en el anular, dividiendo el Gradiente del lodo, GLodo, por la capacidad superior del anular o del hoyo.

Método Volumétrico Estático (Caso 2 – cont.) NO HAY comunicación Tubería-Anular: Expansión controlada del influjo (cont.)

3. Controlar la presión del revestidor permitiendo que aumente 50-150 psi adicionales (350-1050 kPa). Si hay migración de gas, la presión aumentará rápidamente. (Estragulador SIGUE cerrado), P etapa

Presión de la etapa, psi Ó, Volumen a purgar por etapa, en bbls. =Hidrostática por barril,psi/bbl

Vetapa (bbls)

=

Petapa

H bbl

5. Mantener constante la presión del revestidor hasta que la cantidad de lodo calculada se purgue totalmente hacia el tanque de viaje o un tanque calibrado. Llevar un registro del tiempo, presión y volumen purgado. (Estrangulador abierto) Repetir pasos 3 a 5 hasta que el influjo llegue a la superficie 342

NO PURGAR GAS !!!


4. Calcular el volumen de lodo en el anular que aporta una presión hidrostática igual al anterior aumento de presión del revestidor.

Método Lubricación y Purga NO HAY comunicación Tubería-Anular: Inyección de lodo y purga del gas

7. Cerrar el pozo y permitir que el lodo pase a través del gas por segregación gravitacional. 8. Abrir el estrangulador y purgar el gas segregado permitiendo que la presión del revestidor caiga una cantidad equivalente a la presión hidrostática del lodo que fue bombeado, P etapa 9. Repetir los pasos 6 a 8 hasta que se haya purgado todo el gas o se haya alcanzado la presión deseada en superficie. 343

NO PURGAR LODO !!!


6. Bombear lentamente (lubricar) un volumen de lodo hacia el anular a través de la línea de matar (que puede ser el mismo V etapa que se purgó anteriormente en cada etapa)

STRIPPING: Regreso de la sarta al fondo con presión en el pozo Forzado de la sarta a través de la Preventora Anular – Preparación: Registrar la presión de cierre anular y determinar el volumen de influjo. Mientras se prepara para el regreso forzado de la sarta al fondo, permitir el aumento en la presión del anular hasta el valor dado por la expresión: =

SICP

+

P seg

+

P etapa

SICP

= Presión de cierre inicial en el anular.

P seg

= sobre-presión de seguridad para compensar pérdida de hidrostática por estiramiento del influjo de gas al llegar ascender al rededor del BHA

P seg = (V inf/Cap OH/DC - V inf/Cap OH ) x (Glodo – Ginf ) P etapa V inf 344

Cap OH Ginf

= Incremento de presión en cada etapa del proceso, comunmente entre 50 y 150 psi = Volumen del influjo. Cap OH/DC = Capacidad anular entre el hoyo y los DCs = Capacidad del hoyo abierto. Glodo = Gradiente del lodo. = Gradiente del influjo


Donde,

Pchoke

STRIPPING:Regreso de la sarta al fondo con presión en el pozo Forzado de la sarta a través de la Preventora Anular. Procedimiento: Con el estrangulador cerrado permitir a la presión anular llegar al valor Pchoke

2.

Forzar tubería a través del preventor anular y simultáneamente purgar lodo del anular por el estrangulador, manteniendo la Pchoke constante.

Notas:

La presión en exceso se reduce purgando lodo por la línea del choke al tanque de viaje (o al tanque de stripping si se tiene instalado) Si el influjo es líquido, el volumen de lodo a purgar debe ser igual al desplazamiento de la tubería forzada con extremo cerrado (tubería “sólida”) Si el influjo es gas o mezcla gas-líquido, el volumen drenado debe ser mayor que el de la tubería con extremo cerrado en razón de la expansión y migración del gas Se continúa forzando la tubería manteniendo la P choke constante hasta que el volumen drenado al tanque exceda al de la tubería cerrada en el valor V etapa, calculado como:

3.

345

V etapa = P etapa x Cap OH/DC / Glodo


1.

STRIPPING: Regreso de la sarta al fondo con presión en el pozo Forzado de la sarta a través de la Preventora Anular. Procedimiento:

Notas: En esta fase NO se purga el volumen de despalazamiento de la tubería llena que es forzada. Se recomienda forzar paradas completas en cada fase de la operación (bien sea mientras se incrementa la presión en Petapa o cuando se mantiene la presión Pchoke) 5.

Se repiten los pasos 3 y 4 las veces que sea necesario hasta que se llegue a una de estas condiciones:

346

- La barrena o la tubería ha llegado al fondo - El gas del influjo ha llegado a la superficie - No es posible continuar el forzado de la sarta (alta presión, resistencia, problemas con el BOPE, etc.)


Cuando el volumen drenado en exceso iguala al valor V etapa, se cierra el choke y se sigue forzando tubería para hacer subir la presión anular al valor P choke2 =P choke1 + P etapa,

4.

STRIPPING: Regreso de la sarta al fondo con presión en el pozo Notas adicionales: Al terminar el regreso forzado de la sarta al fondo o al punto de resistencia intentar efectuar un control convencional estableciendo circulación tubería/anular.

Forzamiento de la sarta a través de los arietes de tubería: Sólo será permitido en arreglos de BOP de superficie (NO submarinas) NO será efectuado si sólo se tienen dos (2) preventoras de ariete en el arreglo La posición del acople de los tubos en la BOP se debe conocer todo el tiempo La presión de operación será reducida al mínimo posible El procedimiento se describe en el Manual de Control de Pozos, secc.II.2.5.1 347


Durante el forzamiento se puede purgar lodo y gas vía el separador gas/lodo al tanque de viaje de donde se purga después el volumen de desplazamiento de cada parada llena que sea forzada en el pozo, hacia un tanque auxiliar (o tanque de forzamiento). El volumen remanente se deja en el tanque de viaje para controlar el valor de la Petapa, o viceversa.

Consideraciones sobre bullheading El bullheading NO es un método de rutina para controlar pozos en operaciones de perforación. Puede no ser posible empujar el influjo de regreso a la formación y podría crearse una situación de pérdida permanente por inducción de fractura.

En cualquier caso, se deben considerar los siguientes factores: 1. Permeabilidad de la formación 2. Tipo de influjo 3. Contaminación del influjo con lodo 4. Posición del influjo 5. Resistencia de la formación 6. Resistencia del revestidor, cabezal de pozo y BOP al estallido 348


Sin embargo, es un método rutinario de control en muchas operaciones de rehabilitación de pozos.

Consideraciones sobre bullheading Dónde se tiene control sobre los seis factores mencionados?

El “Bullheading” es al hoyo revestido lo que El Método del Perforador es al hoyo abierto 349


EN TRABAJOS CON HOYO REVESTIDO

Consideraciones sobre bullheading Además de la poca probabilidad de que se logre forzar el influjo exitosamente de regreso hacia la formación, el bullheading tiene otras desventajas cruciales en el hoyo abierto:

•Existe el riesgo potencial de fracturar la formación en cualquier lugar a lo largo de la sección de hoyo abierto, lo cual puede conducir a un reventón subterráneo. •Se tendrán que aplicar altas presiones a los equipos superficiales •Aunque sea posible forzar el influjo de regreso, quizás no se pueda matar el pozo completamente. Entonces se tendrán que utilizar otros métodos especiales de control de pozos. 350


•El fluido irá hacia la formación más débil que puede no ser la formación de donde provino el influjo.

Procedimiento de bullheading En general, los procedimientos de bullheading sólo se pueden decidir considerando cada situación específica. Durante una operación de perforación, se preparará un procedimiento de bullheading con las siguientes pautas:

2. Determinar la presión de estallido de la tubería de perforación y de revestimiento. 3. Calcular la presión estática de la columna de lodo en la tubería de perforación y en el anular durante la operación de bullheading. 4. Bombear el fluido lentamente hacia abajo por la tubería de perforación y el anular. Vigilar la presión de bombeo por la tubería y en el revestidor durante toda la operación. 351


1. Calcular la presión en superficie que causará el fracturamiento de la formación durante la operación de bullheading.

Bullheading: consideraciones operativas Las consideraciones operativas del “bullheading” incluyen:

2. Tener disponibles grandes volúmenes de lodo y píldoras LCM en caso de que se produzcan pérdidas importantes durante el la operación de reversado del influjo (bullheading). 3. Tener disponible una conexión en la línea de matar por encima de los arietes de tubería inferiores del conjunto de BOP para poder aislar el espacio anular si falla la línea de matar. 4. Se debe instalar una válvula de retención en la línea de matar. 352


1. Cuando se requiera aplicar altas presiones, se deberá utilizar la unidad de cementación para un mejor control operacional y para mantener las presiones nominales adecuadas.

Sulfuro de hidrógeno – H2S

Si se perforan zonas con presencia conocida de H 2S, se debe considerar lo siguiente:

•El BOP y el cabezal de pozo también deberán estar construídos en material resistente al H 2S •Utilizar tubería de perforación grado E ó grado X-95 cuando sea posible y limitar o eliminar el uso de los grados ‘G’ o ‘S’

353

•Tratar el sistema de lodo para lograr un pH de 12 a 13, con soda cáustica y mantener en el sistema de lodo una concentración de 6 lb/bl de cal para protección contra la corrosión.


•Todas las sartas de tubería de revestimiento y producción deben ser en acero de baja resistencia, como los grados J-55, K55, C-75, y L-80 o menores que son resistentes a los efectos de cristalización por el H 2S

Sulfuro de hidrógeno – H2S Si se perforan zonas con presencia conocida de H 2S, se debe considerar lo siguiente:

•Evitar pruebas de producción utilizando la sarta de perforación a menos que sea con herramientas especiales •Conocer y evitar la sobretensión máxima permitida en la sarta •Considerar primero la opción de hacer un bullheading para controlar un influjo cuando se sospecha de la presencia de H 2S 354


•Tratar el lodo con 5 a 8 lb/bl de excavador de H2S y agregando de 1,5 a 3 lb/bl de carbonato de zinc o químicos equivalentes para evitar fallas de la tubería de perforación.

Sección 13

355


Control de Pozos en Operaciones de Rehabilitación (Work Over)

Control de Pozos en Work Over Condiciones Especiales en Completación y Work Over

1. Fluidos de trabajo limpios (SIN SÓLIDOS) y pérdida continua de fluido hacia la formación

3. El gas de formación se presenta tanto en tubería como en anular 4. Se hacen muchos más viajes de tubería 5. No son frecuentes los kicks por DESBALANCE de presiones 356


2. Muchas operaciones empiezan por MATAR EL POZO

Control de pozos en “work over” Condiciones Especiales en Completación y Work Over

6. Se tienen distintos procedimientos para control de influjos

8. Por lo general hay poco o no hay hoyo abierto 9. Por lo general no se toman presiones de circulación a tasa lenta 10. Se tiene segura la presencia de Hidrocarburos 11. El equipo para controlar el pozo varía con el trabajo que se ejecuta 357


7. Los tubulares con frecuencia están en malas condiciones (por corrosión o daño mecánico)

Operaciones que pueden producir flujos imprevistos del pozo (kicks)

358

Liberación de obturadores (packers) Cañoneo o punzado de nuevos intervalos (shooting) Viajes de tubería con pérdida continua de fluido Limpieza de rellenos y depósitos sobre las perforaciones Pruebas de formación (DST) Operaciones de pesca (viajes frecuentes) Falla de cierre en equipos de subsuelo (SSSV) o SS Comunicación accidental de Tubería y anular que contienen fluidos con diferente densidad


• • • • • • • •

Lineamientos para mantener o recuperar el Control Primario del Pozo en “work over” •

• • • • 359


• • •

Verificar las presiones de tubería y anular antes de intervenir el pozo Conocer en detalle el estado mecánico del pozo Acordar el método de control en forma anticipada Desactivar los sistemas de inyección de fluidos en los pozos vecinos Instalar Válvulas de Contrapresión (BPV) y / o tapón mecánico en la tubería antes de remover el cabezal Instalar y probar las BOP con alta y baja presión Mantener el pozo lleno o determinar el nivel de fluido Disponer de la Válvula TIW con los X-Over

Lineamientos para mantener o recuperar el Control • •

• • • 360


• • •

Primario del Pozo en “work over” Llevar a cabo prácticas de cierre del pozo (BOP drills) Circular el pozo antes de desasentar los obturadores (Packers). Estar alerta por presiones debajo de ellos. Controlar la velocidad al sacar la tubería (Swabbing) Detectar pérdidas o ganancias imprevistas de fluido Instalar lubricador con cabeza hidráulica y sellos para las operaciones con cable (wire line operations) Tomar precauciones al perforar intervalos (shooting) Considerar condición de los tubulares y de las herramientas de subsuelo (corrosión?, fuga?, etc) Aplicar métodos especiales de control: bullheading, Volumétrico, lubricate & bleed, Kill fluid del anular, BPV,

Procedimientos de Control de Pozo en “Work Over” • Control Primario: – Mantenimiento de columna de fluido con Phidrost > Pform.

• Control Secundario: – Uso de barreras mecánicas adicionales tales como BOPs, válvulas del arbol, bombas y sistema circulante del fluido para restablecer el control primario, mediante: • Evacuación de fluidos de la formación afuera del pozo • Reversado de fluidos hacia la formación • Evitar influjos adicionales 361

• Evitar presiones excesivas en superficie y en el subsuelo


– Instalación de barreras mecánicas para remover el arbol, instalar las BOPs

Procedimientos de Control de Pozo en “Work Over”


• Método de cierre: – En WO no hay diferencia entre Cierre Duro y Cierre Suave. – El pozo se debe cerrar con diligencia para evitar un volumen grande de influjo • Cierre con la herramienta en el fondo, circulando: – Alineación: Ruta en línea del choke abierta; choke cerrado. • Levantar la tubería y espaciarla sobre la mesa rotaria • Parar la bomba y verificar flujo si el tiempo lo permite • Cerrar la válvula de seguridad en la tubería • Cerrar el BOP anular o una preventora de arietes • Abrir la línea del estrangulador • Notificar a la persona a cargo • Observar y registrar las presiones de cierre y la ganancia de lodo en las piletas (presas) 362



• Método de cierre: • Cierre durante un viaje o maniobra (tubería arriba del fondo): – Alineación:Ruta en línea del choke abierta, Choke cerrado. • Levantar la tubería y espaciarla sobre la mesa rotaria • Verificar flujo si el tiempo lo permite (evaluar condición) • Cerrar el BOP anular o una preventora de arietes • Instalar válvula de seguridad abierta sobre la tubería • Cerrar la válvula de seguridad en la tubería • Si hay poca tubería en el pozo, asegurar arietes cerrados • Abrir la línea del estrangulador • Notificar a la persona a cargo • Observar y registrar las presiones de cierre y la ganancia de lodo en las piletas (presas de lodo) 363

Procedimientos de Control de Pozo en “Work Over” • Control del pozo por circulación de fluidos:

• Control cuando no hay Circulación:

– No hay ruta de flujo entre la tubería y el espacio anular – La tubería está arriba del fondo o afuera del pozo: • Reversado del influjo a la formación (Bullheading) • Migración controlada del gas (Método Volumétrico) • Evacuación del gas en la superficie (Lubricación y Purga)

364


– Cuando existe comunicación para bombear fluidos en directa o en reversa. Un estrangulador ajustable, instalado en la ruta de retorno de fluidos permite ejercer contrapresión para mantener la presión de fondo constante: • Método de Presión Constante con circulación directa, • Método de Circulación Reversa, • Método de Esperar y Densificar (poco usado)


- Presión de bomba constante:

365


- Circulación con lodo pesado (esquema de bombeo):

Procedimientos de Control de Pozo en “Work Over” – Circulación Reversa (bombea por anular, retornos por tubería):

Notas: • Tener en cuenta que se van a desarrollar mayores pérdidas de presión por fricción dentro de la tubería (ECD) las cuales se transmiten directamente sobre el fondo. Con mayor BHP se pueden inducir pérdidas o fracturas de fluido hacia la formación. • El problema es mayor cuando el influjo es de gas • Se deben utilizar velocidades bajas de bombeo para reducir la ECD El ejemplo siguiente permite comparar los eventos para controlar un pozo por circulación directa y reversa:

366


• Instalar estrangulador a la salida del tubing • Determinar la Presión de Circulación manteniendo constante la presión de cierre en el tubing, mientras se alcanza la velocidad reducida para la bomba • Mantener la Presión de Circulación en el anular constante hasta que todo el influjo sea evacuado por la tubería (a través del choke)

Procedimientos de Control de Pozo en “Work Over” Control circulando en Reversa Vs. circulación directa:


367



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Procedimientos de Control de Pozo en “Work Over” Regreso del influjo a la formación (BULLHEADING): Consideraciones Preliminares: •Conocer la presión de formación •Condición de las perforaciones en el revestimiento: •Presencia de arena o chatarra que pueden bloquear la admisión •Zonas cercanas taponadas con cemento que se pueden fracturar y que limitan las presiones de inyección •Condición de los tubulares, desgaste y vías de comunicación tubing/anular •Condiciones del cabezal y presiones de trabajo •Presencia o ausencia de fluido en el anular •Compatibilidad de las formaciones con fluido de control en el anular (Kill fluid) 374


•Obstruídas / bloqueadas total o parcialmente

Procedimientos de Control de Pozo en “Work Over” Regreso del influjo a la formación (BULLHEADING): Información Registrada con anticipación: •Presión de formación, preferiblemente de registros recientes de BHP •Profundidad vertical de las perforaciones •Presión de fractura – medida o estimada •Especificaciones del tubing y condiciones de desgaste. •Fluido anular •Longitud debajo del empacador •Especificaciones de la bomba del equipo •Presiones de cierre en superficie en tubing y anular 375

•Presión de trabajo de la cabeza del pozo


•Sobrebalance deseado con el fluido de control


Cálculos para el BULLHEADING:

•Volumen a bombear. Incluye los volúmenes de tubing, anular y debajo del empacador •Peso del fluido de control, incluyendo un sobre-balance de 200 a 300 psi •Presión de Fractura. Para definir los límites de presión en la superficie

•Máxima presión de estallido en el tubing antes y después de la operación con y sin fluido en el anular, utilizando las ecuaciones: •Max. Pres. Inicial (sin fluido anular) = P.estallido – PH en el tubing = P.estallido – (P.formación – P.cierre tubing) •Max.Pres. Final (sin fluido anular) = P.estallido – PH con KMW 376

•Max.Pres. Inicial (con fluido anular) = P.estallido – P.form. + HP anular •Max.Pres. Final (con fluido anular) = P.estallido – HP con KWM + HP anular


•Presión de estallido del tubing. Tomar el 80% del valor tabulado. Si el desgaste del espesor de pared por abrasión o corrosión es mayor del 20%, tomar un menor porcentaje del valor tabulado. Correr registro de calibración

Procedimientos de Control de Pozo en “Work Over” Cálculos para el BULLHEADING: •Máxima Presión del tubing (limitada por la formación) – para evitar fractura, de acuerdo con las siguientes ecuaciones: =0.052 * [P.Frac., ppg – MWD antes del bullheading, ppg]* TVD = 0.052 *[P.Frac., ppg – KMWD después del bullheading, ppg] * TVD Los cálculos para la Máxima P. en el Tubing (límite mecánico) o la Máxima P. de Tubing (limitada por la formación) pueden ser los factores limitantes sobre la presión para el reversado del influjo. La figura siguiente muestra los límites mecánicos y de fractura contra las emboladas o los barriles bombeados para llenar el tubing 377


•Max.Pesión de Tubing (limitada por la formación):

Procedimientos de Control de Pozo en “Work Over” Regreso del influjo a la formación: BULLHEADING


378

Procedimientos de Control de Pozo en “Work Over” Regreso del influjo a la formación: BULLHEADING


379

Procedimientos de Control de Pozo en “Work Over” Métodos para controlar la migración del gas: Indicativos de la migración: •Incremento continuo en las presiones de cierre de la tubería y del anular •Si no se controla, aumenta la presión en todos los puntos del pozo

•Puede ocurrir a tasas elevadas (entre 4,000 y 6,000 pies por hora) Procedimiento para manejo de la migración: 1. Expansión controlada de la burbuja al migrar de fondo a superficie •1a. Presión Constante en la tubería (hay comunicación con el anular) •1b. Método Volumétrico (si no hay comunicación o ruta de flujo) 2. Remoción del Gas desde el anular en superficie por Lubricación y Purga: •2a. Lubricación y Purga con control de volumen 380

•2b. Lubricación y Purga con control de presiones


•Si se ignora, las presiones elevadas pueden fracturar la formación y perder fluidos del pozo a través de las perforaciones

Procedimientos de Control de Pozo en “Work Over” •1a. Presión Constante en la tubería (hay comunicación tubería - anular): 1. Permitir que la presión de cierre en la tubería SITP aumente de 50 a 100 psi como margen de seguridad = límite inferior, SITP1

3. Abrir el choke para purgar lodo del anular hasta que la presión en la tubería caiga hasta el límite inferior, SITP1 4. Repetir los pasos 2. y 3. Manteniendo la presión en la tubería entre SITP1 y SITP2 hasta que el gas en el anular llegue a la superficie o hasta que se pueda aplicar un procedimiento alternativo de control. NOTA: Tener en cuenta que hay un tiempo de reacción desde que se opera el choke hasta que se observe la reacción en el manómetro de la tubería. La señal de presión debe viajar hacia abajo por el anular y regresar subiendo por la tubería para manifestarse en el manómetro de esta. El procedimiento es abrir el choke para observar la caída deseada en la presión anular y luego cerrarlo hasta observar la misma caída en el manómetro de la tubería. 381


2. Permitir un incremento adicional de 50 a 100 psi = límite superior, SITP2

Procedimientos de Control de Pozo en “Work Over” •

1b. Método Volumétrico Estático (no es posible la circulación) 1.

Seleccionar un incremento de seguridad en la presión de cierre del anular, Pseg y un incremento adicional de etapa, P etapa. Se recomiendan valores entre 50 y 150 psi para cada incremento.

2. Calcular la presión hidrostática por barril en el espacio anular, HP/bbl 3. Calcular el volumen a purgar en cada ciclo =

V etapa

V etapa = P etapa / HP por barril 4. Permitir la P choke aumentar el valor P seg sin purgar lodo 5. Permitir la P choke aumentar el valor P etapa sin purgar lodo 6. Purgar el volumen

V etapa, manteniendo constante la Pchoke

7. Repetir los pasos 5 y 6 hasta que el gas en el anular llegue a superficie 382


HP por barril = Gradiente del lodo / Capacidad anular = psi/bbl

Procedimientos de Control de Pozo en “Work Over” •

1b. Método Volumétrico Estático (no es posible la circulación)


383

Procedimientos de Control de Pozo en “Work Over” Remoción de la burbuja de gas del anular en la superficie. 2a. Método de Lubricación y Purga (control volumétrico):

2. Esperar un tiempo adecuado para permitir la segregación de fluidos en el anular (caída del lodo, ascenso del gas) 3. Medir el volumen bombeado y calcular el incremento de presión hidrostática cuando está en el anular, ∆HP = (Volumen bombeado al anular)x(HP por barril), psi. HP por barril = (Gradiente del lodo)/(capacidad anular) 4. Abrir el choke y evacuar gas seco para reducir la presión en el valor Petapa + ∆HP 5. Repetir los pasos 1 a 4 hasta que todo el gas sea removido del anular. 384


1. Bombear a través del anular, con el pozo cerrado, un volumen de lodo, Vetapa para aumentar la presióno del choke en el valor Petapa.

Procedimientos de Control de Pozo en “Work Over” 2a. Método de Lubricación y Purga (Control Volumétrico):


385

Procedimientos de Control de Pozo en “Work Over” 2a. Método de Lubricación y Purga (con control de presiones):

P 1 = Presión anular antes de inyectar fluido P 2 = Presión estabilizada en el anular después de la inyección de fluido P 3 = Presión que se debe purgar evacuando gas del anular

386


El proceso es el mismo: Bombeaer lodo, esperar separación de fluidos y evacuar gas del anular. No se requiere mediciones de volumen ni cálculos del incremento de HP correspondiente. Está basado en lectura de presiones.

Procedimientos de Control de Pozo en “Work Over” 2a. Método de Lubricación y Purga (con control de presiones):


NOTA: El método sólo es válido si toda la presión anular es debida a la presencia de gas suabeado y no por desbalance. Al remover el gas la presión en el anular debe caer a cero. 387

Ejercicio # 11 – Inspección de equipos de prevención y control en el sitio del pozo


388

Sección 14 ROPE:

Verificación del Desempeño Operacional de los Equipos

Prácticas Recomendadas para la Prevención de Incidentes sobre Control de Pozos

389


Rig Operations Performance Execution

ROPE • Rig Operations Performance Execution – Listas de verificación del BOP – Prevención de Incidentes en control de pozos – Lista de verificación para control de pozos

390


• Documentos relacionados con control de pozos

Integridad del Revestidor en la Superficie

391


• Los pozos adecuadamente diseñados y mantenidos (debemos saber algo sobre el desgaste del revestidor!) casi siempre tendrán un revestidor capaz de soportar la presión en superficie si los influjos se manejan correctamente. • Las presiones de la tubería de revestimiento (especialmente en pozos de profundidad moderada: 10.000 – 12.000 pies) no son muy altas si el influjo se mantiene en un volumen razonablemente pequeño y se aplican métodos de BHP constante para controlar el pozo. • Siempre se deberían cuestionar las presiones muy elevadas en superficie: existe la posibilidad de errores en la planificación y/o en la aplicación del procedimiento de control de pozos.

Desgaste del revestidor

392


•Desgaste por adhesión – Transferencia de material de una superficie a otra debido a soldadura por presión. •Desgaste por corte – Un saliente duro (banda de metal duro) en la superficie de la tubería de perforación actúa como una hojilla de acero y corta la superficie del revestidor produciendo tiras largas o virutas de acero. •Pulimiento y esmerilado – Partículas duras quedan atrapadas entre la tubería de perforación y de revestimiento y van raspando y desprendiendo la superficie de esta última.

Desgaste del revestidor

Fdesgaste = 1 – desgaste % 100

• Resistencia al colapso en revestidor desgastado -Para el revestidor sometido a presión externa, con desgaste en forma de media luna, es razonable suponer que la resistencia al colapso es directamente proporcional al espesor de pared restante.

393

Un 10% de desgaste degrada al 90% la resistencia del revestidor nuevo


• Resistencia al estallido en revestidor desgastado –Considerando el desgaste del revestidor, la resistencia al estallido según API se debe reducir con base en el porcentaje de desgaste estimado. El factor de desgaste está dado por:

Sección 15

394


Resumen Información Complementaria

395


Resumen

Resumen (1) Temas claves contemplados en el taller de PWC:

396

Políticas y normas de IPM Nuevos conceptos sobre el control terciario El Pozo como Tubo en U y análisis de las presiones de fondo Diseño de los revestimientos para el control de pozos Control del pozo manteniendo la presión de fondo constante. Aplicación indebida de la MAASP durante el control del pozo Efectos del lodo base aceite sobre la detección de influjos Efectos de la Migración del Gas sobre el control del pozo Nueva tecnología de SLB: QED, APWD, SideKick


• • • • • • • • •

Resumen (2) Objetivos derivados de este taller:

• Promover la competencia del personal para decidir qué hacer y cómo hacerlo en el sitio del pozo (piso del equipo) • Operar con Cero incidentes de control de pozos 397


• Buscar soluciones prácticas y sencillas para mantener y recuperar el control del pozo

Preguntas Normas sobre equipos y procedimientos para control de pozos Analogía del pozo como tubo en “U” estático y dinámico Causas, prevención y detección de influjos Diseño del pozo para control de influjos Equipos para control del pozo Desviadores de flujo Procedimientos de cierre del pozo fluyendo con presión Detección de influjos con lodo de base aceite, OBM Efectos de la migración del gas sobre el control del pozo Control de pozos con BHP constante – Métodos clásicos Métodos Especiales: volumétrico, lubricación, forzamiento de la sarta, reversado del influjo a la formación • Control de pozos en operaciones de rehabilitación • Inspección de equipos y revisión de procedimientos 398


• • • • • • • • • • •

Conceptos revisados en el taller de control preventivo 1. 2. 3.

8. 9. 10. 11. 12. 399 13.


4. 5. 6. 7.

Control terciario del pozo Resistencia de las formaciones a poca profundidad Mecanismos de fractura en el subsuelo y propagación de una fractura hasta la superficie Diseño y operación del separador de gas / lodo Limitaciones de los desviadores. Control dinámico – evacuación Ventajas del cierre duro y poca ventaja real del cierre blando Efectos de la solubilidad del gas en lodos base de aceite para la detección de influjos perforando o haciendo viajes NO MIGRACIÓN del gas en sistemas OBM Posición del influjo cuando el lodo pesado llega al anular. Ventajas del Método del Perforador. Peligro de mantener la MAASP durante el control del pozo Método Especiales de Control: Volumétrico, Lubricación y Purga Consideraciones para el bullheading y stripping

Mesa redonda


400

Como conclusión :

Charles Darwin

401


“No son las especies más fuertes ni las más inteligentes las que sobreviven, sino aquellas que mejor se adaptan al cambio”

01 Control de Pozos Preventivo.pdf

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