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• Carlos Perez

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C APÍTULO

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P RINCIPIOS B ÁSICOS D E L AS S URGENCIAS La comprensión de los indicadores de presión, señales de advertencia, y el por qué suceden las surgencias puede disminuir las posibilidades de una surgencia.

U

na surgencia es una entrada no deseada de los fluidos de una formación hacia el pozo. Como resultados de una surgencia durante los intentos de recuperar el control del pozo, se pueden incluir el tiempo operativo perdido, operaciones de riesgo con gas y petróleo a alta presión, y la posible pérdida de equipos (desde el pegamiento de la tubería hasta la pérdida del equipo completo.) Si la surgencia es reconocida y controlada a tiempo, puede ser fácilmente manipulada y expulsada del pozo en forma segura. Como una surgencia podría suceder en cualquier momento, debemos estar en condiciones de reconocerla, identificarla y reaccionar ante todos los indicadores. Estos indicadores nos permiten saber tanto si las condiciones para una surgencia existen o si el pozo pudiese estar ya en surgencia. Tiene sentido que se utilicen todos los medios posibles para prevenir una surgencia.

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Geología

Tres formas de predecir presión en la formación.

Perforación Perfilaje

COMO SE PREDICEN LAS PRESIONES DE FORMACION

Los registros de perforación de los pozos vecinos puede ser de ayuda para predecir las presiones de las formaciones.

La mejor forma de evitar una surgencia es tener en el pozo un fluido que sea suficientemente pesado para controlar las presiones de formación pero lo suficientemente liviano para evitar pérdidas de circulación. En muchas partes del mundo, a cualquier profundidad las presiones y temperaturas se pueden predecir con una confianza razonable. Sin embargo, las cuadrillas deben mantenerse alertas a cambios inesperados de presión independientemente de cuan segura pueda ser la operación. La presión en formaciones con presión normal, es aproximadamente igual a la ejercida por una columna de fluido de formación que se extiende desde la formación hasta la superficie, o entre 0.433 y 0.465 psi/pie (0.098 y 0.105 bar/m). En este manual, usaremos el termino presión anormal para indicar un gradiente mayor que 0.465 psi/pie (0.105 bar/m). En muchas partes del mundo, las presiones anormales no son frecuentes. Por ejemplo, presiones altamente anormales son comunes a lo largo de la costa del Golfo de Estados Unidos y presiones anormalmente bajas son encontradas en algunas áreas del Oeste de Texas, en las Montañas Rocosas y muchos lugares de los estados del noreste Americano. Las presiones de formación son directamente afectadas por las condiciones geológicas. Los pozos

perforados dentro de trampas subterráneas o estructuras que contienen petróleo y gas podrían contener presiones anormalmente altas. Como el Perforador, el Jefe de Equipo y el representante de la operadora no son geólogos de exploración, es necesario que se mantengan alertas. Deben estar conscientes que las presiones anormales se pueden encontrar a cualquier profundidad y en cualquier momento. Una dotación entrenada y experimentada está siempre preparada para lo inesperado. Las presiones de los pozos se pueden predecir de tres fuentes de información. Antes de la perforación, se pueden usar datos históricos, sísmicos y geológicos. Durante la perforación del pozo, cambios en los parámetros de perforación podrían indicar cambios de las formaciones y de sus presiones. Datos de registros obtenidos con las herramientas de mediciones mientras se perfora son también invalorables para estos fines.

DATOS HISTORICOS Datos históricos de pozos adyacentes o vecinos en el área es uno de los métodos para la determinación de problemas potenciales. Los registros de lodos y los informes de perforación proporcionan un excelente panorama indicativo general de las condiciones de perforación. Estos registros, junto con la aplicación de la información geológica y sísmica, proporcionan información significativa sobre los problemas potenciales.

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FALLAS

INTERPRETACIONES SISMICAS La ciencia de la sismología involucra la creación de ondas de sonido que penetran en las capas de las rocas subterráneas. Las ondas de sonido rebotan de regreso a la superficie desde estas rocas, donde son registradas por instrumentos que miden la naturaleza y la intensidad de estos reflejos. La interpretación adecuada y cuidadosa de estas mediciones, permite a los geólogos de exploración deducir la forma y extensión de las formaciones de subsuelo, especialmente utilizando técnicas de perfiles tridimensionales reforzados por computadoras. Con esta información, los programas de perforación pueden ser desarrollados con mayor exactitud y seguridad para la predicción de zonas potencialmente presurizadas.

DATOS GEOLOGICOS El planeamiento geológico previo del pozo observa la geología general del área. Ciertas condiciones geológicas causan presiones anormales y peligros durante la perforación, las cuales requieren tomarse en cuenta cuando se planifica el pozo. Algunas de las condiciones más comunes asociadas con los cambios de las presiones de subsuelo son las fallas, anticlinales, domos de sal, arcillas masivas, zonas recargadas o agotadas.

Cuando la broca atraviesa una falla, podría haber un cambio significativo de los gradientes de presión, lo que puede resultar en una surgencia o una pérdida de circulación. Las fallas son atravesadas deliberadamente con la finalidad de buscar acumulaciones de petróleo y de gas. Los pozos horizontales y los dirigidos generalmente atraviesan fallas, donde las probabilidades de perforar en zonas de surgencia o de pérdida de circulación son altas.

Los anticlinales son estructuras geológicas que han sido empujadas hacia arriba en dirección de la superficie.

ANTICLINALES Los anticlinales son estructuras geológicas en forma de domos hacia arriba. Capas de rocas que fueron impulsadas de niveles profundos forman generalmente esos domos anticlinales. Las altas presiones contenidas previamente en esas posiciones inferiores son preservadas. Por ese motivo, las estructuras anticlinales son generalmente el objetivo. Cuando se perfora el la parte alta de la estructura de un anticlinal, se pueden anticipar presiones altas. En adición a esto, cuando se perforan pozos de profundización de la estructura o inclusive los pozos de producción, o de desviación, debe tenerse en cuenta que el pozo inicial podría haberse perforado en un flanco de la estructura (lado), y al perforar los pozos de ampliación o de producción podrían encontrar presiones altas inesperadas. Una estructura anticlinal

Una formación Fallada

Subnormal Tapa Normal

Alta Presión

Anormal

Tapa

Normal Anormal

Formación Elevada

Gas Petróleo Agua

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DOMOS SALINOS

Las presiones altas están generalmente asociadas con domos salinos.

En muchas áreas del mundo, se presentan camadas gruesas de sal casi puras. Generalmente, la sal es forzada hacia arriba dentro de las formaciones superiores formando así los domos salinos. Bajo la presión ejercida por la sobrecarga, la sal exhibe propiedades de flujo plástico, no permitiendo que los fluidos porales migren a través de estos domos. Como consecuencia de esto, las formaciones debajo de los domos salinos comúnmente tienen presiones más altas que lo normal. Las formaciones o capas son agujereadas, selladas y levantadas por la sal, originando la migración del petróleo y del gas. Estas zonas podrían tener presiones mayores que las de las formaciones adyacentes.

LUTITAS MASIVAS Grandes espesores de lutitas impermeables restringen el movimiento ascendente de los fluidos porales. Cuanto más capas de sobrecarga se acumulan, las presiones de formación se vuelven anormales, sin permitir el proceso normal de compactación. Las secciones de lutitas formadas bajo estas condiciones pueden son móviles o plásticas, porque exhiben presiones anormales al ser perforadas, y producirán relleno en el pozo cuando la broca es sacada. Generalmente son necesarias altas densidades de fluido para controlar estas lutitas y hasta podrían requerir programas especiales de casing.

Las lutitas sobre-presionadas son de menor densidad y son perforadas con mayor velocidad debido a que son más blandas y a la falta de compactación normal. Una tapa o sello de roca endurecida generalmente indica el tope de las lutitas presurizadas. Una vez que la tapa es perforada, la lutita se torna progresivamente más blanda a medida que la presión aumenta, resultando en altas velocidades de penetración. Las rocas permeables (areniscas) que están debajo de estas lutitas, por lo general están también sobre-presurizadas debido a la falta de rutas de escape para los fluidos de los poros a medida que la sobrecarga aumenta.

ZONAS SOBRE-PRESIONADAS Arenas superficiales y formaciones que exhiben presiones altas son llamadas zonas sobre-presionadas. Las zonas sobre-presionadas pueden tener origen natural como resultado de la migración ascendente de los fluidos porales de zonas más profundas, o pueden ser originadas por el hombre. Trabajos de cementación de mala calidad o inadecuados, casings o tubos dañados y proyectos de recuperación secundaria por inyección de fluidos pueden generar zonas sobre-presionadas. Las técnicas geofísicas modernas pueden localizar las zonas presurizadas superficiales. Estas zonas son comúnmente llamadas de puntos brillantes. Cuando son encontradas a poca profundidad presiones normales provenientes de formaciones más profundas, son generalmente difíciles de controlar.

Domos de sal son comunes en las estructuras del golfo

Presión Normal

Lutitas masivas como zona de transición

Presión Estructural

Tapa

Presión Anormal

Presión Anormal

Intercalaciones

Arena y Arcilla

Presión Normal

Sal Zona Impermeable

Arcillas Masivas

Arenas

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Nuevo Pozo En Yacimiento Viejo

Fractura A Zonas Mas Arribas

Pozo Viejo Abandonado

Presión Normal Zonas de alta presión generadas por el hombre

ZONAS AGOTADAS Zonas que han sido agotadas tienen generalmente presiones que son menores que las normales (subnormales). Cuando se encuentra una de estas zonas, pueden producirse severas pérdidas de circulación. Si el nivel del fluido cae en el pozo, la columna hidrostática se reducirá. Esto podría permitir el flujo de otra zona o aun la misma zona depletada. Estas condiciones pueden ocurrir donde se ha perforado otro pozo. O por lo general en áreas donde no hay información de los pozos vecinos perforados en la misma área. Es peligroso tener información pobre o no disponer de los historiales completos de los pozos vecinos perforados.

INDICADORES DE PRESIÓN - PERFORANDO Las siguientes son las señales más comunes de cambios de presión de formación. Estas señales deben ser reconocidas por las dotaciones e informadas a los supervisores. La comunicación es de vital importancia porque muchas de estas señales pueden tener otras explicaciones. w Variaciones en la velocidad e penetración. w Cambios en la forma, tamaño y cantidad de recortes. w Aumento del torque de rotación.

Las formaciones con presiones anormales pueden ser identificadas con los perfiles eléctricos.

w Aumento en el arrastre. w Desmoronamiento de arcillas. w Aumento en el contenido de gas. w Variaciones en el exponente “d” normal. w Aumento de la temperatura en la línea de salida. w Disminución de la densidad de las arcillas. w Aumento en el contenido de cloro. No todos estos indicadores se presentan todos al mismo tiempo. La dotación debe saber reconocerlos como posibles señales de que se está perforando en zonas de mayor presión.

VARIACIONES EN LA PENETRACION El aumento en la velocidad de penetración es uno de los métodos más ampliamente aceptados para determinar los cambios en la presión poral. Normalmente la velocidad de penetración decrece con la profundidad. Este decrecimiento, provocado por el aumento de la dureza y densidad de la roca, también es controlado por la diferencia entre la presión hidrostática y la presión poral. Un cambio en la velocidad de perforación puede ser un indicador de presión de formación en aumento. La velocidad de perforación aumenta cuando se penetra en una zona de presión anormal porque las formaciones contienen mas fluido y son más blandas.

Las dotaciones deben observar y reportar de inmediato cualquier indicador de cambio de presión.

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Al lado izquierdo: recortes de lutita de una zona con presión normal. A la derecha: recortes de lutita de una zona de transición.

Zona De Transición: Termino utilizado para describir un cambio de presión de formación, ejemplo: de normal a anormal.

El aumento de la presión de formación también reduce el Sobrebalance en el fondo del pozo. Esto significa que los recortes se desprenderán bajo la broca con mayor facilidad. Si se observa que la velocidad de penetración no varía, o aumenta gradualmente cuando debería disminuir, puede también indicarnos un incremento de la presión de la formación. Un cambio abrupto en la velocidad de penetración, ya sea aumento o disminución, indica que se está perforando una formación nueva que podría ser más permeable y que podría provocar una surgencia. Cuando las presiones de formación cambian de normal a anormal a medida que el pozo se profundiza, el área en la que se produce el cambio es llamada “zona de transición”. Cuando se perfora en una zona de transición la densidad del lodo debe mantenerse lo más próxima posible a la presión de formación. De esta manera un cambio en la presión poral puede ser reflejado en la velocidad de penetración. Cualquier exceso de densidad aumentara la presión diferencial y consecuentemente reduce la velocidad de penetración. Esto trae como consecuencia que se enmascare un aumento de la velocidad de penetración que normalmente es atribuido como resultado de los incrementos de presión de formación. Sin embargo existen otros factores, además de la presión poral, que afectan a la velocidad de penetración, incluyendo a los cambios de formación, velocidad de rotaciónpropiedades del fluido, peso sobre la broca, tipo de broca, condiciones de la broca y propiedades del fluido.

Como se mencionó anteriormente, cualquier cambio de formación presenta un problema serio de interpretación. En general un cambio brusco continuo en la velocidad de penetración puede indicar un cambio de formación.

VARIACIONES EN LA FORMA, TAMAÑO, TIPO Y CANTIDAD DE RECORTES Los recortes son fragmentos de la formación cortados, raspados o desprendidos de la formación por la acción de la broca. El tamaño, forma y cantidad de los recortes dependen en gran medida del tipo de formación, tipo de broca, peso sobre la broca, desgaste de la broca y del diferencial de presión (formación versus presión hidrostática del fluido). El tamaño de los recortes generalmente disminuye con el desgaste de la broca durante la perforación si el peso sobre la broca, tipo de formación y el diferencial de presión, permanecen constantes. Sin embargo si la presión diferencial aumenta (con el aumento de la presión de formación), aún una broca gastada cortará con mas eficacia, con lo que el tamaño, la forma y la cantidad de los recortes aumentará.

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AUMENTO DEL TORQUE Y/O ARRASTRE

LUTITAS DESMORONABLES / LLENADO DEL POZO

Durante las operaciones normales de perforación el torque rotativo aumenta gradualmente con la profundidad, como resultado del efecto del contacto entre las paredes del pozo y la columna de perforación. El aumento de la presión de formación provoca que entren mayores cantidades de recortes al pozo a medida que los dientes de la broca penetran más y producen cortes mayores en la formación. El aumento de lutitas en el pozo tiende a adherirse, impedir la rotación de la broca, o acumularse alrededor de los portamechas. El aumento del torque en varios cientos de pies es un buen indicador de aumento de la presión. Cuando se perfora en condiciones de balance o de casi balance, se produce un incremento en el arrastre cuando se hacen las conexiones en zonas de presión anormal. Este aumento puede ser debido a la cantidad adicional de recortes que se acumulan en el pozo o encima de los portamechas. El torque y el arrastre pueden aumentar también debido a que la formación es blanda, lo cual origina que el pozo se cierre alrededor de los portamechas y la broca.

Probable Astillado

Frente

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A medida que la presión de formación supera la presión de la columna de lodo, la columna de lodo resulta menos efectiva para sostener las paredes del pozo, y eventualmente las lutitas comienzan a desmoronarse o desprenderse de las paredes del pozo. El desmoronamiento de las lutitas no es una situación crítica, sino que dependen del grado de desbalance y otros factores tales como el buzamiento de la formación, su compactación, la consolidación de los granos de arena, la resistencia interna, etc. Las lutitas desmoronables afectan la perforación al ocasionar problemas de arrastre por estrechamiento del pozo, llenado en el fondo y eventualmente pueden causar que la tubería de perforación, u otras herramientas se aprisionen. Los desmoronamientos no son siempre el resultado de presiones anormales. A menudo se atribuye el desmoronamiento a otras causas, por tanto, es posible pasar por alto el efecto de las presiones anormales. Cuando la causa del desprendimiento / desmoronamiento de las lutitas es la presión, su forma será larga, de bordes afilados, astillados y curvos.

Lateral

Frente

Cuando la presión es la causa para el desmoronamiento de las arcillas, su forma, será larga, afilada, astillada y curva.

Lateral

Escala 0.5 a 1.5 pulg.

Grietas Tipicas

Pelfil DelicadoPunt edgudo Plano

Superficie Cóncava

(a) Un Desmoronamiento Típico De Una Arcilla Producida Por Con Condiciones Sub-Balanceadas

Perfil Tipo Bloke Rectangular Plano

(b) Un Desmoronamiento Típico De Una Arcilla Producida Por Alivio De Tensiones

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Un aumento en el contenido de gas en el fluido de perforación podría indicar presión anormal.

Antes de cualquier tipo de maniobra el pozo es generalmente circulado hasta quedar limpio, o sea que los recortes son totalmente desplazados fuera del pozo para prevenir complicaciones. Si se penetra dentro de una formación con presión anormal, no es raro que se encuentren cantidades significativas de relleno cuando se maniobra de retorno al fondo. Esto puede ser debido a que la columna hidrostática no es suficiente para prevenir que las paredes se derrumben o desmoronen en el pozo. Debe resaltarse que la falta de presión no es la única causa, pero podría ser uno de los indicadores de falta de presión.

AUMENTO EN EL GCAS CONTENT INCREASE ONTENIDO D E G AS El aumento en el contenido del gas en el fluido de perforación es un buen indicador de zonas de presión anormal. Sin embargo, los cortes de gas no son siempre el resultado de una condición de desbalance, por lo que es importante una adecuada comprensión de las tendencias del gas.

GAS DE PERFORACION Cuando se perfora una formación porosa no permeable que contiene gas, los recortes que contienen gas son circulados pozo arriba. La presión hidrostática sobre estos recortes se reduce a medida

que son circulados. El gas en el recorte se expande y se libera en el sistema de lodo, reduciendo la densidad. Bajo estas circunstancias, no se puede detener la gasificación del lodo aumentando la densidad del lodo. Esta situación puede verificarse deteniendo la perforación y circulando el fondo hacia arriba. La cantidad de gas debe reducirse significativamente o aun parar.

GAS DE CONEXION O DE MANIOBRA Cuando se perfora con una densidad mínima del lodo, el efecto de pistoneo producido por el movimiento ascendente de la columna durante una conexión o maniobra puede pistonear gases y fluidos dentro del pozo. Este gas es conocido como gas de maniobra o de conexión, cuando este gas aumenta, es posible que los gases de formación pueden también estar aumentando, o que el diferencial de presión (presión hidrostática del lodo contra presión de formación) está cambiando.

GAS DE FONDO El mejor ejemplo del gas de fondo esta en el oeste de Texas, donde las capas rojas de arenisca de baja permeabilidad del Pérmico, son perforadas con agua. La presión de formación en estas capas es equivalente a un lodo de aproximadamente 16 ppg (1917 kg/m³). Las capas de arenisca roja tienen gas,

GAS UNITS 10500 CONEXIÓN

10550

10600

El gas de la canaleta de retorno debe ser controlado cuidadosamente

10650

E FU

RA

DE

CA ES

LA

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2-9 Herramientas modernas de registros mientras se perfora usan la telemetría de los impulsos de lodo para recolectar datos de la formación

Un grafico exacto del exponente “d” puede ayudar a predecir la densidad del lodo necesaria para una perforación segura.

pero su permeabilidad es muy baja. El resultado es que el lodo siempre esta cortado por gas, produciendo gas de maniobra particularmente molesto. Cuando se utiliza la presencia de gas en el fluido como un indicador de presiones anormales, una unidad de detección de gas es necesaria. Una tendencia del gas de fondo o de conexión puede ser notada a medida que la operación avanza. Ambos tipos de gas deben ser controlados cuidadosamente y considerados como una advertencia de aumento de la presión poral.

VARIACIONES DEL EXPONENTE “D” NORMAL El método del exponente “d” normal para la detección y predicción de presiones anormales mientras se perfora es usado a veces. El cálculo del exponente “d” normal es simple y no requiere de equipo especial. La información requerida que debe estar disponible en el área de trabajo es: velocidad de penetración, rpm de la mesa rotaria, peso sobre la broca y diámetro del pozo.

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2-10 Técnicas de LWD proveen información de condiciones del pozo en tiempo real.

El exponente “d” es calculado (usando un computador, una regla de cálculo o un nomograma), y luego es graficado en un papel semilogarítmico. Un cambio en la pendiente de la línea es un indicador de las zonas presurizadas. Mejoras en las técnicas del graficado han refinado el método a tal grado que las densidades necesarias del lodo en muchas áreas pueden predecirse rutinariamente con una exactitud del 0.2 a 0.5 ppg (24 a 60 kg/m³). Usada en forma apropiada, esta información puede reducir las surgencias en los pozos y con la misma importancia, reducir el uso de densidades innecesarias de lodo que disminuyen la velocidad de penetración e incrementa el costo de la perforación.

MEDICIONES Y REGISTROS DURANTE LA PERFORACIÓN MWD Y LWD

Las herramientas para MWD y LWD colectan datos que pueden ser usados para predecir las presiones de formación.

Las herramientas de mediciones (MWD) y registros (LWD) durante la perforación son una sofisticada combinación de instrumentos electrónicos. Información de perforación direccional y de evaluación de las formaciones puede ser recabada en tiempo real dependiendo de la configuración y el tipo de herramienta de MWD. Los parámetros medidos tales como la resistividad de la formación, torque, temperatura, presión de fondo de pozo y respuestas acústicas, pueden ser utilizadas para identificar cambios en las condiciones de perforación y detectar surgencias. La respuesta de los parámetros varía de acuerdo con el sistema de fluido utilizado (base agua o base petróleo), por lo que se hace necesario interpretar las señales. La electricidad es generada para operar la herramienta mediante una turbina o un propulsor en el arreglo del conjunto. Caudales específicos de bomba son necesarios para generar la potencia

apropiada para la herramienta. Dependiendo del tipo de herramienta, una vez que la información es recabada se la puede transmitir por cable, por pulsos de fluido (ondas de presión), ondas electromagnéticas o acústicas. Estos pulsos son recibidos por sensores sofisticados en la superficie y luego transmitidos a computadores que los decodifican o traducen en información utilizable.

DISMINUCIÓN DE DENSIDAD DE LAS LUTITA Las lutitas que están normalmente presurizadas han sufrido una compactación normal y su densidad aumenta uniformemente con la profundidad. Este incremento uniforme permite predecir la densidad de las arcillas. Cualquier reducción de la tendencia puede ser interpretada como una zona de mayor presión poral, puesto que las lutitas de alta presión son de menor densidad que las de presiones normales. Esto es el resultado de los fluidos porales atrapados en secciones de lutitas durante el proceso de compactación. Los problemas que reducen la utilidad en el campo de la densidad de las lutitas recaen en los métodos de la medición de su densidad. Actualmente se utilizan tres métodos. Estos son:

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w Columna de líquido de densidad variable.

w Un cambio en el caudal de circulación.

w Densidad por balanza de lodo.

w Un cambio en el contenido de sólidos del lodo.

w Técnicas de perfilaje MWD (Medición durante

w Un Cambio en la composición química del lodo

la perforación) No es fácil determinar la profundidad de los recortes de lutitas, y la selección y preparación de los recortes para las mediciones depende en gran medida de la persona que las realiza.

w Un cambio en los procedimientos de perforación

Las curvas de temperatura (mostradas abajo), si bien no son un indicador definitivo, son un indicador adicional que ayudan en la decisión de parar la perforación o de aumentar el peso del lodo. En las perforaciones marinas, a medida que la profundidad del agua aumenta, la eficiencia del registro de temperatura disminuye. Puede tornarse inútil debido al efecto de enfriamiento del agua, a menos que la temperatura del conjunto submarino sea controlada. En aguas profundas, la temperatura del lodo en la superficie podría mantenerse constante durante toda la operación.

AUMENTO EN LA TEMPERATURA DE LA LÍNEA DE SALIDA El sello en el tope de la zona de transición limita el movimiento del agua. Por tanto temperaturas arriba de lo normal se registran tanto en la zona de transición como en la zona de alta presión que está debajo. Si la tendencia normal de la temperatura de la línea de salida es graficada, un cambio de 2 a 6 °F o más por cada 100 pies encima de esta tendencia podría ser un indicador de la zona de transición. Además de indicar un cambio en la presión poral, los cambios en la temperatura de la línea de salida pueden atribuirse a:

Cambios en el contenido del ión cloruro o de la sal en los fluidos de perforación son indicadores válidos de presión. Si no hay suficiente presión, filtración o flujo de la formación pueden ingresar al pozo y mezclarse con el fluido de perforación. Esto cambiará el contenido de cloruros del lodo. Dependiendo del contenido de cloruro en el fluido, un aumento o disminución podrían ser determinados basados en si el contenido de sal del fluido de formación es mayor o menor. Sin embargo, los cambios pueden ser difíciles de establecer a menos que haya un control minucioso de las pruebas del lodo. La mayoría de los métodos disponibles para hacer las pruebas de contenido de ión cloruro son inadecuadas para mostrar cambios sutiles. En los lodos de agua dulce-bentonita, los aumentos de contenido del ión cloruro causarán Transition Zone un aumento de la viscosidad de embudo y de las propiedades del flujo.

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Profundidad (1,000 ft)

AUMENTO EN EL CONTENIDO DE CLORURO

10

11

12 100

110

120

130

Temperatura De La Línea De Flujo (°F)

Un incremento en la temperatura puede ser indicador de que la presión de formación está aumentando

Cambios en la temperatura de la línea de salida pueden ser usados con otros indicadores para ayudar a identificar zonas de transición.

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PERFILAJES INDICADORES DE PRESIÓN Una vez que la formación ha sido perforada la presión poral puede ser determinada por perfilaje eléctrico.

Los perfiles eléctricos normales o de inducción, miden la resistividad eléctrica de la formación. Dado que generalmente las formaciones de lutitas con presión anormal tienen más agua, son menos resistivas que las formaciones de lutitas secas con presión normal. Los cambios de resistividad pueden ser medidos y la presión de formación medida. Los perfiles acústicos o sónicos miden la velocidad del sonido o el tiempo del intervalo de tránsito de la formación. Las formaciones de lutitas con altas presiones que tienen mas agua, tienen menor velocidad de sonido, en consecuencia un tiempo de tránsito mayor. Se pueden hacer cálculos para determinar la presión de formación y su porosidad a partir de estas mediciones. Los perfiles de densidad, miden la densidad de la formación basándose en mediciones radioactivas. Las formaciones de lutitas de alta presión tienen menor densidad por lo que es posible también hacer cálculos para la determinación de la presión de formación.

CAUSAS DE LAS SURGENCIAS Siempre que la presión poral sea mayor que la presión ejercida por la columna de fluido en el pozo; los fluidos de la formación podrán fluir hacia el pozo. Esto puede ocurrir por una o una combinación de varias causas: Las causas más comunes de las surgencias son:

w Densidad insuficiente del fluido. w Prácticas deficientes durante las maniobras w Llenado deficiente del pozo. w Pistoneo / Compresión. w Pérdida de circulación. w Presiones anormales. w Obstrucciones en el pozo. w Operaciones de cementación. w Situaciones especiales que incluyen: ú Velocidad de perforación excesiva en las arenas de gas.

ú Pérdida de filtrado excesiva del fluido de perforación.

ú Perforar dentro de un pozo adyacente. ú Formaciones cargadas ú Obstrucciones en el pozo. ú Probando el conjunto de BOP. ú Gas atrapado debajo del conjunto de BOP. ú Pérdida del conductor submarino. ú Proyectos de recuperación secundaria. ú Flujos de agua. ú Pruebas de Formación (DST) ú Perforación en desbalance - Falla en mantener una contrapresión adecuada.

ú Pata de plataforma.

DENSIDAD INSUFICIENTE DEL FLUIDO Una causa común de las surgencias es la densidad insuficiente del fluido, o un fluido que no tiene la densidad suficiente para controlar la formación. El fluido en el pozo debe ejercer una presión hidrostática para equilibrar, como mínimo, la presión de formación. Si la presión hidrostática del fluido es menor que la presión de la formación el pozo puede fluir. Probablemente que la causa más común de densidad insuficiente del fluido es perforar inesperadamente dentro de formaciones con presiones anormalmente altas. Esta situación puede resultar cuando se encuentran condiciones geológicas impredecibles, tales como perforar cruzando una falla que cambia abruptamente la formación que se está perforando. La densidad insuficiente del fluido puede también ser resultado de la interpretación errónea de los parámetros de perforación (ROP, contenido de gas, densidad de las lutitas, etc.) utilizados como guía para densificar el lodo. (Esto generalmente significa que la zona de transición no ha sido reconocida y la primera formación permeable ha originado la surgencia.) Mal manipuleo del fluido en la superficie responde por muchas de las causas de la densidad insuficiente del fluido. El abrir una válvula equivocada en el múltiple de succión de la bomba que permita la entrada de un fluido de menor densidad al sistema; abriendo de golpe la válvula de agua de tal manera que se agrega más agua que la deseada; lavar las zaranda con un chorro muy grande de agua; inclusive operaciones de limpieza pueden todas afectar la densidad del fluido.

P RINCIPIOS B ÁSICOS D E L AS S URGENCIAS El ingreso de agua de la lluvia en el sistema de circulación, puede tener un gran efecto en la densidad y alterar severamente las propiedades del fluido. También es peligroso diluir el fluido para reducir su densidad puesto que se está agregando intencionalmente agua al sistema mientras está circulando. Si se agrega mucha agua, o la densidad del fluido baja mucho, el pozo podría comenzar a fluir. Sin embargo, si el personal está mezclando y agregando volumen a los tanques, una ganancia proveniente del pozo podrá ser difícil de detectar. Es buena práctica agregar volúmenes conocidos o medidos cuando se realizan mezclas. Si se diluye el lodo con agua, esta debe ser tomada de un tanque cuyo volumen es conocido, de tal manera que la cantidad de agua tomada de ese tanque deberá ser igual a la ganancia en el sistema activo. Si el incremento resulta ser mayor, es posible que el pozo esté en surgencia. El responsable del control del volumen del sistema debe ser informado cada vez que se agregue o transfiera fluido en los taques. Otras causas que provocan una densidad incorrecta del fluido son, cambiar el fluido actual del pozo por fluidos de fractura o trabajos de acidificación, desplazamiento de tapones de gran volumen, o también el cambio por fluidos de terminación, completación o de empaque.

LLENADO DEFICIENTE EN MANIOBRAS Probablemente la causa más común de las surgencias resulta de las maniobras sacando tubos fuera del pozo. Muchos factores intervienen durante una maniobra. Simplemente considere que no se tiene un peso de fluido adecuado para mantener las presiones de formación, o la presión fue reducida en el pozo durante la maniobra permitiendo que el pozo fluya. Bajo condiciones normales si la circulación puede ser detenida antes de la maniobra sin tomar un influjo, entonces no debería ocurrir una surgencia durante la maniobra. Un factor que a menudo no es tomado en cuenta es la fuerza de fricción ejercida contra la formación por el fluido durante su circulación. Esta fuerza es llamada de pérdida de carga anular (∆PL), y podría representar una densidad equivalente de circulación (ECD) en exceso de más de 1 ppg (120 kg/m³) de material densificante. Una vez que las bombas han sido detenidas, la pérdida de presión por circulación desaparece y la presión en el fondo del pozo se reduce a la presión hidrostática de la columna de

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fluido en el anular. Esta reducción en la presión de fondo podría permitir que el pozo comience a surgir. Antes de iniciar una maniobra, siempre se debe observar el pozo para ver si está fluyendo después de haber detenido las bombas. La política de algunas empresas puede indicar un tiempo de observación de 5 a 30 minutos. Este tiempo es bien gastado si puede prevenirse una surgencia y las complicaciones que de ella pudieran surgir. Si se tomó el tiempo adecuado para observar y asegurarse que el pozo no está fluyendo, y luego hay una surgencia durante la maniobra, se asume que algo que ocurrió durante la maniobra de sacada provocó la surgencia. La gran mayoría de estas surgencias son debido al pistoneo / compresión.

PISTONEO Y COMPRESION Toda vez que se mueven tubos a través de fluido, aparecen las fuerzas de pistoneo (swab) y compresión (surge). La dirección en que se mueve la tubería dicta cuál es la fuerza dominante, el pistoneo o la compresión. Cuando la tubería viaja ascensionalmente, (por ejemplo una maniobra para sacar la columna del pozo) la presión de pistoneo predomina. El fluido no llega a deslizarse para abajo entre la tubería y la pared del pozo tan rápido como la tubería esta siendo extraída. Por tanto una reducción de presión es creada debajo de la tubería permitiendo que fluido de formación alimente este vacío hasta que la falta de presión pare. Esto se llama pistoneo. Si es pistoneado suficiente fluido de formación, podrá aligerar la columna hidrostática lo suficiente para que el pozo comience a surgir. La analogía del pistoneo con un embolo de una jeringa ilustra este concepto. Las presiones de compresión también están presentes cuando la tubería es maniobrada para sacarla del pozo, pero generalmente su efecto es mínimo. El fluido que está alrededor de la tubería (especialmente encima del conjunto de fondo) debe salir del camino moviéndose hacia arriba alrededor de la tubería y para arriba del pozo. Si la tubería se mueve muy rápido, no todo el fluido puede salir del camino. Esto puede ocasionar un aumento de presión, llevando a pérdidas de fluido y pérdida de columna hidrostática. En la maniobra de sacada, tres cosas afectan a la compresión y el pistoneo: el espacio entre tubería y pozo, las propiedades del fluido y la velocidad de movimiento de la tubería.

Antes de iniciar una maniobra, observe el pozo con cuidado para asegurarse que no está fluyendo cuando las bombas han sido detenidas.

C APÍTULO 2

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ESPACIAMIENTO Uno de los factores más importantes en la generación del pistoneo es el espaciamiento entre la tubería (tubing, tubos de perforación, portamechas, estabilizadores u otras herramientas) con la pared del pozo (abierto o revestido). Cuanto menor el espaciamiento, mayor la restricción que el fluido encontrará para fluir. Los pozos con zonas angostas, formaciones hinchables, formaciones desmoronables, o pozos propicios al embolamiento de las herramientas disminuyen el espaciamiento aumentando la posibilidad de pistonear una surgencia. Como generalmente no es factible controlar estos factores, prácticas apropiadas durante las maniobras, tales como la reducción de la velocidad de la maniobra, minimizan la posibilidad de pistonear un influjo hacia el pozo. Los factores que complican reduciendo el espaciamiento son las que originan una restricción entre el la columna y las paredes del pozo, tales como las formaciones que se hinchan, casing colapsado, el embolamiento de la broca. Estos problemas no son reconocidos sino hasta que ya es demasiado tarde. Se debe tener en cuenta que el espaciamiento entre la columna y la pared del pozo podría ser menor de lo que se piensa. Esto aumenta la posibilidad de pistonear un influjo o de crear compresión en el pozo.

OTROS FACTORES QUE AFECTAN EL ESPACIAMIENTO SAL Y FORMACIONES HINCHABLES El pistoneo puede ocurrir si la columna es sacada de un pozo más rápido de lo que el fluido cae debajo de ella.

Algunos ejemplos de problemas con el espaciamiento en las formaciones son la sal y el hinchamiento. La sal es plástica. Dependiendo de la presión que se le impone, el espaciamiento en el pozo puede reducirse una vez que las bombas han sido detenidas (la pérdida de la presión de circulación y la presión lateral en las paredes del pozo). Se sabe que la sal se cierra alrededor de la columna dejando un espaciamiento justo lo suficiente para circular. Además, las arcillas se hinchan cuando son expuestas al agua, estrechando el espaciamiento entre la columna y la pared del pozo, aumentando las posibilidades de pistonear el pozo. Con un espaciamiento reducido durante las maniobra de extracción, los estabilizadores y el conjunto de fondo pueden pegarse o causar un pistoneo severo.

EMBOLAMIENTO El embolamiento se refiere a los materiales (baritina, fluido, materiales de la formación, revoque de lodo) recolectados alrededor de la broca, los estabilizadores, uniones de tubos, o cualquier parte de la columna. Esta recolección aumenta el diámetro externo efectivo, a tal punto que reduce el espaciamiento entre la columna y la pared del pozo. A medida que el espaciamiento se estrecha, este problema puede ser observado como un incremento en el torque (mayor contacto de la columna embolada con las paredes del pozo) y/o un aumento en el peso al levantar por el arrastre debido al contacto con el pozo y al levantar la columna de lodo.

LEVANTANDO HASTA EL ZAPATO Es una vergüenza que algunos perforadores aprendan de la manera más dura el doble riesgo asociado con los zapatos del casing. Primero, hay la posibilidad de que un estabilizador u otra herramienta se enganchen en el zapato del casing, lo que puede resultar en un daño al equipo, que se parta la columna, o levantar el zapato y que la columna quede aprisionada. Segundo, hay una reducción del espaciamiento en la medida que el conjunto de fondo es introducido dentro del casing. Las complicaciones con el espaciamiento pueden ocurrir también cuando cualquier parte de la columna, o del conjunto de fondo se embolan.

EJEMPLO: Se asume que el casing está en calibre, pero el pozo abierto podría tener un factor de ensanchamiento que oscila entre 5% a 150%. Por ejemplo, el diámetro interno del casing es 8.835” (224.41 mm) y se están levantando estabilizadores de 8 1⁄2” (215.9 mm) que están embolados hasta un diámetro externo de 10 1⁄2” (266.7 mm). Una vez que los estabilizadores embolados entren al zapato del casing, el exceso de lodo alrededor de los estabilizadores se cortará. Ahora los estabilizadores, embolados con recortes y lodo, tendrán un diámetro externo que es aproximadamente igual al diámetro interior del casing. Esto es lo mismo que meter un pistón dentro del casing. Antes de comenzar a levantar la columna del fondo, los perforadores deben calcular el número de pies o de tiros de columna que han sido extraídos antes de que el conjunto de fondo entre en el zapato del casing. Siempre reducir la velocidad de la maniobra al entrar al casing y mantenerse atentos y siempre llevar un control muy estricto del llenado del pozo.

P RINCIPIOS B ÁSICOS D E L AS S URGENCIAS ANGULO DEL POZO Y PATAS DE PERRO Cuando se maniobra a través de pozos desviados y zonas de patas de perro, recuerde que el conjunto de fondo es arrastrado contra el lado superior del agujero. Esto puede dar como resultado que la columna o el BHA levanten residuos (embolamiento) e se reduzca el espaciamiento. iento dificulta que el fluido resbale para abajo alrededor del conjunto de fondo. Durante las operaciones de perforación, los recortes tienden a caer o mantenerse en el lado inferior del agujero desviado y de la patas de perro, reduciendo el diámetro interno haciendo más difícil la maniobra de extracción.

LONGITUD DEL CONJUNTO DE FONDO Cuanto más largo el tramo de espaciamiento reducido, mayor la posibilidad de pistonear. Es razonable que 500 pies (152.4 m) de portamechas no tendrán el mismo efecto de pistoneo que 1000 pies (304.8 m) de portamechas.

NÚMERO DE ESTABILIZADORES Como en el caso anterior, un conjunto de fondo tipo péndulo con un estabilizador no pistoneará tanto como un conjunto de fondo empacado con varios estabilizadores. A medida que el número de estabilizadores aumenta, también aumenta las posibilidades de embolamiento y pistoneo.

HERRAMIENTAS DE FONDO Se debe tener cuidado adicional cuando se extraen herramientas de fondo que crean pequeños espaciamientos. Cuanto más ancho el diámetro externo de la herramienta, mayor la posibilidad de pistonear. En las operaciones en pozo abierto puede resultar un severo embolamiento. Los efectos de pistonear son mínimos cuando se extrae herramientas de pequeño diámetro tales como guías para pesca, o tubos de pequeño diámetro con la punta abierta, debido a que el espaciamiento es mayor.

PROPIEDADES DEL FLUIDO Como el pistoneo depende del levantamiento y flujo de fluido de donde estaba antes que la columna se haya movido, las propiedades del fluido son críticas. La siguientes propiedades del fluido son importantes: Viscosidad, resistencia de gel, densidad y filtrado.

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VISCOSIDAD

La viscosidad, o facilidad del fluido para fluir, es probablemente el más critico de todos los factores en el pistoneo. Si el fluido es viscoso, tendrá dificultad para resbalar hacia abajo cuando la columna es sacada. Cuando la viscosidad del fluido es alta, se deben usar velocidades lentas de extracción para permitir que el fluido resbale alrededor de los espaciamientos pequeños. Haciendo las maniobras lentamente, de acuerdo con lo calculado, se producirá una pérdida mínima en la presión de fondo. Esto reduce la posibilidad de pistonear el pozo o que entre en surgencia. La viscosidad de embudo debe ser verificada con la finalidad de determinar si el fluido está o no en buenas condiciones para iniciar la maniobra. Si el pozo y /o el fluido tiene problemas, podrá ser necesario acondicionar el lodo en el pozo antes de iniciar la maniobra.

RESISTENCIA DE GELES

La resistencia de geles es la atracción entre las partículas de sólidos. Una fuerte atracción produce una resistencia al inicio del flujo desde condiciones estáticas e incrementa la presión de pistoneo. Si el fluido tiene una resistencia de geles progresiva, el movimiento ascensional de los tubos puede producir también presiones de compresión en dirección ascensional. Estas presiones pueden causar que zonas débiles tomen fluido, disminuyendo la columna hidrostática y contribuyendo al mecanismo de la surgencia.

DENSIDAD

Si la densidad del lodo es muy alta y causa filtración o perdida de fluido hacia la formación, podrá empujar en forma efectiva la columna contra la pared del pozo. Los recortes, el revoque, y otros residuos pueden ser recogidos por los estabilizadores u otras herramientas de fondo de pozo. Esto podría reducir el espaciamiento y crear el efecto del pistoneo. Cuando la densidad del lodo es muy baja, las herramientas de fondo tienden a rascar los lados de la pared del pozo debido al hinchamiento de la formación. Pueden recoger residuos y reducir el espaciamiento. En algunos casos si el sobrebalance es alto el potencial de pistoneo se reduce.

FILTRADO

Una de las ventajas de los lodos de alto filtrado es la alta velocidad de penetración. Las desventajas son los problemas de pegamiento debido al revoque grueso, pegajoso, que reduce el diámetro interior del pozo lo que aumenta la posibilidad de pistoneo.

Fluidos con geles de alta resistencia aumentan la posiblidad de pistoneo en las maniobras.

C APÍTULO 2

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VELOCIDAD DE MOVIMIENTO DE LOS TUBOS

La velocidad de movimiento de la columna afecta directamente a las presiones de pistoneo y compresión.

La velocidad de movimiento de los tubos afecta directamente a las presiones de pistoneo y compresión. Cuanto más rápido se mueven los tubos mayores son las presiones de pistoneo o compresión y mayor el potencial de pistonear un influjo. Las posibilidades de pistonear un influjo (y/o fracturar la formación) aumentan con la velocidad de la maniobra. Un concepto errado es que una vez que la broca entra en el zapato, ya no se pistonea el pozo y la velocidad de la maniobra se aumenta. Debemos recordar que existe el potencial de tener un espaciamiento pequeño dentro del casing como en pozo abierto.

LLENADO DEFICIENTE DEL POZO Toda vez que el nivel del fluido cae dentro del pozo, también cae la presión hidrostática ejercida por el fluido. Cuando la presión hidrostática cae por debajo de la presión de formación, el pozo puede fluir. La tubería puede ser sacada seca o llena dependiendo de las condiciones. Si se saca seca, es por que se ha bombeado un colchón pesado de lodo dentro de los tubos antes de sacarlos, el cual empuja afuera una altura considerable de lodo más liviano dentro de los tubos. A medida que los tubos son extraídos, el colchón continúa cayendo, de tal manera que los tiros siguientes también saldrán secos. Dependiendo de las prácticas utilizadas, el colchón podrá afectar el llenado del pozo en los primeros cinco, diez o más tiros extraídos. Si la maniobra comienza muy rápido después de haber bombeado el colchón, la columna podrá salir parcialmente llena si el colchón no ha tenido el tiempo de alcanzar su nivel de equilibrio. Durante una maniobra con los tubos saliendo secos, al volumen del acero que está siendo extraído, le corresponde a una caída de nivel del fluido dentro del pozo. El pozo debe ser rellenado para mantener suficiente presión hidrostática para controlar la presión de formación.

Si los tubos salen llenos de fluido, (el fluido permanece dentro del tubo), y se usa un economizador de lodo para retirar del pozo, el tanque de maniobras o el sistema, entonces está siendo extraído el volumen combinado del tubo de acero y la capacidad interna del tubo. Esto da como resultado la necesidad de un volumen mayor de fluido para llenar el pozo que el necesario cuando se sacan tubos secos. Sin embargo, si el economizador retorna ese fluido al pozo, al tanque de maniobras o al sistema, entonces el volumen necesario para llenar el pozo será el mismo que cuando se sacan secos (considerando que el economizador no tenga pérdidas). Si no se usa un economizador, es difícil contabilizar el lodo desparramado en el piso del equipo, con lo que disminuye la cantidad de fluido que debe ser repuesto al sistema y medido. En caso que no pueda ser recuperada la totalidad del fluido de los tubos, derive el fluido fuera del sistema activo o del tanque de medidas y use los cálculos para tubo lleno. Las unidades de tubing continuo son la excepción. A medida que el tubing continuo es extraído del pozo, el desplazamiento y la capacidad interna del tubing son extraídos del pozo. El tubo continuo se mantiene lleno de fluido a menos que dicho fluido sea desplazado con nitrógeno antes de la maniobra. EL tubing continuo se puede circular a medida que va siendo extraído, reduciendo la posibilidad de pistonear manteniendo además el pozo lleno. Debe observarse que muchas tablas no contienen las informaciones correctas para usarlas en los cálculos de las maniobras porque omiten las uniones y los recalques. Estas tablas simplemente contienen el tamaño del tubo y el peso nominal por pie; por ejemplo, 5” OD (127 mm), 19.5 ppf (29.02 kg/m), así como las capacidades y desplazamientos. Los datos de los fabricantes de tubería son exactos, pero las tablas y gráficos pueden resultar confusos debido a que hay muchas combinaciones de tipos de roscas, diámetro externo e interno así como la longitud de las uniones con una gran variedad de capacidades y desplazamientos / capacidades. El rango de los tubos también afecta el peso por pie. El boletín API RP7 ilustra la metodología para los cálculos exactos del desplazamiento de los tubos y presenta las tablas y gráficos correctos.

P RINCIPIOS B ÁSICOS D E L AS S URGENCIAS

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Para calcular el volumen necesario para llenar el pozo cuando se extrae tubos secos: Barriles para llenar = Desplazamiento de los tubosbbl/pie x Longitud Extraídapie Metros cúbicos para llenar = Desplazamiento de los tubosm³/m × Longitud Extraídam

Para calcular el volumen necesario para llenar el pozo cuando se extrae tubos secos: Barriles para llenar = (Desplazamiento de tubosbbls/pie + Capacidad de tubosbbls/ft) × Longitud Extraídapie Metros cúbicos para llenar = (Desplazamiento de tubosm³/m + Capacidad de tubosm³/m ) × Longitud Extraídam

EJEMPLO 1 ¿Cuantos barriles tomará llenar el anular si se han extraído 15 tiros secos (asuma que cada tubo tiene 31 pies [9.45 m]) de tubos de perforación de 4 1/2 ‘ (114.3 mm), desplazamiento 0.00639 bbls/pie (0.00333 m³/m) de un casing que tiene un diámetro interno de 8.755” (222.38 mm)? Barriles para llenar = Desplazamiento de los tubosbbls/ft × Longitud Extraídaft = 0.00639 × (15 × 31) = 0.00639 × 465 = 2.97 bbls Metros cúbicos para llenar = Desplazamiento de los tubosm³/m × Longitud Extraídam = 0.00333 × (15 × 9.45) = 0.00333 × 141.75 = 0.47203 m³

PROBLEMA 1A ¿Cuantos barriles (m³) tomará llenar el anular si se han extraído 15 unidades de tubos de perforación secos de 5” (127mm) (31 pies por tubo [9.45 m]), desplazamiento 0.007593 bbls/pie (0.00396 m³/m), 0.01776 bbl/pie (0.00926 m³/m) de capacidad interna, de un casing de 9 5/8” (244.5 mm) que tiene un diámetro interno de 8.375” (212.73 mm)?

PROBLEMA 1B ¿Cuantos barriles (m³) tomará llenar el anular si se han extraído 15 unidades de tubing secos de 2 7/8 (73.03 mm) (31 pies por tubo [9.45 m]), desplazamiento 0.00236 bbls/pie (0.00123 m³/m), 0.00579 bbl/pie (0.00302 m³/m) de capacidad interna, de un casing de 9 5/8” (244.5 mm) que tiene un diámetro interno de 8.375” (212.73 mm)?

Cuando se extraen tubos secos, el volumen del acero extraído del pozo debe ser reemplazado con un volumen igual de fluido.

C APÍTULO 2

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Para medir el fluido con precisión, se debe utilizar un tanque de maniobras o un sistema contador de las emboladas de la bomba. Es preferible llenar el pozo usando el tanque de maniobras, ya que este tanque es pequeño y fácil para medir las variaciones de volúmenes. Sin embargo, el contador de emboladas de la bomba también puede ser utilizado. Para calcular el número de emboladas para llenar el pozo: Emboladas para llenar = Barriles para llenar ÷ Desplazamiento de la bombabbls/emb Emboladas para llenar

= Metros cúbicos para llenarm³/emb

EJEMPLO 2 ¿Cuantas emboladas serán necesarias para llenar el pozo con 2.97 bbls (0.472 m³) usando una bomba triplex con un desplazamiento de 0.127 bbls/emb (0.0202 m³/emb)? Emboladas para llenar = Barriles para llenar ÷ Desplazamiento de la bombabbls/emb = 2.97 ÷ 0.127 = 24 emb Emboladas para llenar = Metros cúbicos para llenar ÷ Desplazamiento de la bombam³/emb = 0.472 ÷ 0.0202 = 24 emb

Nota: Como las emboladas fueron una fracción mayor que el numero indicado, (ejemplo: 23.4) las emboladas fueron redondeadas al numero próximo mayor.

PROBLEMA 2A ¿Cuantas emboladas serán necesarias para llenar el pozo usando una bomba triplex con un desplazamiento de 0.127 bbls/emb (0.0202 m³/emb) si se han extraído 15 unidades de tubos de perforación secos de 5” (127mm) (31 pies por tubo [9.45 m]), (0.007593 bbls/pie [0.00396 m³/m] de desplazamiento, 0.01776 bbl/pie [0.00926 m³/m] de capacidad interna), de un casing de 9 5/8” (244.5 mm) que tiene un diámetro interno de 8.375” (212.73 mm)?

PROBLEMA 2B Medir el llenado del pozo con las emboladas de la bomba no es exacto debido al tiempo de retardo mientras el fluido se mueve por la línea de retorno.

¿Cuantas emboladas serán necesarias para llenar el pozo usando una bomba triplex con un desplazamiento de 0.049 bbls/emb (0.0078 m³/emb) si se han extraído 15 unidades de tubing de producción de 2 7/8” (73.03 mm) (31 pies por tubo [9.45 m]), (0.00236 bbls/pie [0.00123 m³/m] de desplazamiento, 0.00579 bbl/pie [0.00302 m³/m] de capacidad interna), de un casing de 7” (177.8 mm) que tiene un diámetro interno de 5.92” (150.37 mm)? Debe tomarse en cuenta que las emboladas nunca dan un valor exacto debido al tiempo de retardo del lodo en salir por la línea de salida y activar el sensor de flujo. Durante este tiempo de retardo el contador de emboladas de la bomba sigue contando. Esto agrega 5 a 10 ( a veces más) emboladas al llenado. La buena práctica y algunos organismos reguladores, requieren que el pozo sea llenado cada cinco tiros de tubería extraídos, o antes que la presión hidrostática caiga mas de 75 psi (5.17 bar), lo que suceda primero.

P RINCIPIOS B ÁSICOS D E L AS S URGENCIAS

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Para calcular la cantidad de tubos secos que pueden ser extraídos del pozo antes de que ocurra una reducción de 75 psi (5.17 bar) en la presión hidrostática: Longitud Máximapie = (Caída de presiónpsi ÷ 0.052 ÷ Densidad del fluidoppg) × (Capacidad del Casingbbls/pie– Desplaz. de tubosbbl/pie) ÷ Desplaz. de tubosbbl/pie Longitud Máximam

= (Caída de presiónbar ÷ 0.0000981 ÷ Densidad del fluidokg/m³) × (Capacidad del Casingm³/m – Pipe Displ.m³/m) ÷ Pipe Displ.m³/m

EJEMPLO 3 ¿Cuantos pies de tubos de perforación de 4 1⁄2” (114.3 mm) con un desplazamiento de .00597 bbls/pie (0.00311 m³/m) y una capacidad de 0.01422 bbls/pie (0.00742 m³/m) podrán ser extraídos secos de un casing de 9 5/8” (244.48 mm) que tiene un diámetro interno de 8.835” (224.41 mm) y una capacidad de 0.07583 bbls/pie (0.03955 m³/m) y una densidad de fluido de 12.5 ppg (1498 kg/m³) antes que la presión de fondo de pozo caiga en 75 psi (5.17 bar)?

Longitud Máximapie = (Caída de presiónpsi ÷ 0.052 ÷ Densidad del fluidoppg) × (Capacidad del Casingbbls/pie – Desplaz. de tubosbbl/pie) ÷ Desplaz. de tubosbbl/pie = (75 ÷ 0.052 ÷ 12.5) × (0.07583 – 0.00597) ÷ 0.00597 = 115.4 × 0.06986 ÷ 0.00597 = 1,350.4 pie

Longitud Máximam

= (Caída de presiónbar ÷ 0.0000981 ÷ Densidad del fluidokg/m³) × (Capacidad del Casingm³/m – Desplaz. de tubosm³/m) ÷ Desplaz. de tubosm³/m = (5.17 ÷ 0.0000981 ÷ 1498) × (0.03955 – 0.00311) ÷ 0.00311 = 35.18 × 0.03644 ÷ 0.00311 = 412.2 m

Nota: Debe tomarse en consideración que en este ejemplo, aún cuando se pueden extraer 1350.4 pies (412.2 m) de tubería, antes de un descenso en 75 psi en presión hidrostática, algunos reglamentos pueden exigir como limite la cantidad de tiros que pueden ser extraídos del pozo antes del llenado.

PROBLEMA 3A ¿Cuantos pies de tubos de perforación de 5” (127 mm) con un desplazamiento de 0.00709 bbls/pie (0.0037 m³/m) y una capacidad de 0.01776 bbls/pie (0.00926 m³/m) podrán ser extraídos secos de un casing con una capacidad de 0.056 bbls/pie (0.02921 m³/m) y una densidad de fluido de 13.8 ppg (1498 kg/m³) antes que la presión de fondo de pozo caiga en 75 psi (5.17 bar)?

Loa tanques de maniobras proporcionan una medida exacta para monitorear el llenado del pozo durante las maniobras.

C APÍTULO 2

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PROBLEMA 3B ¿Cuantos pies de tubing de producción de 2 7/8” (73.03 mm) con un desplazamiento de 0.00224 bbls/pie (0.00117 m³/m) y una capacidad de 0.00578 bbls/pie (0.00302 m³/m) podrán ser extraídos secos de un casing con una capacidad de 0.036 bbls/pie (0.0188 m³/m) y una densidad de fluido de 14.3 ppg (1714 kg/m³) antes que la presión de fondo de pozo caiga en 75 psi (5.17 bar)? Para calcular la cantidad de tubos llenos que pueden ser extraídos del pozo antes de que ocurra una reducción de 75 psi (5.17 bar) en la presión hidrostática: Las buenas prácticas dictan que un pozo de be ser llenado cada cinco tiros de columna de tubos (o un tiro de portamechas) que son sacados del pozo

Longitud Máxima

= (Caída de presiónpsi ÷ 0.052 ÷ Densidad del fluidoppg) × (Capacidad del Casingbbls/pie – Desplaz. de tubosbbl/pie – Capac. de tubosbbl/pie) ÷ (Desplaz. de tubosbbl/pie + Capac. de tubosbbl/pie)

Longitud Máxima

= (Caída de presiónbar ÷ 0.0000981 ÷ Densidad del fluidokg/m³) × (Capacidad del Casingm³/m – Desplaz. de tubos.m³/m – Capac. de tubosm³/m) ÷ (Desplaz. de tubosm³/m + Capac. de tubosm³/m)

EJEMPLO 4 ¿Cuantos pies de tubos de perforación de 4 1⁄2” (114.3 mm) con un desplazamiento de 0.00597 bbls/pie (0.00311 m³/m) y una capacidad de 0.01422 bbls/pie (0.00742 m³/m) podrán ser extraídos llenos de un casing de 9 5/8” (244.48 mm) que tiene un diámetro interno de 8.835” (224.41 mm) y una capacidad de 0.07583 bbls/pie (0.03955 m³/m) y una densidad de fluido de 12.5 ppg (1498 kg/m³) antes que la presión de fondo de pozo caiga en 75 psi (5.17 bar)? Longitud Máxima

= (Caída de presiónpsi ÷ 0.052 ÷ Densidad del fluidoppg) × (Capacidad del Casingbbls/pie – Desplaz. de tubosbbls/pie – Capac. de tubosbbls/pie) ÷ (Desplaz. de tubosbbls/pie + Capac. de tubosbbls/pie) = (75 ÷ 0.052 ÷ 12.5) × (0.07583 – 0.00597 – 0.01422) ÷ (0.00597 + 0.01422) = 115.4 × 0.05564 ÷ 0.02019 = 318.5 pie

Longitud Máxima

= (Caída de presiónbar ÷ 0.0000981 ÷ Densidad del fluidokg/m³) × (Capacidad del Casingm³/m – Desplaz. de tubosm³/m – Capac. de tubosm³/m) ÷ (Desplaz. de tubosm³/m + Capac. de tubosm³/m) = (5.17 ÷ 0.0000981 ÷ 1498) × (0.03955 – 0.00311 – 0.00742) ÷ (0.00311 + 0.00742) = 35.18 × 0.02902 ÷ 0.01053 = 97.1 m

PROBLEMA 4A ¿Cuantos pies de tubos de perforación de 5” (127 mm) con un desplazamiento de 0.00709 bbls/pie (0.0037 m³/m) y una capacidad de 0.01776 bbls/pie (0.00926 m³/m) podrán ser extraídos llenos de un casing con una capacidad de 0.056 bbls/pie (0.02921 m³/m) y una densidad de fluido de 13.8 ppg (1498 kg/m³) antes que la presión de fondo de pozo caiga en 75 psi (5.17 bar)?

P RINCIPIOS B ÁSICOS D E L AS S URGENCIAS

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PROBLEMA 4B ¿Cuántos pies de tubing de producción de 2 7/8” (73.03 mm) con un desplazamiento de 0.00224 bbls/pie (0.00117 m³/m) y una capacidad de 0.00578 bbls/pie (0.00302 m³/m) podrán ser extraídos llenos de un casing con una capacidad de 0.036 bbls/pie (0.0188 m³/m) y una densidad de fluido de 14.3 ppg (1714 kg/m³) antes que la presión de fondo de pozo caiga en 75 psi (5.17 bar)?

La cuenta del llenado (volumen o emboladas) debe ser acumulada en la maniobra de extracción para un control global del mismo. Si la cuenta no se aproxima a las emboladas o barriles, es posible que haya algún problema. Comúnmente la formación toma o devuelve fluido al pozo durante las maniobras. Esto no significa necesariamente una pérdida de circulación o un influjo. Debe ser una práctica común el llevar los registros de la maniobra en el equipo. Si hay filtración de la formación o hay pérdida de fluido, la comparación con los registros anteriores es la única manera disponible de predecir con exactitud los volúmenes de llenado del pozo. Llevar registros de las maniobras en forma apropiada es información invalorable para la prevención de surgencias y para mostrar cuánto fluido se pierde en la formación. Cuando se está con la columna fuera del pozo, su nivel debe ser monitoreado y mantenerlo lleno. Si el pozo está tomando fluido y se permite que el nivel descienda, la presión hidrostática también descenderá. En algunos casos (como en zonas con presión subnormal), puede ser necesario mantener

el nivel estático nivelado debajo de la superficie para mantener la condición de balance. El nivel de fluido debe mantenerse en el pozo por trasvase lento de tanques con medida y ser continuamente controlado. La importancia de mantener el pozo lleno no puede ser más enfatizada. En los pozos que tienen gas superficial, una pequeña caída en la presión hidrostática y /o presión de pistoneo, pueden permitir que el pozo comience a fluir. En profundidades superficiales, el gas puede alcanzar el piso del equipo de perforación antes de tener el tiempo necesario para que el preventor se cierre. Bajo estas condiciones, es de máxima importancia el uso de las técnicas adecuadas de llenado del pozo. Recuerde que el desplazamiento de los portamechas es cinco a diez veces mayor que el desplazamiento de los tubos de perforación o el tubing. No llenar el pozo por cada portamecha que es extraído puede hacer caer el nivel del fluido lo suficiente para que el pozo comience a fluir.

Registro de maniobras en el pozo; registros exactos deben ser elaborados en cada maniobra.

En una maniobra de retorno al fondo, nunca asuma que el pozo está muerto hasta no tener el retorno del fondo en la superficie.

C APÍTULO 2

2-22

MANIOBRANDO PARA BAJAR En la mayoría de los casos después de la maniobra de extracción sin indicios de influjo, se asume que todo esta correcto y que en la maniobra no hubo problemas. Sin embargo, hay veces en que se descubre que hay surgencia antes de iniciar la maniobra de bajada al pozo. En la maniobra de bajada, nunca asuma que el pozo esta muerto hasta que no esté de regreso en el fondo y se haya circulado de broca a superficie.

PRESIONES DE COMPRESIÓN

El pozo perforado puede tener un ID mayor que el casing debido al ensanchamiento.

Toda vez que se mueve la tubería en el pozo, se producen presiones de compresión o pistoneo. En la maniobra de bajada, predomina la presión de compresión. A medida que la columna es bajada en el pozo, el fluido delante de la columna debe salir del camino de la herramienta moviéndose para arriba alrededor de la columna. Si la columna es bajada muy rápido sin permitir que este fluido delante del tubo se desplace para arriba, se crea un efecto de pistón con la columna, la cual presuriza el pozo delante de ella. Si esta presión es lo suficientemente alta, se puede producir una pérdida de circulación, fractura de la formación o falla del casing, resultando en una pérdida de fluido con la consecuente pérdida de perdida de presión hidrostática. Si la reducción de la presión hidrostática llega a ser menor que la presión de formación, el pozo podrá comenzar a fluir. Los mismos factores que aumentan las posibilidades de pistoneo aumentan los riesgos de generar presiones de compresión. Estos son: espaciamiento, propiedades del fluido y la velocidad de movimiento de la columna.

POZO ABIERTO VERSUS CASING Presumiblemente el casing es un agujero calibrado, pero el pozo abierto no lo es. Dependiendo de la cantidad de secciones ensanchadas, el pozo abierto puede tener un diámetro interno mayor que el del casing. Los perforadores tienen la costumbre de maniobrar más rápido en el casing y despacio en pozo abierto, pensando que la mayoría de los problemas ocurren en pozo abierto. Lo razonado es que el casing tiene un diámetro interno mayor que el pozo abierto, que no hay puentes o restricciones, por lo que la velocidad puede ser aumentada. Veámoslo de esta manera. Supongamos que el casing es de 8.835” (224.41 mm) la broca de 8.5” (215.9 mm) y que el pozo está ensanchado hasta 10.5” (266.7 mm). Mientras se maniobra en el casing el espacio entre la broca y los estabilizadores con el casing es 0.1675” (4.25 mm). En el pozo abierto el espaciamiento es 1” (25.4 mm 0. Esto significa que el espaciamiento en el pozo abierto es 5.9 veces mayor que en el casing. Si la velocidad de la maniobra aumenta, mientras se use fluido de alta viscosidad y/o resistencia de geles, la presión de compresión aumenta en forma dramática. Para minimizar problemas, realice la maniobra a una velocidad sostenida. Recuerde que esta velocidad sostenida varía con las diferentes herramientas y condiciones del pozo.

EMBOLAMIENTO Si se ha detectado el embolamiento en la maniobra de sacada, puede ser una complicación en la maniobra de bajada. La tubería puede haberse limpiado cuando era extraída. Sin embargo, cuando la broca, conjunto de fondo y la tubería entren en contacto con el revoque y otros residuos en el pozo abierto, puede ocurrir el embolamiento. Esto reduce el espaciamiento y aumenta las presiones de compresión.

HERRAMIENTAS QUE SON BAJADAS

FORMACIONES DE SAL O HIDRATABLES

Como en el pistoneo, un factor crítico que afecta a las presiones de compresión cuando se está bajando al pozo es la cantidad de espacio entre lo que se está bajando y las paredes del pozo. Varios factores componen y reducen el espaciamiento.

Cuando el conjunto de fondo es bajado en un punto en el que el diámetro del pozo se ha reducido, se pueden crear altas presiones de compresión. Esto causa pérdida de fluido en las formaciones débiles. Toda vez que la columna es sacada del pozo y son notadas zonas de pozo estrecho, debe ser informado a través del registro del perforador. Además esta información debe ser suministrada al representante de la operadora, al jefe de Equipo y a los otros perforadores. Atravesar los puntos ajustados puede hacer que el conjunto de fondo se embole y que aumenten las presiones de compresión / pistoneo en ese punto.

w Pozo abierto versus Casing. w Embolamiento. w Formaciones de sal o hidratables. w Longitud del conjunto de fondo. w Número de estabilizadores.

w Herramientas que están siendo bajadas.

P RINCIPIOS B ÁSICOS D E L AS S URGENCIAS LONGITUD DEL CONJUNTO DE FONDO Como las presiones de pistoneo, la compresión se incrementa debido a la longitud del conjunto de fondo. Cuanto más largo el conjunto de fondo, más largo es el corredor estrecho por el cual el fluido debe moverse para arriba. Esto aumenta la presión debajo de la broca a un grado mayor que con un conjunto de fondo más corto.

NUMERO DE ESTABILIZADORES El numero de estabilizadores complica el espaciamiento. Cuando los estabilizadores, que se pueden embolar, interrumpen el corredor estrecho entre los portamechas y la pared del pozo, el espaciamiento decrece dramáticamente y la intensidad de la presión de compresión / pistoneo aumenta.

ESPACIAMIENTO La presión de compresión puede ser aumentada por una serie de diferentes herramientas: Empaques, brocas, herramientas de pesca de agarre externo, o interno, o caños lavadores. Los perforadores tienen la tendencia a olvidar que las presiones de compresión o pistoneo también aumentan si hay una válvula de retención o cualquier elemento que origine contrapresión en la columna. Cuando se baja la columna en el pozo, el fluido tiene tres rutas de escape que puede tomar. El fluido puede ser desplazado hacia arriba del pozo, moverse hacia la formación o pasar a través de las boquillas de la broca hacia arriba por el interior de la columna. Cuando se baja con una válvula, esta ultima ruta ha sido eliminada por lo que la presión de compresión aumentará. Un agujero de alivio en la válvula no reduce la presión de compresión. Se debe recordar: toda vez que se bajen en el pozo herramientas que reducen el espaciamiento del pozo, se puede generar la compresión.

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS Cuando se ha sacado la columna del pozo, el lodo en el pozo queda estacionario. La viscosificación del fluido se hace efectiva bajo condiciones estáticas debido a dos factores. La resistencia de geles y la pérdida de agua por filtrado. La resistencia de geles se desarrolla en el lodo porque este posee cargas eléctricas diminutas en cada molécula. Estas cargas se atraen (cargas iguales se repelen y cargas opuestas se atraen) resultando en la floculación. La floculación es la viscosificación por la atracción de cargas de arcilla que se agregan en partículas.

Cuando el lodo es agitado estas cargas pequeñas se separan y el fluido fluye con más facilidad. También en cuanto el lodo está en el pozo se produce la pérdida de agua por filtrado hacia la formación. Esto deshidrata el lodo y lo hace más viscoso y difícil para fluir. Periódicamente romper la condición estática o bombear por algunos minutos ayuda a disminuir la presión de compresión, manteniendo el fluido encima de la broca en mejores condiciones de flujo. A medida que la columna baja, esta desplaza al fluido para arriba. Esto puede llevar a aumentar las presiones de compresión / pistoneo, la cual es semejante a crear una densidad equivalente de lodo mayor (EMW) a diferentes velocidades. Esta densidad equivalente mayor puede ser suficiente para generar que el fluido se pierda o que fracture una formación frágil y consecuentemente comenzar una surgencia. La pérdida de agua por filtrado, puede también originar complicaciones posteriores. Si el lodo se está deshidratando, su densidad efectiva está aumentando. La cantidad de presión de compresión necesaria para originar una pérdida es menor cuando la densidad efectiva del lodo aumenta. Además, como el lodo pierde parte de su fase líquida, deposita más sólidos en el pozo. Esto aumenta las posibilidades de embolamiento cuando la columna entra en contacto con las paredes del pozo.

VELOCIDAD El factor más importante que afecta a las presiones de compresión / pistoneo es la velocidad de movimiento de la columna. Cuando se baja la tubería uno de los signos más obvios que está ocurriendo compresión es que el fluido retorne por dentro de la columna cuando se baja sin válvula de retención o de contrapresión. Se puede saber que se está maniobrando muy rápido si el elevador está varios pies (m) debajo de la unión. El acero solo desplaza el fluido con rapidez. Además, desde un punto de vista de la seguridad, cuanto más rápido se maniobre, mayor el riego de tener un accidente o golpear a algien. Se ha probado que hay una pequeña diferencia de tiempo entre una maniobra a velocidad sostenida y maniobrando muy rápido cuando se comparan los tiempos incluyendo las pérdidas por daños en el equipo. La velocidad en combinación con la longitud del conjunto de fondo, estabilizadores, válvulas de flotación, empaques, propiedades del fluido y diámetros de pozo pequeños aumentan las presiones de compresión.

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Cuando se bajan conjuntos de fondo muy largos, las presiones de pistoneo y compresión aumentan.

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DESPLAZAMIENTO INADECUADO Una señal obvia de compresión es el flujo de lodo en la unión superior de la columna mientras se baja en el pozo.

La cantidad de fluido desplazado depende de lo que se está bajando en el pozo. Si está bajándose la misma columna en el pozo, los desplazamientos deben ser los mismos a los del volumen que el pozo tomó en la maniobra de sacada. Si el conjunto de fondo ha sido cambiado, o la columna cambió, los desplazamientos variarán proporcionalmente. Si se usa una válvula flotadora y la tubería no es llenada, ¿que pasa con el desplazamiento? Algunas compañías usan un tanque de maniobras cuando se saca, pero nada al bajar de retorno al fondo. Si se usa un tanque de maniobra alimentado por gravedad, se encuentra encima de la línea de flujo por lo que no puede ser utilizado para medir el desplazamiento en la maniobra de retorno. El instrumento indicador de flujo podrá ser usado en este caso. Un exceso de fluido que está siendo desplazando durante varios tiros es un buen indicador de que estamos recibiendo algo que no proviene de la maniobra. Si el fluido desplazado no es el suficiente, entonces la velocidad podrá ser la causa de estar comprimiendo fluido contra la formación. Surgencias han sido causadas por compresiones que fracturan la formación, bajando la presión hidrostática y haciendo que otras zonas comiencen a fluir. Los registros de las maniobras deben ser mantenidos en el equipo para usarlos como referencia en maniobras futuras. Los desplazamientos deben ser calculados antes y controlados durante la maniobra. Estos cálculos son esencialmente los mismos de los que se hace para llenar el pozo cuando se saca la columna. Para calcular el desplazamiento (ganancia) cuando se baja sin válvula flotadora o de contrapresión: Desplazamientobbls = Desplaz. de tubosbbls/pie × Longitud Extraídapie Desplazamientom³ = Pipe Displacementm³/m × Length Pulledm Con una válvula flotadora o dispositivo de contrapresión cerrado: Desplazamientobbls = (Desplaz. de tubosbbls/pie + Capac. tubosbbls/pie ) × Longitud Extraídapie Desplazamientom³= (Desplaz. de tubosm³/m + Capac. tubosm³/m ) × Longitud Extraídam

Aunque el análisis anterior usa tubos de perforación como ejemplo, cualquier elemento moviéndose a través del fluido en el pozo puede causar presiones de compresión o pistoneo. Cables de perfilaje, tubing, empaques, tubos, portamechas, cualquiera que se mueva con velocidad puede producir daño. No importa en que parte del pozo uno se encuentre (en el tope, en el fondo o en el centro) esas fuerzas están presentes y pueden causar problemas. La buena práctica indica usar el sentido común en velocidad de las maniobras y operaciones con cable. Recuerde que los trabajos que toman más tiempo son por lo general aquellos donde la rapidez y hacer la maniobra son lo primero. La prevención de surgencias en las maniobras de sacada es una cuestión seria. Los siguientes tópicos pertenecen a una maniobra completa, desde el inicio hasta el retorno al fondo del pozo.

SUPERVISAR LA MANIOBRA No hace mucho tiempo, el siguiente procedimiento era seguido a la hora de realizar una maniobra. En operaciones en el mar, el representante de la operadora y el jefe de equipo se fueron a dormir, así mismo el personal de registro geológico y el ingeniero de lodos. En los equipos de tierra, este personal simplemente deja la locación. Muchos supervisores piensan que son solo necesarios durante las operaciones de perforación y para las reparaciones, como resultado, en muchos pozos suceden surgencias. Ahora hay muchas compañías operadoras y contratistas que requieren que el representante (jefe de equipo y/o el representante de la operadora) esté presente en el piso del equipo durante el proceso completo de la maniobra. Otras compañías requieren que la supervisión se mantenga durante los primeros 15 tiros de tubos que se sacan, y cuando el conjunto de fondo comienza a ser extraído por la mesa rotaria hasta estar totalmente fuera del pozo. Los requerimientos durante la bajada son los mismos: Conjunto de fondo a través del buje de la mesa rotaria y 15 tiros antes de llegar al fondo. Algunos operadores requieren un encargado de turno, de tal manera que hay supervisión las 24 horas del día, sea cual fuere la operación. Uno nunca se debe sentir seguro. En los momentos críticos dos cabezas piensan mejor que una.

P RINCIPIOS B ÁSICOS D E L AS S URGENCIAS

REGISTROS DE LAS MANIOBRAS El registro de la maniobra es una parte crítica pero que es descuidada. Proporciona los medios para medir la cantidad de fluido que se necesita para llenar el pozo debido a la extracción del volumen de acero (tubería). Los registros de las maniobras también proporcionan el sistema de control del pozo en la maniobra de extracción (ganancia o pérdida de volumen) y el control de la cantidad de fluido desplazado del pozo en la maniobra de bajada. Todos los fluidos deben ser medidos. Hay dos maneras de medir estos volúmenes; a través del tanque de maniobras y por las emboladas de la bomba.

TANQUE DE MANIOBRAS El tanque de maniobras es el método más seguro y exacto para medir la cantidad de fluido que un pozo puede estar tomando. Aunque tengamos la tendencia a medir el número de barriles cada 5 tiros, deberíamos dividir la maniobra en etapas antes de empezar a sacar los portamechas a través de la mesa rotaria. Se debe llevar el cálculo del volumen teórico para llenar en cada etapa, así como el volumen teórico acumulado en cada etapa y comparado contra el volumen acumulado real. El encargado del control del tanque de maniobras a menudo redondea el volumen que el pozo tomó para llenarlo. Si no se hacen las medidas exactas podrá entrar un influjo en el pozo sin ser notado. Por tanto, además del registro del volumen cada cinco tiros, el registro de la maniobra completa debe ser llevado.

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Estos registros pueden ser verificados contra las lecturas en el tanque de maniobras o el medidor de flujo de la línea de salida. Luego pueden ser corroborados con el totalizador de volumen de los tanques (PVT). Si el pozo toma menos volumen para llenar, se debe parar la maniobra y verificar si hay flujo, en caso positivo cerrar el pozo y verificar presiones. Si la presión aumenta, pero no hay flujo cuando se abre el estrangulador, se debe decidir retornar al fondo.

EMBOLADAS DE LA BOMBA Muchos equipos de perforación no tienen tanque de maniobras; usan las emboladas de la bomba para llenar el pozo. Aunque son tan exactas como el tanque de maniobras, el número de emboladas para llenar (más las emboladas para tener flujo por la línea de retorno y registrar contra el sensor de flujo de la línea), se puede establecer una tendencia. Una vez que esta haya sido establecida, cualquier desviación mayor del promedio de emboladas debería alertar al perforador que puede existir algún problema en el pozo. Como en el ejemplo con el tanque de maniobras, puede establecerse una tabla usando las emboladas teóricas (contra volumen) y verificar contra las emboladas reales. El volumen debe ser verificado dos veces usando el sensor de la línea de flujo y el registro totalizador de volumen en Tanques (PVT).

MARGEN DE MANIOBRA Hay el concepto erróneo que el margen de maniobra y el colchón pesado son lo mismo. Sin embargo, hay una diferencia importante entre ambos.

Como todos los pozos actúan de diferente forma, es una buena práctica comparar los datos de un registro de maniobra con los registros anteriores.

Registro de viaje al sacar tubería

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El colchón pesado no aumentara la presión de fondo antes de la maniobra. La presión hidrostática tendrá un aumento mínimo solo cuando el colchón salga de la columna. El margen de maniobra es un aumento de la presión hidrostática del lodo que compensa la reducción de la presión en el fondo debido al cese de la pérdida de carga al detener la circulación y/o al efecto del pistoneo al sacar la columna. Esta reducción también es influenciada por la viscosidad del fluido y por su resistencia a geles.

PERDIDA DE CIRCULACION Toda vez que el nivel de fluido en el pozo cae también cae la presión hidrostática. Si la presión hidrostática del fluido cae por debajo de la presión de formación, el pozo puede comenzar a fluir.

LODO VERSUS FLUIDO DE TERMINACION La mayoría de los pozos son perforados con lodo de perforación en condiciones de sobrebalance, o muy próximos al punto de balance. El lodo de perforación tiene una viscosidad elevada con la finalidad de suspender y limpiar los recortes del pozo. Esta propiedad del lodo crea resistencia al flujo dentro de la formación. Las partículas (generalmente de bentonita) que le dan la capacidad de acarreo son generalmente mayores que los espacios porosos de la formación y bloquean la entrada de la fase fluida del lodo hacia la formación. En función de esto se puede usar densidades altas con una pérdida mínima de fluido. Muchos equipos de perforación son utilizados hasta finalizar la etapa de terminación. En la etapa de terminación se utilizan fluidos limpios para minimizar los riesgos de daño y bloqueo a la formación.

EJEMPLO DEL CALCULO DEL MARGEN DE MANIOBRA Profundidad vertical verdadera (TVD) 8,649’ (2633.47 m) densidad del fluido 9.1 ppg (1090 kg/m³), presión de formación 4,050 psi (279.25 bar). El margen de sobrebalance actual es 38 psi (2.62 bar). Con la finalidad de tener un margen de maniobra de 75 psi (5.17 bar), antes de la maniobra un lodo con densidad mayor debe ser circulado totalmente en el anular. Esto puede calcularse por:

Margen de Maniobrappg = (Margen necesariopsi – Margen presentepsi) ÷ 0.052 ÷ Profundidadpie TVD = (75 – 38) ÷ 0.052 ÷ 8,640 = 0.08 ppg

Margen de Maniobrakg/m³ = (Margen necesariobar – Margen presentebar) ÷ 0.0000981 ÷ Profundidadm, TVD = (5.17 – 2.62) ÷ 0.0000981 ÷ 2633.47 Un colchón pesado no aumentará la presión de fondo antes de la maniobra.

= 9.87 kg/m³ En este ejemplo, antes de la maniobra, se necesitó aumentar el peso del fluido a 9.2 ppg (1102 kg/m³). Este margen adicional dará un incremento de 83 psi (5.72 bar) en la presión hidrostática en el fondo. En algunas áreas geográficas, los márgenes de maniobra pueden no ser necesarios debido a la baja permeabilidad de las formaciones. En otras áreas, son necesariao. Se debe tener cuidado al seleccionar el margen de maniobra.

P RINCIPIOS B ÁSICOS D E L AS S URGENCIAS Los fluidos limpios generalmente tienen una viscosidad baja. También son filtrados para eliminar las partículas que podrían taponar los espacios porales de la formación. Si se usa un fluido limpio, y el fluido ejerce una presión hidrostática mayor que la de la formación, no hay nada que detenga la pérdida de fluido y podría presentarse una severa pérdida de circulación. \

PRESIÓN DE CIRCULACIÓN Muchas veces el nivel de fluido en el pozo aparenta estar estable, pero cuando se circula se observa un descenso en el volumen del lodo. Esto se debe a la presión extra ejercida contra la formación cuando se inicia la circulación. Cuando la bomba está moviendo el fluido a través del pozo, se debe primero vencer la fricción. Esta fricción se agrega a la presión de fondo. Si la presión y la presión hidrostática del lodo exceden a la presión de formación, entonces podrá ocurrir una pérdida parcial o total de circulación.

PRESIÓN DE COMPRESIÓN Las presiones de compresión pueden ser creadas por el movimiento de la tubería que ejerce un efecto de pistón sobre la formación. Estas presiones pueden originar una fractura de la formación y/o pérdida de circulación. Un espaciamiento pequeño entre el conjunto de fondo y el casing así como la velocidad de la columna bajando en el pozo deben ser tomadas en cuenta. No es deseable perder fluido en la formación. El pozo podría fluir debido a la reducción de la presión hidrostática, y el fluido que invade los espacios porales de la formación puede bloquear o reducir la productividad una vez terminado el pozo. Cuando se pierde fluido, podría inducir la impulsión del agua en la formación, forzando el gas para dentro del pozo, reduciendo de esta manera la presión contra la formación permitiendo así el flujo del pozo.

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OTRAS CAUSAS DE PRESIÓN ANORMAL Las presiones anormales pueden ser encontradas en cualquier área donde los gradientes de presión son mayores que lo normal. Las presiones anormales pueden desarrollarse en una zona por varias razones. Entre estas están: w Adherencia inadecuada del cemento que permite la migración o la alimentación de presión de una zona a otra; w Formaciones cargadas debido a perforación en sobrebalance o por reventones subterráneos; w Zonas que están cargadas por presiones provenientes de proyectos de inyección tales como inyección de vapor, agua, altas temperaturas, CO2 o gas.; w Fallas o fugas en el casing; w Fractura de la formación de una zona a otra, tanto ocurrida en forma natural o por el hombre (trabajos excesivos de fracturamiento) Adicionalmente, las presiones más altas que las esperadas son generalmente resultado de falta de información o pruebas erróneas durante la perforación, operaciones de prueba o de producción. Debe ser evidente que ocurran presiones mas altas que las esperadas. Por lo que cada pozo debe ser tratado con mucho respeto. No se puede reforzar lo suficiente, que es necesario esperar lo inesperado, y que se debe tener algún plan de acción si sucede lo inesperado.

W OBSTRUCTIONS OELLBORE BSTRUCCIONES EN EL POZO Cuando existe una obstrucción en el pozo, debe recordarse que puede haber presión atrapada debajo. Si se tiene que perforar o fresar a través de algo que esta obstruyendo el pozo (como un empaque, tapón de cemento o un puente en el pozo),se debe tener extremo cuidado. El turno debe ser advertido de esta posibilidad y debe estar preparado para tomar las acciones inmediatas. El

Trabajos de cementación deficientes pueden resultar en la filtración de fluidos de una zona a otra.

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El equipamiento de perforación está generalmente diseñado para condiciones de trabajo ásperas.

pozo puede estar en línea con el manifold del estrangulador y perforado en mayor estado de control en caso de una surgencia. Un ejemplo para ilustrar este peligro es un pozo de gas que fue taponado y abandonado, pero que está siendo reperforado. Un pozo de 7000 pies (2133.6 m) de profundidad vertical verdadera (TVD) con una presión poral de 7.4 ppg (887 kg/m³) tendría una presión de formación de 2693 psi (185.68 bar) que la ejercería debajo del tapón de cemento. Si el tapón de cemento había sido colocado a 2000 pies (609.6 m) y está siendo perforado ahora con un lodo de emulsión inversa que pesa 7.4 ppg (887 kg/m³), el fluido de perforación ejercería una presión hidrostática de 769 psi (53.02 bar). Una vez que la broca haya atravesado el tapón de cemento, tendremos una mayor presión de formación (casi cinco veces) que la presión ejercida por el fluido. Se tiene una fuerza de 2693 psi empujando hacia arriba contra solo 769 psi (53.02 bar) de presión hidrostática para abajo. ¿Qué cree usted que pasaría? En realidad la presión del fluido de formación reducirá en algo la fuerza ascendente a esa profundidad (dependiendo de la densidad del fluido de formación), pero con certeza aun será mayor que la presión hidrostática del lodo.

Como en apariencia no está fluyendo, el personal se aboca al problema de reparar la bomba. ¿Quién esta vigilando el pozo?. A medida que el pozo comienza a fluir, va tomando impulso, cada vez más y más, hasta que ya no puede ser controlado en forma segura. En cuanto el preventor es cerrado, la fuerza del fluido del pozo podría cortar el elemento de sello y resultar que el BOP falle. Si el BOP cierra con éxito, un anillo reutilizado o en mala condición en el conjunto podría comenzar una fuga y quedar descontrolado. Recuerde: no asuma que porque se encontró un problema, este es el único. Siempre mantenga bajo observación el pozo y el equipamiento de preventores. Las pruebas regulares del equipamiento en el pozo, ya sean semanales o de acuerdo con las normas o reglamentos, son esenciales para proporcionar la máxima seguridad. No se puede predecir cuándo algo fallará. Es mejor encontrar las fallas en el equipamiento durante las pruebas que cuando se requiera del equipamiento para una situación de emergencia y salvar su vida.

DIFICULTADES O FALLA DEL EQUIPAMIENTO

Las surgencias que ocurren mientras se está cementando son el resultado de la reducción de la columna hidrostática del lodo durante la operación. Muchos pozos se han perdido por programas de cementación inadecuados. Muchos otros se han perdido por fallar en el seguimiento de dicho programa. Diferentes acontecimientos pueden conducir a la reducción de la presión hidrostática por debajo de la presión de formación.

El equipamiento de perforación está generalmente diseñado para condiciones de trabajo ásperas. Está siempre sujeto a desgaste. La pieza de equipamiento mejor diseñada eventualmente se desgastará, aun con el mejor cuidado preventivo. El clima en el invierno, ambientes de agua salada, exposición a H2S, o fluidos corrosivos de formación, los movimientos del equipo, etc., todos contribuyen al desgaste. Muchos reventones han ocurrido por fallas del equipamiento. La falla de una sola pieza del equipamiento puede llevar a una situación incontrolable. Por ejemplo, si la bomba se detiene cuando estamos circulando y acondicionando el fluido en el pozo. La presión de circulación impuesta sobre la formación cesa. El pozo podría comenzar a fluir muy lentamente.

OPERACIONES DE CEMENTACIÓN

w Un fluido espaciador es bombeado delante de la lechada de cemento. Si no es de la densidad adecuada, el pozo podría comenzar a fluir. w La densidad del cemento no debe ser tan alta como para crear una pérdida de circulación. w Si se utiliza cemento de densidad liviana, debería mantenerse la presión a través del estrangulador para compensarla. Si se mantiene una presión inadecuada, el pozo podría fluir. Demasiada presión podría generar pérdida de circulación. Una programación de presión / bombeo debería utilizarse y la presión del estrangulador regulada en función a esta.

P RINCIPIOS B ÁSICOS D E L AS S URGENCIAS w El cemento se deshidrata cuando fragua. Esto podría reducir la presión hidrostática efectiva, permitiendo que el pozo fluya. Normalmente el cemento es diseñado para fraguar por etapas para minimizar este efecto. w El cemento se calienta cuando fragua. Esto puede causar la expansión de los tubos. Una vez que se enfrían, se puede crear un micro-anular proporcionando un canal para el movimiento del fluido. w Hay casos en que el equipamiento flotador del casing ha fallado. El pozo debe ser controlado lo más de cerca posible durante todas las fases de la operación de cementación. Los BOP no deben ser desarmados hasta no estar seguros que el pozo no fluirá.

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SURGENCIA BAJO SITUACIONES RARAS Debe quedar claro que no hay manera de perforar un pozo sin la amenaza de una surgencia. Las siguientes son algunas de las condiciones / operaciones que han conducido a surgencias o reventones.

PERFORANDO DENTRO DE UN POZO ADYACENTE Han habido numerosos casos donde otro pozo ha sido penetrado y se ha tomado una surgencia de dicho pozo. Perforación desde plataformas utilizando bodegas para pozos múltiples obviamente tiene un alto potencial para esto. Estos casos han sido reportados también en áreas sin pozos visibles y

Una cuadrilla bien entrenada es el mejor método para reconocer una surgencia.

Se han perdido pozos debido a surgencias durante los trabajos de cementación.

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donde los escasos o pobres registros no advierten de los pozos antiguos. Si el anular de otro pozo perforado está lleno de fluido de empaque, podría producirse el efecto del tubo en U hacia el pozo que estamos perforando. Si el pozo dentro del que perforamos tiene presión, puede resultar un aumento considerable de flujo. Los pozos que tienen un anular pequeño o aquellos que han sido abandonados podrían tener muy poco o ningún fluido en el anular; en estos casos señales de pérdida podrían ser notadas. Estos eventos se anulan a través de un buen programa de perforación minimizando así esta amenaza.

PROBANDO CONJUNTO DE BOP Hay muchas consideraciones que se ignoran durante las pruebas de los BOP por lo que podrían conducir a una surgencia. La atención se concentra en el proceso mismo de la prueba, no en observar el pozo. Si las pruebas del conjunto de BOP toman muchas horas en ser ejecutadas, ¿cuál es el estado del pozo? ¿Hay incremento de presión debajo de la herramienta de prueba? ¿La válvula del casing debajo del conjunto de BOP fue abierta para evitar la acumulación de presión? ¿El pozo fluye a través de esta válvula abierta?. Estas son las preguntas que deben ser mantenidas en mente y el pozo observado. A menudo en las operaciones en las plataformas, el conjunto de BOP sobre la cabeza del pozo puede estar a 60 o 90 pies (18.29 m a 27.43 m), a veces más, del caño conductor submarino a la línea de flujo. Si el conjunto es probado, es práctica común drenar la línea del caño submarino antes de probarlo con agua. Esto puede resultar en una caída significativa en la presión hidrostática. Una pérdida de 10 ppg (1198 kg/m³) en 90 pies (27.43 m) sería equivalente a 47 psi (3.24 bar). Esta pérdida de presión puede permitir fluir al pozo.

Una prueba de formación puede considerarse una terminación temporaria de una zona productiva.

PRUEBAS DE FORMACIÓN (DST) Las pruebas de formación son simplemente una terminación temporaria de una zona productiva. Se permite que la presión de los fluidos de formación y la presión de formación entren al pozo y a la columna de herramientas de DST. Si no se le considera como una surgencia, podría derivarse en una surgencia antes de terminar con la prueba. Las consideraciones más importantes en este caso son: ¿Se utilizará circulación inversa? Si es así, ¿Algún fluido producido que no puede ser circulado por los tubos, ha migrado por el anular? El anular debe ser considerado activo.

Es posible que la herramienta de desvío (by pass) esté por encima del fluido del influjo. La circulación podrá no desplazar el influjo totalmente del pozo. Si se está utilizando un estrangulador positivo para la prueba de formación, el orificio puede ser tan pequeño que la circulación podría volverse impracticable. Si se intenta la circulación inversa, podría taponarse fácilmente. Se debe considerar también esta circunstancia y si se produce el taponamiento, ¿cuál será el método de control utilizado?

PERFORACIÓN EN DESBALANCE Si se usa la perforación en desbalance en las formaciones que no producen para aumentar la penetración, ¿qué sucederá cuando se penetre en una formación productiva? El potencial de un influjo es alto. Las profundidades de las zonas productivas deben ser conocidas y las señales de surgencia deben ser muy controladas.

PATAS DE LAS PLATAFORMAS MARINAS Ha habido muchos reventones inesperados desde estos mecanismos de soporte. La elevación o asentamiento de una plataforma marina encima de oleoductos no indicados o señalizados han causado algunos reventones. El abandono de una plataforma y sacando las vigas de soporte que han sido clavadas en varios cientos de pies proporciona un canal para que fluya el gas superficial hasta la superficie.

RESUMEN Cuando llega el momento de cerrar un pozo, la decisión correcta debe ser tomada con rapidez y firmeza. Puede no haber tiempo para una segunda opinión. El pozo va ganado impulso mientras uno está tratando de decidir la acción a tomar. Ante la duda, cierre el pozo. El costo de cerrar un pozo comparado con el potencial de la pérdida de recursos, equipos y vidas humanas es insignificante. Una vez que se ha tomado la decisión de cerrar el pozo, se debe hacerlo rápidamente y de acuerdo con los procedimientos. Se han perdido pozos por no tener procedimientos de cierre o por no aplicar los procedimientos, lo que pueden conducir a indecisiones y cursos de acción equivocados. Los procedimientos para el cierre del pozo deben ser establecidos, conocidos y ejecutados. Las dotaciones sin experiencia deben ser entrenadas en relación con los procedimientos de

P RINCIPIOS B ÁSICOS D E L AS S URGENCIAS cierre de un pozo. Una vez entrenados, deben realizar prácticas hasta conseguir la máxima habilidad. La dotación debe ser rotada entre los diferentes tipos de trabajos, de tal manera que queden familiarizados con las distintas responsabilidades de cada función. No siempre están presentes todos los miembros, por lo que todos deben conocer los procedimientos de cierre del pozo durante un control. Se deben realizar simulacros semanalmente, a menos que los reglamentos dictaminen de otra forma, para asegurarse que todos están familiarizados y tener la habilidad suficiente en su labor. Los reventones son evitados por dotaciones capaces de detectar que el pozo está en surgencia, y que luego tomen las acciones apropiadas para cerrar el pozo. Esto requiere entrenamiento, práctica y experiencia de las dotaciones para reaccionar con rapidez y serenidad bajo presión. Las técnicas de detección están todas sujetas a interpretaciones o medidas equivocadas. Con estas limitaciones, las técnicas de predicción aun valen la pena, porque la mejor manera de matar una surgencia es evitarla. Las técnicas de predicción son confiables y si se aplican todos los métodos inteligentemente, las probabilidades de que algunos indicadores serán obvios son grandes. Para evitar una surgencia en un pozo, la densidad del fluido debe estar lo suficientemente alta como para dominar las presiones de formación sin perder circulación o disminuir la velocidad de penetración. La predicción

de altas presiones encontradas al perforarse pueden medirse de tres formas. Pueden ser utilizadas evidencias geológicas o sísmicas para predecirlas antes de comenzar la perforación del pozo. Aumentar o bajar las presiones afectan la perforación, y los cambios en las condiciones de perforación pueden alertar al perforador que la columna ejercida por el fluido es pobre. Las técnicas de los registros de control geológico pueden alertar sobre el crecimiento de la presión y pueden ser utilizadas para monitorear las presiones de formación. Finalmente, se pueden interpretar los registros MWD y los perfiles eléctricos para determinar las presiones de formación. Lo más importante a recordar es que las surgencias pueden ocurrir en cualquier momento. Las surgencias y los reventones han ocurrido durante todas las operaciones. Mientras unas regiones tienen un factor de riesgo bajo comparado con otras, así mismo siguen teniendo riesgo. La prevención de las surgencias requiere planeamiento. Establecer los procedimientos para cerrar el pozo y desarrollar planes de contingencia en el caso de que algo no funcione bien. Que es lo que uno espera, a lo que uno se anticipa y para lo que uno está preparado nos sirve para evitar problemas. Aquello que no se espera, no se anticipa y para lo que no está preparado puede causar la pérdida de vidas, equipos y de propiedad. t

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Los reventones son prevenidos por dotaciones expertas y bien entrenadas.