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TOMO I

implica el empleo de las mejores prácticas y se hace más profunda la extracción de hidrocarburos; se vuelve más difícil y complicada, porpropósito lo que esde de este vital manual, importancia para la Unidad de El es proporcionar a los Perforación y Mantenimiento de Pozos (UPMP) trabajadores Unidad de Perforación mantener a desu la personal técnico operativoy entrenado en ésta disciplina. Mantenimiento depeligrosa Pozos (UPMP) las competencias

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los trabajadores de la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos (UPMP) las competencias Por todo esto, el control dey un brote de ó aceite necesarias suficientes paragas prevenir detectar y un brote aceite o agua; con técnicas requiere de reglasmanejar claras. Por de logas, que este manual y métodos internacionalmente avalados y reconocidos las expone a continuación de una formaDrilling amena y por la International Association Contractors veraz, garantizando(IADC). que los trabajadores adquieran los

Por todo esto, el control de un brote de gas ó aceite requiere de reglas claras. Por lo que este manual las expone a continuación de una forma amena y veraz, garantizando que los trabajadores adquieranpara los conocimientos requeridos en esta disciplina Por todo esto, el control de un brote de gas ó aceite que puedan operar en forma preventiva, y requiere de en reglasesta claras.disciplina Por lo segura que este manual conocimientos requeridos para de una forma amena correcta, através lasdeexpone unaa continuación larga experiencia de y veraz, garantizando que los trabajadores adquieran los que puedan operar en forma segura conocimientos adquiridos por lospreventiva, especialistas que sey conocimientos requeridos en esta disciplina para verán reforzados enque este manual. puedan operar en forma preventiva, segura y correcta, através correcta, de una larga experiencia de de através de una larga experiencia conocimientos adquiridos por los especialistas que se conocimientos adquiridos por losen este especialistas que se verán reforzados manual. verán reforzados en este manual.

Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos

Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos

WellCAP WellCAP Manual Manual del del Supervisor Supervisor WellCAP Manual del Supervisor

La Perforación, Terminación y Reparación de Pozos implica el empleo de las mejores prácticas y se hace más profunda la extracción de hidrocarburos; se vuelve más difícil y complicada, por lo que es de vital importancia para la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos (UPMP) mantener a su personal técnico operativo entrenado en ésta peligrosa disciplina. La Perforación, Terminación y Reparación de Pozos

W650

El Programa Programa de de Control de Pozos Pozos Well CAP CAP ID: W-650 fué desarrollado porpor la Gerencía de Ingeniería y Tecnologíay desarrollado la Gerencía de Ingeniería yTecnología está acreditado por la International Drilling y está acreditado porAssociation la International Contractors. (IADC). Association Drilling Contractors. (IADC). Queda prohibido la reproducción reprodución parcial parcial oo total total del del contenido de está está publicación, publicación, incluido incluido el el diseño. diseño. Bajo Bajo ningún dispositivo manualo o electrónico electrónico puede ningun dispositivo manual puede reproducirse, almacenarse o transmitirse de ninguna ninguna forma, ni por ningún ningún medio, mecánico u óptico, óptico, de grabación o de de fotocopia, fotocopia, sin sin lalaprevia previa autorización autorización escrita por por parte parte de de lala Subdirección Subdirección de de Perforación y Pozos. Mantenimiento de Pozos. Coordinación de Incorporación de Tecnología y administración de Capital intelectual de la UPMP Ing. Víctor M. Hernández Prieto Gerencia de Ingeniería y Tecnología Ing. Baudelio E. Prieto de la Rocha Subdirección de UPMP Ing. Juan Javier Hinojosa Puebla

Edición 2011 © Derechos Reservados

Bienvenida A TÍ, QUE FORMAS PARTE DE LA UPMP. La Política y Principios SSPA, representan el desempeño de tus actividades y su cumplimento es la más alta manifestación de tu Compromiso con la Seguridad, la Salud en el Trabajo y la Protección Ambiental. Por esta razón te invito a que en este evento de capacitación reflexiones como se aplica la Política y Principios SSPA para tu beneficio propio y de tus compañeros.

Principios Política SSPA

La Seguridad, Salud en el trabajo y Protección Ambiental son valores de la más alta prioridad para la producción, el transporte, las ventas, la calidad y los costos. Todos los incidentes y lesiones se pueden prevenir.

Petróleos Mexicanos es una empresa que se distingue por el esfuerzo y el compromiso de sus trabajadores con la Seguridad, la Salud en el Trabajo y la Protección Ambiental.

La Seguridad, Salud en el trabajo y Protección Ambiental son responsabilidad de todos y condición de empleo. En Petróleos Mexicanos, nos comprometemos a continuar con la protección y el mejoramiento del medio ambiente en beneficio de la comunidad. Los trabajadores petroleros estamos convencidos de que la Seguridad, Salud en el trabajo y Protección Ambiental son en beneficio propio y nos motivan a participar en este esfuerzo.

1

1.- Causas de los Brotes 1.1.- Clasificación de Los Brotes: Intencionales y No Intencionales

3 3

2.- Densidad Insuficiente de Lodo

3

3.- Llenado Insuficiente Durante los Viajes

4

4.- Sondeo del Pozo al Sacar la Tubería

8

5.- Contaminación del Lodo con Gas (“Corte”)

8

6.- Pérdidas de Circulación

9

7.- Presión Anormal de Formación

9

8.- Detección de Formaciones con Presión Anormal 8.1.- Aumento en el Ritmo de Penetración 8.2.- Densidad de Lutitas 8.3.- Recorte de Lutita 8.4.- Temperatura en la Descarga del Lodo 8.5.- Concentraciones de Cloruros o Contaminación con Agua Salada 8.6.- Lodo Cortado con Gas 8.7.- Cambio en las Propiedades Reológicas del Lodo 8.8.- Conductividad Eléctrica de las Lutitas

10 10 10 10 11

Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos

11 11 11 12

Manual del Supervisor

CAPÍTULO 1.- CAUSAS DE LOS BROTES

WellCAP

Índice General

Manual del Supervisor

WellCAP

CAPÍTULO 2.- DETECCIÓN DE BROTES

13

1.- Indicadores de Brotes 1.1.- Aumento en el Gasto de Salida 1.2.- Aumento de Volumen en Presas 1.3.- Flujo sin Circulación 1.4.- El Pozo Acepta Menos Lodo o Desplaza Más en los Viajes 1.5.- Aumento en la Velocidad de Perforación 1.6.- Disminución de la Presión de Bombeo y Aumento de Emboladas 1.7.- Lodo Contaminado con Gas 1.8.- Lodo Contaminado con Cloruros 1.9.- Cambio en las Propiedades Reológicas del Lodo 1.10.- Aumento en el Peso de la Sarta de Perforación

15 15 15 15

2.- Respuesta Oportuna ante Indicadores de Brotes

18

CAPÍTULO 3.- CONCEPTOS DE PRESIONES

21

1.- Tipos de Presión 1.1.- Concepto del Tubo en “U” 1.2.- Presión 1.3.- Presión Hidrostática 1.4.- Densidad 1.5.- Gradiente de Presión 1.6.- Presión de Formación 1.7.- Formaciones con Presión Normal 1.8.- Formaciones con Presión Subnormal 1.9.- Formaciones con Presión Anormal 1.10.- Presión de Sobrecarga (PSC) o Presión Total de Formación 1.11.- Presiones Máximas Permisibles 1.12.- Presión de Fractura 1.13.- Fractura de la Formación

23 23 24 24 24 25 25 26 26 26

16 17 17 18 18 18 18

26 27 28 29

Gerencia de Ingeniería y Tecnología

3.- Cálculos Complementarios 3.1.- Determinación del Tipo de Brote 3.2.- Cantidad de Barita necesaria para Densificar el Lodo 3.3.- Incremento en el Volumén de Lodo por Adición de Barita 4.- Prevención

Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos

35 36 37 37 38 38

Manual del Supervisor

2.- Cálculos Básicos para el Control de un Brote 2.1.- Tiempo de Desplazamiento en el Interior de la Sarta 2.2.- Volumen Activo del Lodo en el Sistema 2.3.- Capacidad de Bombeo de Acuerdo a las Características de la Bomba 2.4.- Desplazamiento de la Bomba Triplex Simple Acción 2.5.- Desplazamiento de una Bomba Duplex Doble Acción 2.6.- Densidad de Control (DC) 2.7.- Presión Inicial de Circulación (PIC) 2.8.- Método Alterno para Conocer la PIC 2.9.- Presión Final de Circulación (PFC) 2.10.- Información Anticipada en el Pozo

29 31 31 32 33 33 34

38 38 39 39 40 40 41 41 41 42 42 43

WellCAP

1.14.- Presión de Fondo en el Pozo 1.15.- Presión de Goteo 1.16.- Presión Diferencial 1.17.- Transmisión de Presión 1.18.- Presiones de Cierre (PCTP Y PCTR) 1.19.- Presión de Bombeo y Efecto de la Fricción 1.20.- Presiones de Sondeo y Pistoneo 1.21.- Pérdidas de Presión en el Sistema de Circulación 1.22.- Información de Registros Previa

Manual del Supervisor

WellCAP

5.- Densidad de Lodo Equivalente (DLE) 5.1.- Datos del Pozo

43 43

6.- Efecto de Presión en la Relación Altura/Volumen

44

7.- Densidad de Control y Presión de Bombeo

45

8.- Presión Limite Dentro del Pozo 8.1.- Máxima Presión Permisible en el Espacio Anular 8.2.- Máxima Presión Permisible en el Espacio Anular sin Fracturar la Formación 8.3.- Presión y Gasto Reducido de Circulación

46 46

9.- Unidad de Presión 9.1.- Formaciones Acumuladoras de Fluidos 9.2.- Saturación de Agua 9.3.- Fracturas Naturales 9.4.- Presión del Yacimiento 9.5.- Temperatura 9.6.- Presiones 9.7.- Propiedades de los Fluidos

50 51 51 51 51 51 51 52

CAPÍTULO 4.- PROCEDIMIENTOS PARA CIERRE DE POZOS

53

1.- Procedimientos de Cierre 1.1.- Procedimiento de Cierre al Estar Perforando 1.1.1- Procedimiento Recomendado para el Cierre 1.1.2- Cerrado el Pozo 1.2.- Procedimiento de Cierre al Estar Perforando con TOP-DRIVE y Válvula de Contrapresión Instalada

55

47 50

55 55 55 56

Gerencia de Ingeniería y Tecnología

3.- Pérdida de Circulación 3.1.- Factores Importantes a Evaluar 3.2.- Medidas Preventivas que Deben Considerarse en Zonas de Pérdida 3.3.- Medidas Correctivas que Deben Adoptarse al Presentarse una Pérdida 3.4.- Tipos de Tapones para el Control de Pérdidas de Circulación

Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos

57 57 57 58 59 59 60 60 60 60 61 61 61 61 62 62 62

Manual del Supervisor

2.- Criterios para Definir Cuando no se Debe Cerrar el Pozo 2.1.- Procedimiento de Cierre al estar Metiendo o Sacando TP 2.1.1- Cerrado el Pozo 2.2.- Procedimiento de Cierre al Estar Metiendo o Sacando Herramienta 2.3.- Procedimiento de Cierre al No Tener Tubería Dentro del Pozo 2.4.- Procedimientos de Cierre del Pozo al Correr TR (Poca Longitud) 2.5.- Procedimiento de Cierre con TR cerca del Fondo 2.6.- Procedimiento con Desviador de Flujo 2.7.- Perforando y Viajando. Perforando 2.8.- Viajando 2.8.1- Supervisión Durante La Operación de Cierre del Pozo 2.9.- Procedimiento para Conocer la Presión en la TP Cuando se Tenga Válvula de Contrapresion en la Sarta

56 56 56

WellCAP

1.3.- Procedimientos de Cierre al Estar Perforando con TOP-DRIVE sin Válvula de Contrapresión en la Sarta 1.4.- Procedimiento de Cierre Suave 1.5.- Procedimiento de Cierre Duro del Pozo

Manual del Supervisor

WellCAP

4.- Extracción o Introducción de Tubería

62

5.- Procedimientos para Efectuar Simulacros de Brotes 5.1.- Simulacro de Cierre del Pozo al estar Perforando 5.1.1- Una Vez Cerrado el Pozo, se Debe Proceder a Simular lo Siguiente: 5.2.- Simulacro de Cierre del Pozo al estar Metiendo o Sacando Tubería de Perforación 5.2.1- Una Vez cerrado el Pozo, se Debe Proceder a Simular lo Siguiente: 5.3.- Simulacro al estar Metiendo o Sacando Herramienta 5.3.1- Una Vez Cerrado el Pozo Proceder a lo Siguiente: 5.4.- Simulacro al No Tener Tubería Dentro del Pozo 5.4.1- Una Vez Cerrado el Pozo se Debe Proceder a Simular lo Siguiente: 5.5.- Simulacro de Control de Brotes Usando el Desviador de Flujo

63 65

6.- Prueba de Integridad con Presión 6.1.- Integridad de la Formación 6.2.- Procedimiento para Efectuar la Prueba de Goteo 6.3.- Observación: 6.4.- Prueba de Presión e Integridad

77 78 79 79 81

7.- Limites de Alarma 7.1.- Indicadores de Nivel de Presas 7.2.- Indicadores de Flujo en la Línea de Flote 7.3.- Tanque de Viajes 7.4.- Otros Sensores de Gases Flamables/Explosivos y H2S

83 83 83 84 85

8.- Información Previa para el Control del Pozo

86

65 65 65 66 66 66 66 77

Gerencia de Ingeniería y Tecnología

CAPÍTULO 5.- INTRODUCCIÓN DE TUBERÍAS A PRESIÓN

89

1.- Técnicas de Introducción 1.1.- Introducir Tubería a Presión 1.2.- Deslizar tubería a presión 1.3.- Planeación de las Actividades 1.4.- Condiciones 1.5.- Descripción de la Regulación Hidráulica que Acciona La Unidad Snubbing

91 91 91 92 92

2.- Deslizando Tubería (Stripping) 2.1.- Cálculos Relativos a Volúmenes y Presiones Purgados para un Valor Dado de Lingadas a Bajar Dentro del Pozo

93 94

3.- Fuerza Ascendente en Función de la Presión del Pozo

95

CAPÍTULO 6.- GAS SOMERO

99

1.- Problemas por Gas Somero 1.1.- Acciones Correctivas

101 101

2.- Brotes Someros en Instalaciones Submarinas 2.1.- Uso del Conductor Marino Enfrentando Riesgos de Gases Someros

101

CAPÍTULO 7.- CARACTERÍSTICAS Y COMPORTAMIENTO DEL GAS

Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos

93

101

103

Manual del Supervisor

87 87

WellCAP

8.1.- Fractura de la Formación 8.2.- Presiones Máximas Permisibles

Manual del Supervisor

WellCAP

1.- Características del Gas

105

2.- Tipos de Gas

105

3.- Densidad del Gas

106

4.- Migración del Gas

106

5.- Migración de Gas sin Expansión 106 5.1.- Migración de Gas con Expansión Descontrolada 108 5.2.- Migración de Gas con Expansión Controlada 108 6.- Comportamiento y Solubilidad del Gas 6.1.- Migración del Gas 6.2.- Comportamiento del Gas 6.3.- Medición de la Temperatura

110 110 110 112

CAPÍTULO 8.- FLUIDOS DE PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

113

1.- Clasificación de los Fluidos de Perforación 1.1.- Fluidos Base Agua 1.2.- Fluidos Base Aceite 1.2.1- Emulsión Inversa 1.2.2- Emulsión Directa 1.3.- Fluidos Sintéticos con Polímeros 1.4.- Gases

115 115 115 115 115 116 116

2.- Descripción de los Fluidos de Perforación 2.1.- Fluidos Base Agua 2.2.1- Espumas 2.2.- Salmuera Sódicas, Cálcicas, con Polímeros y Densificantes

117 117 117 117

Gerencia de Ingeniería y Tecnología

117 117 118 118 118 118 118 118

3.- Funciones de los Aditivos 3.1.- Aditivos para Control de PH, Alcalinidad 3.2.- Bactericidas 3.3.- Removedores de Calcio 3.4.- Inhibidores de Corrosión 3.5.- Desespumantes (Antiespumantes) 3.6.- Emulsificantes 3.7.- Reductores de Filtrado 3.8.- Floculantes 3.9.- Agentes Espumantes 3.10.- Materiales para Pérdidas 3.11.- Agentes Lubricantes 3.12.- Agentes Liberadores de Tubería 3.13.- Control de Inhibidores de Lutitas 3.14.- Agentes Activos de Superficie

118 118 118 119 119 119 119 119 119 119 119 119 119 120 120

4.- Propiedades Fisíco-químicas de los Fluidos 4.1.- Reológia Del Fluido

120 120

5.- Técnicas para Determinar la Densidad del Fluido

121

6.- Propiedades del Lodo por Incremento en la Densidad y Dilución

122

Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos

Manual del Supervisor

117

WellCAP

2.2.1- Salmueras Cálcicas 2.2.2- Salmueras con Polímeros y Densificantes 2.2.3- Fluidos Bentoniticos 2.2.4- Fluidos Lignosulfonatos Emulsionados 2.2.5- Fluidos Tratados con Calcio 2.2.6- Agua Dulce 2.3.- Fluidos Base Aceite 2.3.1- Emulsión Inversa 2.3.2- Fluidos de Baja Densidad

WellCAP

Manual del Supervisor

7.- Condiciones de Seguridad en los Fluidos de Perforación

123

8.- Función Primaria del Fluido de Terminación de Pozos 123 8.1.- Mantener Controlada la Presión de Formación 123 8.2.- Evitar o Minimizar el Daño a la Formación 124 8.3.- Acarreo de Recortes a la Superficie 125 8.4.- Suspensión y Acarreo de Recortes al Detenerse la Circulación 126 8.5.- Soporta Parte del Peso de la Sarta 127 8.6.- Enfriamiento y Lubricación de la Sarta de Trabajo 127 8.7.- Formación de Pared (enjarre) 128 8.8.- Permitir el Medio Adecuado para Efectuar Operaciones con Equipos de Servicio a Pozos 128 8.9.- Evitar Daños a los Accesorios Superficiales 128 8.10.- Prevenir el Factor Temperatura en los Fluidos 129 8.11.- Evitar Riesgos al Personal y al Ambiente 129 9.- Características de los Fluidos de Terminación y de Reparación a los Pozos

129

CAPÍTULO 9.- MÉTODOS DE CONTROL

131

1.- Objetivos de los Métodos de Control 1.1.- Registro Previo de Información 1.2.- Gasto y Presión Reducidas 1.3.- Registro de Presiones de Cierre del Pozo 1.4.- Densidad del Fluido para Controlar el Pozo 1.5.- Presiones de Circulación al Controlar El Pozo 1.6.- Registro del Comportamiento de la Presión-Volumen

133 133 133 133 134 134

2.- Principio de los Métodos de Control con Presión de Fondo Constante 2.1.- Objetivos del Método del Perforador 2.2.- Objetivos del Método de Control

134 134 135

Gerencia de Ingeniería y Tecnología

3.- Descripción de los Métodos 3.1.- Método del Perforador 3.2.- Secuencia 3.2.1- Primera Circulación (Con Densidad Original) 3.2.2- Segunda Circulación (Con Densidad de Control) 3.3.- Recomendación 3.4.- Básicamente el Método del Perforador Consiste en: 3.5.- Secuencia del Método del Perforador en Diagramas de Tubo en “U”

135 135 135

4.- Método de Esperar y Densificar 4.1.- Secuencia 4.2.- Descripción de los Eventos

139 139 139

5.- Método Concurrente 5.1.- Secuencia 5.2.- Descripción de los Eventos 5.3.- Desventajas que Afectan su Aplicación 5.4.- Soluciones 5.5.- Factores de Capacidad Interior 5.6.- Volumen Interior 5.7.- Capacidad de la Bomba 5.8.- Cálculos Complementarios 5.9.- Hoja para el Control de Brotes con Cédula de Trabajo

140 140 141 141 142 142 142 143 143

6.- Métodos Alternos de Control de Pozos 6.1.- Método de Lubricar y Purgar

146 146

Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos

135 136 136 136 137

145

Manual del Supervisor

135 135

WellCAP

Esperar y Densificar 2.3.- Objetivos del Método Concurrente

Manual del Supervisor

WellCAP

6.2.- Método de Regresar Fluidos Contraformación (Bullheading) 6.2.1- Secuencia 6.2.2- Descripción de los Eventos

146 147 147

7.- Método de Control Dinámico

148

8.- Circulación Inversa

148

9.- Otros Métodos de Control de Pozos 9.1.- Técnicas Alternas Utilizadas para Controlar un Brote 9.1.1- Técnica de Desviación del Flujo 9.1.2- Ventajas 9.1.3- Desventajas

150

10.- Técnica de Estrangulación Limitada 6.1.- Problemas Asociados con esta Técnica 6.2.- Método Aplicado

151 151 152

11.- Método Volumétrico

153

12.- Técnicas Cuando se Presenta un Descontrol Subterraneo 12.1.- Indicadores de un Descontrol Subterráneo 12.2.- Recomendación para Solucionar un Descontrol Subterráneo 12.3.- Bache de Lodo 12.4.- Tapón de Barita

155 156

13.- Localización de la Zona de Fractura

158

14.- Solución de Problemas Durante el Control

159

15.- Razones Específicas para Seleccionar un Método de Control

159

150 150 150 150

157 157 157

Gerencia de Ingeniería y Tecnología

16.- Métodos Incorrectos para Controlar un Pozo 16.1.- Levantar la Barrena a La Zapata al Detectar un Brote 16.2.- Nivel de Presas Constante 16.3.- Empleo de Densidad Excesiva 16.4.- Mantener Constante la Presión en TR 16.5.- Regresar Fluidos a la Formación

140

17.- Concepto de Barreras 17.1.- Barreras 17.2.- Análisis Operativo y Aplicaciones 17.3.- Análisis Operativo 17.4.- Determinación de la Aplicación de Barreras 17.5.- Aplicación de Barreras 17.6.- Barreras Positivas y Condicionales 17.7.- Barreras Positivas 17.8.- Cambio de Árbol por Preventor al Iniciar una Terminación 17.9.- Barreras Condicionales 17.10.- Barreras Condicionales

162 162 166 166 166 166 166 167

18.- Técnica del Perforador 18.1.- Primera Circulación 18.2.- Segunda Circulación

168 168 168

160 160 160 161 162

167 167 167

19.- Técnica de Evaluación de Brotes sin Cerrar Totalmente el Pozo para Arenas de Desarrollo de la Cuenca de Burgos 168 20.- Técnica de Control de Pozo Simplificado

Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos

168

Manual del Supervisor

160 160 160 160

WellCAP

15.1.- Control Primario 15.2.- Control Secundario 15.3.- Observación 15.4.- Control Terciario

Manual del Supervisor

WellCAP

20.1.- Ajuste de Presión de Bombeopor Cambio de Gasto 20.2.- Objetivos de Buenas Prácticas Sobre Control de Pozos 20.3.- Ajuste de Presion de Bombeo por Reducción de Densidad 20.4.- Ajuste de Presión de Bombeo por Incrementó de Densidad

169 169 169 169

CAPÍTULO 10.- COMPLICACIONES Y SOLUCIONES

171

1.- Presiones Entrampadas

173

2.- Presiones en la Tubería de Revestimiento

174

3.- Obturamiento de Sartas de Trabajo 3.1.- Identificación y Detección 3.2.- Acciones Correctivas 3.3.- Taponamiento Parcial 3.4.- Taponamiento Total 3.5.- Opción Correctiva

176 176 176 176 177 177

4.- Pérdidas de Circulación Asociadas a un Brote 4.1.- Relación a un Brote 4.2.- Mala Cementación de la Zapata de la Tubería de Revestimiento 4.3.- Fracturas Inducidas 4.4.- Formaciones Fracturadas o Cavernosas

177 177

5.- Hidratos 5.1.- Problemas por Hidratos 5.2.- Prevención de Hidratos 5.3.- Remoción de Hidratos 5.4.- Procedimientos Normales para la Prevención y Remoción

180 180 180 181

178 178 178

181

Gerencia de Ingeniería y Tecnología

Manual Manual deldel del Alumno Supervisor Manual Supervisor

WellCAP 22

ÍNDICE 1.

Causas de los Brotes 3 ________________________________________

2.

3 ________________________________________

3.

4 ________________________________________

4.

Sondeo del Pozo al Sacar la Tubería 8 ________________________________________

5.

Contaminación del Lodo con Gas (“Corte”) 8 ________________________________________

6.

Pérdidas de Circulación 9 ________________________________________

7.

Presión Anormal de Formación 9 ________________________________________

8.

Detención de Formaciones con Presión Anormal 10 ________________________________________

Unidad Gerencia Unidadde dePerforación PerforaciónyyMantenimiento Mantenimientode dePozos Pozos de Ingeniería y Tecnología

1. CAUSAS DE LOS BROTES

Al ocurrir un brote, se desaloja del pozo una cantidad de lodo de perforación, y si dicho brote no es detectado, ni corregido a tiempo, se podrá producir un reventón o descontrol. -

Los brotes ocurren como resultado de que la presión de formación es mayor que la ejercida por la presión hidrostática del lodo, la cual causa que del pozo.

Intencionales y No Intencionales Los intencionales son por ejemplo; los que son producto de una acción provocada como: de una prueba de formación, de una prueba de producción, redisparo de un intervalo, y las operaciones de perforación bajo balance. Los no intencionales son los explicados a continuación. Normalmente, en las operaciones de perforación se conserva una presión hidrostática ligeramente mayor que la de formación, de esta forma se previene el riesgo de que ocurra un brote.

2. DENSIDAD INSUFICIENTE DE LODO La densidad insuficiente del lodo es una de las causas predominantes por las que se originan los brotes. En los últimos años se ha hecho énfasis en perforar con densidades de lodo mínimas con el objeto de optimizar las velocidades de penetración; es decir, que la presión hidrostática sea solamente la suficiente para contener la presión de formación. Sin embargo, cuando se perfora una zona permeable mientras se usan densidades mínimas de lodo, los fluidos de la formación pueden fluir hacia el pozo y puede producirse un brote.

Manual del Supervisor Manual Supervisor Manual deldel Alumno

DESCONTROL: dos, el cual no se puede manejar a voluntad.

Densidad insuficiente de lodo. Llenado insuficiente durante los viajes. Sondeo del pozo al sacar tubería demasiado rápido. Pistoneo del pozo al meter tubería demasiado rápido. Pérdidas de circulación. Contaminación del lodo con gas (lodo cortado por gas).

WellCAP

BROTE: la formación al pozo, tales como aceite, gas o agua (Mezcla gas/aceite).

En ocasiones, la presión de formación excederá a la presión hidrostática ejercida por el lodo y ocurrirá un brote, originado por:

Los brotes causados por densidades insuficientes de lodo pudieran parecer tener la solución obvia de perforar con densidades de lodo altas; sin embargo, esto no es lo más viable por varias razones:

Unidad Unidad de Perforación de de Perforación y Mantenimiento de Pozos de Pozos Unidad de Perforación y Mantenimiento Pozos y Mantenimiento

33

Manual Manual deldel del Alumno Supervisor Manual Supervisor

WellCAP

Se puede exceder el gradiente de fractura de la formación e inducir una pérdida de circulación. Se incrementa el riesgo de tener pegaduras por presión diferencial. Se reduce significativamente la velocidad de penetración. Por lo tanto, la mejor solución será mantener la presión hidrostática ejercida por el lodo ligeramente mayor que la presión de formación.

3. LLENADO INSUFICIENTE DURANTE LOS VIAJES jes, es otra causa predominante de que ocurran los brotes. A medida que la tubería se saca del pozo, el nivel del lodo dentro del mismo disminuye debido a que el volumen de acero de la

Tabla 1

Requerimiento de llenado en diferentes geometrías y densidades al extraer tuberías (lingadas).

TR 10 3/4

TR

De lo anterior se deduce la vital importancia de llenar el pozo con lodo periódicamente, evitando así un posible brote. Esto es más crítico cuando se saca la herramienta (de mayor desplazamiento), como es el caso de los lastrabarrenas y la tubería pesada de pared gruesa (H.W.). De acuerdo con las normas API-16D, API-RP59 y UPMP, al estar sacando la tubería, debe llenarse el espacio anular con lodo antes de que la presión hidrostática de la columna de lodo acuse una dismilas condiciones del pozo).

DENSIDAD gr/cm3 1.40

1.50

1.60

1.70

1.8

1.90

2.00

2.10

2.20

3 1/2

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

TP pg 3 1/2

9 5/8

TR

DENSIDAD gr/cm3 1.40

1.50

1.60

1.70

1.8

1.90

2.00

2.10

2.20

5

5

5

5

5

5

5

5

5

4 1/2

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

TP pg

44

Conforme se extrae tubería y el pozo no se llena con lodo, el nivel del mismo decrece y por consecuencia también la presión hidrostática.

TP pg

7 5/8

tubería desplaza una cierta cantidad del lodo al ser introducida al pozo.

DENSIDAD gr/cm3 1.40

1.50

1.60

1.70

1.8

1.90

2.00

2.10

2.20

2 3/8

5

5

5

5

5

5

5

5

5

2 7/8

5

5

5

5

5

5

5

5

5

3 1/2

5

5

5

5

5

4

4

4

4

Unidad Unidadde dePerforación PerforaciónyyMantenimiento Mantenimientode dePozos Pozos de Ingeniería y Tecnología Gerencia

TR

TP

DENSIDAD gr/cm3

7

TR

1.40

1.50

1.60

1.70

1.8

1.90

2.00

2.10

2.20

2 3/8

5

5

5

5

5

5

5

5

5

2 7/8

5

5

5

5

5

5

5

5

5

3 1/2

4

4

4

4

3

3

3

3

3

TP

DENSIDAD gr/cm3

pg

21 (lb/pie)

TR

1.50

1.60

1.70

1.8

1.90

2.00

2.10

2.20

2 3/8

5

5

5

5

4

4

4

3

3

2 7/8

2

2

2

2

2

2

2

1

1

TP

DENSIDAD gr/cm3

pg 5 18 (lb/pie)

TR

10 3/4

1.60

1.70

1.8

1.90

2.00

2.10

2.20

2 3/8

5

5

5

5

4

4

4

3

3

2 7/8

3

2

2

2

2

2

2

2

2

DENSIDAD gr/cm3

Tabla 2

1.40

1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

3 1/2

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

4

4

4

3

3

3

3

3

3

DENSIDAD gr/cm3

TP HW pg

7 5/8

3 1/2

TR

TP HW pg

7

1.50

TP pg

TR

1.40

3 1/2

1.40

1.50

1.60

1.70

1.8

1.90

2.00

2.10

2.20

4

4

3

3

3

3

3

2

2

Requerimiento de llenado en diferentes geometrías y densidades al extraer tuberías HW (lingadas).

Manual del Supervisor Manual Supervisor Manual deldel Alumno

5

1.40

WellCAP

pg

DENSIDAD gr/cm3 1.40

1.50

1.60

1.70

1.8

1.90

2.00

2.10

2.20

3

2

2

2

2

2

2

2

2

Unidad Unidad de Perforación de de Perforación y Mantenimiento de Pozos de Pozos Unidad de Perforación y Mantenimiento Pozos y Mantenimiento

55

TR

DC

WellCAP

Manual Manual deldel del Alumno Supervisor Manual Supervisor

pg 10 3/4

7 1/4

TR

DC pg

9 5/8

TR

1.40

1.50

1.60

1.70

1.8

1.90

2.00

2.10

2.20

4

1

1

1

1*

1*

1*

1*

1*

DENSIDAD gr/cm3 1.40

1.50

1.60

1.70

1.8

1.90

2.00

2.10

2.20

6 1/4

1

1

1

1

1

1

1

1*

1*

6 1/2

1

1

1

1*

1*

1*

1*

1*

1*

DC pg

9 5/8

5

TR

DC pg

7 5/8

TR

DENSIDAD gr/cm3 1.40

1.50

1.60

1.70

1.8

1.90

2.00

2.10

2.20

4

4

4

3

3

3

3

3

3

DENSIDAD gr/cm3 1.40

1.50

1.60

1.70

1.8

1.90

2.00

2.10

2.20

4 3/4

1

1

1

1

1

1

1

1

1

5

1

1

1

1

1*

1*

1*

1*

1*

DC pg

7

DENSIDAD gr/cm3

4 3/4

DENSIDAD gr/cm3 1.40

1.50

1.60

1.70

1.8

1.90

2.00

2.10

2.20

1

1*

1*

1*

1*

1*

1*

1*

1*

Tabla 3 Requerimiento de llenado en diferentes geometrías y densidades al extraer lastrabarrenas (DC) en lingadas. * De acuerdo a las normas internacionales de seguridad, en estos arreglos geométricos y densidades, se deberá llenar el pozo continuamente.

66

Unidad Unidadde dePerforación PerforaciónyyMantenimiento Mantenimientode dePozos Pozos de Ingeniería y Tecnología Gerencia

PESO lb/pie

DIAM. INTERIOR pg

DESPLAZAMIENTO lt/m

2 3/8

6.65

1.815

1.26

2 7/8

10.4

2.151

1.97

3 1/2

13.3

2.764

2.52

3 1/2

15.5

2.602

2.94

4 1/2

16.6

3.826

3.15

4 1/2

20

3.64

3.79

5

19.5

4.276

3.70

5

25.6

4

4.89

DIAM. EXTERIOR pg

PESO lb/pie

DIAM. INTERIOR pg

DESPLAZAMIENTO lt/m

3 1/2

25.31

2.062

4.804

4 1/2

42

2.75

7.97

5”

50

3

9.49

DIAM. EXTERIOR pg

PESO lb/pie

DIAM. INTERIOR pg

DESPLAZAMIENTO lt/m

4 3/4

47

2 1/4

8.92

5

53

2 1/4

10.06

6 1/4

91

2 1/4

17.27

6 1/2

91

2 13/16

17.27

7 1/4

119

2 13/16

22.59

8

147

3

27.9

9 1/2

216

3

41.00

Unidad Unidad de Perforación de de Perforación y Mantenimiento de Pozos de Pozos Unidad de Perforación y Mantenimiento Pozos y Mantenimiento

Tabla 6

Herramienta.

Manual del Supervisor Manual Supervisor Manual deldel Alumno

Tabla 5

Tubería de perforación (H.W.).

Tabla 4

Desplazamientos de distintos diámetros y herramienta para la determinación del volumen necesario para llenar el pozo.

WellCAP

DIAM. EXTERIOR pg

77

Manual deldel Alumno Manual del Supervisor Manual Supervisor

WellCAP

Esto implica que se le debe indicar al perforador el número de lingadas de tubería de perforación o lastrabarrenas que pueda sacar del pozo antes de llenar nuevamente el espacio anular, así como el volumen del lodo requerido para llenarlo cada vez que se realice un viaje de tubería.

4. SONDEO DEL POZO AL SACAR LA TUBERÍA tón y el cilindro que ejerce la sarta de perforación dentro del pozo.

sondeo están las siguientes:

Velocidad de extracción de la tubería. Propiedades reológicas (viscosidad alta, gelatinosidad alta, enjarre grueso) del lodo. Geometría del pozo. Estabilización de la sarta. Siendo la velocidad de extracción de la tubería la única variable que pudiera sufrir modificaciones, se comprende la importancia de disminuirla para reducir el efecto de sondeo.

5. CONTAMINACIÓN DEL LODO CON GAS (“CORTE”) Los brotes se pueden originar debido a una reducción en la densidad del lodo a causa de la presencia del gas contenido en la roca cortada por la barrena. Figura 1 Efecto de sondeo

Es decir, cuando se mueve la sarta hacia arriba, ésta tiende a levantar el lodo con mayor rapidez que la que el lodo tiene para caer por la sarta y la barrena. En algunas ocasiones la barrena, los lastrabarrenas, la tubería HW o los estabilizadores se “embolan” con sólidos de la formación, haciendo más crítico dicho efecto.

888

grande como para disminuir la presión hidrostática efectiva a un valor por debajo a la formación, dará origen a un desequilibrio que podrá causar un brote.

Al perforar demasiado rápido, se puede desprender el gas contenido en los recortes en tal cantidad que reduzca sustancialmente la densidad del lodo. Al reducir ésta, lógicamente también se reduce la presión hidrostática en el pozo, de manera que si ésta es menor que la presión de formación, una cantidad adicional de gas entrará al pozo.

Unidad Gerencia de Ingeniería y Tecnología Unidad de de Perforación Perforación yy Mantenimiento Mantenimiento de de Pozos Pozos

Reducir el titmo de penetración. Aumentar el gasto de circulación.

6. PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN Las pérdidas de circulación son uno de los problemas, más comunes durante la perforación de un

Pérdidas naturales o intrínsecas. Pérdidas mecánicas o inducidas.

7. PRESIÓN ANORMAL DE FORMACIÓN La presión de la formación es la que existe dentro de los espacios porosos de la roca. Esta presión es la resultante de la sobrecarga y ejerce tanto presión de formación se relacionan con la prepacios porosos.

Si la pérdida de circulación se presenta durante el proceso de la perforación de un pozo, se corre el riesgo de tener un brote, esto se incrementa al estar en zonas de alta presión o de yacimiento en un pozo exploratorio o delimitador.

Las presiones en la formación pueden ser normales, anormales o subnormales.

Al perder la columna de lodo, la presión hidrostática ejercida por el mismo, puede disminuir a un

durante la fase de compactación, restringiendo

Las formaciones con presiones anormales ejercen presiones mayores que la hidrostática del

Manual del Supervisor Manual Supervisor Manual deldel Alumno

el lodo.

Emplear la densidad mínima de lodo que permita el pozo. Mantener el mínimo de sólidos en el pozo. Mantener los valores reológicos en condiciones óptimas de operación. Reducir las pérdidas de presión por fricción en el espacio anular. Evitar incrementos bruscos de presión. Reducir la velocidad de introducción de la sarta.

WellCAP

El gas se detecta en la superficie bajo la forma de lodo “cortado” Una pequeña cantidad de gas en el fondo del pozo representa en la superficie un gran volumen debido a su expansión. Han ocurrido brotes por esta causa, loscuales se han transformado en reventones, por lo que para reducir su efecto se recomienda efectuar las prácticas siguientes:

manera a que la sobrecarga sea soportada más

un brote. Con el objeto de reducir las pérdidas de circulación se recomienda efectuar las prácticas siguientes:

estas presiones de formación se pueden necesi-

Unidad Unidad de Perforación de de Perforación y Mantenimiento de Pozos de Pozos Unidad de Perforación y Mantenimiento Pozos y Mantenimiento

99

8. DETECCIÓN DE FORMACIONES

WellCAP

Manual deldel Alumno Manual del Supervisor Manual Supervisor

CON PRESIÓN ANORMAL Los indicadores de una formación con presión anormal incluyen: el ritmo de penetración, la densidad de la lutita, la cantidad y apariencia del recorte, la temperatura en la descarga, la concentración de cloruros o agua salada en el lodo, el lodo contaminado con gas, las propiedades reológicas del lodo y la conductividad de la lutita. Sin embargo, ninguno de estos indicadores es absoluto, por lo tanto, deberán analizarse en conjunto. Cuando varios indicadores muestran la posible presencia de una formación con presión anormal, habrá entonces una alta probabilidad de que dicha formación exista realmente. En caso de aparecer alguna indicación de su existencia deberá observarse el pozo cuidadosamente.

8.1 Aumento en el ritmo de penetración Cuando la presión de formación es mayor que la presión del pozo, aumenta considerablemente el ritmo de penetración de la barrena. Por lo tanto, al encontrar una zona de presión anormal puede ocasionarse un aumento en el ritmo de penetración. Sin embargo se sabe que hay otros muchos factores que contribuyen al ritmo de penetración; por lo que, este no es un indicador absoluto de la presencia de presiones anormales. Algunos de los demás factores que afectan al ritmo de penetración son: el desgaste de la barrena, su tamaño y tipo, el tipo de formación, las propiedades del lodo, la velocidad de rotación, la carga sobre barrena y el gasto de circulación.

10 10

Cuando ocurre un “quiebre” en el avance y no haya cambio en alguna de las otras variables, se debe sospechar la presencia de una zona con presión anormal, pero cuando una o más de estas variables cambian al ocurrir el “quiebre”, el análisis de la situación se torna más difícil. 8.2 Densidad de lutitas La densidad de la lutita se puede usar como indicador de la presencia de formaciones anormalmente presionadas. Esta densidad normalmente aumenta con la profundidad, debido a la creciente compactación de la lutita a medida que ésta se encuentra en estratos cada vez más profundos. Las condiciones geológicas que dan origen a las presiones anormales son de tal naturaleza que causan retención de grandes cantidades de agua por parte de las lutitas y esta agua causa una densidad global baja. Consecuentemente, una disminución en la densidad global de la lutita (desviación de la tendencia normal establecida) nos indicará la existencia de presiones anormales. La densidad de la lutita se puede medir a pie de pozo, con equipo relativamente sencillo. 8.3 Recorte de lutita La apariencia y cantidad del recorte de lutita también proporciona información útil con respecto a la detección de brotes. En formaciones con presión anormal donde de formación tiende a empujar la lutita hacia el pozo, originándose lo que se conoce comúnmente como problema de “lutitas deleznables”. Cuando esto ocurre el recorte tiende a llegar a

Unidad Unidadde dePerforación PerforaciónyyMantenimiento Mantenimientode dePozos Pozos de Ingeniería y Tecnología Gerencia

La lutita que se desprende del pozo (derrumbe)

Como para analizar el recorte, éste tiene que considerarse un tiempo de atraso para poder asociar los datos obtenidos del recorte con la profundidad real de donde proviene.

La concentración de cloruros o la detección de agua salada en el lodo es un indicador de un de formación ha excedido a la presión hidrostática del lodo. Una posible causa de esta situación puede ser el hecho de estar perforando una zona de presión anormalmente alta. 8.6 Lodo cortado con gas

usa algunas veces como indicador de la presencia de formaciones con presión anormal. Esto se debe a que dichas zonas están generalmente a mayor temperatura que las zonas con presión normal localizada en esa misma profundidad, en la misma área. Si todos los otros parámetros importantes permanecieran constantes, se estabilizaría la temperatura del lodo en la descarga, con lo cual se éste no es el caso. Las conexiones, los tipos de barrena y los cambios tanto en el gasto como en la temperatura de salida; es por esto que este dato resulta a veces de poco valor en la detección de brotes. Sin embargo, en ocasiones, un aumento en la temperatura de salida estabilizada se debe a presiones anormales.

Un aumento en la cantidad de gas presente en el lodo también puede ser un indicador de la presencia de zonas con presión anormalmente alta. Un aumento en la cantidad de gas en el lodo puede observarse al estar haciendo un viaje o al realizar una conexión. También existirá gas en el lodo si se está perforando una formación productora de gas. A este gas se le conoce como “gas de fondo”. Cualquier aumento en la cantidad de gas en el lodo observado después de efectuar un viaje o realizar una conexión o debido a un aumento del gas de fondo puede deberse a la presencia de formaciones con presiones anormales.

Manual del Supervisor Manual Supervisor Manual deldel Alumno

8.4 Temperatura en la descarga del lodo

WellCAP

debido a su separación a lo largo de los planos de depositación.

8.5 Concentraciones de cloruros o contaminación con agua salada

8.7 Cambio en las propiedades reológicas del lodo

pozo puede contaminar al lodo de perforación. La el efecto de la contaminación. Cuando las propiedades reológicas del lodo.

Unidad Unidad de Perforación de de Perforación y Mantenimiento de Pozos de Pozos Unidad de Perforación y Mantenimiento Pozos y Mantenimiento

11 11

WellCAP

Manual Manual deldel del Alumno Supervisor Manual Supervisor

En debe tenerse presente que esto pudiera deberse a zonas con presiones anormales.

12 12

8.8 Conductividad eléctrica de las lutitas La conductividad eléctrica de formaciones lutíticas está determinada básicamente por la cantidad de agua contenida dentro de ellas. La presencia de cantidades adicionales de agua dentro de las formaciones lutíticas puede asociarse con zonas de presión anormal. Los registros eléctricos que se corren con el propósito de evaluar las formaciones pueden ser usados para determinar la conductividad eléctrica de las formaciones lutíticas.

.

Unidad Gerencia Unidadde dePerforación PerforaciónyyMantenimiento Mantenimientode dePozos Pozos de Ingeniería y Tecnología

Manual del Supervisor Manual deldel Alumno Manual Supervisor

WellCAP WellCAP 14 14

ÍNDICE 1

15 __________________________________________

2

Importancia de Respuesta Oportuna ante Indicadores de Brotes 18 __________________________________________

Unidad dede Perforación y Mantenimiento dede Pozos Unidad Perforación y Mantenimiento Pozos de Ingeniería y Tecnología Gerencia

DETECCIÓN DE BROTE tectado ni corregido a tiempo, el problema se puede complicar hasta llegar a producir un reventón. En la detección oportuna del brote, se puede tener hasta un 98% de probabilidades de controlarlo. Los indicadores foración del mismo. Al estar perforando. Al sacar o meter tubería de perforación. Al sacar o meter herramienta. Al no tener tubería dentro del pozo.

Al momento de ocurrir un brote, el lodo es desplazado fuera del pozo.

yendo fuera del pozo son: aumento del volumen en el gasto de salida, aumento de volumen en presas mientras se está circulando con un gasto parada y el hecho de que el pozo acepte menos el viaje. Otros indicadores de la presencia de un brote son: Aumento en el ritmo de penetración; disminución en la presión de circulación y aumento en el número de emboladas de la bomba; aumento en el gas del viaje, de conexión o de fondo; presencia de agua en el lodo y un aumento de cloruros en el lodo. 1.1. Aumento en el Gasto de Salida Un aumento en el gasto normal de salida es también una indicación de que está ocurriendo un brote, que a su vez está empujando lodo adi-

cional fuera del pozo. Esta situación puede ser de la temblorina y cualquier cambio fuera de lo normal; existen equipos medidores de gasto, que pueden detectar esas variaciones en forma automática. 1.2. Aumento de Volumén en Presas

tanques ni a las presas de lodo, una ganancia en el volumen de cualquiera de éstos, al estar perforando, es un signo seguro de que se tiene un brote. Existe equipo de medición de volumen que debe tenerse en las presas y los tanques de lodo y que hace sonar una alarma indicadora si el nivel de lodo aumenta o disminuye una cansorios que mantienen un registro constante del volumen en presas. A estos se les conoce como totalizadores de volumen en presas y los hay en diferentes marcas y modelos.

Manual Supervisor Manual deldel Alumno Manual del Supervisor

1. INDICADORES DE BROTES

WellCAP

Al momento de ocurrir un brote, el lodo en primera instancia es desplazado fuera del pozo, si el brote no es de-

1.3. Flujo sin Circulación

brote está en camino; atender un pozo de esta

Unidad de Perforación de Pozos Unidad dede Perforación y Mantenimiento de Pozos Unidad de Perforación y Mantenimiento Pozos y Mantenimiento

15 15

Manual del Supervisor Manual deldel Alumno Manual Supervisor

WellCAP WellCAP

manera se le conoce como “observar el pozo”. das y el espacio anular es observado para de-

“observa el pozo”, la práctica normal consiste en subir la sarta de perforación de manera que la

llenarse con lodo el espacio anular, en caso de que no esté lleno. 1.4. El Pozo Acepta Menos Lodo o Desplaza Más en los Viajes Cuando se realiza un viaje (introducción o extracción de tubería) es más difícil detectar un brote. En cualquiera de los dos casos, para poder detectar un brote en sus inicios, es necesario llevar un control de la cantidad de tubería introducida o sacada del pozo y el correspondiente volumen de lodo desplazado o requerido para su llenado correspondiente. Al meter tubería dentro del pozo, se desplazará lodo hacia fuera. El volumen de lodo desplazado deberá ser igual al volumen de acero de la tubería introducida. Si el volumen desplazado es dos de la formación estarán entrando al pozo forzando el lodo hacia afuera, es decir estará ocurriendo un brote. Si el volumen del lodo desplazado es menor que el volumen de acero de la tubería introducida, entonces se tendrá pérdida de circulación. En caso de que se esté sacando tubería del pozo, se debe añadir lodo para que vaya ocupando

16 16

el espacio previamente ocupado por la tubería que ya se sacó. El volumen de lodo requerido para llenar el pozo, debe ser igual al volumen de acero que ha sido extraído. Si por el contrario, se requiere una cantidad menor para llenar el pozo, entonces se tendrá una indicación de que está ocurriendo un brote. Ahora bien si la cantidad de lodo necesaria para llenar el pozo es mayor que el volumen de acero extraído, entonces se tendrá una pérdida de lodo. La extracción de tubería es una operación más critica que su introducción, debido a los efectos de sondeo y de llenado del pozo. En otras palabras, tanto el efecto de sondeo como el de llenado ocasional del pozo, reducen la presión en el fondo y esto puede originar que ocurra un brote. Ambas operaciones de viaje, requieren que se determine el volumen del acero de la tubería. El método que las de desplazamiento, para el tamaño y peso de la tubería en particular que se va a sacar o meter. Otra manera es aplicando la formula correspondiente. El volumen real requerido para llenar el pozo puede medirse mediante (1) tanque de viajes, (2) medidor de gasto, (3) el cambio en el nivel en las presas y (4) el contador de emboladas. Cuando se mete tubería, el tanque de viajes deberá utilizarse, para medir el volumen de lodo desplazado del pozo, dependiendo de la forma en que estén hechas las conexiones. Es aconsejable que el tanque de viajes esté dispuesto de tal manera que se pueda utilizar para medir el volumen de lodo llenado o desplazado del pozo. Pueden instalarse medidores de gasto de tal manera que midan el volumen bombeado dentro del pozo o el volumen de lodo desplazado. El nivel

Unidad dede Perforación y Mantenimiento dede Pozos Unidad Perforación y Mantenimiento Pozos de Ingeniería y Tecnología Gerencia

Ahora bien los indicadores de brotes al estar perforando: 1.5 Aumento en la Velocidad de Perforación

1.6 Disminución de la Presión de Bombeo y Aumento de Emboladas Cuando un brote ocurre mientras se está perfomente en el espacio anular.

densidad menor que la del lodo, causará que la presión hidrostática en el espacio anular sea menor que la presión hidrostática dentro de la sarta de perforación. La diferencia de presiones ayuda a que el lodo

Un aumento en la velocidad de perforación puede ser un indicador de un posible brote. La velocidad de perforación está en función de varios factores como: El peso sobre la barrena. Velocidad de rotación. Densidad de lodo. Hidráulica . Características de la formación.

más fácilmente, con la consecuente disminución de presión de bombeo y el aceleramiento de la mento de emboladas. Sin embargo, hay que hacer notar que una disminución de presión de bombeo también puede deberse a las causas siguientes: Reducción en el gasto de circulación.

Pero también está determinada por la presión diferencial entre la presión hidrostática del lodo y la presión de formación. Es decir, que si la presión de formación es mayor que la presión hidrostática dentro del pozo, aumentará consi-derablemente la velocidad de penetración de la barrena. Cuando esto ocur-

Manual Manual del del Alumno Manual del Supervisor Supervisor

El determinar el volumen de lodo contando el número de emboladas puede hacerse solamente cuando se está llenando el pozo. No puede utilizarse cuando se está metiendo tubería y ésta desplaza lodo del pozo, puesto que este lodo no pasa a través de la bomba.

ra, y no haya cambios en alguna de las otras variables, se debe sospechar la presencia de un posible brote; esta posibilidad es mayor cuando se perforan en zonas de presión anormal de yacimiento.

WellCAP WellCAP

de la presa de lodos debe ser sensible a los cambios en el volumen de lodo; sin embargo debe recalcarse que se necesita un volumen grande de lodo para que el cambio pueda ser notorio, especialmente en presas con una área bastante grande.

Junta de la sarta lavada por presión. Desprendimiento de una tobera en la barrena. Cambio en las propiedades del lodo.

de haber ponderado varios indicadores del brote.

Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos Unidad de Perforación Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos y Mantenimiento de Pozos

17 17 17

Manual del Supervisor Manual deldel Alumno Manual Supervisor

WellCAP WellCAP

1.7 Lodo Contaminado con Gas

menores densidades que el lodo) entran al pozo,

La aparición del lodo contaminado con gas,

se reduce, ocasionando como resultado un incremento en el peso de la tubería, siendo más representativo en lodos de altas densidades, ya

Conforme el gas se va expandiendo al acercarse disminuir la columna de lodo sobre él), el lodo contaminado con gas provoca disminución en la presión hidrostática, lo cual puede ocasionar un brote. 1.8 Lodo Contaminado con Cloruros La detección de un aumento de cloruros y el porcentaje de agua, pueden ser indicadores de pozo y, por consecuencia, sean el origen posible de un brote. Sin embargo, el aumento de cloruros también puede ser originado al perforar una sección salina. 1.9 Cambio en las Propiedades Reológicas del Lodo Cuando las propiedades reológicas cambien, debe tenerse presente que tal variación pudo ser

relación agua-aceite y la precipitación de sólidos. 1.10 Aumento en el Peso de la Sarta de Perforación Aún cuando este indicador es difícil de detectar, es conveniente mencionarlo. Cuando ocurre un

18 18

2. RESPUESTA OPORTUNA ANTE INDICADORES DE BROTES Si las bombas de lodo están paradas y el pozo se

un pozo se le conoce como “observar el pozo”. das y los niveles en TP y TR son observados para nivel de lodo está aumentando. Al observar el pozo, se recomienda como práctica subir la sarta de perforación, de manera que

puede deberse a una descompensación de columnas de lodo, por lo que se deberán observar ambos niveles (TP y TR) para la toma de decisiones correctas. El aumento en el gasto de salida mientras se está circulando con un gasto constante, generalmente es señal de que está ocurriendo un brote.

exactitud con el dispositivo denominado indica-

Unidad dede Perforación y Mantenimiento dede Pozos Unidad Perforación y Mantenimiento Pozos de Ingeniería y Tecnología Gerencia

El volumen de lodo en presas puede medirse con un sensor automático instalado en las mismas. Ninguno de los indicadores mencionados es absoluto; por lo tanto, se deben de analizar en conjunto.

Unidad de Perforación de Pozos Unidad dede Perforación y Mantenimiento de Pozos Unidad de Perforación y Mantenimiento Pozos y Mantenimiento

Manual Supervisor Manual deldel Alumno Manual del Supervisor

Sin embargo, cuando exista la presencia de alguno tigar de inmediato la causa, ya que se requiere una pronta respuesta a cualquier indicador para poder mantener en control el pozo.

WellCAP

Generalmente, una ganancia o aumento de volumen en presas al estar perforando es indicativo de que se tiene un brote.

19 19

Manualdel delSupervisor Supervisor Manual

WellCAP WellCAP 20 20

Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos Gerencia de Ingeniería y Tecnología

Manual Manual del del Alumno Supervisor Manual del Supervisor

WellCAP WellCAP

INDICE 1.

Tipos de Presión 23 __________________________________________

2.

Cálculos Básicos para el Control de un Brote 37 __________________________________________

3.

Cálculos Complementarios 41 __________________________________________

4.

Prevención 43 __________________________________________

5.

Densidad de Lodo Equivalente (DLE) 43 __________________________________________

6.

Efecto de Presión en la Relación Altura / Volumen 44 __________________________________________

7.

Densidad de Control y Presión de Bombeo 45 __________________________________________

8.

Presión Limite Dentro del Pozo 46 __________________________________________

9.

Unidad de Presión (DLE) 50 __________________________________________

22 22

Unidad Unidad dede Perforación Perforación y Mantenimiento y Mantenimiento dede Pozos Pozos de Ingeniería y Tecnología Gerencia

1. TIPOS DE PRESIÓN

ración del pozo, es decir una columna le corresponde a la sarta de perforación y la otra columna corresponde al espacio anular.

El concepto del tubo en U es el principio de vasos comunicantes en el que no cuenta el área del tubo sino el valor de la columna hidrostática. EA

TP

Es importante para el personal que labora en perforación, interprete los diversos principios, conceptos y procedimientos que se deben seguir para el control de un brote en un pozo. El control de un brote se fundamenta en el uso de métodos y equipo, que permiten mantener una presión constante contra la formación. El control está en función de la densidad, gasto, presión de bombeo y la contrapresión impuesta por el estrangulador. Un yacimiento no necesita contener alta presión para causar un problema serio. Las zonas productoras de gas o aceite con presión normal

Fluido de control 1.12 gr/cm3 3, 500 m

un reventón (descontrol). Phtp= PF= Phea

TP

Pea= 28

1.12

3, 500 m

Fluido de control 1.20 gr/cm3

Hay varios mecanismos para que las altas presiones se desarrollen y todos están relacionados con la presión absoluta del yacimiento. Generalmente estas presiones se deben a:

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Cuando se circula y se homogeniza el lodo, al parar el bombeo las columnas del lodo en ambas ramas permanecen estáticas quedando los niveles del lodo en la boca del pozo.

por la TR sin circular, perdiéndose el espejo del lodo. En esta situación puede generar una falsa alarma de brote.

WellCAP

1.1 Concepto del Tubo en “U”

Cuando se tienen diferencias en densidad en las columnas se establece una diferencial en el extremo de la sarta y tenderán las columnas a equilibrarse;

La presión hidrostática. Presión diferencial. Presión de la formación. Las leyes del comportamiento de los gases. Pérdidas de presión del sistema de circulación. Empuje del yacimiento.

Phtp= PF= Phea + Pea

Figura 1

A continuación serán descritos los conceptos que estarán involucrados en el manejo y control de las presiones.

Unidad dede Perforación y Mantenimiento de Pozos Unidad de Perforación de Pozos Unidad de Perforación y Mantenimiento Pozos y Mantenimiento

23 23

WellCAP WellCAP

Manual Manual del del Alumno Supervisor Manual del Supervisor

1.2. Presión

1.3 Presión Hidrostática do, debido a su densidad y altura vertical, y se

de área, siendo su fórmula:

PRESION =

FUERZA (kg o lb) AREA (cm² o pg²)

= kg/cm² ó lb/pg²

Ejemplo 1 ¿Qué presión ejerce sobre el área de un círculo con diámetro de 10 pg aplicando una fuerza de 1,000 lb? PRESIÓN =

F A

PRESIÓN =

1,000 lb 78.54 pg²

A

= 0.7854 x D² = 0.7854 x 10² = 0.7854 x 100 A = 78.54 pg²

Despejando la fuerza y el área resulta:

PRESIÓN =

F A

;

Siendo su fórmula en el sistema métrico decimal (SMD).

Ph = Densidad del fluido (gr/cm³) x profundidad (m) 10 ; Ph =

xH 10

Sistema Inglés: Ph = Densidad (lb/gal) x profundidad (pies) x

Para el caso de pozos direccionales, utilizar la profundidad vertical verdadera (PVV) y no la desarrollada (PD) Ejemplo 3

F= PxA;

¿Cuál será la Ph de un pozo con una PD de 3933 m y Ejemplo 2 metro de 1 pg si el área se determina con la fórmula?

Ph = d x PVv = 1.23 x 3,202 ; Ph = 393.8 kg/cm2 10 10 1.4 Densidad expresa en:

FUERZA = 2,356 lb (convertida al SMD) FUERZA = 1,069.7 kg

24 24

Siendo su fórmula:

Unidad Unidad dede Perforación Perforación y Mantenimiento y Mantenimiento dede Pozos Pozos de Ingeniería y Tecnología Gerencia

Densidad =

Nota: Para medición de la densidad su aproximación es hasta centésimas

Ejemplo 5 ¿Cuál es la presión de fondo (Pf ) y el gradiente de presión: A En un pozo a 3,000 m lleno con agua

1.5 Gradiente de Presión Soluciones: a)

Pf = Ph

Gp=

Sustituyendo valores:

G =

Pf =

3,000 x 1.00 10

Gp =

300 3,000

10

;

= G x 10

Ejemplo 1 Cambiar de densidad a gradiente: DENSIDAD gr/cm³

GRADIENTE kg/cm²/m

1.20

0.120

0.85 2.20

0.085 0.220

También se aplica el gradiente para calcular la Ph.

Pf =

3,000 x 1.07 gr/cm3 10

Gp =

321 3,000

Pf = 300 kg/cm2 Gp = 0.100 kg/cm2/m

Pf = 321 kg/cm2

Gp = 0.107 kg/cm2/m

Nota: Para expresar gradientes su aproximación debe ser hasta milésimas. 1.6 Presión de Formación

Ph = G x h

Manual Supervisor Manual deldel Alumno Manual del Supervisor

Para convertir una densidad a gradiente se procede como sigue:

Pf Prof

WellCAP

Masa (gr) Volumen (cm³)

Ejemplo 4 ¿Qué presión hidrostática se ejerce en un pozo a

los espacios porosos de una roca, también se le llama presión de poro.

Convirtiendo la densidad a gradiente se tiene: Ph = G x h

La severidad de un brote depende de varios factores, uno de los más importantes es la permeabilidad de la roca.

Unidad Unidad de Perforación dede Perforación y Mantenimiento de Pozos de Pozos Unidad de Perforación y Mantenimiento Pozos y Mantenimiento

25 25

Manual Manual del del Alumno Supervisor Manual del Supervisor

WellCAP WellCAP

Una roca con alta permeabilidad y porosidad tendrá más posibilidad de provocar un brote que una roca con baja permeabilidad y porosidad.

Son aquellas en que la presión de formación es mayor a la que se considera como presión norcontrolar estas presiones equivalen a gradientes

Normales. Subnormales. Anormales. 1.7 Formaciones con Presión Normal

Estas presiones se generan usualmente por la ción debido al peso de los estratos superiores.

Son aquellas que se pueden controlar con densidades de 1.00 a 1.08 gr/cm3.

Las formaciones que tienen altas presiones se

lar estas presiones es el equivalente a un gra-

que las contienen no pueden escapar, soportando estas partes de la presión de sobrecarga.

Para conocer la “normalidad” o “anormalidad” de las presiones en cierta área, se deberá establecer el gradiente del agua congénita en las formaciones de esa región, conforme el contenido de sales disueltas. Para la costa del Golfo de México se tiene

Los métodos cuantitativos usados para determinar zonas de alta presión son: Datos de sismología. Parámetros de penetración. Registros eléctricos. 1.10 Presión de Sobrecarga (PSC) o Presión Total de Formación

1.8 Formaciones con Presión Subnormal Son aquellas que se pueden controlar con una densidad menor que la de agua dulce, equivalen-

Una posible explicación de la existencia de tales presiones en las formaciones, es considerar que otras vías del yacimiento, causando su depresionamiento.

26 26

1.9 Formaciones con Presión Anormal

Es el peso de los materiales que se ejerce en un punto determinado en la profundidad de la tierra. La fórmula para conocer la PSC es: PSC = Peso del mineral + Peso del agua Área que lo soporta En donde los valores empleados son el promedio de la densidad del agua contenida en los poros y el promedio de la densidad de los granos minerales.

Unidad Unidad dede Perforación Perforación y Mantenimiento y Mantenimiento dede Pozos Pozos de Ingeniería y Tecnología Gerencia

Para la costa del Golfo de México, se tiene un gradiente de sobrecarga de 0.231 kg/cm2/m. Sin embargo, para casos particulares es conveniente su determinación, ya que con frecuencia ocurren variaciones considerables.

1.11 Presiones Máximas Permisibles La Norma API-6A y el Boletín API-13 presentan pecto a la presión máxima de trabajo, las cuales son para 2000, 3000, 5000, 10,000, 15,000 lb/ pg2.

Las rocas dentro del subsuelo promedian de 2.16

Resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento. Presión máxima anticipada. La presión de fractura de la formación referida a la zapata de TR.

La línea “A” corresponde a la presión normal de formación. La línea “B” corresponde al gradiente de sobrecarga. 0

Comportamiento del gradiente de presión en el área de la costa del Golfo de México.

500

Profundidad en metros

1000 1500 2000

Manual Supervisor Manual deldel Alumno Manual del Supervisor

ciales de control del pozo deberán ser mayor a las máximas presiones esperadas. Esta presión debe ser mayor que la:

portamiento de algunos pozos de desarrollo, utilizando datos reales de presión de formación de pozos perforados con anterioridad, para el área de la costa del Golfo de México. Otros tipos de presión se determinan por regiones y campos.

WellCAP

La zona sombreada corresponde a las presiones anormales que se han presentado en el área de la costa del Golfo de México.

Esta presión se debe al peso de las rocas junto

Gradiente de sobrecarga 0.231 kg/cm2/m

2500 3000 3500 4000 1.1

1.2

4500

1.3

1.4 1.5

5000

100 200

300

400

500

2.1

1.8 1.6

1.7

1.9

2.0

2.2

2.3

600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 Presión (kg/cm2)

Unidad Unidad de Perforación dede Perforación y Mantenimiento de Pozos de Pozos Unidad de Perforación y Mantenimiento Pozos y Mantenimiento

27 27

Respecto al uso de las tablas de tubería de revestimiento en cuanto a los valores de presión interna se recomienda por seguridad usar solamente el 80% del valor nominal. Si existiera otro tipo de daño o información por registros de calibración se tomará el correspondiente al estado de la tubería. 1.12 Presión de Fractura Es la presión a la cual se presenta una falla mecánica de una formación, originando pérdida de lodo hacia la misma. Aunque los términos presión de fractura y gradiente no son técnicamente los mismos, a menudo se emplean para designar lo mismo. La presión de fractura se expresa como un gradiente en

010 011 0

012 013

014 015 016

017 018 019 020 021 022 023

024 0

1.02 1.20 1.22 1.44 1.68

1000

1000

1.80 1.82 2.04 2.14 2.28

2000

2000

3000

3000

4000

4000

Gradiente de fractura contra prof. para presiones de formación CONTROL DE POZOS Lafayette, Luoisiana U.S.A. 5000

5000

Fórmula de gradiente de fractura Gf =

Pf H

+

s-

Pf H

Po 1 - Po

6000 010 011

6000 012 013

014 015 016

017 018 019 020 021 022 023

024

Figura 3 dades.

profundidad, Costa del Golfo de México.

Existen varios métodos para calcular los gradientes de fractura de la formación, propuestos por los siguientes autores: Hubert y Willis. Matthews y Kelly. Eaton.

28 28

Psc = 611 kg/cm2

Sobrecarga en pozos de tierra y marinos.

Profundidad en metros

Manual Manual del del Alumno Supervisor Manual del Supervisor

WellCAP WellCAP

Lecho marino

Psc = 656 kg/cm2

Figura 2

Los gradientes de fractura usualmente se incrementan con la profundidad. Durante las operaciones de control de un pozo, es esencial que la formación expuesta sea benigna, de modo que permita matar el pozo sin que llegue a ocurrir una pérdida de circulación.

Unidad Unidad dede Perforación Perforación y Mantenimiento y Mantenimiento dede Pozos Pozos de Ingeniería y Tecnología Gerencia

Los gradientes de fractura en aguas profundas son sustancialmente menores a los registrados en tierra o en aguas someras a una profundidad equivalente. En parte esta reducción se debe a los bajos esfuerzos de sobrecarga por el efecto del tirante de agua existente.

Aunque este ejemplo no toma en cuenta todos los parámetros conocidos, si ilustra la reducción del gradiente de fractura. El método para determinar el gradiente de fractura, en el campo es el que se denomina “Prueba de Goteo”, el cual se expone en otro capitulo del manual. 1.13 Fractura de la Formación Se entiende como presión de fractura a la cantidad de presión requerida para deformar permanen-

Este dato previo es aplicable al control de las pozo y es una limitante. Si no se toma en cuenfracturarse la formación ocasionando muchos problemas adicionales a la presencia del brote, tales como un descontrol subterráneo. La máxima presión permisible a manejar en el espacio anular por fracturamiento de formación se puede obtener por: Método analítico. Pruebas prácticas de campo. Los gradientes de fracturamiento analítico se pueden obtener a través de registros geofísicos y por ecuaciones matemáticas desarrolladas principalmente por Eaton, Hubert – Willis y Mattews – Kelly. Las principales prácticas de campo para obtener los gradientes de fractura de la formación más bas de presión de integridad de formación. Estas pruebas se indican en este capitulo.

Manual Supervisor Manual deldel Alumno Manual del Supervisor

de sobrecarga de un pozo terrestre a 2,861 m (9,386 pies) es de 658 kg/cm2 (9,357 lb/pg2). Para el caso del pozo marino a la misma profundidad de 2,861 m pero con un tirante de agua de 384 m (1,259.5 pies), el esfuerzo de sobrecarga será de 611 kg/cm2 (8,688 lb/pg2).

Las principales unidades son kg/cm2/m y lb/pg2/ pie. Por lo general conforme aumenta la profundidad se incrementan los gradientes de fractura de formación. Formaciones poco compactadas como las que se localizan en aguas profundas costafuera, pueden presentar bajo gradientes de fractura de formación.

WellCAP

Esto implica que los gradientes de fractura de las formaciones deberás ser mayores a los gradientes de la densidad equivalente del lodo para prevenir que la formación sea fracturada y se induzca un descontrol subterráneo.

1.14 Presión de Fondo en el Pozo Esta presión de fractura de la formación se puede expresar también en gradiente. Que es la presión por unidad de longitud.

Cuando se perfora un pozo se imponen presiones sobre los costados del agujero y la mayor presión es la que ejerce la presión hidrostática del lodo de perforación.

Unidad Unidad de Perforación dede Perforación y Mantenimiento de Pozos de Pozos Unidad de Perforación y Mantenimiento Pozos y Mantenimiento

29 29

WellCAP WellCAP 30 30

∆le=

80

PS X 10 + ∆l H

Nomenclatura ∆λε= Densidad del lodo equivalente (gr/cm3) PS= Presión alcanzada en superficie (kg/cm2) 10= Constante H= Profundidad (m) ∆l= Densidad del lodo (gr/cm3)

∆λ= 1.28 gr/cm3

H= 2850 m

Presión (kg/cm2)

Manual Manual del del Alumno Supervisor Manual del Supervisor

Densidad de lodo equivalente “Dle”

Figura 4

80 70 60 50 40 30 20 10

Presión de goteo

Determinación de la Densidad de Lodo Equivalente. Dle= Dle=

80 X 10 + 1.28 2850 800 2850

+ 1.28

Dle= 0.28 + 1.28= 1.56 gr/cm3 1

2 bl

3

Sin embargo la presión requerida al circular el lodo por el espacio anular también actúa sobre las paredes del agujero. Esta presión pocas veces excede

Por ello la presión total en el fondo de un pozo en el evento de un brote es la siguiente. Pf = Ph + (PCTP o PCTR )

adicionales se originarán por la contrapresión del lado del espacio anular o por el movimiento de tubería causado por sondeo o pistoneo.

donde: Pf = Presión de fondo en el pozo

Unidad Unidad dede Perforación Perforación y Mantenimiento y Mantenimiento dede Pozos Pozos de Ingeniería y Tecnología Gerencia

1.15 Presión de Goteo

LODO EN TUBERÍA 1.50 gr/cm LODO EN ESPACIO ANULAR 1.15 gr/cm PROFUNDIDAD = 3500 m

ble en el pozo cuando ocurre un brote, densidades de lodo máxima a usarse y el asentamiento de las subsecuentes tuberías de revestimiento.

PRESIÓN HIDROSTÁTICA (TUBERÍA) Espacio Anular

Tubería

PRESIÓN HIDROSTÁTICA (ESPACIO ANULAR)

EQUILIBRIO DE PRESIONES (ESPACIO ANULAR)

Por lo tanto, para establecer equilibrio al cerrar el pozo, el manometro del espacio anular marcará

Figura 5

Presión diferencial (efecto tubo en “U”).

del manómetro al represionar. Figura 6

del valor de la columna hidrostática que se utilice en el pozo; a mayor densidad del lodo, menor

Presión impuesta en el estrangulador 50 kg/cm2 transmitida y añadida a la presión de cierre.

Figura 7

Presión requerida para circular en el sistema (150 kg/cm2) y se reducen las perdidas pro fricción a (10 kg/cm2) en la línea

La máxima presión permisible a la fractura es una limitante en lo referente a control de pozos. Si ésta se rebasa cuando ocurre un brote, puede ocurrir un reventón subterráneo, pudiendo al-

1.16 Presión Diferencial

Circulando a través de un estrangulador abierto

Manual Supervisor Manual deldel Alumno Manual del Supervisor

La razón fundamental de la prueba de goteo es encontrar la presión a la cual la formación inicia ramiento de la formación. El resultado será la suma de la presión ejercida por la columna hi-

WellCAP

Para determinar el gradiente de fractura de la formación se realiza la prueba denominada “de

Circulando a través de un estrangulador operando el mismo

Generalmente, el lodo de perforación pesa más

pozo causan desequilibrio entre el lodo no contaminado dentro de la tubería de perforación y el contaminado en el espacio anular. Esto origina que la presión registrada al cerrar el pozo, por lo general sea mayor en el espacio anular que en la TP.

Presión requerida para circular en el sistema (150 kg cm ) y se reducen las perdidas por fricción a (10kg/cm ) en la línea de flote

Presión impuesta en el estragulador 50 kg/cm transmitida y añadida a la presión de circulación

Figura 8

Transmisión de presiones.

Unidad Unidad de Perforación dede Perforación y Mantenimiento de Pozos de Pozos Unidad de Perforación y Mantenimiento Pozos y Mantenimiento

31 31

Manual Manual del del Alumno Supervisor Manual del Supervisor

La tubería de perforación y el agujero se pueden describir como un sistema comunicado tipo “U” ma son más ligeros que en el otro, el sistema no estará en equilibrio. La presión desarrollada en el sistema busque retornar al equilibrio. -

1.17 Transmisión de Presión

do está en movimiento y se impone sobre él una presión, ésta se transmite íntegramente a cualquier otra parte del sistema. Si dicha presión se aplica en el espacio anular debido al cierre de un estrangulador ajustable, se transmitirá totalmente a través de todo el sistema y será registrada en el manómetro del tubo vertical

presión que debe registrar el espacio anular (independientemente de la presión del yacimiento) al cerrar el pozo.

6), siempre que el sistema permanezca cerrado y comunicado.

PTR= 0 kg/cm2

PTP= 70 kg/cm

2

Abatimiento en la presión de bombeo

PTP

PTR = 0

WellCAP WellCAP

ΔP Conex. Sup.

PCTR

Q= Se incrementa

Figura 9

Presiones de cierre

ΔP Int. TP ΔPEA

Ph

Ph

Ph

Ph

EA

EA PhEA < PhTP

Py > Ph

ΔP Int. HTA

Ph

ΔP Toberas Py

(a)

Circulación normal Columnas balanceadas

Py

Gas Brote Aceite Agua Combinación

Columnas desbalanceada

PTP= Presión requerida para circular caidas de presión por fricción en el sistema PTR= 0 kg/cm2 ya que toda la presión de la bomba fue aplicada en vencer las perdidas por fricción. ∆PT= ∆PCS + ∆PInt.HTA + ∆PTOB + ∆PEA

32 32

PCTP

Ph TP

PCTP = Py - PhTP PCTR = Py - Ph PCTP = Menor o igual a PCTR o sea que Py = PCTP + PhT Py = PCTR - PhTR

Unidad Unidad dede Perforación Perforación y Mantenimiento y Mantenimiento dede Pozos Pozos de Ingeniería y Tecnología Gerencia

1.18 Presiones de Cierre

1.19 Presión de Bombeo y Efecto de la Fricción

y de formación se equilibren y estabilicen, lo cual puede llevar algunos minutos, dependiendo del roca. Una vez estabilizado el pozo, las presiones de cierre serán el resultado de la diferencia entre la presión hidrostática y la presión de formación.

al espacio anular, desplazando al lodo y disminuyendo su columna hidrostática, lo que no ocurre comúnmente con el lodo del interior de la sarta, por lo que generalmente se toma el valor

Sin embargo, debe señalarse que existen situaciones ocasionales, donde la presión de cierre en la TP no es muy confiable. Tal caso ocurre cuando se presentó un brote al estar perforando y no fue detectado oportunamente. La descompensación de columnas puede ser tan grande que al cerrar el pozo, la columna de la TP esté parcialmente vacía y no haya presión (PCTP = 0). Posteriormente, al ser rellenada la TP (con el fluido invasor) se tendrá una represión (PCTP distinta de cero) que al calcular la densidad de control dará un valor erróneo. Cómo se observa, este control estará destinado, desde sus inicios, a generar problemas adicionales.

Mientras se está perforando, la presión de circulación de bombeo está relacionada únicamente con la fricción. La presión de la bomba de lodos debe superar y compensar respectivamente la fricción y la presión bajobalanceada. Debido a la fricción, el contacto se tiene entre va en movimiento. La magnitud de estas pérdidas de presión por fricción dependen de las propiedades del lodo, el gasto de la bomba y el se tienen dentro de la sarta de perforación y a través de la toberas de la barrena. Sin embargo debe mencionarse que la cantidad de presión aplicada por la bomba en el fondo del pozo, durante una circulación normal, es solamente una parte del total que deba estar presente en el fondo para que el lodo supere a la

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En la mayoría de los casos, la Presión de Cierre en la Tubería de Revestimiento (PCTR) será más alta que la Presión de Cierre en la Tubería de -

El lodo entra al sistema de circulación a través de la presión aplicada por la bomba de lodos. El fluido de perforación recorre las conexiones superficiales y baja por la sarta de perforación saliendo por las toberas de la barrena hacia el espacio anular y retornando a las presas.

WellCAP

Cuando se cierra un pozo, el intervalo aportador

fricción del espacio anular. Referente a como determinar la Presión Reducida de Circulación (presión de circulación lenta), que se utiliza para controlar un brote, en otro segmento más adelante será descrito.

Unidad Unidad de Perforación dede Perforación y Mantenimiento de Pozos de Pozos Unidad de Perforación y Mantenimiento Pozos y Mantenimiento

33 33

WellCAP WellCAP

Manual Manual del del Alumno Supervisor Manual del Supervisor

1.20 Presiones de Sondeo y Pistoneo El sondeo es una reducción de presión en el fondo del agujero y sucede cuando se saca la tubería del pozo con demasiada rapidez, originando que al lodo de perforación no se le dé de la barrena. Esto causará una “succión” que reduce proporcionalmente la presión en el fondo del agujero. Figura 10

Efecto de Sondeo

Esta es la razón por la cual el sondeo se resta en la fórmula para conocer la Presión de Fondo del pozo. El pistoneo es un incremento a la presión de fondo del agujero cuando se introduce la tubería deal lodo debajo de la barrena para que sea desplazado. Por esta razón, el pistoneo se suma en la fórmula para conocer la Presión de Fondo del pozo.

3

a) Velocidad de introducción o extracción de tubería. b) c) Resistencia en los geles del lodo. d) Espacio anular entre la tubería y el agujero. e) Restricciones entre el agujero y el exterior de lastrabarrenas y tuberías de perforación.

Figura 11

4

Tanto el pistoneo como el sondeo ocurren al introducir o sacar tubería y ambos son afectados por los siguientes factores:

Efecto de Sondeo 1 5 9

8

2

1.Dentro del tubo vertical 2. Dentro de la manguera 3. A través de la unión giratorio 4. A través de la flecha 5. Dentro de la sarta 6. Dentro de los lastrabarrenas 7. Salida de barrena o molino 6 8. Exterior de lastrabarrenas 9. Exterior de sarta de trabajo 7

34 34

Unidad Unidad dede Perforación Perforación y Mantenimiento y Mantenimiento dede Pozos Pozos de Ingeniería y Tecnología Gerencia

1.21 Pérdidas de Presión en el Sistema de Circulación

Densidad equivalente de circulación

En un sistema de circulación con lodo de perforación, la presión de circulación es creada por las bombas del equipo.

∆ec =

ΔP X 10 H

+ ∆l

Nomenclatura

∆ ec = Dens. Equiv. de Circ. (gr/cm3) ΔP = Caída de presión

10 = Constante ∆l = Densidad de lodo (gr/cm3) H = Profundidad (m)

Esta última pérdida de presión es muy importante, ya que puede señalar un posible desequilibrio entre la presión del fondo y la presión hidrostática cuando se está circulando (Densidad equivalente de circulación). Durante la circulación, el sistema del lodo incorpora una presión en el fondo del pozo un poco mayor que la presión hidrostática ejercida por la columna del lodo. Esta presión adicional (equivalente a las pérdidas anulares de presión por fricción) añadida a la presión hidrostática y convertida a densidad, se le llama densidad equivalente de circulación (Dec) y su ecuación es: Dec = Pérdida de presión anular x 10 + Dl Profundidad

CAIDAS DE PRESIÓN DE BOMBEO (%)

17 1/2 8 1/2 5 7/8